MANUAL DE OPERACIONES TCO · 2020. 2. 14. · MANUAL DE OPERACIONES TCO Código PO OT 04 Emisión...

MANUAL DE OPERACIONES TCO

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Palabras previas: Esta primera edición del Manual de Operaciones de la Terminal Caleta Olivia fue posible gracias a la participación y trabajo conjunto de los Sres. Marcelo Vilche, Pablo Fernandez, Ariel Medina, Nelson Delicias y Andres Castello.

MODULO 1 – MEDICION MANUAL Y AUTOMATICA PROCEDIMIENTO GENERAL PARA CALETA OLIVIA Y

CALETA CORDOVA

Introducción: Las Terminales de Caleta Córdova y Caleta Olivia cuentan para el control del movimiento de producto en sus tanques de almacenamiento de dos métodos para realizar las mediciones tanto de nivel como de temperatura:

a- Medición Automática por telemetría. b- Medición Manual.

Desarrollo teórico:

Medición automática por telemetría Para este tipo de supervisión cada tanque posee instalado un sistema de radar el cual proporciona una lectura instantánea del nivel y temperatura del producto. Tank Radar es un avanzado sistema de medición de tanques por radar con funciones de inventario y transferencia de custodia para tanques de almacenamiento. El sistema cumple los requisitos más estrictos de funcionamiento y seguridad. Estos radares se encuentran conectados a un software instalado en una PC en el Cuarto de Control que permite realizar la telesupervisión de los tanques.


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Sistema TankMaster

Tank-Master es un programa basado en el sistema operativo Windows para la gestión completa del inventario de tanques. Este programa recibe la información de campo de los radares (nivel y

temperatura) colocados en los tanques, la procesa y entrega datos de:

• Número de tanque. • Temperatura promedio del fluido. • Caudal: Lectura numérica con signo positivo y flecha hacia arriba indica ingreso.


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Lectura numérica con signo negativo y flecha hacia abajo indica egreso. Flecha fina caudal menor a 100 m3/h (configurable). Flecha gruesa caudal mayor a 100 m3/h (configurable).

• Volumen: expresado en metros cúbicos (TOV, NSV, embarcable, capacidad remanente). • Horario de llenado / vaciado.

Este programa cuenta con la posibilidad de configurar alarmas (sonoras y visuales) para el control de nivel en los tanques:

• Alarmas de bajo nivel (Lo) y muy bajo nivel (Lo-Lo). • Alarma de alto nivel (Hi) y muy alto nivel (Hi-Hi)

Así mismo permite elaborar diferentes grupos de tanques en base a la operación que se esté desarrollando (tanques que van a la carga, tanques en producción, etc.).

Principio de funcionamiento medición de nivel El nivel del líquido se mide mediante señales de radar transmitidas desde la antena en la parte superior del tanque. Una vez que la señal de radar se refleja en la superficie líquida, el eco es captado por la antena. El tiempo transcurrido desde la emisión de las señales hasta la recepción es proporcional al nivel en el depósito.


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Este método se denomina de Onda Continua de Frecuencia Modulada (FMCW, por sus siglas en inglés), y se utiliza en todos los medidores por radar de alto rendimiento. Este instrumento posee una precisión de +/- 1 mm.

Principio de funcionamiento medición de temperatura El sensor de temperatura de punto múltiple (MST) mide la temperatura con una serie de elementos puntuales Pt 100 colocados a distintas alturas para indicar un perfil de temperatura y una temperatura media. Para calcular la temperatura del producto se utilizan sólo los elementos totalmente sumergidos (descartándose aquellos no sumergidos). Los elementos puntuales se colocan en un tubo protector hermético flexible (ristra de sensores de temperatura) hecho de acero inoxidable corrugado. Este instrumento posee una precisión de +/- 0,5°C.


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Control Sistema Automático de Medición Para garantizar el buen funcionamiento de la medición automática se realizan chequeos mensuales efectuados por una Compañía de Medición independiente la que se encargada de la medición, contraste y emisión de una certificación del estado de los mismos.

Este chequeo consiste en el contraste de los valores indicados por el sistema automático contra la medición manual con cinta/pilón y termómetro portátil (elementos debidamente certificados y con sus respectivas tablas de corrección).

La norma API MPMS Capítulo 7 indica para este tipo de comparación una tolerancia de +/- 4 milímetros en la medición de nivel y de +/- 0,5 °C en la medición de temperatura, pero TERMAP S.A. adopta un criterio más estricto en la medición de nivel siendo el mismo de +/- 3 milímetros de tolerancia.

Documentación respaldatoria: La Compañía Independiente de Medición emite dos Certificados:

1- “Certificado de Calibración”: Este documento tiene validez de un año y en el cual figura la siguiente información:

• Número de Tanque. • Número de Serie Ristra Temperatura.


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• Número de Serie Radar. • Número Hub ID • Número Precinto Bloqueo Configuración Radar. • Terminal donde está ubicado. • Firma y aclaración

2- “Verificación Mensual”: Este documento tiene validez de un mes y en el mismo se refleja el estado del radar al momento de la inspección mostrando la diferencia existente entre la medición manual contra los datos suministrados por el radar.


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En caso que una Unidad de radar se encuentre fuera del límite de tolerancia antes mencionado, la Compañía Independiente de medición rechaza ese radar, el cual debe someterse a un proceso de recalibrado. En primer lugar, el sector Operativo realiza 5 mediciones (0, 25, 50, 75 y 100% de llenado) para su posterior ajuste por parte del personal de Mantenimiento Eléctrico/Instrumental.

Ejemplo de tanque rechazado


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Ejemplo de control en cinco niveles (Operaciones) para posterior ajuste de radar (Ingeniería)


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Medición Manual

Definiciones:

• Steel Pipe (Tubos de sonda): Son dos caños ranurados ubicados en forma vertical sobre una línea perpendicular a la placa de cota cero (Datum Plate). Sobre uno de ellos se instala el radar y sobre el otro se hace la medición manual. Ambos tubos se independizan del movimiento del techo mediante un fuelle. El tubo de medición manual posee orificios enfrentados en dos caras del mismo para permitir el ingreso de fluido al mismo. El tubo de medición automática, donde se coloca el radar, debe tener una superficie de orificios máxima para evitar la salida de la onda del mismo (valor proporcionado por el fabricante).


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• Datum Plate (placa de cota cero): Placa metálica de nivel localizada directamente debajo del punto de referencia para la medición, que proporciona una superficie de contacto fija desde donde se puede hacer la medición de la profundidad del líquido.

• Boca de Sondeo: La boca de medición se coloca sobre el tubo de sonda para utilizarse como tapa y es en donde se encuentra el Punto de Medición para poder sondear el mismo y verificar la cantidad de producto que contiene, temperatura, tomar muestras y otro tipo de tareas adicionales.


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• Punto de medición (Punto de Referencia): Punto marcado sobre la escotilla de la boca de sondeo que indica la posición donde debe tomarse las mediciones.

• Altura de Referencia: Distancia estándar desde la placa de cota cero (datum plate) hasta el punto de medición marca de referencia. Esta altura es determinada por el Organismo/Compañía que realiza la calibración del tanque y figura en la Tabla de Calibración del mismo.

• Pasta detectora de Agua: Pasta que en contacto con el agua cambia inmediatamente de color, pasando de un color blanco a rojo púrpura, dejando una marca de contraste claramente visible. Esto le permite detectar el agua acumulada en los tanques de derivados de petróleo e hidrocarburos.


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• Termómetro Electrónico Portátil (PET): Es un instrumento electrónico que sirve para medir la temperatura de un líquido a una altura determinada. Debe contar con un Certificado de Calibración emitido por un organismo de control en donde se detalle las correcciones a aplicar y la fecha de validez del mismo.

• Cinta de Medición: Es un instrumento que sirve para medir la altura de los líquidos (crudo y agua libre) que hay en un tanque, con esta altura se ingresa a la tabla de calibración correspondiente al tanque medido y así se obtiene el Volumen Total Observado contenido en el tanque. Su longitud debe estar acorde a la altura del tanque a ser medido. La escala de la cinta de medición debe estar legible y expresada en metros, centímetros y milímetros. Debe poseer una puesta a tierra para evitar la generación de carga estática. Debe contar con un Certificado de Calibración emitido por un organismo de control en donde se detalle las correcciones a aplicar y la fecha de validez del mismo.


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Cinta para Medición por lleno: Esta cinta tiene el “Cero” en la punta de la escala de la plomada, es decir, que la escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero del pilón. El pilón debe tener forma cilíndrica terminada en un cono.

Cinta para Medición por Vacío: Esta cinta tiene el “Cero” de la escala en el gancho de unión de la cinta con el pilón. La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para el pilón en forma descendente desde el mismo punto. El pilón debe tener forma rectangular.


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Tipos de Mediciones manuales de nivel

• Medición por lleno: Consiste en medir la distancia existente desde la platina de medición en el fondo del tanque (Datum Plate) hasta la altura donde se producirá la marca o corte sobre la cinta de medición obteniéndose así la altura del líquido en forma directa.


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• Medición por vacío: Consiste en medir la distancia vertical existente desde la superficie del líquido hasta la marca de Referencia. La deducción de esta medida de la altura de referencia, dará la altura del líquido en el tanque, por lo que la medida del volumen se obtiene en forma indirecta.

• Medición de Agua Libre: Consiste en medir la distancia existente desde la platina de

medición en el fondo del tanque hasta la marca del corte de agua/petróleo indicado en el pilón (o cinta) gracias a la utilización de pasta detectora de agua.


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• Medición de temperatura: La cantidad de lecturas que debe tomarse en un tanque,

dependerá de la altura del líquido contenido en el tanque según lo indicado por Norma API MPMS capítulo 7, excluyendo la altura del agua libre, si existiera.

En la siguiente tabla se especifica el número de lecturas y los niveles en los cuales se deben tomar las mismas.

Altura Líquida del Tanque

Cantidad mínima de Lecturas

Niveles de Profundidad para la toma de Temperaturas

Más de 3 metros 3 (tres)

1° a la mitad del primer tercio.

2° a la mitad del segundo tercio.

3° a la mitad del tercer tercio.

Menos de 3 metros 1 (una) A la mitad de la altura del

líquido.


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Tipos de Mediciones manuales de temperatura

• En movimiento: El sensor estará en movimiento dentro del fluido elevando y bajando la sonda del termómetro 0.3 metros (1 pie) por encima y por debajo de la profundidad deseada durante un lapso que va desde 45 segundos a 20 minutos (o hasta que la temperatura estabilice. API MPMS cap. 7 Table 6 - Comparison of Recommended Immersion Times for PETs and Wood back Cup-Case Assemblies)

• Estática: El sensor estará quieto dentro del fluido a la profundidad deseada durante un lapso no menor a 45 minutos (o hasta que la temperatura estabilice API MPMS cap. 7

Table 6-Comparison of Recommended Immersion Times for PETs and Woodback Cup-

Case Assemblies).

Calibración de instrumentos de medición Según normas API MPMS 3 (cintas) y API MPMS 7.8.2 (termómetros) todos los instrumentos utilizados para operaciones de custodia y transferencia deben ser calibrados cada un año. Esta calibración debe ser realizada por Organismos Nacionales de Calibración o red de Laboratorios avalados por los mismos.


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El Procedimiento IT-OT-01.04 “Gestión de los Certificados de Calibración” detalla específicamente la forma de registro y archivo de los mismos ya sea en forma física (Registro PGSGI13-F1) o digital (formato de archivo, nombre y ubicación o ruta de acceso dentro del disco “I”)


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Para el cálculo de las correcciones se debe tener en cuenta que columna se refiere al valor PATRÓN y cual al valor del INSTURMENTO a corregir. La interpolación lineal de estas tablas presentes en los Certificados de Corrección se debe realizar por tramos según el valor medido.

Verificación mensual de termómetros

Según Norma API MPMS capítulo 7 los termómetros de campo deben ser comparados contra un termómetro Patrón cuya trazabilidad sea conocida y certificada por un organismo Nacional o Red de Laboratorios avalados por los mismos. El control consiste en colocar los dos termómetros (Termómetro portátil y Patrón) dentro de un bloque seco (JOFRA) generador de temperatura y dejarlos sumergidos en reposo hasta que las temperaturas se estabilicen. Una vez logrado, se toman las lecturas y se realizar las correcciones de las mediciones de acuerdo a sus respectivos Certificados de Calibración.


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Adicionalmente se deberán realizar los siguientes controles físicos a los termómetros portátiles:

1- Verificar unión entre cable y la sonda para detectar posibles daños mecánicos. 2- Revisar el aislamiento del cable observando posibles cortes, quiebres o abrasión. 3- Revisar el cable de la puesta a tierra para detectar posibles daños. 4- Revisar el cuerpo del termómetro (carcaza) para observar si hay daños.

Estos controles deben quedar registrados según en Instructivo Operativo IT-OT-20.3 “Verificación mensual de termómetro portátil” en el Formulario adjunto (IT-OT-20.03 F1) y la diferencia entre ambos no debe superar los +/- 0,1 °C de tolerancia en cada punto de comparación (según Tabla 3 norma API MPMS Cap. 7 Anexo I) Si las lecturas entre el termómetro Patrón y el Portátil difieren en más de la tolerancia se dará aviso al Jefe de Planta quien gestionará su envío a un laboratorio del SAC-INTI para su verificación o re calibración.


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Desarrollo Operativo La medición manual de tanques se realizará:

a- Cuando se llene con crudo de producción (en caso de Medición por radar desaprobada o fuera de servicio).

b- Cuando se asigne el mismo a un parque de tanques de Cargamento (en caso de BT Exportación o Medición por radar desaprobada o fuera de servicio).

Procedimiento 1- Una vez asignado él o los tanques a medir el Operador / Supervisor de Planta concurrirá

al lugar con el Supervisor de Terminal y/o partes interesadas (Inspectores, Aduana y/o Supervisor de empresa Productora). Se sugiere leer y tomar el nivel del producto utilizando la telemetría para usar esta información como guía para la medición.

2- La permanencia simultánea sobre el tanque no debe ser mayor a 4 personas. 3- Se deberá utilizar los elementos tipo manos libre (mochila para bidones de muestras y

elementos de medición, linterna montada en el casco, etc.). 4- Antes de abrir la boca de sondeo los operadores deberán ponerse al mismo potencial del

tanque tocando sin guantes el área asignada para tal fin en las bocas de sondeo y luego colocar la puesta a tierra de la cinta de medición.

5- Medición de Vacío: Medir el vacío con cinta y pilón. Extraer la cinta y leer el corte del líquido sobre el pilón.

6- Comunicar el resultado obtenido al Cuarto de Control para proceder a la corrección del mismo.

7- Repetir este procedimiento hasta obtener tres medidas consecutivas.


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8- Realizar el cálculo de la altura líquida aplicando la fórmula:

Altura Líquida (NIVEL) = Altura de Referencia – Vacío corregido

9- Comparar con nivel de radar, si fuese posible. 10- Medición de Agua Libre: Colocar sobre el pilón (o varilla de broce) una delgada capa de

pasta reactiva y sumergirlo utilizando la cinta hasta tocar fondo. Dejar actuar durante un tiempo prudencial dependiendo de la temperatura del crudo. Transcurrido el tiempo acordado, levantar el mismo y lavar suavemente con kerosene el crudo hasta observar el corte indicado en el pilón debido al cambio de color de la pasta.

11- Toma de Temperatura: De acuerdo a la altura líquida del tanque determinar las alturas a las cuales se sumergirá el Termómetro para la toma de temperaturas (ver Tabla para la determinación de las mismas)

12- Una vez concluidas las tareas mencionadas limpiar los elementos empleados, boca de sondeo, bandeja, etc. con kerosene y trapo, optimizando el uso de los mismos.

Observaciones a tener en cuenta:

• Antes de tomar medidas de un tanque, todas las válvulas de ingreso y egreso deben estar cerradas para prevenir pases de producto desde o hacia otros tanques. • Antes de medir un tanque de techo flotante debe drenarse totalmente el agua que este en el techo para que no afecte la exactitud de la medición al cambiar el peso total del techo. • No es recomendable realizar la medición en la zona crítica del tanque por tener incertidumbre alta. • Se debe usar la misma cinta y pilón para la medición inicial y final de un tanque.

Procedimientos Aplicables PO-OT-20 “Medición de tanques” IT-OT 01.04 “Gestión de los Certificados de Calibración” IT-OT 20.03 “Verificación mensual de termómetros portátiles”

Normas Aplicables Normas API MPMS, capítulo 3 (3.1.A y 3.1.B) Normas API MPMS, capítulo 7 y 7.3


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MODULO 2 – MUESTREO MANUAL Y AUTOMATICO PROCEDIMENTO GENERAL PARA CALETA OLIVIA Y

CALETA CORDOVA

Introducción

Este manual describe los métodos y equipos utilizados para obtener muestras representativas de petróleo en los tanques de almacenamiento de las Terminales Caleta Córdova y Caleta Olivia.

El muestreo de petróleo crudo tanto para recepción como para despacho puede realizarse de dos maneras:

a- Muestreo Manual b- Muestreo Automático

Las muestras representativas de petróleo se requieren para la determinación de las propiedades físicas y químicas las cuales se utilizan para establecer volúmenes estándar, precios, y el cumplimiento de especificaciones comerciales y regulatorias.

Desarrollo teórico

Muestreo Manual

Si bien TERMAP S.A. adopta en sus Terminales el uso de muestreadores automáticos tanto en la recepción como en el despacho de crudo, utiliza también el método de muestreo manual en los siguientes casos:

• Transferencias programadas: Son aquellas operaciones que pueden planificarse mediante el uso de tanques con la presencia de los representantes de ambas partes (Recepción o Despacho).

• Transferencias no programadas: Son aquellas operaciones que no pueden planificarse debido a la falla del sistema de muestreo automático o que las condiciones de transferencia no aseguren la obtención de una muestra representativa, por lo cual se procede a liquidar la calidad e la remesa por tanque.

• Control calidad en tanques: muestreo rutinario para establecer la calidad del petróleo contenido en los tanques de almacenamiento.


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Definiciones

Muestra: Porción extraída de la totalidad de un volumen que puede o no contener sus componentes en las mismas proporciones que representan el total del volumen.

Muestra Compuesta de un tanque: surge de la mezcla física de las muestras de superficie (superior), medio y fondo (inferior) de un tanque en un solo recipiente. Se aclara que las tres muestras son extraídas a la mitad de los tres tercios determinados por la altura liquida del tanque.

Muestra Superior: Muestra puntual tomada a la mitad del tercio superior del contenido de un tanque (a una distancia a 1/6 de la profundidad del líquido debajo de la superficie del mismo excluyendo agua libre).

Muestra del Medio: Muestra puntual tomada a la mitad del contenido de un tanque (a una distancia a la mitad de la profundidad del líquido debajo de la superficie del mismo excluyendo agua libre).

Muestra Inferior: Muestra puntual tomada a la mitad del tercio inferior del contenido de un tanque (a una distancia a 5/6 de la profundidad del líquido debajo de la superficie del mismo excluyendo agua libre).

Muestra de Fondo: es una muestra obtenida desde una altura prevista utilizando un robador de zona. De acuerdo a la Norma de la Industria la muestra se obtendrá desde 5 cm. por encima del agua libre presente en el tanque o partiendo desde la chapa para el caso de que no existiera colchón de agua.

Muestra Corrida: muestra que se obtiene al sumergir una botella abierta hasta el nivel determinado (usualmente la parte superior de la zona determinada como “fondo”), y regresarla a la parte superior del pelo de petróleo a una velocidad uniforme de manera tal que la botella esté llena hasta un 70 a 85 % del volumen total.

Muestra de Todos los Niveles: muestra que se obtiene al sumergiendo una botella tapada hasta el nivel determinado (usualmente la parte superior de la zona determinada como “fondo”), y luego abriendo el recipiente se lo levanta a una velocidad uniforme de manera tal que la botella esté llena hasta un 70 a 85 % del volumen total.

Muestra Puntual: Muestra tomada en un punto específico del tanque.

Colchón de Agua Libre: acumulación de agua y sedimento en el fondo del tanque que existe como una fase separada (es determinada a través de la medición con cinta y pilón, utilizando pasta colorante para contraste).


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Figura 1

Observaciones a tener en cuenta:

• Para evitar contaminación de la columna de líquido durante la operación de muestreo, el orden de precedencia para el muestreo puntual debería comenzar de arriba y continuar hacia abajo, de acuerdo con la siguiente secuencia: muestra superior, inferior, de todos los niveles, de fondo y corrida.

Tipos de equipos de muestreo Los equipos utilizados en estas operaciones (robadores, contenedores, etc.) deberán adecuarse a lo expresado en la Norma ISO 3170 vigente.

• Robador de Núcleo o de Interfase: este equipo tiene un accionamiento mecánico y cuenta con una válvula cuchilla. Se puede utilizar para obtener muestras compuestas y/o muestras de fondo. El que posee barril claro puede ayudar al usuario a determinar la cantidad de sedimento y el agua en la parte inferior del tanque de almacenamiento. Este equipo es el único que puede tomar muestras representativas del contenido del tanque.


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• Robador Botella: este equipo sirve para obtener muestras de la parte interior o niveles

intermedios de los tanques de almacenamiento. Este equipo se utiliza para extraer muestras de todo nivel o muestras de corrido. Así mismo puede estar dotado de un sistema de tapones perforados intercambiables que permite ajustar la cantidad de muestra que ingresa a la botella cuando se utiliza el método de corrido.

• Recipiente Contenedor: Los recipientes contenedores intermedios1 de las muestras extraídas deberán ser de material plástico con tapa roscada, de base plana y con asas

1 Se entiende por contenedor intermedio a aquel recipiente que trasladará la muestra desde el punto de extracción hasta el laboratorio. La muestra

permanecerá dentro del mismo por un lapso menor a 24 hs.


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adecuadas para un practico manipuleo y transporte. El recipiente deberá permanecer cerrado herméticamente (perfectamente limpio y seco) antes del muestreo y una vez contenida la muestra en el mismo.

Desarrollo Operativo Muestreo manual de tanques a) Se utilizará el “Robador de Núcleo” 2 b) Se efectuará la determinación del colchón de agua libre en el tanque. c) Se realizará el muestreo del producto contenido entre el colchón de agua libre y el pelo del

líquido. En caso que el nivel de producto sea mayor a tres (3) metros de altura líquida se obtendrán tres (3) muestras (una por tercio) extraídas a la mitad de cada tercio. En base a una altura líquida comprendida entre la finalización de la zona de muestreo de fondo (excluyendo el agua libre) y la superficie del líquido (ver Fig. 3) y se recolectarán las tres muestras en un mismo recipiente.

2 Para el caso de que el robador de NUCLEO sufra algún desperfecto mecánico, o falla en el sistema de contención de la muestra se utilizará el

robador de Botella.


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En caso que el nivel de producto sea igual o menor a tres (3) metros de altura líquida se obtendrán dos (2) muestras extraídas a la mitad de la distancia comprendida entre la finalización de la zona de muestreo de fondo y la superficie del líquido (ver Fig. 2) y se recolectarán las dos muestras en un mismo recipiente.


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1- Tomar agua separada y sedimento (A1).

3- Extraer las muestras de fondo. Si no hay agua

separada o sedimento, extraer la muestra desde

la chapa; caso contrario hacerlo 5 cm por encima

de la fases separadas.

Fig. 2 : Muestreo de tanque con menos de 3 metros metros de altura de producto.

Muestra de fondo (2

muestras)

Succión

A1

Muestras de Zona (3 muestras)

2- Extraer 3 muestras de zona.

L/2

L

d) Se realizará el muestreo de fondo (ver Fig. 2 y 3) En el caso de no existir agua libre o sedimentos separados se obtendrá la muestra partiendo del piso del tanque. En el caso que tuviere agua libre o sedimentos, se obtendrá la muestra de fondo partiendo a 5 cm. por encima del colchón de agua.

En caso de no contar con “Robador de Núcleo” se procederá a realizar el muestro con el “Robador de Botella”


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a) Se utilizará el “Robador de Botella” b) Se efectuará la determinación del colchón de agua libre en el tanque. c) Se realizará el muestreo del producto contenido entre el colchón de agua libre y el pelo del

líquido. En caso que el nivel de producto sea mayor a tres (3) metros de altura líquida se obtendrán cuatro (4) muestras “de corrido extraídas desde los 30 centímetros del fondo (excluyendo el agua libre3) hasta la superficie (ver Fig. 4) y se recolectarán las cuatro muestras en un mismo recipiente.

En caso que el nivel de producto sea igual o menor a tres (3) metros de altura líquida se obtendrán dos (2) muestras extraídas a la mitad de la distancia comprendida entre la finalización de la zona de muestreo de fondo y la superficie del líquido (ver Fig. 5) y se recolectarán las dos muestras en un mismo recipiente.

3 Vale aclarar que la muestra de fondo se tomará 5 cm. por arriba del colchón de agua libre y la de corrido a 35 cm. por arriba del colchón de agua

libre


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Se realizará el muestreo de fondo, se extraerán dos (2) muestras desde 30 centímetros del fondo (ver Fig. 4 y 5). En el caso de no existir agua libre o sedimentos separados se obtendrá la muestra partiendo del piso del tanque. En el caso que tuviere agua libre o sedimentos, se obtendrá la muestra de fondo partiendo a 5 cm. por encima del colchón de agua.

d) Para determinar la correcta realización del muestreo de “corrido” se deberá calcular mediante el pesado inicial y final de los recipientes de muestreo y una densidad promedio el adecuado llenado del 70 a 85% del robador en cada extracción de muestra. Se confeccionará una planilla de control de muestras para tal fin.


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Cálculos auxiliares para aceptación y rechazo de una muestra de corrido o todo nivel:

• En primer lugar, se deberá determinar el volumen nominal del robador de botella para poder calcular los parámetros del 70% y 85%.

• En segunda instancia debemos determinar la “tara” de los tachos receptores o recolectores de muestra. (peso inicial)

• Posteriormente se determinará el número de muestras de corrido o todo nivel que se extraerán del tanque.


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Muestreo Automático

En la Terminal de Caleta Córdova se encuentran instalados dos sistemas de muestreo automático:

• Sobre la línea de cargamento. • Sobre la línea de Test (Ingreso de Producción).

En la Terminal Caleta Olivia se encuentra instalado un sistema de muestreo automático:

• Sobre la línea de cargamento.

Los sistemas de muestreo automático continuo e isocinéticos de líquidos para aplicaciones de custodia y transferencia (unidades LACT) de alta precisión, muestrean en forma proporcional al caudal o por tiempo, recibiendo las señales de cualquier caudalímetro.

Descripción El muestreo de petróleo para fines de transferencia de custodia, fiscalización, asignación o medición de calidad debe realizarse de acuerdo con los estándares de muestreo de ISO 3171, ASTM D 4177, API 8.2 e IP 6.2. Estos estándares dictan una serie de cuestiones claves de diseño y pasos que deben considerarse para garantizar que un sistema de muestreo cumpla con los estándares.

Un sistema de muestreo en línea es adecuado para tuberías de 4 "a 52" y utiliza una muestra de sonda insertada en la tubería con un sistema de mezcla, instalado aguas arriba, si es necesario. La muestra de la sonda se inserta a través de una carcasa que permite su extracción bajo las condiciones de la línea. El cabezal del muestreador está encerrado en una carcasa para protegerlo de los elementos externos.

Los puntos de extracción de muestra (oficial y respaldo) están montados en el tercio central de la tubería y están diseñados con un tubo Pitot interno biselado aguas abajo para evitar la distorsión del flujo. Se captura una muestra del flujo en la tubería, y se descarga por desplazamiento positivo a través de un tubo de pequeño calibre de gradiente descendente (para evitar trampas de agua) en un receptor de muestra (garrafa). La garrafa es de acero inoxidable y cuenta con un sistema de pesaje que permite medir el peso del fluido contenido en cada receptor en todo el lote para permitir el cálculo del rendimiento del sistema de muestreo, según lo especificado por la norma internacional ISO 3171, ASTM D 4177. Se usa una señal de un medidor de flujo adecuado para fluir proporcionalmente al ritmo del sistema de muestreo.

Todos los sistemas de muestreo están diseñados de acuerdo con las Normas internacionales de muestreo.

Su funcionamiento, luego de realizados los ensayos de agua, se encuentran certificados por entes internacionales que avalan el funcionamiento de los mismos en cumplimiento con los estándares establecidos en la Norma API Capítulo 8 Sección 2.A:


Código

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Código

PO OT 04

Emisión

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Sistema de Muestreo Automático (Cargamento)


Código

PO OT 04

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Sistema de Muestreo Automático (Línea de TEST)

Controlador “Jiskoot: Este equipo mide el caudal y envía pulsos a la saca muestras proporcionales a los metros cúbicos medidos.

Controlador “Inspec”


Código

PO OT 04

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Interruptores de encendido sacamuetras y balanzas – visor balanzas


Código

PO OT 04

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Criterios de aceptación del muestreo automático.

Cantidad de muestras recolectadas La cantidad de muestra es un parámetro indispensable para la validación de la garrafa, independientemente de la cantidad de producto a embarcar (o muestrear), debe recolectarse una cantidad aproximada de 10.000 muestras, para que el total sea representativo de toda la parcela.

Rango de aceptación

Valor óptimo de muestras: 10.000

Valores por encima de 12.000 indican la posibilidad de " sobrellenado" de la garrafa.

Valores por debajo de 6.000 indica cantidad de muestras insuficientes para tener representatividad del total embarcado/entregado.

Grab. Factor También denominado factor de muestras, es un valor adimensional que indica la relación entre el tamaño de muestra (TRM), obtenido durante el cargamento, y el tamaño teórico de cada terminal (TTM).

GRAB FACTOR = TRM / TTM

Los tamaños teóricos de muestras (TTM) de cada terminal dependen de:

- Las dimensiones del dispositivo saca muestras.

- Las características del producto (temperatura, densidad, viscosidad).

Los tamaños reales de muestra (TRM) dependen de:

- Las condiciones operativas ocurridas durante el muestreo (frecuencia de muestras, velocidad de muestreo, caudal de la línea, presión de la línea).

- Las características del producto real muestreado (temperatura, densidad, viscosidad).

- El funcionamiento mecánico y eléctrico del equipo de muestreo (normal, cortes de energía, taponamiento por residuos etc.).

El valor TRM se expresa en cm3 y se calcula a partir de la densidad de la garrafa, el peso neto del producto muestreado y la cantidad de muestras recolectadas:

TRM = (PFG - PIG)/DEN/NMU*1000


Código

PO OT 04

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Siendo:

PIG: Peso inicial de la garrafa

PFG: Peso final de la garrafa

DEN: Densidad corregida a 15 °C. por la tabla API 53 A

NMU: Número de muestras recolectadas

Rango de aceptación

La Norma da una banda de error de + /- 5%. POR LO TANTO, EL RANGO DE ACEPTACIÓN DEL GRAB FACTOR DEBE ESTAR COMPRENDIDO ENTRE 0,95 y 1,05.

Valores por encima de 1,05 indican un tamaño de muestras superior a lo normal, ello puede ser producto de una velocidad o frecuencia de muestreo mayor de lo estipulado, un bloqueo del dispositivo con la descarga abierta, o un problema de sellos internos en el mecanismo.

Valores por debajo del 0,95 indican un tamaño de muestras menor a lo normal, ello puede ser producto de una alta velocidad o frecuencia de muestreo con posibilidad de haberse perdido la proporcionalidad de la parcela, o bien un bloqueo o taponamiento del mecanismo.

Performance Factor. El concepto de esta variable busca optimizar el momento en que se retira la garrafa, si es el adecuado comparado con la cantidad de crudo configurado para la carga de crudo.

PERFOMANCE FACTOR = Volumen Real / Volumen Teórico

Siendo:

- Volumen Real: (PFG – PIG) / DEN PEF: peso final garrafa PIG: peso inicial garrafa DEN: densidad a 15°C del producto

- Volumen Teórico: TTM * 9000 /1000 - TTM: Tamaño Teórico de la Muestra

9000: Cantidad de muestras deseadas

Rango de aceptación:

La Norma da una banda de error de + /- 10%. POR LO TANTO, EL RANGO DE ACEPTACIÓN DEL PERFOMANCE FACTOR DEBE ESTAR COMPRENDIDO ENTRE 0,90 y 1,10.


Código

PO OT 04

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Valores por encima de 1,10 indican un volumen de muestras superior a lo normal, ello puede ser producto de una velocidad o frecuencia de muestreo mayor de lo estipulado, un bloqueo del dispositivo con la descarga abierta, o un problema de sellos internos en el mecanismo.

Valores por debajo del 0,90 indican un volumen de muestras menor a lo normal, ello puede ser producto de una alta velocidad o frecuencia de muestreo con posibilidad de haberse perdido la proporcionalidad de la parcela, o bien un bloqueo o taponamiento del mecanismo, o finalización del muestreo antes del tiempo estipulado.

Desarrollo operativo muestreo automático de oleoductos

Configuración muestreo línea de cargamento (ambas Terminales) 1- Primero hay que loguearse, presionar “Enter” (aparecerá “security”), luego seleccionar

“Oper”. 2- Presionar “Start” y con la flecha izquierda presionar “<Yes>” y “Enter”. 3- En “Batch Title” colocar el nombre del batch (nombre del BUQUE) con flechas hacia

arriba/abajo (letras) derecha-izquierda (cursor) y presionar “Enter”. 4- En “Batch Id 1” dejar como está, presionar “Enter”. 5- Colocar el volumen a muestrear con teclado numérico y presionar “Enter” .( Volumen

solicitado menos volumen de la línea) ejemplo: 75.000-2.300=72.300m3 6- En “Batch Sampler Size” colocar “13.5” y presionar “Enter”. (es el volumen que representa

9000 muestras) 7- En “Start” con flecha izquierda seleccionar <Yes>, y comenzará el muestreo de la parcela. 8- Luego de finalizado el muestreo correspondiente a la “Garrafa de Cargamento” colocar la

“Garrafa de Línea” y realizar el mismo procedimiento salvo que: - En el punto 5 colocar 2.300m3 (volumen de la línea) y - En el punto 6 “Batch Sample Size” colocar “4.0”

Precintado de Garrafas Se procederá a precintar las garrafas de Cargamento, válvulas, acoples, comandos del controlador “JISKOOT” como así también los interruptores de los motores del saca muestras y balanzas. Se llevará un control y asiento del número de precinto correspondiente para lo cual se utilizará el formulario “Control de Precintos Muestreador Automático de carga a Buque Tanque”


Código

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Código

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Procedimientos Aplicables SGI IT-OT-01.01 “Cambio de garrafas en muestreadores automáticos de Unidades LACT” IT-OT-09 “Control del Muestreador Continuo” PO-OT-01 “Recepción y Despacho de petróleo crudo (mediciones Dinámicas y estáticas) PO-OT-22 “Muestreo automático en Oleoductos” PO-OT-27 “Precintado de Instalaciones” PO-OT-20 “Medición de Tanques” PO-OT-23 “Muestreo Manual de Tanques de Almacenamiento”

Normas Aplicables Normas API MPMS, capítulo 8 sección 2 Norma ISO 3170. Norma ASTM D 4177, Anexo A3 Normas API MPMS, capítulo 3 (3.1.A y 3.1.B) Normas API MPMS, capítulo 8 sección 1 Norma ISO 3170.


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PO OT 04

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MODULO 3 – CALCULO DE CANTIDADES PROCEDIMIENTO GENERAL PARA CALETA OLIVIA Y

CALETA CORDOVA

Introducción Se detallan en este módulo los conceptos, términos y métodos utilizados para el cálculo de cantidades de hidrocarburos líquidos en aplicaciones de transferencia de custodia, control de inventarios, fiscalización y control operacional mediante la medición estática y dinámica, que aseguren correctamente la liquidación de cantidades y calidades de líquidos de acuerdo con las Normas aplicables, a fin de llegar a resultados idénticos utilizando los procedimientos estandarizados de cálculo.

Definiciones y cálculos Volumen total observado (TOV) En inglés TOV: “Total Observed Volume”. Es el volumen de la medición total de todos los líquidos de petróleo, agua y sedimento en suspensión y agua libre y sedimentos en el fondo, a la temperatura y presión observada. Se determina con la altura de llenado del tanque y su tabla de calibración.

Volumen bruto observado (GOV) En inglés GOV: “Gross Observed Volume”. Es el volumen de todos los líquidos de petróleo más agua y sedimento en suspensión, excluyendo el agua libre, a la temperatura y presión observadas. El proceso de cálculo para tanques de tierra y tanques de buques sólo difiere hasta el punto en el que se calcula el volumen bruto observado (GOV). A partir de ese punto, los cálculos son los mismos. Para calcular el GOV se deduce el volumen de agua libre (FW) del volumen total observado (TOV), se multiplica el resultado por el factor de corrección de temperatura de la pared del tanque (CTSh) y luego se aplica el ajuste por techo flotante (FRA), cuando sea aplicable. Se determina por medio de la ecuación:

Factor de Corrección por la temperatura de la pared del tanque (CTSh) Cuando un tanque está sujeto a un cambio en la temperatura cambiará su volumen como consecuencia de este hecho. Asumiendo que los tanques son calibrados de acuerdo con el API MPMS Capitulo 2 cada tabla de calibración o de aforo se basa en una temperatura de pared


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(lámina) específica. Si la temperatura de la lámina del tanque difiere de la que se encuentra registrada en la tabla de calibración, el volumen extraído de la tabla deberá corregirse utilizando el factor de corrección por temperatura de la lámina del tanque (CTSh). Este factor puede obtenerse utilizando la siguiente ecuación:

Dónde:

��= Coeficiente lineal de expansión del material de la lámina del tanque.

∆t = Temperatura de lámina del tanque (TSh) – Temperatura base (Tb)

Tb es la temperatura de lámina del tanque a la cual se calcularon los volúmenes de la tabla de calibración.

Al calcular ∆t es importante mantener el signo aritmético ya que este valor puede ser positivo o negativo y como tal debe ser aplicado en la fórmula del CTSh.

Valores de α para diferentes materiales de construcción se encuentran en la Tabla D.1 del Anexo D Norma API MPMS 12.1.1

Tsh = Para tanques metálicos sin aislamiento, puede calcularse utilizando la ecuación:

Donde:

Tl = Temperatura del líquido Ta = Temperatura ambiente Para tanques metálicos con aislamiento se puede asumir que la temperatura de lámina es muy cercana a la temperatura del líquido adyacente, o sea que “TSh = Tl”

Ajustes y Correcciones por Techo Flotante (FRA y FRC)

a- Corrección del Techo Flotante (FRC): cuando la tabla de calibración del tanque no ha sido ajustada por el techo, tiene que calcularse un volumen equivalente al peso total del techo y aplicarse como una corrección. Esta corrección es siempre negativa y se calcula dividiendo el Peso del Techo Flotante por la densidad observada a la temperatura del fluido del tanque en contacto con el techo.


Código

PO OT 04

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b- Ajustes de Techo Flotante (FRA): este método es utilizado cuando la corrección por el techo flotante ha sido calculada y descontada en las tablas de calibración del tanque utilizando como referencia la densidad del fluido contenido al momento de la calibración. Por lo tanto se debe calcular una segunda corrección si existiese diferencia entre la densidad observada del fluido y la densidad de referencia de la tabla. Este valor de corrección puede ser positivo o negativo.

NOTA: • Ninguna corrección de techo flotante será precisa si el nivel del líquido está dentro de la zona

crítica4 del tanque. • Las correcciones por techo no se aplicarán para volúmenes por debajo de la zona crítica. • Se recomienda drenar el techo flotante de los tanques antes de efectuar las mediciones o en su

defecto, calcular el peso (agua de lluvia, nieve, etc.) e incluirlo en el cálculo del FRC.

Volumen bruto Estándar (GSV)

En inglés GSV: “Gross Standard Volume”. Es el volumen total de todos los líquidos de petróleo, agua y sedimentos en suspensión, excluida el agua libre, corregido por el factor de corrección de volumen (CTPL) para la presión y temperatura en el tanque hasta una temperatura estándar. El GSV se calcula multiplicando el GOV por el factor de corrección por efecto de la temperatura y presión en el líquido (CTPL).

Por lo tanto el GSV en su fórmula extendida es igual a:

Volumen Neto Estándar (NSV)

En inglés NSV: “Net Standard Volume”. Es el volumen total de todos los líquidos, excluidos el sedimento y agua en suspensión y el agua libre, a temperatura estándar:

4 “Zona Crítica” rango de altura líquida donde el techo se encuentra entre flotando y apoyado.


Código

PO OT 04

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NOTA: • En cargamentos o entregas de tanques múltiples, el NSV se puede calcular en base a tanque

por tanque si los valores de S&W se conocen; sin embargo, éste puede calcularse para el producto o la parcela completa si el S&W se analizó en una muestra representativa adecuada.

Factor de corrección por el contenido de agua y sedimento (CSW)

Para calcular el CSW, debe conocerse el porcentaje de S&W (agua y sedimentos), el cual es suministrado por el Laboratorio como resultado del análisis de la muestra tomada durante el proceso de medición del tanque. Así el factor CSW, se calcula por la ecuación:

Por lo tanto, el NSV en su fórmula extendida es igual a:

Cálculo del volumen de agua y sedimento

Para calcular este valor se debe descontar el Volumen Neto Estándar (NSV) del Volumen Bruto Estándar (GSV).

Cálculo de la Masa Bruta Estándar (GSM)

La Masa Bruta Estándar (GSM) se calcula multiplicando el GSV por la densidad en vacío correspondiente.

Cálculo de la Masa Neta Estándar (NSM)

La Masa Neta Estándar (NSM) se calcula restando a la Masa Bruta Estándar el volumen de agua y sedimentos en emulsión correspondiente.


Código

PO OT 04

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Esquema y diagramas de flujo para cálculo de cantidades:


Código

PO OT 04

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Medición Vacío y Temperatura Punto de Referencia

Datos de Nivel y temperatura de Radar Temperatura Base

Medición Agua Libre (F.W.) Tabla de capacidad del tanque

Toma muestras, compuesta y fondo Certificados correción Cinta y termómetro.

T.O.V. Telemetría = Información de Radar

Recibido

Entregado Manual = Punto de Referencia - Vacío (corregido)

Manual = altura sondaje de Agua Libre.

α = Coef. l ineal expansión del material de la pared del TK.

∆T = Temp. pared del tanque (Tsh) - Temp. Base (Tb)

T₁ = Temp. del Líquido

T a= Temp. Ambiente

G.O.V.Recibido

Entregado

es igual a = es igual a =

G.S.V.Recibido

Entregado


N.S.V.Recibido

Entregado


G.S.W.Recibido

Entregado

N.S.W.Recibido

Entregado

Diagrama de Flujo Para Transferencia de Custodia - Tanque(s) de Tierra con muestreos de Tanques Individuales

Informe Calibración TK.

N.S.W. (Masa Neta Estandar)

CSW = 1 - (% S&W/100) % S&W = Porcentaje de agua y sedimentos suministrados

por el Laboratorio

N.S.V. (Volumen Neto Estándar) N.S.V. (Volumen Neto Estándar)

NSV = GSV * [1 - (% S&W/100)] NSV = GSV * [1 - (% S&W/100)]

G.S.V. (Volumen Bruto Estándar) G.S.V. (Volumen Bruto Estándar)

GSV = GOV * CTPL GSV = GOV * CTPL

Multiplicar por "CSW"

.= [( TOV - FW)* CTSh] ± FRA

es igual a =

NSW = GSW - volumen de S&W

N.S.W. (Masa Neta Estandar)

NSW = GSW - volumen de S&W

G.S.V. Multiplicar por "Densidad al Vacio" Multiplicado por "Densidad al Vacio"Dato suministrado por el laboratorio.Ver "PONDERACION MUESTRAS" Dato suministrado por el laboratorio.Ver "PONDERACION MUESTRAS"

G.S.W. (Masa Bruta Estándar) G.S.W. (Masa Bruta Estándar)

GSW = GSV * ɗ (vacío) GSW = GSV * ɗ (vacío)

Factor de Correción por el contenido de agua y sedimentos en emulsión.

Ver "PONDERACION MUESTRAS"

Multiplicar por "CSW"Factor de Correción por el contenido de agua y sedimentos en emulsión.

Ver "PONDERACION MUESTRAS"

es igual a =

G.O.V. (Volumen Bruto Observado)

.= [( TOV - FW)* CTSh] ± FRA

Multiplicar por "CTPL"Factor de Correción por la Temperatura y Presión del líquido

Multiplicar por "CTPL"

Más o Menos el "FRA"Ajuste o correción por Techo Flotante

Más o Menos el "FRA"Ajuste o correción por Techo Flotante

G.O.V. (Volumen Bruto Observado)

CTSh = 1 + 2.α.∆T + α².∆T²

TSh = [(7 * T₁) + T ]a / 8

MEDICIÓN FINAL OBSERVACIONES

Altura Líquida Producto

[mm.]

T.O.V. (Volumen Total Observado)

De ta bla de capacida d del ta nque en bas e a la "Al tura Líquida del Producto"

Restar FW (Volumen de Agua Libre)De ta bla de capacida d del tanque en base a la "Al tura Líquida del Agua Libre"

Altura Líquida Agua Libre

[mm.]

Info

rmac

ión

de

la T

erm

inal

Densidad Hidratada (Recibida/Entregada)

ɗ (Hidratada) = GSW(Recibido/Entregado) / GSV(Recibido/Entregado)

Densidad Seca (Recibida/Entregada)

ɗ (sECA) = NSW(Recibido/Entregado) / NSV(Recibido/Entregado)

Multiplicar por "CTSh"Factor de Correción por la Tempera tura de la pared del tanque

MEDICIÓN INICIAL

Factor de Correción por la Temperatura y Presión del l íquido

Dat

os

de

Cam

po

T.O.V. (Volumen Total Observado)

De tabla de capacidad del ta nque en ba se a la "Al tura Líquida del Producto"

Restar FW (Volumen de Agua Libre)De tabla de capacidad del ta nque en ba se a la "Al tura Líquida del Agua Libre"

Multiplicar por "CTSh"Fa ctor de Correción por la Temperatura de la pa red del ta nque


Código

PO OT 04

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Medición Vacío y Temperatura Punto de Referencia

Datos de Nivel y temperatura de Radar Temperatura Base

Medición Agua Libre (F.W.) Tabla de capacidad del tanque

Toma muestras, compuesta y fondo Certificados correción Cinta y termómetro.

T.O.V. Telemetría = Información de Radar

Recibido

Entregado Manual = Punto de Referencia - Vacío (corregido)

Manual = altura sondaje de Agua Libre.

α = Coef. l ineal expansión del material de la pared del TK.

∆T = Temp. pared del tanque (Tsh) - Temp. Base (Tb)

T₁ = Temp. del Líquido

T a= Temp. Ambiente

G.O.V.Recibido

Entregado


G.S.V.Recibido

Entregado

es igual a =

es igual a =

Densidad Seca (Recibida/Entregada)

ɗ (sECA) = NSW(Recibido/Entregado) / NSV(Recibido/Entregado)

Densidad Hidratada (Recibida/Entregada)

Dato suministrado por el laboratorio.

N.S.W. (Masa Neta Estandar)NSW = GSW - volumen de S&W

Dato suministrado por el laboratorio.

G.S.W. (Masa Bruta Estándar)GSW = GSV * ɗ (vacío)

N.S.V. (Volumen Neto Estándar)NSV = GSV * [1 - (% S&W/100)]

Multiplicado por "Densidad al Vacio"

Multiplicar por "CSW"

Factor de Correción por el contenido de agua y sedimentos en emulsión.

% S&W = Porcentaje de agua y sedimentos

suministrados por el LaboratorioCSW = 1 - (% S&W/100)

Factor de Correción por la Temperatura y Presión del líquido Factor de Correción por la Temperatura y Presión del líquido

G.S.V. (Volumen Bruto Estándar) G.S.V. (Volumen Bruto Estándar)

GSV = GOV * CTPL GSV = GOV * CTPL

G.O.V. (Volumen Bruto Observado) G.O.V. (Volumen Bruto Observado)

.= [( TOV - FW)* CTSh] ± FRA .= [( TOV - FW)* CTSh] ± FRA

Multiplicar por "CTPL" Multiplicar por "CTPL"

Más o Menos el "FRA" Más o Menos el "FRA"Ajuste o correci ón por Techo Fl otante Ajuste o correci ón por Techo Fl otante


CTSh = 1 + 2.α.∆T + α².∆T²

Multiplicar por "CTSh" Multiplicar por "CTSh"Factor de Correción por l a Temperatura de l a pared del tanque Factor de Correción por l a Temperatura de l a pared del tanque TSh = [(7 * T₁) + Tₐ] / 8

T.O.V. (Volumen Total Observado) T.O.V. (Volumen Total Observado) Altura Líquida Producto

[mm.]De tabla de ca pa cida d del tanque en bas e a l a "Altura Líquida del Producto" De tabla de ca pa cida d del tanque en bas e a l a "Altura Líquida del Producto"

Restar FW (Volumen de Agua Libre) Restar FW (Volumen de Agua Libre) Altura Líquida Agua Libre

[mm.]De tabla de ca paci da d del tanque en ba se a l a "Altura Líquida del Agua Libre" De tabl a de ca paci da d del tanque en ba se a l a "Altura Líquida del Agua Libre"

Diagrama de Flujo Para Transferencia de Custodia - Tanque(s) de Tierra con muestreo AutomáticoD

ato

s d

e

Cam

po

Info

rmac

ión

de

la T

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inal

Informe Cal ibración TK.

MEDICIÓN INICIAL MEDICIÓN FINAL OBSERVACIONES

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Procedimientos Aplicables SGI - PO-OT-01 “Recepción y Despacho de Petróleo Crudo - Mediciones Dinámicas y

Estáticas” - PO-OT-01.02 “Cálculo de los factores CTPL y CTSh” - PO-OT-20 “Medición de Tanques” - PO-OT-22 “Muestreo Automático en oleoductos” - PO-OT-23 “Muestreo Manual de tanques”

Normas Aplicables API MPMS — Capitulo 12 “Cálculo de Cantidades de Petróleo” Sección 12.1.1 “Tanques Cilíndricos Verticales y Buques”


Código

PO OT 04

Emisión

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CAPITULO 2: TERMINAL CALETA OLIVIA


Código

PO OT 04

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MODULO 2.1 – RED CONTRA INCENDIO TERMINAL CALETA OLIVIA

Introducción: La Terminal Caleta Olivia posee un conjunto de sistemas instalados para alertar sobre el inicio de un incendio y posteriormente impedir que se propague. El principal objetivo de la Red contra Incendios (RCI) es salvar vidas y minimizar las pérdidas económicas. Ante un siniestro declarado estos sistemas se activan automáticamente dando aviso a la persona que se encuentra en el Cuarto de Control la cual pondrá en funcionamiento la RCI y activará el rol de llamadas. Ambas Terminales, por razones de seguridad, poseen la totalidad de los tanques circundados por recintos de contención, y cuentan con un Sistema de Red fija Contra Incendios comandado en forma remota desde las Oficinas de Control. Este permite la inmediata inyección de espuma en el interior del tanque segundos después de que los sensores de temperatura ubicados en el mismo hayan enviado la señal de alarma al Sistema de Control instalado en las Oficinas. Adicionalmente, el Sistema Contra Incendios permite refrigerar individualmente cada tanque mediante el uso de anillos de refrigeración o utilizando monitores ubicados en distintos sectores de cada predio. El sistema de agua se encuentra permanentemente presurizado mediante una bomba centrífuga, para mantenerlo operativo en forma inmediata cuando sea necesario.

Componentes La Red contra Incendio de la Terminal, está compuesta por: - Red de agua (circuito cerrado de tuberías metálicas por donde circula agua). Este

sistema de tuberías se encuentra presurizado las 24 horas del día con una bomba jockey la cual más adelante se detallará el funcionamiento.

- Red de espuma (circuito cerrado de tuberías PEAD por donde circula mezcla de agua con líquido espumigeno).


Código

PO OT 04

Emisión

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ILUSTRACIÓN 1: PLANO RCI ZONA BAJA


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Emisión

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ILUSTRACIÓN 2: PLANO RCI ZONA MEDIA


Código

PO OT 04

Emisión

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ILUSTRACIÓN 3: PLANO RCI ZONA ALTA


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PO OT 04

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Tanque de agua: T-300 de 3.000 m3 en la zona alta.

4 TANQUE T-300 TCO

El ingreso de agua al tanque es a través de tuberías desde la red de servicios públicos, el insumo es bastante escaso debido a la crisis hídrica en la zona. Después de cada prueba o simulacro hay que esperar alrededor de una semana para recuperar el nivel. En caso de una emergencia hay que comunicarse con Servicios Públicos para que garantice el abastecimiento. De acuerdo al siniestro y a un caudal estimado de 550 m3/h se estima una autonomía de 5 ¼ h.

Tanques de líquido espumigeno: un tanque de 7000 litros de fibra.

5 TANQUE DE FIBRA CAPACIDAD 7000 LITROS

Aparte del líquido contenido en el tanque de fibra existe un stock de seguridad almacenado en depósito de lucha contra derrames, el mismo está almacenado en tambores de 200 litros de plástico azules.


Código

PO OT 04

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El stock de líquido espumigeno es actualizado en el parte diario de la Terminal que se emite todos los días a las 07 h.

Motobombas: Motobombas (P301C - P301D en zona alta) son motores a explosión marca Guascor de 12 cilindros en V. Presión optima de trabajo 14 kg/cm2, caudal 350 m3/h). Para encender un motor Guascor se deben respetar los siguientes pasos: - Cambiar a modo local el motor (desde el gabinete). - Retirar el encastre o acople de fuerza de la bomba. - Recircular aceite durante algunos minutos para garantizar la correcta lubricación del

sistema. - Revisar los fluidos (agua y aceite) que estén en los parámetros normales. - Oprimir botón de encendido de banco de baterías 1 o 2, soltar una vez que el motor

haya arrancado. Para apagar el motor: - Se debe girar la llave ubicada en el gabinete a la posición “0” - Tener en cuenta que el motor este desacelerado para apagarlo.

6 MOTOBOMBA P-301 C Y D

Los motores Guascor poseen dos tanques de combustibles los cuales pueden ser individualizados y aislados en caso de ser necesario.

7 TANQUES DE COMBUSTIBLE


Código

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Electrobombas: (P301A - P301B en zona alta). Presión optima de trabajo 15 kg/cm2. La 301A de caudal 550 m3/h).

8 ELECTRO BOMBAS P-301 A Y B

Bomba Jockey: Presurizadora (P300 – P300B), una en servicio y la restante en reserva. Arranca automáticamente cuando la presión de la línea es menor a los 4 kg/cm2 y se detiene cuando llega a los 8 kg/cm2. Caudal nominal 11 m3/h

9BOMBAS JOCKEY PRESURIZADORAS

Skid de Espuma (Datos y características): El sistema de espuma, consta de una unidad de dosificación paquetizada en forma de Skid, del tipo presión balanceada de acuerdo a NFPA 11, con las siguientes características:

- Marca: NATIONAL FOAM (Ver Data Sheet adjunto NPR 130 - Bombas de Concentrado: (2) Bombas eléctricas de desplazamiento positivo a paletas

90 gpm @200 PSI (Principal y reserva) con doble panel de control. Todo el conjunto listado UL para el servicio de incendio


Código

PO OT 04

Emisión

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- Proporcionador: RC Controller 8” (Rango de Operación 750 gpm5 – 5000 gpm, (2839 litros/minutos – 18900 litros/minutos)

- Presión de trabajo de todo el conjunto 200 psi (13.8 bar).

10 SKID DE ESPUMA

Desde esta unidad se dosifica y bombea solución de agua/espuma al 3% al anillo distribuidor que recorre toda la planta hasta las zonas de riesgo. Este anillo es enterrado y de PAD y sobre él se disponen salidas y conexiones de hidrantes, así como la alimentación a los colectores de espuma que abastecen a las cámaras correspondientes y a los sistemas de extinción correspondientes a los tanques de techo flotante. La planta cuenta con un doble anillo, uno correspondiente a agua de incendio (hidrantes y sistemas de refrigeración de tanques) y otro de solución agua/espuma al 3% (hidrantes de espuma y sistemas fijos de cámaras).

El sistema ha sido diseñado para el funcionamiento automático, de forma que, ante la generación de un consumo en la red de espuma, arranque la bomba principal de incendio y consecuentemente el Skid de bombeo de espuma.

Aguas arriba y aguas debajo del Proporcionador se disponen dos válvulas motorizadas esclusas con sus correspondientes válvulas de servicio, una válvula de retención y un by-pass. Se recomienda, regular la presión de ingreso de agua al patín 12 bares, mediante cuadro de regulación de presión apto para el servicio de incendio

5 Galones por minuto.


Código

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Emisión

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Instalaciones Fijas:

- Hidrantes: 56 tomas de agua y 39 de espuma que permiten la conexión de mangueras. 11 HIDRANTE TIPO TEATRO

- Monitores: 10 conectados a la red de agua o espuma. - Monitores autos oscilantes: son 4, ubicado en la fila de tanques TK-2010 al 2013.


Código

PO OT 04

Emisión

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12 MONITOR AUTO OSCILANTE

- Monitores portátiles: de diseño compacto y provisto de un único sistema de destrabe para permitir así un traslado más cómodo y fácil.

13 MONITOR PORTÁTIL

- Gabinetes: cajas metálicas destinados a guardar mangueras, lanzas, llaves, acoples, etc.


Código

PO OT 04

Emisión

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14 CASILLERO PORTA MANGUERAS

- Pantallas de incendio: compuesta por una de válvula automatizada que permite el paso de

la mezcla de líquido espumigeno y agua hacia el tanque, una válvula reguladora y un conjunto de válvulas esféricas -manuales normal abierta – que inyectan la mezcla de agua y espuma a cada cámara de espuma. Completa el esquema una válvula esférica que vincula la cañería de agua con la de espuma permitiendo la limpieza luego de su utilización debido a que el líquido espumigeno es altamente corrosivo

15 CUADRO DE MANIOBRAS DE ESPUMA


Código

PO OT 04

Emisión

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- Cámaras de espuma


Código

PO OT 04

Emisión

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- Anillos de refrigeración (sistema de enfriamiento mediante cañerías de la red de agua que

circunscriben el tanque proyectando agua sobre la envolvente del mismo a través de

rociadores)

ILUSTRACIÓN 16: ANILLO DE REFRIGERACIÓN TK 2003

- Válvulas de sectorización: son aquellas que se utilizan para sectorizar tramos de cañerías ante eventuales trabajos de mantenimiento ya sea de válvulas y/o cañerías. En sistema de telemetría ASPIC se pueden accionar y comandar algunas de las válvulas de sectorización más importantes, las cuales sectorizan rápidamente las diferentes líneas troncales.


Código

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ILUSTRACIÓN 17: VÁLVULAS DE SECTORIZACIÓN

- Carros transportables para generación de espuma: la Terminal cuenta con tres (3) unidades.

ILUSTRACIÓN 18: CARROS TECIN ROSEMBAUER


Código

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Funcionamiento de la Red Contra Incendio: 1- La red de agua es un sistema cerrado que se encuentra permanentemente presurizado

(se lo llama sistema “húmedo”), lo que asegura una rápida velocidad de respuesta en caso de siniestro. El rango de presión en el cual se encuentra la línea de agua es de 3.5 a 8 kg/cm2

2- Cada tanque de techo fijo posee en su interior (en la cámara de gases) un sensor de temperatura el cual, cuando la temperatura alcanza los 85ºC emite una señal de alarma visual y sonora al sistema SCADA, momento en el que el Supervisor / Operador en Cuarto de Control inicia las acciones necesarias para combatir el siniestro (acciona sirena de emergencia, realiza rol de llamadas y abre consumo de espuma en el tanque siniestrado). En el caso específico de los tanques de techo flotante, poseen un “cable protector” que rodea la circunferencia del techo. Este dispositivo (conocido como Protector Wire) se corta a los 85ºC activando la alarma de similar manera a los tanques de techo fijo. Nota: Siempre ante una activación de este tipo de alarmas debe haber una confirmación visual del potencial siniestro y una comparación con la temperatura interna del tanque, para evitar un accionamiento indebido de la RCI.

3- El Operador/Supervisor en Cuarto de Control pondrá en marcha el Skid de espuma. El espumigeno es un líquido concentrado que en la proporción adecuada con el agua (3%) se traslada por la red de espuma y llega al tanque, donde la mezcla se convierte en espuma (mediante la incorporación del aire en la cámara) con propiedades extintoras. Los pasos para poner en marcha el Skid de espuma son los siguientes:

a. Abrir Skid de espuma desde el sistema ASPIC: esto provoca una secuencia de apertura de los actuadores 302 A y B, provocando lo citado en el punto 4.

b. Cuando la presión del líquido supera los 7 Kg/cm2 en el Skid, un presostato acciona una gota de mercurio dándole arranque a la bomba que se encuentre en modo principal.

c. Las válvulas de ingreso y egreso del tanque espumigeno, deben estar abiertas.

4- Al abrir un consumo de agua, se producirá la baja sustancial de la presión en el circuito lo que provocará el arranque de la bomba que se encuentre en estado PRINCIPAL.

5- En la medida que aumente el consumo de agua, se irán poniendo en marcha el resto de las bombas que se encuentran en estado RESERVA, en forma escalonada. Primero la electrobomba de la zona alta, luego las motobombas de la misma zona y si el consumo aun lo requiere, las bombas de la zona baja (primero electrobomba y luego motobomba).

Sistema SCADA RCI


Código

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Mediante el sistema SCADA (ASPIC MP) instalado en el Cuarto de Control, se puede comandar a distancia: - Válvulas de sectorización RCI (5 de ellas). - Válvula de refrigeración de cada tanque. - Válvula de inyección de espuma de cada tanque. - Patín de espuma. - Electrobombas. - Motobombas.

En esta pantalla de ASPIC se podrán observar: - Estado de las bombas (punto verde: PRINCIPAL, punto negro: RESERVA, sin punto

LOCAL:). - Alarma visual y sonora de incendio en tanque (rectángulo en rojo en el tanque). - Alarma visual y sonora de incendio en Laboratorio. - Alarma visual y sonora de mezcla explosiva en depósito de productos químicos.

Convención de colores: - En válvulas: rojo ABIERTO; verde CERRADA. - Bombas: rojo EN MARCHA; verde PARADA.


Código

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Controles sobre RCI El mantenimiento de las instalaciones de la RCI está incorporado y detallado en el Plan de mantenimiento mecánico y eléctrico de TERMAP que sigue el sector Ingeniería. Desde operaciones se realizan los siguientes controles:

Prueba y parte semanal de RCI Esta prueba se realiza sin inyectar agua a la red. Consiste en verificar el estado general y el funcionamiento de las bombas, nivel de agua de los tanques, aceite, combustible, presión, estado de las empaquetaduras, y estado de la bomba en general, válvulas, etc. (Se genera el Registro PO SSO 02-F1)


Código

PO OT 04

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Control mensual de instalaciones fijas Se verifica el estado general y accionamiento de todas las válvulas de la red junto con los hidrantes y monitores. (Se genera el Registro PO SSO 02-F2). Se verifica el contenido de accesorios dentro de los gabinetes de agua y espuma. (Se genera el Registro PO SSO 02-F3)

Prueba Anual Una vez al año se realiza un simulacro del funcionamiento de la RCI, que incluye prueba de sirena, anillos de refrigeración y cámaras de espuma una vez concluido se genera un Registro PG SGI 11 F2-01 correspondiente al Sistema de gestión integrado de TERMAP. Con la realización de este simulacro integral se da cumplimiento a las reglamentaciones vigentes (Ley 13.660).


Código

PO OT 04

Emisión

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ILUSTRACIÓN 19: PRUEBA DE ESPUMA

ILUSTRACIÓN 20: PRUEBA DE ANILLO DE RIEGO


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Procedimientos aplicables a RCI

• Control de instalaciones fijas contra incendios (PO-SS0-02). • Rol de incendio en planta de almacenaje (PO-SSO-07).

MODULO 2.2 – MOVIMIENTO DE PRODUCTO TERMINAL CALETA OLIVIA

Introducción: Establecer las pautas para las Operación segura e las instalaciones, realizar las Mediciones

Estáticas de Crudo en tanques aéreos verticales, con el objeto de unificar criterios, minimizar los riesgos para las personas, las instalaciones, y el impacto al medio ambiente.

Este Manual alcanza a todas las tareas relacionadas con la Operación y medición estática de petróleo crudo en los tanques aéreos de almacenamiento intervinientes en los procesos de Recepción, Almacenaje y Despacho, emplazados en las Terminales de TERMAP SA.

El petróleo crudo es recibido de los distintos yacimientos mediante una "Unidad Automática de Medición” (UAM) perteneciente a YPF S.A., punto de inicio del proceso que continúa con el almacenamiento del mismo en cualquiera de los diecinueve tanques de las instalaciones de TERMAP.

La capacidad máxima de bombeo de la instalación para el embarque es de 4000 m3/h, la cual es alcanzada mediante la utilización simultánea de 4 (Cuatro) bombas centrífugas de accionamiento eléctrico, contándose con una quinta y sexta bomba en condición "stand by".

Custodia del petróleo y alcance del manual de operaciones TERMAP S.A. guarda custodia del petróleo crudo entregado por los distintos Cargadores mientras éste se encuentre dentro de las instalaciones de la Compañía, formalmente documentado a través de los Certificados de Entrega confeccionados en las Unidades Automáticas de Medición (UAMs), propiedad de aquellos.

De esta forma, el petróleo crudo contenido en las tuberías desde la brida de salida de las UAMs de cada Cargador hasta la válvula de salida de planta corresponde al sector de operaciones terrestres.

Tareas de medición y muestreo: Todas las tareas de medición y muestreo en los tanques de almacenamiento están reguladas por los procedimientos operativos vigentes en el Sistema de Gestión Integrado de TERMAP. Los procedimientos a saber son los siguientes:

PO-OT-01: Procedimiento de recepción, almacenaje y despacho.


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PO-OT-20: Procedimiento de medición PO-OT-23: Procedimiento de Muestreo EPC 2018: Esquema de proceso de Operaciones Terrestres.

En cuanto al manejo operativo de ambas Terminales, el mismo se realiza por intermedio de un Sistema de Tele medición de Tanques y otro de Telemetría para las Monoboyas, con comandos remotos para la operación de las válvulas, tanques, monoboyas y puesta en marcha de los motores eléctricos de cada bomba.

El Sistema de Tele medición es del tipo "por radar" y permite obtener en tiempo real la lectura de todos los parámetros operativos de cada tanque de almacenaje. La telemetría instalada en el sistema de embarque permite obtener también en tiempo real las lecturas de las presiones y caudales de transferencia en el oleoducto de salida y la monoboya.

Ambos sistemas incorporan alarmas y salvaguardias automáticas que previenen, ante cualquier falla operativa, la sobrecarga del sistema deteniendo las bombas y cerrando las válvulas correspondientes.

Para mayor información ampliar la lectura de los Módulos 1, 2, y 3 del presente Manual de Operaciones.

Operación de Cargamento: Las Operaciones de cargamento se regirán por el procedimiento de carga vigente para ambas Terminales (PG-SGI-08), por lo que un operador o Supervisor que este iniciando sus actividades deberá realizar una lectura crítica y profunda del procedimiento para luego evacuar las dudas correspondientes.

Pasado de 1 (un) año de experiencia en campo el operador y/o supervisor ingresante podrá situarse en el cuarto control y tomar responsabilidad de comandar una operación de embarque desde el cuarto de control. El progreso en la capacitación estará dado de la siguiente manera:

• De 0 - 6 meses: El operador o supervisor en formación estarán de observadores en el cuarto de control.

• De 6-9 meses: El operador o supervisor en formación, comenzaran a realizar maniobras de sencilla complejidad (cambios de tanque, apertura del by pass, etc.) con supervisión permanente.

• De 9-12 meses: El operador o supervisor en formación, comenzara a operar los diferentes módulos del sistema de operación con supervisión alternada.

El proceso de capacitación en los diferentes estadios debe ser realizado con el acompañamiento de todo el plantel de Supervisores de Terminal.

Cabe aclarar que la Terminal Caleta Olivia, cuenta con un oleoducto de succión principal de 40” que vincula todos los tanques de la zona alta con la zona media y baja, pero se cuenta con un oleoducto de succión de 24” aéreo el cual se encuentra actualmente vacío, pero puede utilizarse en casos excepcionales. La vinculación de este oleoducto de 24” a la sala de bombas de crudo se hace a través de una válvula denominada VG-721


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ILUSTRACIÓN 21: VÁLVULA VG-721 VINCULACIÓN LÍNEA DE 24" A SALA DE BOMBAS DE CRUDO


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Componentes: La Terminal Caleta Olivia, cuenta con 21 tanques verticales instalados en un predio de 45 hectáreas. En el sector bajo de la Planta de Almacenaje (o sector Sudeste) se encuentran emplazados 13 (trece) tanques de techo fijo de 7.600 m3 de capacidad operativa (promedio), las Oficinas, el Cuarto de Control, la Sala de Bombas, el Laboratorio, el Tanque Separador, la Pileta A.P.I., los Depósitos y Talleres. Este sector tiene un tanque más (tanque 2005) el cual es un receptor de fluidos y no puede ser utilizado para despacho.

En el sector alto de la Planta de Almacenaje (o sector Noroeste) se hallan 7 (siete) tanques, 5 (cinco) de techo fijo, cada uno con 7.600 m3 de capacidad operativa (promedio) y 2 (dos) de techo flotante, cada uno con 44.000 m3 de capacidad operativa y las instalaciones del Sistema Contra Incendios constituidas por un tanque 3.000 m3 de reserva de agua, un recipiente de 8.000 litros de capacidad para espumigeno, 4 (cuatro) bombas para el Sistema de Agua (2 Electrobombas y 2 Motobombas), 1 (una) bomba jockey para mantener presurizado el sistema y 1 (un) Sistema de Inyección de espumigeno en la red correspondiente para la formación de espuma en las cámaras formadoras ubicadas en cada Tanque.


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Listado de tanques y Datos de interés:

TANQUE N.º Punto de referencia

Nivel de llenado Alto Nivel (HI)

Nivel de Llenado Muy Alto Nivel (Hi-Hi)

2003 8.522 6.603 6.928

2004 11.341 8.441 9.041

2007 13.995 11.344 11.744

2008 13.871 11.674 12.040

2009 14.198 10.740 11.112

2010 15.260 13.305 13.709

2011 14.814 12.790 12.990

2012 14.692 12.760 12.910

2013 15.379 13.116 13.520

2014 15.218 13.106 13.502

2015 15.187 13.180 13.485

2016 15.156 12.724 13.120

2017 15.046 13.100 13.496

2018 15.154 11.710 12.110

2019 15.205 11.444 11.833

2020 15.173 12.734 13.130

2030 15.024 12.667 13.063

2040 20.361 16.465 16.657

2050 20.232 16.465 16.657

Los datos consignados en la siguiente tabla están actualizados al 26/11/2018.-


Código

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Plano de tuberías en la Terminal Caleta Olivia:


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ILUSTRACIÓN 22: PLANO MOVIMIENTO DE PRODUCTO ZONA BAJA


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ILUSTRACIÓN 23: PLANO MOVIMIENTO DE PRODUCTO ZONA MEDIA


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ILUSTRACIÓN 24: PLANO MOVIMIENTO DE PRODUCTO ZONA ALTA

Pantalla de movimiento de producto del sistema ASPIC:


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En la solapa movimiento de productos se puede apreciar que cada oleoducto está identificado con el diámetro y el destino, pero también poseen colores diferentes que ayudan a una mejor identificación por parte del operario.

1- Cada tanque posee un mismo criterio de nomenclatura para sus válvulas de movimiento de producto.

a. Línea azul: es la impulsión de rebombeos que en su totalidad es de 14” y los actuadores ubicados en esta línea terminan con el número “2”. Ejemplo: el Tk 2019 la válvula de la impulsión de rebombeos se la denomina VG-192.

b. Línea Gris: es el oleoducto de producción que en su totalidad es de 18” y los actuadores ubicados en esta línea terminan con el número “3”. Ejemplo: el Tk 2019 la válvula de ingreso de producción se la denomina VG-193.

i. En los tanques de la zona alta estas válvulas son de doble sello. ii. En la zona media y baja son válvulas esclusas.

c. Línea marrón: es el oleoducto de carga que sale de individualmente de cada tanque y desemboca en la sala de bombas de cargamento. En gran parte su diámetro es de 40” y subterráneo, pero al ingreso de los tanques reduce su diámetro hasta la válvula de bloqueo. Los actuadores ubicados sobre esta línea terminan con el numero “1”. Ejemplo: el Tk 2019 la válvula de cargamento se la denomina VG-191.

d. Línea Marrón clara: es el oleoducto de 24” que se encuentra vacío y fuera de servicio. En su totalidad se encuentra a nivel de sueldo en senda de cañería y se vincula con el oleoducto de cargamento de 40” a través de la válvula VG-720. Los actuadores ubicados sobre esta línea terminan con el numero “0”. Ejemplo: el Tk 2019 la válvula de línea de 24” se la denomina VG-190.

e. En las pantallas particulares de cada tanque incluye las válvulas de drenaje (VG-XX9), las válvulas de ingreso de espuma (VG-XX8) y las válvulas de refrigeración (VG-XX1R).

Del Sistema de tuberías: Desde el tanque hasta el manifould. Cada tanque de almacenaje tiene a disposición una cañería de ingreso y egreso de crudo respectivamente, las cuales convergen en el exterior del recinto en un cuadro de maniobras o manifould. Tanto la salida (Succión), como el ingreso (producción) tienen una válvula de pie de tanque situada en la primera virola, algunos en su excepción poseen una figura “8”.

Desde el manifould hasta sala de bombas e ingreso de producción. A continuación, se detalla el listado de cañerías existentes en la Terminal Caleta Olivia, las cuales componen el movimiento de fluido de ingreso y egreso.

Sistema movimiento de petróleo (Cañerías)

Metros lineales Metros cúbicos

Succión 24" (vacía fuera de servicio) 1408 0,000

Acometidas a tanques 1848 316,240

Producción 18" 1644 269,894

Rebombeo 12" 194 14,155

Rebombeo 14" 1644 163,269


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Colector de rebombeo 67,4 6,770

Succión 40" 1426 1156,070

Interconexión 40" a 30" 112 51,070

Succión 30" (tk 2007 al Tk 2003) 283 129,055

Ingreso LACT 18" 169 27,744

Descarga disco ruptura 10" 160 0,000

Descarga disco ruptura 6" 92 0,000

Bombas - Trampa dispositivo 75 31,961

Trampa de Dispositivo - KPO: 300 183,586

KPO – PLEM 2940 1799,133

PLEM 15 9,444

PLEM - Boya (una Manguera en servicio) 100,6 9,445

Boya 21 3,943

Manguera flotante 20" 231,6 42,946

Manguera flotante 16" 41 4,830

Total, de volumen en cañerías

4219,555

Los datos consignados en la siguiente tabla están actualizados al 26/11/2018.

Del manifould de cada tanque. Las cañerías de ingreso están conectadas a un oleoducto de 18” y 14” respectivamente a través de un sistema de válvulas esclusas, que vinculan los tanques con el oleoducto proveniente de la Unidad LACT de YPF, como así también con la impulsión de rebombeos. Las cañerías de egreso están conectadas a una línea de 24” (fuera de servicio) y una línea soterrada de 40” que vincula a los tanques con la sala de bombas de crudo.

ILUSTRACIÓN 25: CUADRO DE MANIOBRAS DE TK 2040


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ILUSTRACIÓN 26: CUADRO DE MANIOBRA TK 2013

De la Sala de Bombas de crudo: La sala de bombas de crudo consta de dos (2) By-Pass de 20” y un parque de seis (6) bombas centrifugas de tres etapas verticales, las cuales tienen un caudal nominal de fábrica de 1.000 m3/h. Todos los equipos están conectados a la succión por intermedio de un sistema de tuberías que comienza con una (1) válvula esclusa y actuador en la succión, un (1) filtro, una (1) válvula de retención, una (1) válvula mariposa con actuador en las bombas.

Cada equipo posee sus protecciones eléctricas y mecánicas que están comandadas de la sub estación secundaria, los equipos se pueden arrancar en modo local o remoto de acuerdo a las necesidades operativas.

La secuencia de arranque de las bombas es la siguiente: 1. En primera instancia se debe abrir la válvula de by-pass mínimo un 25%, para luego

dar comienzo al comando arranque. 2. Con el arranque inicia la apertura de la válvula de succión, la cual una vez

completada la apertura. 3. Arranca el equipo con una presión nominal de 15 kg/cm2 4. Posteriormente inicia la apertura completa de la válvula de impulsión

Precauciones y controles a tener en cuenta: El operador deberá recorrer las instalaciones al momento del arranque de cada equipo, con la finalidad de detectar y evitar desvíos. Los puntos de control son los siguientes:

1. Las salidas de los embudos deben estar cerradas. 2. Las purgas de los filtros deben estar cerradas y precintadas 3. Los dispositivos de seguridad tales como presostatos, o sensores de vibración deben

estar habilitados y con sus precintos. 4. Las compuertas de los sellos mecánicos deben estar cerradas. 5. Se deberá recorrer el muestreador continuo, observando que las garrafas estén

conectadas, encendidos los caudalímetros.


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ILUSTRACIÓN 27: SALA DE BOMBAS DE CRUDO

Rebombeo interno (procedimiento): Para el caso que fuese necesario un rebombeo interno, con el objetivo de enviar crudo de un tanque a otro. De deberán respetar los siguientes pasos:

1. El tanque emisor y receptor deben estar sin movimiento.

2. La válvula de salida de planta debe estar cerrada.

3. Abrir la válvula de rebombeo del tanque receptor.

4. Abril la válvula VG-716 (válvula de doble sello ubicada en colector de rebombeo en senda de cañerías).

5. Abrir la válvula de By – Pass al 100%.

6. Abrir la válvula de succión del tanque emisor.

7. Proceder con la secuencia de encendido de la bomba de cargamento y proceder al cierre gradual del by – pass hasta lograr el caudal y la presión deseada.


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ILUSTRACIÓN 28: COLECTOR DE REBOMBEO EN SENDA DE CAÑERÍAS

Se puede observar en la imagen la válvula de doble sello VG-716 la cual vincula sala de bombas de cargamento con el oleoducto de 14” (rebombeo).

Está prevista la instalación de una segunda válvula de sectorización VG-717, la cual vinculara sala de bombas de crudo con el oleoducto de 18” (producción).

Uso del agitador del tanque 2014 con bombas de cargamento. Para el uso del agitador en el tanque 2014 se encuentra vigente un instructivo operativo denominado IT-OT-23.02 en el cual se detallarán todos los pasos a seguir para una utilización eficiente del sistema de rebombeo interno.

Para la puesta en marcha del agitador hidráulico en el tk 2014 de la TCO, procederá de la siguiente manera:


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1. Cierre del bloqueo manual en línea de 14” (frente al tanque 2013). 2. Abrir la válvula de alivio de línea de rebombeo en zona alta. 3. Colocar garrafa para muestreo automático del proceso de recirculación, con

un seteo adecuado al volumen embarcable del tanque. 4. Abril la succión del tanque 2014 VG-141 5. Cerrar pie de tanque de producción y mantener abierta válvula de 8” en la

entrada del agitador. 6. Abrir VG – 142 Impulsión de Rebombeo 7. Abrir VG-716 colector de rebombeo. 8. Encender la bomba de cargamento y regular el by pass hasta llegar a una

presión de trabajo que lleve los 7 kg/cm2 en la punta del agitador. 9. Posteriormente se procederá al cierre en forma escalonada del by-pass,

siempre dejando estabilizar las presiones en cada uno de los porcentajes, con lectura en muestreador y en ingreso al agitador del TK-2014. Se recomienda cerrar paulatinamente a los siguientes porcentajes: 20%, 15%, 10%, 7%, 5% y luego con pequeños cierres hasta ajustar la presión o caudal de trabajo (lo

que se llegue primero) indicado en el inicio de este instructivo. 10. Un Operador/Supervisor de Planta controlará in situ el funcionamiento del

agitador hasta llegar y estabilizar el régimen de trabajo y posteriormente monitoreará a intervalos adecuados para tener controlada la operación y dar aviso inmediatamente de alguna anomalía recordando que estamos trabajando con presiones no habituales en el pie de un TK.

11. Una vez finalizada la agitación del tanque se procederá a parar la bomba en

funcionamiento y reestablecer las maniobras al estado previo del comienzo de la agitación.

12. Retirar la garrafa, analizar la misma y generar los registros necesarios para la

cuantificación de la suspensión de sedimento.

Operación en el llenado y vaciado de tanques en la Terminal: En el presente manual se detallan aspectos importantes a tener en cuenta por el Operador, posteriormente de realizar una lectura y reflexión del instructivo operativo.

Cabe mencionar que todos los cambios de tanque que impliquen apertura y cierre de válvulas se realiza a través de la telemetría. Pero en el caso de que llegue a fallar los sistemas de radares, como así también la automatización de las válvulas, el operador debe saber cómo proceder ante el llenado o vaciado de un tanque y el posterior cambio.

Llenado de tanques con Telemetría: Las buenas prácticas de la industria indican que, para realizar un cambio de producción desde un tanque a otro, primero hay que abrir el tanque receptor esperar el tiempo que sea necesario hasta que el caudal de ingreso este estabilizado y se haya desplazado el crudo contenido en la cañería que puede estar a una temperatura más baja que el crudo ingresado. Posteriormente se podrá cerrar el tanque próximo a llenarse de manera gradual con la


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finalidad de no ocasionar incrementos de presión no deseados que superen las protecciones o salvaguardas de TERMAP o terceros.

El sistema de tele supervisión ASPIC posee enclavamientos digitales que impiden el cierre de una válvula de ingreso de producción, sin tener previamente otro tanque abierto.

De igual manera se debe tener suma precaución en épocas invernales cuando la temperatura disminuye y la viscosidad del crudo aumenta cuando se realizan los cambios de producción con la finalidad de evitar sobre presiones.

Llenado de tanques con operación manual: En la actualidad las Terminales de Caleta Olivia y Caleta Córdova utilizan el sistema de telemetría y medición por radares para controlar el llenado y vaciado de los tanques durante el proceso de recepción y despacho de crudo. Estos sistemas son alimentados por energía de línea y ante la falta de esta última, son abastecidos por un sistema de UPS y una corriente por generador.6

Ante una eventual “caída” del sistema de radares los operadores de planta deben realizar las mediciones de manera manual para poder controlar la variación de nivel y de esta manera planificar el momento en que deben realizar las maniobras de cambio de tanque.

Almacenamiento y control de inventario sin Telemetría. Para el control de inventario diario a las 09:00 hs, como así también para los balances físicos del 1 ° de mes, se precederá de la siguiente manera:

• Los Operadores deben realizar las mediciones de nivel y temperatura de acuerdo a los procedimientos vigentes.

• El Supervisor registrara las mediciones y realizara el cálculo de cantidades.

Control de la producción y carga cada dos (2) horas sin telemetría. Ante la falta de radares se deben continuar con las tareas de control de la producción y la carga para cotejar las cantidades con los terceros, por tal motivo se realizan las siguientes acciones:

• La producción se debe controlar cada dos (2) horas, un operador deberá hacer las mediciones manuales desde la boca de sondeo informando por radio las mediciones.

• En caso de que se junten las operaciones de carga y producción se pueden realizar las mediciones en diferentes horarios, ejemplo horas pares la producción y las horas impares la carga.

Llenado y vaciado de Tanques sin telemetría. Ante una falla en los radares y con el escenario de llenado y vaciado de un tanque, se debe proceder de la siguiente manera:

• Un operador debe estar en la boca de sondeo del tanque con una cinta y pilón, linterna si es necesario, y un Handy. Se medirá el tanque tantas veces como sea necesario para determinar la variación de altura liquida y el tiempo estimado para el cambio de tanque:

• Otro operador debe estar apresto para realizar las maniobras de cambio de tanque.

6 Ver Modulo 4 – Red eléctrica del presente manual


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• El Supervisor de terminal estará en el cuarto de control registrando las medidas y verificando los tiempos estimados de llenado.

Existen dos tipos de válvulas para operar en los tanques: A continuación, se realizará un detalle de los dos (2) tipos de válvulas existentes en la Terminal con la finalidad de entender el movimiento de fluido en los tanques.

Válvulas esclusas: este tipo de válvula cierran de manera paulatina con una compuerta que al bajar restringe el paso de fluido. La experiencia indica que por debajo del 20 % empieza a ofrecer contra presión. Por tal motivo a partir de este porcentaje se debe tener suma precaución en el cierre.


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Válvulas de doble sello: este tipo de válvulas son utilizadas para los procesos de transferencia de custodia debido a que garantizan la estanqueidad del sistema. El proceso de cierre es más rápido que una válvula esclusa por tal motivo se debe tener la certeza que al momento de un cambio de tanque en producción el caudal debe estar estable en el tanque receptor, como así también equiparadas las temperaturas.


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Actuadores de válvulas: La terminal cuenta con actuadores marca rotork para el movimiento de las válvulas, estos dispositivos pueden operarse en modo local o remoto dependiendo de las necesidades de la operación. Poseen una selectora que permite los cambios de estado, los cuales son registrados en el sistema de control ASPIC.

Cambios de tanque en modo local: Puede surgir el escenario en el cual se tenga que efectuar un cambio de producción en modo local, para lo cual se dispone un operador en la válvula del tanque receptor para verificar la correcta apertura y posterior comunicación al cuarto de control

La capacidad contenida en todos los tanques desde el alto nivel (Hi) hasta el muy alto nivel (Hi-Hi) está determinada para que el operador pueda dirigirse a pie hasta el tanque próximo a llenarse y cerrarlo sin que este último tengo riesgo de sobre llenado.


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ANEXO: Caudales de llenado y vaciado de los tanques de almacenamiento.

Carga Descarga

51 1300 3700

54 1300 3700

55 1300 3700

56 1300 2600

58 1300 4100

59 1300 3700

65 2000 5200

66 2000 5200

67 2000 5500

68 2000 5300

2003 1000 2800

2004 1000 2900

2005 800 2600

2007 1000 2800

2008 1000 2600

2009 1000 2600

2010 1000 2600

2011 1000 2600

2012 1000 2600

2013 1000 2600

2014 1000 2600

2015 1000 2600

2016 1000 2600

2017 1200 3200

2018 1000 2600

2019 1000 2600

2020 1000 2600

2030 1000 2600

Ultima revision : Año 2009

Terminal Caleta Olivia

Caudal de trabajo (m3/h)

Terminal Caleta Cordova

Tanque


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MODULO 2.3 – SISTEMA DE DRENAJES TERMINAL CALETA OLIVIA.

Introducción: La Terminal Caleta Olivia posee un sistema de drenajes que comunica todos los tanques por intermedio de tuberías (acero y PAD) con una fosa principal. Este sistema unido por una línea de PAD de 10” y 12” en algunos tramos, y su propósito fundamental es evacuar los fluidos operativos de los tanques para reinyectarlos al sistema o darles disposición final. Por otra parte, cada Terminal cuenta con un sistema para operar los drenajes de los tanques de almacenamiento. El sistema de drenaje converge a una fosa receptora desde la cual el fluido drenado es bombeado al tanque en el cual se almacena hasta su disposición de acuerdo con lo expresado en el procedimiento Manejo de fluidos operativos -PO SGA 06

Sistema de permisos de Trabajo: Todas las tareas que involucren el drenaje de tanques, bajo la denominación de purga de agua, drenajes de techos flotantes, evacuación de crudo por purga de fondo, deben estar registradas en el sistema de permisos de trabajo, lo cual involucra que el Operador de planta / Supervisor de Planta deben confeccionar el ATS correspondiente y posteriormente rubricar el permiso de trabajo de acuerdo los procedimientos vigentes.


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Planilla de cambios de turnos: Todas las tareas y actividades que duren más de 12 hs y que involucren un cambio de turno en el medio, deberán quedar registradas en la planilla del cambio de turno, con la finalidad que el resto de los operadores y supervisores estén enterados del movimiento.


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Plano del sistema de drenajes de la Terminal Caleta Olivia:

Nota: Este sistema de drenajes no está preparado para que circulen solidos por las cañerías, ya que esto ocasionaría taponamientos.


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Componentes: La Terminal Caleta Olivia cuenta con un sistema SCADA denominado ASPIC MP el cual en una de sus pantallas posee un diagrama de flujo que muestra todos los tanques de almacenamiento, las válvulas y actuadores del sistema de drenaje, la fosa principal o pileta API, las bombas PCP verticales, el tanque sumidero y el sentido de flujo de los líquidos.

Pantalla de drenajes sistema ASPIC:

La pantalla del sistema ASPIC involucra muchas variables de control tales como los estados (modo stop, local, remoto, incierto) de los actuadores, el arranque y paro de bombas, la medición de nivel en la fosa principal, sumidero, etc.

De acuerdo a lo aclarado en los otros módulos del presente manual se debe tener una experiencia superior al año con trabajos de campo para poder interpretar la información y operar el sistema desde el cuarto de control.


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Sistema de tuberías: El sistema de tuberías de PAD a lo largo de todo su recorrido hasta llegar a la fosa principal, tiene bocas de inspección o limpieza con salidas a 45° y una brida ciega de 12” o 10” según corresponda y un respiradero de 2” con válvula esférica.

ILUSTRACIÓN 29: BOCA DE INSPECCIÓN Y LIMPIEZA


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Drenaje de tanques: Agua de purga: El agua separada en el fondo de los tanques se drenará a la cisterna principal y por medio de las bombas se transferirá al tanque 2005. Durante el proceso de purga los operadores de planta controlaran las cámaras de inspección y punto de convergencia de los drenajes de la zona alta con la finalidad para evitar desbordes por saturación de fluidos, como así también se deberá monitorear el funcionamiento de las bombas y sus accesorios a través del sistema ASPIC o con supervisión permanente en campo.

ILUSTRACIÓN 30: CONVERGENCIA DE LOS DRENAJES DE LA ZONA ALTA

ILUSTRACIÓN 31: CAMA DE INSPECCIÓN CON TAPA DE HORMIGÓN ARMADO


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ILUSTRACIÓN 32: CÁMARA DE INSPECCIÓN DEL RELLENO DE LÍNEA

Agua de lavados de tanques: El agua proveniente del lavado de los tanques se drenará a la cisterna principal utilizando la red de drenaje excepto cuando el operador perciba visualmente un elevado porcentaje de sedimentos, como habíamos anticipado el sistema de drenajes no está preparado para trabajar con sedimento por lo que la descarga de los mismo se hará en los tanques con agitador eléctrico (2003 y 2007) y en el que posee agitador hidráulico (2014).

Con el fin de evitar el sobrellenado de la cisterna principal un operador de planta vigilará desde el panel de control o directamente en el campo el nivel del líquido y el arranque de las bombas.

Para el caso de la descarga de sedimentos en los tanques 2003, 2007 o 2014 se deberá tener en cuenta que los tanques tienen que estar vacíos o con un nivel que permita el ingreso del fluido a presión.

Cada tanque posee instalaciones similares el Tk 2003 tiene soldado un niple con válvula esclusa de 8”, más una retención plana con un acople de 6” y de 4” en la succión del tanque.

Mientras que en los tanques 2007 y 2014 los niples están soldados en la primera virola del tanque, con la misma configuración.


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ILUSTRACIÓN 33: DESCARGA DE SEDIMENTOS EN TK 2003

Petróleo: El cuadro de maniobra de drenajes está compuesto por una (1) válvula esclusa al pie de tanque, y una tubería de 2” o 3” dependiendo del tanque conectado a un embudo colector que sirve para verificar visualmente el fluido drenado. Así mismo tiene un (1) actuador y válvula esclusa como segundo bloque el cual puede ser operado desde el sistema ASPIC ubicado en el cuarto control, cabe aclarar que las operaciones de drenajes se hacen de manera manual, con vigilancia permanente, con permiso de trabajo y ATS correspondiente.

El fluido se drenará a la cisterna principal y por intermedio del by-Pass de conexión se bombeará al oleoducto de ingreso de producción en la medida que la operación lo permita, caso contrario se enviará a un tanque a designar.


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ILUSTRACIÓN 34: CUADRO DE MANIOBRA DE DRENAJES (CRUDO Y AGUA)

Drenajes de aguas de lluvias: Aguas de techos flotantes: Las válvulas de drenaje de los techos flotantes deben permanecer cerradas. El agua acumulada en los mismos se drenará en forma controlada de acuerdo a la capacidad de evacuación de la cisterna principal, transfiriéndola luego a un tanque a designar.


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ILUSTRACIÓN 35: DRENAJE DE TECHO

Cada tanque de techo flotante posee un sistema de tuberías denominada pívot master que conecta el centro del techo con una válvula al pie de tanque de esta manera se puede evacuar el agua de lluvia.

Con una frecuencia semanal se harán inspecciones de los techos flotantes para verificar que los mismos no acumulen agua de lluvia o hidrocarburos y como norma los techos tendrán siempre colocado un niple de aproximadamente 40 cm de alto que sirve para evitar reflujos internos provocados por roturas o fallas del pívot master


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ILUSTRACIÓN 36: ESQUEMA DE PÍVOT MASTER

Fluidos del laboratorio, lanzador de Scrapper y sala de bombas de crudo: Los fluidos provenientes de laboratorio, sala de lavado de elementos de medición, sala de toma muestras de cargamento, expurgue de empaquetaduras de las bombas, vaciado de filtros, como así también el ocasional vaciado de locaciones de bombas y cañerías y de la trampa de dispositivo limpiador, se recepcionan en el tanque sumidero y luego se envían mediante bombeo a la cisterna principal, posteriormente se transferirán al oleoducto de ingreso de producción o a un tanque a designar.


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ILUSTRACIÓN 37: TANQUE SUMIDERO TCO

ILUSTRACIÓN 38: DRENAJE DE LANZADOR DE ILLI


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ILUSTRACIÓN 39: DRENAJE DE BOMBAS Y COLECTORES (SUCCIÓN E IMPULSIÓN)

Diagrama de flujo de la fosa principal: El crudo o el agua es recibido por una tubería a la fosa principal la cual consta de 4 (cuatro) bombas pcp de 15 m3/h, las mismas tienen asociado un sistema de magnetroles que comandan el encendido por alto nivel y el apagado cuando el nivel es bajo.

Tiene la particularidad que estos fluidos se pueden desviar al sistema de crudo o al tanque 2005 dependiendo de las variables operativas.

El comando de estas válvulas es modo manual son esclusas de 6” y 8” pulgadas la mayoría, siempre estas válvulas son accionadas por el personal de operaciones.


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ILUSTRACIÓN 40: FOSA PRINCIPAL Y TANQUE 2005

La configuracion de cada bomba PCP de la fosa principal, tiene un colector de impulsion, con valvula esclusa ( normal abierta) , una retencion que impide el retroceso de fluido proveniente de otras bombas.


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ILUSTRACIÓN 41: MANIFOULD PARA CAMBIO DE SENTIDO DEL FLUJO

En la salida del colector de impulsión de las bombas de la fosa principal se encuentran dos válvulas esclusas, las cuales derivan el sentido de al tanque Skimmer (2005) o al Tk 2003.

• La válvula de color blanca con reductora deriva el flujo al tanque 2005.

• La válvula de color gris oscuro, deriva el flujo al tanque 2003.

En un futuro se controlar con actuadores y se podrán operar en modo remoto y local.

ILUSTRACIÓN 3542: VÁLVULA NORMAL ABIERTA – BLOQUEO A TANQUE 2003


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Una vez derivado el sentido de flujo al tanque 2003, se debe controlar que a mitad de camino este abierta la válvula de bloqueo de 6”. ESTA VALVULA NO DEBE ESTAR CERRADA, salvo comunicación expresa del Supervisor de Terminal.


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ILUSTRACIÓN 43: VÁLVULA DE BLOQUEO EN INGRESO A SENDA DE CAÑERÍAS

Frente al tanque 2003, en el borde de la senda de cañerías se encuentra una válvula esclusa de 6” que sirve para bloquear el ingreso al colector de succión y producción del tanque 2003.

El colector de producción del tanque 2003 consta de una válvula mariposa que se encuentra normal abierta, por otra parte, los colectores de succión y producción se vincular con una válvula de 8” y un accesorio en forma de “U”


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ILUSTRACIÓN 37: DIAGRAMA DE FLUJO SEGÚN PO-SGA-06


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MODULO 2.4 – RED ELECTRICA DE LA TERMINAL CALETA OLIVIA.

Introducción: La Terminal Caleta Olivia cuenta con un sistema eléctrico que consta de tres (3) niveles de energía, una línea de 66 kW principal que recibe tensión desde Servicios Públicos Sociedad del Estado – una línea de 6.6 kW que alimenta las bombas de cargamento y electrobombas de la red contra incendio – y tensión de 380 volts para actuadores e instalaciones de media y baja tensión. El presente manual pretende mostrar los aspectos básicos de operación de la red eléctrica para mantener la operación segura de la Terminal. Se pretende del operador que sepa como cortar la energía en caso de emergencia, y ante cortes de energía programados o no programados pueda reponer la energía. TERMAP posee un contratista fijo que se encarga de la operación y mantenimiento de toda la red eléctrica, pero la misma también es operada en menor nivel por los Operadores de planta y Supervisores de Terminal.

Componentes: La red eléctrica está compuesta por una sub estación principal y una sub estación secundaria con moto-generador diésel, con todo el cableado necesario para alimentar toda la Terminal, oficinas e instalaciones de bombeo con 380 voltios. Toda la red se encuentra esquematizada en un software de control denominado ASPIC.

Pantalla Eléctrica en sistema ASPIC: La pantalla del sistema de telemetría ASPIC muestra los diferentes niveles de energía con colores, el color marrón representa la línea de 66 kv, el color fucsia representa la transformación a 6.6 kv y el color azul muestra la reducción de 6.6 kv a 380 volts.

La mayoría de los dispositivos de campo como los actuadores, radares, bombas de la fosa principal, sumidero, bomba presurizadora de la red contra incendio, bombas del patín Proporcionador de espuma, entre otros funcionan con 380 voltios y 220 voltios. Por esa razón es de suma importancia ante un corte de energía no programado el operador debe tenerlos conocimientos básicos para reponer los sistemas con el moto generador.


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ILUSTRACIÓN 44: PANTALLA DEL SISTEMA ASPIC MP


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Instructivos operativos para reposición de energía. A. Corte de Energía (Programado o no programado) de Servicios Públicos Sociedad del Estado proceder de la siguiente manera: 1. Llamar a la guardia de mantenimiento eléctrico (297-6240814) y enviar mensaje de texto o por otro medio a la guardia operativa (297-6240958) y jefe de planta. 2. Esperar de 5 a 7 minutos para que arranque el generador y la reposición sea automática. Importante NO HAY QUE ACEPTAR alarma del ESD-2 hasta tanto no arranque el generador. 3. En caso de que no arranque el generador, el operador deberá encenderlo remotamente desde el Áspic o de manera manual directamente en la ubicación física del generador. El proceso de reposición respeta los siguientes enclavamientos. 3.1. Verificar ausencia de tensión y abiertos los IE_CCMSE_6 e IE_CCM1_7 (salida de transformadores de 380 Voltios) 3.2. Poner en marcha CO-G1 3.3. Verificar que CO_G1 este arrancado (mímico rojo- 380 voltios) 3.4. Cerrar IE_CCM1_6, esperar hasta que el interruptor indique cerrado en rojo. 3.5. Cerrar IC_CCM1_1, interconexión para alimentar zona alta.

B. Reposición de energía de Servicios Públicos Sociedad del Estado. 1. El operador deberá verificar que exista tensión en voltímetro de aguja ubicado en el Tablero TC-01 de la subestación principal. Debería marcar 66 KV en las tres fases (RS-ST-TR). En la actualidad y debido a la baja tensión recibida por parte de la cooperativa podemos recibir entre 62.5 y 64.0 KV. 2. Llamar a la guardia de Mantenimiento Eléctrico para solicitar asistencia telefónica. 3. Cerrar de manera remota (desde cuarto de control) el interruptor principal IE-SETC1. 4. Verificar que se encuentren abiertos IE_CCMSE_6 e IE_CCM1_7 5. Verificar ausencia de tensión (380 V) en salida de CO-T3 y CO-T4 6. Cerrar IE_CMT_B2. (6,6 Kv salida del Transformador. Principal COT2) 7. Abrir IC_CCM1_1 (Interconexión 380 V) 8. Abrir IE_CCM1_6 (Interruptor de CO-G1) 9. Cerrar IE_CCM1_7. 10. Cerrar IE_CCMSE_6


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C. En caso que el Generador no arranque desde ASPIC, dirigirse al panel de control de CO_G1 y seguir los siguientes pasos: 1. Verificar si este encendido el panel de control 2. Verificar el estado off-Manual-Automático, 3. Con tecla Modo (Modo) poner en estado MAN (Manual) 4. Dar arranque con la tecla STAR y esperar uno 10 seg debería arrancar. 5. Seguir los pasos desde ASPIC del procedimiento A.: 5.1. Verificar que CO_G1 este arrancado (mímico rojo- 380 v) 5.2. Cerrar IE_CCM1_6, esperar hasta que el interruptor indique cerrado en rojo. 5.3. Cerrar IC_CCM1_1, interconexión para alimentar zona alta. 6. Para parar el CO-G1 presionar tecla STOP Y esperar unos 10 seg.


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Aplicación de instructivo operativo: Se encuentra en vigencia un instructivo operativo denominado IT-OT – 20.01 para los Cortes del Suministro Eléctrico Publico para tres tipos de escenarios.

1. Corte de energía No Programado, con asistencia de las UPS. 2. Corte de Energía No Programado, con asistencia de las UPS y sin asistencia

del moto generador. 3. Corte de Energía No programado, sin asistencia de las UPS y Sin asistencia

del moto generador.

En todos los casos a parte de seguir al pie de la letra el instructivo, el Supervisor de Terminal debe llamar inmediatamente a la Guardia de TERMAP y al Jefe de Planta informando la situación.

IT OT 20.01 Corte de suministro de energia.rev01.pdf


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ANEXOS: Imágenes de las instalaciones: ILUSTRACIÓN 45: SUB ESTACIÓN PRINCIPAL

ILUSTRACIÓN 46: CO-T1 INTERRUPTOR 66 KV


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ILUSTRACIÓN 47: SUB ESTACIÓN SECUNDARIA

ILUSTRACIÓN 48: CASILLA DEL MOTO GENERADOR


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Tabla de contenido

SISTEMA DE GESTION INTEGRADO DE AMBIENTE, CALIDAD, SALUD Y SEGURIDAD .................................................................................................................... ¡Error! Marcador no definido.

PO OT 04 .................................................................................................. ¡Error! Marcador no definido.

MODULO 1 – MANUAL DE MEDICION PROCEDIMIENTO GENERAL PARA CALETA OLIVIA Y CALETA CORDOVA ........................................................................................................... 2

Introducción: ............................................................................................................................................ 2

Desarrollo teórico: .................................................................................................................................. 2

Medición automática por telemetría ................................................................................................ 2

Principio de funcionamiento medición de nivel .............................................................................. 4

Principio de funcionamiento medición de temperatura................................................................. 5

Control Sistema Automático de Medición ....................................................................................... 6

Documentación respaldatoria: ...................................................................................................... 6

Medición Manual ...............................................................................................................................11

Definiciones: ..................................................................................................................................11

Tipos de Mediciones manuales de nivel ...................................................................................16

Tipos de Mediciones manuales de temperatura ......................................................................19

Calibración de instrumentos de medición .....................................................................................19

Verificación mensual de termómetros ...........................................................................................21

Desarrollo Operativo ........................................................................................................................23

Procedimiento ...............................................................................................................................23

Procedimientos Aplicables ..................................................................................................................24

Normas Aplicables ...............................................................................................................................24

Plan de capacitación sobre medición de tanques .............................. ¡Error! Marcador no definido.

Temario: ................................................................................................ ¡Error! Marcador no definido.

MODULO 2 – MUESTREO PROCEDIMENTO GENERAL PARA CALETA OLIVIA Y CALETA CORDOVA ...........................................................................................................................25

Introducción ...........................................................................................................................................25

Desarrollo teórico .................................................................................................................................25

Muestreo Manual ..............................................................................................................................25

Definiciones .......................................................................................................................................26

Tipos de equipos de muestreo .......................................................................................................27


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Desarrollo Operativo Muestreo manual de tanques ...................................................................29

Muestreo Automático ...................................................................................................................35

Descripción ....................................................................................................................................35

Criterios de aceptación del muestreo automático. ......................................................................40

Cantidad de muestras recolectadas ..........................................................................................40

Grab. Factor ..................................................................................................................................40

Performance Factor. ....................................................................................................................41

Desarrollo operativo muestreo automático de oleoductos .............................................................42

Configuración muestreo línea de cargamento (ambas Terminales) ........................................42

Precintado de Garrafas ...................................................................................................................42

Procedimientos Aplicables SGI ..........................................................................................................44


Plan de capacitación sobre muestreo .................................................. ¡Error! Marcador no definido.


MODULO 3 – CALCULO DE CANTIDADES PROCEDIMIENTO GENERAL PARA CALETA OLIVIA Y CALETA CORDOVA .........................................................................................................45

Introducción ...........................................................................................................................................45

Definiciones y cálculos ........................................................................................................................45

Volumen total observado (TOV) .....................................................................................................45

Volumen bruto observado (GOV) ..................................................................................................45

Factor de Corrección por la temperatura de la pared del tanque (CTSh) ...............................45

Ajustes y Correcciones por Techo Flotante (FRA y FRC) .........................................................46

Volumen bruto Estándar (GSV)......................................................................................................47

Volumen Neto Estándar (NSV) ......................................................................................................47

Factor de corrección por el contenido de agua y sedimento (CSW) ........................................48

Cálculo del volumen de agua y sedimento ...................................................................................48

Cálculo de la Masa Bruta Estándar (GSM) ..................................................................................48

Cálculo de la Masa Neta Estándar (NSM) ....................................................................................48

Esquema y diagramas de flujo para cálculo de cantidades: .....................................................49

Procedimientos Aplicables SGI ..........................................................................................................52


Plan de capacitación cálculo de cantidades ....................................... ¡Error! Marcador no definido.


Código

PO OT 04

Emisión

01

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CAPITULO 2: TERMINAL CALETA OLIVIA ..................................................................................53

MODULO 2.1 – RED CONTRA INCENDIO TERMINAL CALETA OLIVIA ...............................54

Introducción: ..........................................................................................................................................54

Componentes ........................................................................................................................................54

Tanque de agua: T-300 de 3.000 m3 en la zona alta. ................................................................58

Tanques de líquido espumigeno: un tanque de 7000 litros de fibra. .......................................58

Motobombas: .....................................................................................................................................59

Electrobombas: .................................................................................................................................60

Bomba Jockey: .................................................................................................................................60

Skid de Espuma (Datos y características):...................................................................................60

Instalaciones Fijas: ...........................................................................................................................62

Funcionamiento de la Red Contra Incendio: ................................................................................68

Sistema SCADA RCI .......................................................................................................................68

Controles sobre RCI .........................................................................................................................70

Prueba y parte semanal de RCI .................................................................................................70

Control mensual de instalaciones fijas ......................................................................................72

Prueba Anual .................................................................................................................................72

Procedimientos aplicables a RCI ...................................................................................................74

Plan de capacitación sobre la red contra incendio......................... ¡Error! Marcador no definido.

Temario: ............................................................................................ ¡Error! Marcador no definido.

MODULO 2.2 – MOVIMIENTO DE PRODUCTO TERMINAL CALETA OLIVIA ......................74

Introducción: ..........................................................................................................................................74

Custodia del petróleo y alcance del manual de operaciones ........................................................74

Tareas de medición y muestreo: ........................................................................................................74

Operación de Cargamento: .................................................................................................................75

Componentes: .......................................................................................................................................77

Listado de tanques y Datos de interés: .....................................................................................78

Plano de tuberías en la Terminal Caleta Olivia: ..........................................................................79

Pantalla de movimiento de producto del sistema ASPIC: ..........................................................82

Del Sistema de tuberías: ................................................................................................................83

Desde el tanque hasta el manifould. .........................................................................................83


Código

PO OT 04

Emisión

01

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Desde el manifould hasta sala de bombas e ingreso de producción. ..................................83

Del manifould de cada tanque. .......................................................................................................84

De la Sala de Bombas de crudo: ...................................................................................................85

La secuencia de arranque de las bombas es la siguiente: ....................................................85

Precauciones y controles a tener en cuenta: ...........................................................................85

Rebombeo interno (procedimiento): ..........................................................................................86

Uso del agitador del tanque 2014 con bombas de cargamento. ..........................................87

Operación en el llenado y vaciado de tanques en la Terminal: ................................................88

Llenado de tanques con Telemetría: .........................................................................................88

Llenado de tanques con operación manual: ............................................................................89

Existen dos tipos de válvulas para operar en los tanques: ....................................................90

Cambios de tanque en modo local: ...........................................................................................92

ANEXO: Caudales de llenado y vaciado de los tanques de almacenamiento. ..........................93

Plan de capacitación sobre movimiento de crudo y sala de bombas ............ ¡Error! Marcador no

definido.


MODULO 2.3 – SISTEMA DE DRENAJES TERMINAL CALETA OLIVIA. ..............................94

Introducción: ..........................................................................................................................................94

Sistema de permisos de Trabajo: ......................................................................................................94

Planilla de cambios de turnos:............................................................................................................96

Plano del sistema de drenajes de la Terminal Caleta Olivia: ........................................................97

Componentes: ...................................................................................................................................98

Pantalla de drenajes sistema ASPIC: .......................................................................................98

Sistema de tuberías: ....................................................................................................................99

Drenaje de tanques: .......................................................................................................................100

Agua de purga: ...........................................................................................................................100

Agua de lavados de tanques: ...................................................................................................101

Petróleo: .......................................................................................................................................102

Drenajes de aguas de lluvias: ......................................................................................................103

Aguas de techos flotantes: ........................................................................................................103

Fluidos del laboratorio, lanzador de Scrapper y sala de bombas de crudo: .........................105

Diagrama de flujo de la fosa principal: ........................................................................................107


Código

PO OT 04

Emisión

01

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Plan de Capacitación sobre el sistema de drenajes. ......................... ¡Error! Marcador no definido.


MODULO 2.4 – RED ELECTRICA DE LA TERMINAL CALETA OLIVIA. ..............................113

Introducción: ........................................................................................................................................113

Componentes: .....................................................................................................................................113

Pantalla Eléctrica en sistema ASPIC: .............................................................................................113

Instructivos operativos para reposición de energía. .....................................................................115

A. Corte de Energía (Programado o no programado) de Servicios Públicos Sociedad del Estado proceder de la siguiente manera: ...................................................................................115

B. Reposición de energía de Servicios Públicos Sociedad del Estado. ................................115

C. En caso que el Generador no arranque desde ASPIC, dirigirse al panel de control de CO_G1 y seguir los siguientes pasos: ........................................................................................116

Aplicación de instructivo operativo: .............................................................................................118

ANEXOS: Imágenes de las instalaciones: .................................................................................119

Plan de Capacitación sobre la red eléctrica ........................................ ¡Error! Marcador no definido.


Date post:	16-Aug-2020
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