Este documento describe los tanques de almacenamiento de petróleo, incluidos sus tipos y clasificaciones, equipos auxiliares y de seguridad, y métodos de medición. Los tanques de almacenamiento se usan para almacenar y preservar líquidos y gases a baja presión e incluyen tanques verticales, esféricos, flotantes plegables y refrigerados. Se requieren equipos como válvulas de venteo, manholes, drenajes y sistemas contra incendios para la seguridad y operación de los tanques

1. Republica Bolivariana de Venezuela
Instituto Universitario Politécnico
Santiago Mariño
Maracaibo – Edo. Zulia
Catedra: Proceso de campos
Realizado por:
Verónica Castro
C.I.: 18287309

2. Esquema
1. Tanques de almacenamientos
2. Tipos y Clasificación de los tanques de almacenamiento.
3. Equipos auxiliares y de seguridad.
4. Procesos de medición en los tanques de almacenamiento:
- Métodos Directos e Indirectos
5. Calculo de producción en barriles brutos y netos diarios
6. Parámetros que influyen en el almacenaje de crudo.
7. Perdidas por evaporación y métodos para minimizarlas
8. Sistemas de deshidratación
9. Descripción de equipos y parámetros de control Operacional.
10. Método de desalación de crudo.
11. Método electrostático

3. INTRODUCCIÓN
Hoy en día la selección del tipo y tamaño de tanques de almacenamiento, está regida por la
relación producción-consumo, las condiciones ambientales, la localización del tanque y el
tipo de fluido a almacenar. Todos los tanques antes de ser utilizados, sean fabricados en
taller o en campo, deberán ser probados antes de que sean puestos en servicio y regidos
según la norma de la que fueron fabricados.
Hay una gran diversidad y tipos de tanques de almacenamiento. En función del sector y el
tipo de producto a contener, deben cumplir con una serie de requisitos.

4. Los tanques de almacenamiento son
estructuras de diversos materiales, por lo
general de forma cilíndrica, que son usadas
para guardar y/o preservar líquidos o gases a
una presión atmosfericas o presion interna
relativamente baja, cuyo diseño es de acero
1. Tanques de almacenamiento
Sus partes

5. 2. Tipos y Clasificación de los tanques de almacenamiento.
En la industria del petróleo los tanques para almacenar hidrocarburos líquidos se
clasifican de la siguiente manera:
a) Por su tipo de unión
Empernados
Tanques certificados API 12 B para
almacenamiento de petróleo crudo o agua
de formación.
Remachado
Soldado
Los Tanques de almacenamiento API 650 es el estándar que rige los tanques
soldados para almacenamiento de aceite. API 650 se usa ampliamente para
tanques que están diseñados para presiones internas de 2.5 PSI o menos y
almacenan productos como petróleo crudo, gasolina, químicos y agua
producida

6. Tipo de colores para el almacenaje de cada producto

7. b) Por su forma
Tanques verticales – techo flotante
Constan de una membrana solidaria al espejo
de producto que evita la formación del espacio
vapor, minimizando pérdidas por evaporación al
exterior y reduciendo el daño medio ambiental y
el riesgo de formación de mezclas explosivas
en las cercanías del tanque.
El techo flotante puede ser interno (existe un
techo fijo colocado en el tanque) o externo (se
encuentra a cielo abierto). En cualquier caso,
entre la membrana y la envolvente del tanque,
debe existir un sello.
Tanques Flotantes Plegables
Los tanques flotantes han sido
desarrollados para el almacenamiento
de hidrocarburos recuperados por
embarcaciones antipolución que no
disponen de tanques propios o cuya
capacidad es insuficiente.
Estos tanques pueden ser remolcados
llenos o vacíos a velocidades de hasta 7
nudos en función del estado del mar.

8. Esferas
Son otra forma de almacenar líquidos similares. Un
recipiente esférico esta forma por gruesas paredes
de acero, con 6 o más soportes o columnas. Se
consideran económicas porque tienen una
capacidad de agua a partir de los 800 metros
cúbicos, igual que los cilíndricos.
Cuentan con una escalera para acceder a la parte
superior para el mantenimiento de
las válvulas de seguridad, aparatos de telemedición,
etc.
Tanques de baja presión
Este almacenamiento está diseñado para
mantener una presión interna mayor a 0.035
kg/cm2, pero menor de 1.055 kg/cm2 medidos en
la parte superior del tanque. Estos tanques de baja
presión deben construirse de acuerdo a normas de
diseño reconocidas, pueden construirse con el API
620.

9. Tanques refrigerados
Son utilizados para almacenar gases licuados en rangos del etileno al butano. Los
recipientes a presión refrigerados se utilizan para almacenar gases a alta presión
como GLN u otros gases criogénicos para los que el almacenamiento a presión, a
temperatura ambiente, no es factible. Los límites máximos de estos recipientes son
de 4.5 metros de diámetro. Los principales tipos de tanques de refrigeración son:
Recipientes a presión Esfera a presión Cilíndricos verticales

10. Tipos de almacenamiento
Almacenamiento del crudo
Punto intermedio del crudo
proveniente de la extracción
del yacimiento y lo que va a la
refinería
Almacenamiento en la
refinería
Depósitos o tanques
dispuestos al comienzo y al
final de las líneas de procesos
Almacenamiento de reserva
Reservas de crudo que
garantizan el consumo de
mercado interno de un
tiempo mínimo determinado
Almacenamiento de distribución
Deposito ubicado en grandes
centros de consumo para su
posterior distribución al
consumidor final

11. Criterio de seguridad para la sección de tanques
Limites de presión

12. 3. Equipos auxiliares y de seguridad
a) Ventilas o válvulas de venteo: el tanque esta provisto de
ventillas sean simples o automáticas, etas permiten la
salida del aire cuando el tanque comienza a llenarse
cerrándose el momento en que el fluido alcanza su
determinado limite
b)Shell Manholes: Permite la entrada del hombre para la
inspección o limpieza, debiendo permanecer cerrada en
operación normal
c) Disco y columna central: Sobre el disco, se apoyan las correas y este disco se
encuentra diseñado para soportar la cargas que generan las correas. Mientras
que la función de la columna central, esta diseña para soportar la carga muerta
de los elementos mas una carga uniforme, esta carga no menor a 1,2 KPa

13. d) Boca de sondeo: Facilita el mantenimiento, la medición
manual de nivel y temperatura, y la extracción de muestra
e) Boca de limpieza: Son diseñadas a partir de las normas
API 650 sección 3.3.7, permite el ingreso del personal para
la realización de tareas de mantenimiento en el interior de
un tanque
f) Base de hormigón: se construye un aro perimetral de hormigón sobre el que se debe
apoyar el tanque para evitar hundimiento en el terreno corrosión de la chapa
g) Servomecanismo: es una mecanismo o palpado mecánico que sigue el nivel del
liquido
h) Instalación contra incendios: Deben constar con sistema que suministre espuma
dentro del recipiente, y con un sistema que sea capaz de suministrar el caudal del agua
mínimo que exige la ley

14. i) Radar: Sirve para la medición de la
temperatura, se utilizan tubos con
varios sensores ubicados en
distintas alturas, para medirlas a
distintos niveles de liquido
j) Serpentín de calefacción: Empleados en productos
como el crudo y el fuel oíl, son tubos de acero por
donde circula vapor a baja presión
k) Agitadores: Se utilizan para mantener uniforme la
masa de hidrocarburos dentro del tanque

15. L) Válvulas de presión y vacío: son necesarias
ya que el tanque respira debido al vaciado /
llenado, alta TVR del hidrocarburo
almacenado, aumento de la temperatura,
exposición al fuego, etc.
m) Salida de flujo de agua: son redes que permiten la
evacuación de aguas y granizos ocasionalmente acumulados
n) Shell Nozzles: Permite el ingreso o la salida del producto
del tanque de almacenamiento son diseñadas en base a la
norma API 650 secc. 3.6
o) Drenaje: Se encuentran localizado en el cuerpo con
su respectivo sumidero en el fondo del tanque. Los
sumideros pueden ser tipo sifón, manguera flexible o
hacia un drenaje abierto o cerrado

16. p) Los venteos de emergencia son diseñados para aliviar
las sobrepresiones en el tanque causadas por los
vapores en caso de falla de la válvula de presión y vacío.
Fácil inspección y mantenimiento. Fácil remoción de la
cubierta permite un acceso al tanque.
q) Arrestallamas: Evita que ingrese chispa o llama por el
conducto de vacío, cortando la posibilidad de propagación
de fuego dentro del recipiente.

17. 4. Procesos de medición en los tanques de almacenamiento:
- Métodos Directos e Indirectos
Para medir los niveles de los tanques existen dos métodos:
- Medición a vacío (indirecta): determina la altura de vacío entre el contenido y la
tapa del tanque
- Medición a fondo (directa): determina directamente la altura del contenido del
tanque

18. Medición a vacío
La cinta para la medición a vacío tiene el cero de la escala en el gancho de
unión entre la cinta y la plomada
Medición a fondo
El cero de la escala esta en la punta de la plomada, que debe tener una punta
terminada en cono
La marca de referencia debe de estar fija y claramente indicada sobre el techo
del tanque
Cero de la escala
Cero de la escala

19. Procedimiento medición a vacío
- Aterrice eléctricamente la cinta
- Baje la cinta hasta que toque el liquido
- Espere hasta que la plomada deje de
oscilar y bájela lentamente unos 5-8 cm
mas haciendo coincidir una lectura entera
de la cinta con el punto de referencia
- Registre la lectura de la cinta en el punto
de referencia
- Recoja la cinta lea en la plomada el corte y
registre la lectura
La medida en vacío es la medida de la cinta
mas la medida de la plomada

20. Procedimiento Medición a fondo
- Aterrice eléctricamente la cinta
- Baja la cinta hasta casi el fondo
- Deslícela suavemente hasta que la plomada
toque le plato de medición
- Tome la lectura de la cinta en el punto de
referencia. Debe coincidir con la altura de
referencia
- Mantenga la cinta firme, el tiempo suficiente
para que el liquido produzca el corte ene la
cinta
- Recoja la cinta hasta a marca de corte y
registre la lectura
Use la tabla de aforo del tanque para determinar
le volumen del mismo.
Al menos una vez al mes se debe:
- Revisa la altura de referencia del tanque,
para ver si ah variado
- Calibre ala cinta y la argolla que sujeta la
plomada
- Revisar la plomada y cambiarla si esta
desgastada

21. 5. Calculo de producción en barriles brutos y netos diarios
El calculo del volumen es central y este procedimiento se describe en la
siguiente figura
Volumen bruto estándar (GSV)
Todos los líquidos hidrocarburos cambian su
volumen físico en relación con su temperatura.
Cuando se indica un valor de volumen, esto no
tendría valor sin indicar a que temperatura
corresponde la cifra
El valor bruto estándar se obtiene de la siguiente
manera:
Volumen neto estándar
Es igual al GSV a menos que haya un contenido
medible de sedimento base y agua suspendida
(BS&W) en el producto. Esto es principalmente
frecuente en petróleo crudo y se mide en
laboratorios en porcentajes. Por lo tanto se
determina de la siguiente manera:
NSV: GSV- BS&W x GSV

22. 6. Parámetros que influyen en el almacenaje
de crudo
- El balance entra el flujo producido y
demandado por el consumidor
- La reserva fija como critica, expresada en días
de marcha o volumen mínimo
- Los medios, capacidad y costos de transportes
(logística)
- Las distancias al proveedor / clientes y los
tiempos de entrega
- Costo y grado de importancia del producto en
el proceso productivo o servicio
- Espacio disponible en planta
- Requisitos de las Normas de Cuidado
Ambiental y Normas de seguridad
- Requisitos de la compañía aseguradora

23. 7. Perdidas por evaporación y métodos para minimizarlas
Perdidas por evaporación
Son aquellas que se dan cuando el vapor que se
produjo a partir de un liquido escapa hacia la
atmosfera
Su análisis es importante debido a :
- Perdidas económicas que se generan
- Impacto ambiental ocasionado
Relacionadas directamente con el
almacenamiento de derivados del petróleo:
- Estado del tanque
- Operación del tanque
- Características del fluido

24. Perdida por evaporación en tanques de techo
Perdida permanente de
almacenaje
Debido al ciclo de
almacenamiento diario
Perdida de trabajo
Debido al cambio de nivel
de flujo
Perdida por llenado
Debido a la compresión de la
mezcla aire – vapor cuando
aumento el nivel del liquido
Perdida por vaciado
Debido a la entrada de aire
fresco al tanque cuando
baja el nivel del liquido
causando una evaporación
adicional
Perdida por evaporación en tanques de techo flotantes
Se dan perdidas por almacenamiento y abandono. En
esta perdida se tiene muy en cuenta características
como:
- Factores relacionados con los equipos
- Factores relacionados con los líquidos almacenados
como: presión de vapor, factor de producto, peos
molecular de vapor y densidad de vapor condensado

25. Calculo de perdida por evaporación según normas API – MPMS 19
Las operaciones se basan en el
estado operativo del tanque de
almacenamiento
- Características del tanque
- Características del fluido
- Datos adicionales
La aplicación de esta norma requiere:
- El tanque sea un cilindro vertical
- El liquido debe tener una presión de vapor verdadera mayor a 0.1 psi
- Los respiraderos estén abiertos +/- 0.03 libras

26. Métodos para minimizar
- Realiza un control preventivo y correctivo si es necesario de las pinturas
de los tanques de almacenamiento debido a que es un factor muy
importante que guarda estrecha relación con las perdidas de
evaporación
- Realizar un calculo anual de las perdidas por evaporación porque
además de ser importantes el conocimiento de este factor para tomar
medidas correctivas, también sirven como guía para conocer el estado
operativo de los tanques de almacenamiento y por ender el deterioro de
sus componentes
- No tomar como referencias cálculos ya realizados en otros tanques de
almacenamiento de características similares debido a que además de
las características del tanque, el lugar donde se ubica es un factor muy
importante e influyente en el calculo de las perdidas por evaporación

27. 8. Sistemas de deshidratación
El proceso de deshidratación de crudo es aquel mediante el cual se retira el agua
asociada al aceite, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su
contenido a un porcentaje previamente especificado.
Este proceso tiene como finalidad disminuir costos asociados a los
procesos de separación y refinación que deben llevarse a cabo
cuando se manipula crudo emulsionado con agua
Transporte de tubería de
6” de diámetro por donde
circula al mezcla
GAS – CRUDO- AGUA
Crudo producido a
nivel del fondo del
pozo
Separación del gas
disuelto en el
liquido
Gas disuelto
Separación
gravitacional para
remover el agua libre y
el crudo no
emulsionado
Agua + crudo NO
emulsionado
Sistema de
tratamiento
seleccionado
Tanque de
almacenamiento
Agua
Crudo

28. Métodos para el proceso de deshidratación
Dependiendo del tipo de crudo y de la disponibilidad de recursos
se combina cualquiera de os siguientes métodos:
- Químico
- Térmico
- Mecánico
- Eléctrico
En general se usa la
combinación de todos los
métodos como son
- Térmico y químico
- Mecánico o eléctrico
Para lograr la deshidratación
efectiva de la emulsión

29. Proceso de deshidratación

30. 9. Descripción de equipos y parámetros de control Operacional
Separadores gas – liquido
Sirven para separa el gas asociado al crudo que provienen desde los pozos
de producción. La mezcla de fluidos entrantes choca con sus placas
desviadoras a fin de promover l separación gas – liquido mediante la
reducción de velocidad y diferencia de densidad
Se identifican 4 secciones de
separación:
- Primaria: entrada de la mezcla
crudo – agua- gas
- Secundaria: separación máxima del
liquido por efecto de gravedad
- Extracción de neblina: separación
de las gotas de líquidos que aun
contiene el gas
- Acumulación del liquido: la parte
inferior del separador que actúa
como colector de líquidos obtenidos
durante la operación

31. Separadores gravitacionales
El agua es removida por las fuerza de gravedad y esta remoción
provoca ahorros en el uso de los combustibles de los calentadores. El
asentamiento gravitacional se lleva a cabo en los siguientes equipos:
Eliminadores de agua libre:
Son utilizados solamente para
remover grandes cantidades de agua
que es producida en la corriente,
pero que no están emulsionadas y se
asientan fácilmente en menos de 5 –
20 min
En el interior de estos recipientes se
encuentran bafles para direccionar el
flujos y platos de coalescencia

32. Gun Barrel
Es un tanque tratador con flujo descendente central vertical que opera a presión atmosférica. Un GB
típico tiene una cámara superior desgasificadora o bota en el tope. expresa la mutua insolubilidad de
muchos hidrocarburos líquidos y el agua
La emulsión entra al área de desgasificación, donde se produce la liberación del gas
remanente a través del sistema de venteo. Luego la fase líquida desciende por el tubo
desgasificador y entra a la zona del agua del avado a través de un distribuidor, que se
encarga de esparcir la emulsión lo más finamente posible a fin de aumentar el área de
contacto entre el agua de lavado y la emulsión, favoreciendo así la coalescencia de las
partículas de agua. La emulsión fluye a través del agua en el interior del tanque de lavado
siguiendo la trayectoria forzada por bafles internos que permiten incrementar el tiempo de
residencia

33. Calentadores
Los calentadores producen una elevación de la temperatura de un fluido, que puede
ser un líquido, un gas o una mezcla de ambos, a expensas de la combustión de un
combustible gaseoso en el o los tubos de fuego, ubicados en la parte inferior del
cuerpo de presión.
Estos calentadores existen de dos
tipo
- Calentadores directos: el tubo de
fuego está rodeado del fluido a ser
calentado.
- Calentadores indirectos: el tubo de
fuego está rodeado de un fluido
intermediario, normalmente agua, el
que a su vez cede energía al fluido
que se calienta.

34. Separadores trifásicos
los separadores horizontales son más eficientes para volúmenes grandes de
líquidos y grandes cantidades de gases disueltos presentes en el líquido. La
mayor área superficial líquida en esta configuración proporciona las condiciones
óptimas para separar el gas atrapado en la mezcla del fluido
Desventajas
Este tipo de separadores
aplica donde la diferencia de
densidades entre al agua y
crudo es alta; por lo cual esta
tecnología solo aplica para
crudos ligeros.

35. Coalesadores electrostáticos
Son separadores de dos fases que utilizan un campo electrostático
para quitar el agua y las sales del crudo
Esta dividido en tres secciones:
- Sección de calentamiento: ocupa el 50% de la longitud
- Sección central o control de nivel: el 10% de su longitud ubicada
adyacente a la sección e calentamiento
- Sección de asentamiento: 40 % de la longitud del deshidratador del
agua suspendida para producir crudo limpio

36. Proceso de electrocoalesencia

37. 10.Método de desalación de crudo
DESALACION
Las sales minerales están
presentes como cristales
solubilizados en el agua
emulsionada, compuestos
órgano metálicos, productos de
corrosión o incrustaciones
Remoción de sales
inorgánicas disueltas
en el agua remanente
Las sales presentes en el
crudo presentan problemas
operativos: disminución de
flujo, taponamiento, reducción
de transferencia de calor,
envenenanmiento de
catalizadores
El contenido de sal en el
crudo se mide en PTB.
En refinerías se desala
entre 15 – 20 PTB
La salinidad de la fase
acuosa varia de 100
ppm a 300 ppm

38. Procesos de desalación
es la eliminación de impurezas como sales, agua, sedimentos y residuos. Las sales
suelen ser cloruros de calcio, sodio y magnesio disueltos en el agua contenida en el
crudo. Dichos componentes, si no se eliminan, pueden dar lugar a problemas en el
posterior proceso de refinación. Las altas temperaturas que caracterizan los procesos de
refinación permiten la formación de ácido clorhídrico que causa corrosión en varias
partes de la refinería.

39. 11. Método electrostático
El principio básico es colocar la emulsión
bajo la influencia de un campo eléctrico de
un alto potencial después del calentamiento
moderado. El campo electrostático
promueve la coalescencia de las gotas de
agua
Ventajas del tratamiento electrostático
- La emulsión puede ser rota a temperaturas muy
por debajo que la que requieren los tratadores-
calentadores.
- Debido a que sus recipientes son mucho más
pequeños que los calentadores, eliminadores de
agua libre y gun-barrels, son ideales para
plataformas petroleras marinas.
- Pueden remover mayor cantidad de agua que otros
tratadores.
- Las bajas temperaturas de tratamiento provocan
menores problemas de corrosión e incrustación.

40. Conclusión
Una vez entendido y analizados todo estos criterios básicos estudiados para las perdidas y
normas de seguridad en de tanques de almacenamientos se recomienda seguir las normas
que rigen en el campo ya sea petrolero o industrial para así no cometer errores y conflictos.
También aprendimos la importancias que tiene estos tanques en la industria ya que en ellos
se realiza la prueba a los tanques