Transporte De Hidrocarburos Y Derivados Diana.docx

•

TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS Y DERIVADOS

El transporte de hidrocarburos es el conjunto de procedimientos que se encargan del despacho y recibo de los mismos en dos momentos netamente definidos: el primero es el traslado de la materia prima (petróleo, gas, condesados) desde boca de pozo hacia las baterías de producción y posteriormente a las refinerías, plantas de gas, etc. y el segundo se da cuando los subproductos (gasolina, diésel, GLP, GNV, etc.) son distribuidos hacia los centros de consumo. El transporte de hidrocarburos se realiza a través de líneas de transporte conformadas por tuberías metálicas denominadas ductos u otros medios como cisternas, ferrocarriles, barcazas pequeñas y buques tanques, entre otros.

El gas natural ingresa a una planta de tratamiento donde se lo separa de los líquidos e impurezas antes de ingresar a los gasoductos mayores, mientras que los líquidos extraídos son enviados a los centros de refinación. Por su parte el petróleo es tratado en las plantas de estabilización para separarlo de los gases y productos livianos que son enviados a las plantas de gas, mientras que el petróleo estabilizado, a través de oleoductos, va a los centros

de

refinación

de

donde

parte

por medio de poliductos para su posterior

comercialización.

•

¿QUE ES UN DUCTO?

Un ducto es un componente esencial en la industria petrolera sirviendo para el transporte de hidroc arburos tales como la gasolina, diesel, aceite, crudo, etc. Siendo el mismo la manera más segura, rápida y flexible para transportar fluidos.

En los primeros días de la industria petrolera sus productos se almacenaron, transportaron y distribuyeron en barriles o bidones necesitándose un gran gasto de mano de obra en las operaciones de llenado y manipulación. En la actualidad los ductos son uno de los principales sistemas de transporte de hidrocarburos. El petróleo circula por medio de un ducto gracias al impulso que proporcionan las estaciones de bombeo, cuyo número y potencia están en función del volumen a transportar, de la viscosidad del producto, del diámetro de la tubería, de la resistencia mecánica y de los obstáculos geográficos a sortear. En condiciones normales, las estaciones de bombeo se encuentran situadas a 50 kilómetros unas de otras.

•

Clasificación de ductos

Los ductos son una vía de transporte de fluidos muy importante facilitando el transporte de un lugar a otro que van desde hidrocarburos, gas natural, gasolina, diesel y otra gran variedad de fluidos existentes.. Los ductos, según el producto que transportan se denominan oleoductos y gasoductos, ambos tipos de ductos tienen mucha similitud en sus métodos de construcción y mantenimiento, aunque el sistema de impulsión es diferente. Los gasoductos emplean estaciones de compresores para mover el gas, mientras que los oleoductos utilizan bombas y estaciones de bombeo. Los controles en cada sistema son también diferentes, los ductos de gas utilizan controles de presión, mientras que los oleoductos trabajan controlando las tazas de flujo del fluido. •

Normas aplicables

Los requisitos o características que debe cumplir un ducto (diámetro nominal coincide con su diámetro real) están determinados por su aplicación o uso. Estos requisitos consisten fundamentalmente en reunir ciertas propiedades mecánicas y tener ciertas características de resistencia al medio al que serán expuestas, lo que está determinado fundamentalmente por el material, método de fabricación y tratamiento térmico de éste. Con el fin de ordenar, uniformar y asegurar la calidad, se han establecido normas que, como las ASTM (American Standard of Testing Material), se preocupan de estos aspectos.

Algunas de las normas , como la API ( American Petroleum Institute) aplicables para los ductos son también relacionados en las tuberías de acero , protección con recubrimientos anticorrosivos , protección interior de ductos , identificación de productos transportados, tubería de resina reforzada con fibra de vidrio, evaluación de líneas submarinas , protección con recubrimientos anticorrosivos y diseño de construcción, etc. Dado que no es económico imponer exigencias de fabricación que produzcan características no necesarias en una aplicación particular, no existe una norma única y se han desarrollado normas específicas para cada tipo de aplicación. De aquí que el número de normas ASTM existentes para ductos es amplia. La ASTM ha organizado normas en grupos separados. Todas aquellas que se refieren a metales ferrosos (hierro y aceros), llevan el prefijo A (ejemplo A312). Las que se refieren a metales no ferrosos, llevan el prefijo B (ejemplo, B622). Aquellas que llevan una doble designación como A789/A789M-99, contemplan unidades de medidas tanto inglesas como métricas (los, dígitos después del guión se refieren al año de publicación de la norma). Hay normas que se refieren a requisitos generales que son necesarios en un gran número de normas específicas (Ejemplo A530: Requisitos generales para ductos especializados de acero al carbono y aceros Aleados) y hay otras que son específicas para un tipo de aplicación particular (Ejemplo A270: Especificaciones estándar para tubos con y sin costura de acero inoxidable autentico de uso sanitario). Al momento de especificar un ducto para una aplicación particular se debe tener presente que puede haber varios materiales, contemplados dentro de una norma, que cumplen con los requisitos particulares. Por otro lado, un mismo material, puede estar incluido en varias normas. Un error muy frecuente es confundir el grado de un acero con su norma de fabricación. Se escucha a usuarios que piden un acero A106 sin especificar cuál, en circunstancias que dentro de esta norma para tuberias sin costura de acero al carbono para alta temperatura, existen los grados A,B y C con cantidades crecientes de carbono que producen valores crecientes de tensión de ruptura.

• La construcción de un ducto Esta actividad supone una gran obra de ingeniería y por ello, en muchos casos, es realizada conjuntamente por varias empresas. También requiere de complicados estudios económicos, técnicos y financieros con el fin de garantizar su operatividad y el menor impacto posible en el medio ambiente. El trazado debe ser recto en la medida de lo posible y, normalmente, la tubería es enterrada en el subsuelo para evitar los efectos de la dilatación. Los conjuntos de tubos se protegen contra la corrosión exterior antes de ser enterrados. Las tuberías se cubren con tierra y el terreno tras el acondicionamiento pertinente, recupera su aspecto anterior. Existiendo también las líneas aéreas y superficiales, siendo las aéreas una obstrucción a toda clase de movimientos y consideraciones sobre la seguridad del público en general, y de la línea misma. Para líneas superficiales de diámetro moderado, hasta 18 pulgadas, es practicable construir la tubería por paños y tenderla sobre soportes, a intervalos suficientemente próximos para evitar el pandeo Unas de las características de las líneas de gran diámetro es que una vez en el terreno y llenas de producto, es prácticamente imposible sacarlas a la superficie para su reacondicionamiento, reparación y sin mencionar el constante peligro de dobles y ruptura por lo que se presta atención excepcional a todos los pasos de su construcción. En las zonas deshabitadas se suelen enterrar las tuberías, constituyendo un elemento importante el excavado de las zanjas, la anchura de la zanja suele ser tal que se disponga de 15 a 20 centímetros por lo menos, a ambos lados de la tubería con fines de una mejor manipulación. El fondo de la zanja requiere una cuidadosa nivelación para minimizar el número de curvas. Después del nivelado, es conveniente recubrir el fondo de la zanja, sobre todo en las líneas de gran diámetro, con varios centímetros de relleno blando, a fin de reducir al mínimo el subsiguiente deterioro de recubrimiento de la tubería En el empalme de las líneas es muy común la utilización de soportes interiores para la mejor unión de los tubos. Su gran ventaja reside en el ahorro de tiempo y material que se emplearía en

la rectificación o separación de los extremos deformados del tubo. Existen dichos tipos de soportes de operación manual eléctrico o hidráulico y su uso es indispensable en la soldadura de tuberías de gran diámetro. Antes de perfeccionar la técnica de la soldadura de tubería delgada de 0,65 centímetros de grueso de pared, se empleó un tipo de acoplamiento tipo “clamp-on” en las líneas de gas natural. Este tipo de acople permite instalar o desmontar rápidamente una línea, empleando personal semi especializado. Por esta razón, dichos acoples han tenido gran uso en líneas provisionales

•

Transporte por Ductos en Bolivia

El transporte de hidrocarburos por ductos en Bolivia se rige por el principio de libre acceso, es decir que toda persona tiene el derecho de acceder a un ducto en la medida en que exista capacidad disponible en el mismo. La Agencia Nacional de Hidrocarburos y Energía regula económicamente la actividad de transporte por ductos, ya sean estos gasoductos (ductos que transportan gas), oleoductos (ductos que transportan crudo) y poliductos (ductos que transportan productos refinados). Esta actividad es realizada mediante la otorgación de una concesión administrativa otorgada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos y Energía. El periodo de concesión de los servicios otorgados es por 40 años. Los ductos se entregan en concesión y YPFB TRANSPORTES es el mayor concesionario del país, con 2.562 Km de gasoductos de los 4.278 Km en operación (60%). Es también concesionario de 2.028 Km de oleoductos, aunque opera adicionalmente un oleoducto de YPFB, estando a cargo de más del 88% de los oleoductos. Los poliductos transportan los productos de petróleo de las refinerías a las terminales de distribución en las áreas de consumo. En Bolivia existen aproximadamente 1.500 Km en tubería de poliductos cuya capacidad promedio de transporte al primer trimestre de 2015 fue de 22 mil BPD.

•

Sistemas de Bombeo

Las estaciones de bombeo son estructuras destinadas a elevar un fluido desde un nivel energético inicial a un nivel energético mayor. Los sistemas de bombeo están compuestos de diferentes dispositivos y condiciones que se presentan en determinados procesos, y que permiten transportar fluidos a través de tuberías o líneas de petróleo. Los dispositivos más significativos dentro del sistema de bombeo son las bombas, las cuales efectúan el trabajo de adicionar energía al líquido, pero el sistema de bombeo se complementa con el uso de tuberías, válvulas, filtros y accesorios Los sistemas de bombeo están compuestos de diferentes dispositivos y condiciones que se presentan en determinados procesos, y que permiten transportar fluidos a través de tuberías o líneas de petróleo. Los dispositivos más significativos dentro del sistema de bombeo son las bombas, las cuales efectúan el trabajo de adicionar energía al líquido, pero el sistema de bombeo se complementa con el uso de tuberías, válvulas, filtros y accesorios. •

Diseño del Sistema de Bombeo

El diseño del sistema de bombeo lo debe realizar un experto en el área, para seleccionar el sistema de bombeo adecuado para cada caso. Dentro de la información que se debe obtener, entre otros detalles, es la siguiente: •

Propiedades del fluido que se va a bombear.

•

Volumen que se va a transportar.

•

Condición de bombeo en la succión.

•

Condición de bombeo en la descarga.

•

Cabeza total de la Bomba.

•

Tipo de sistema al que la bomba está entregando el fluido.

•

Fuente de alimentación de energía.

•

Limitaciones de peso, espacio y posición.

•

Condiciones ambientales.

•

Costo de la bomba e instalación.

•

Costo de operación de la bomba.

•

Códigos y estándares.

•

Oleoductos

Los oleoductos son líneas de ductos aplicadas al transporte de petróleo crudo hacia las refinerías, estos

varían en diámetro desde 0.0508 m (2.0 pulgadas) a 0.787 m (30.98 pulgadas), siendo la mayoría de las líneas principales de 15 a 30 cm, mientras que las líneas de recolección varían de 5.08 a 15.2 cm, dependiendo de la capacidad requerida. Los tamaños de 10 a 15 cm se han usado ampliamente para líneas de recolección; mientras las de 20.3 cm se ha usado más que cualquier otra para líneas principales. Muchas de la tuberías usadas en las primeras líneas se llamó “tubería de línea”, una tubería de acero soldada a traslape con juntas de acoplamiento roscadas y collares más largos que lo normal. Esas líneas son capaces de resistir presiones de operación de 56 kg/cm2 o más. Las juntas promedio son de 6.10 m de largo. Más recientemente, la tubería sin costura, y la eléctricamente soldada son capaces de resistir 84 kg/cm2 de presión de operación, se han adoptado para servicio de oleoductos; y las juntas de 9 a 12 m de largo, se sueldan a tope en el campo sin la necesidad de cortar roscas o proporcionando collares. Las líneas de tuberías algunas veces varían de tamaño, aumentando el diámetro hacia el extremo de más baja presión de cada intervalo de bombeo; o pueden colocarse “tramos suplementarios”, dos o más líneas conectadas ocasionalmente por laterales. Las capacidades de tuberías solas varían hasta 300 000 barriles por cada 24 horas, dependiendo del diámetro de la tubería, viscosidad del aceite y presión de la bomba ejercida. Las tuberías generalmente se entierran de 0.3 y 0.9 m de profundidad en trincheras llenas con tierra y generalmente se pintan o envuelven con material resistente a la corrosión.

•

Gasoductos

Un gasoducto es una conducción que sirve para transportar gases combustibles a gran escala. Es muy importante su función en la actividad económica actual. Consiste en una conducción de tuberías de acero, por las que el gas circula a alta presión, desde el lugar de origen. Se construyen enterrados en zanjas y se entierran a una profundidad típica de 1 metro.

Por razones de seguridad las regulaciones de todos los países establecen, que a intervalos determinados se sitúen válvulas mediante las que se pueda cortar el flujo en caso de un incidente. Además, si la longitud del gasoducto es importante, pueden ser necesarios estaciones de compresión a intervalos. El inicio de un gasoducto puede ser un yacimiento o una planta de regasificación generalmente situada en las proximidades de un puerto de mar al que llegan buques (para el transporte de gas se llaman metaneros) que transportan gas natural licuado en condiciones criogénicas a muy baja temperatura (- 161 grados Celsius). Cuando deban cruzar un rio en el trazado de un gasoducto se utilizan principalmente dos técnicas, la perforación horizontal y la dirigida. Con ellos se consigue que tanto la flora como la fauna del rio y de la ribera no se vean afectadas. Estas técnicas también se utilizan para cruzar otras infraestructuras importantes como las carreteras, autopistas o ferrocarriles. El tendido por mar se hace desde barcos especialmente diseñados, los cuales van depositando sobre el lecho marino las tuberías soldadas en el mismo. Regulaciones internacionales en muchos países requieren que los gasoductos enterrados estén protegidos de la corrosión. A menudo el método más económico es revestir el gasoducto con algún tipo de polímero de modo que la tubería quede eléctricamente aislada del terreno que la rodea. Generalmente se reviste con pintura y polietileno hasta un espesor de 2 a 3 mm. Para prevenir el efecto de posibles fallas en este revestimiento, los gasoductos suelen estar dotados de un sistema de protección catódica, utilizando ánodos de sacrificio que establecen la tensión galvánica suficiente para que no se produzca corrosión. •

SELECCIÓN DE LA TUBERIA.

Para seleccionar tuberías se deben considerar los siguientes factores: Diámetro, espesor, presión de trabajo, material, juntas, uniones y pruebas. La ASTM (American Society for Testing Material), la ASME American Society of Mechanical Engineers ) y la API ( American Petroleum Institute ) realizaron una clasificación detallada de más de 150 materiales diferentes para usarse en la fabricación de tubos.

Para tuberías a presión se aplican las normas dependiendo del fluido a manejar y el tipo de servicio. Para determinar el espesor de la tubería se debe atender a los siguientes estándares: •

ASME B31.4 Liquid Petroleum Transportation Piping Systems. Este estándar es normalmente usado en facilidades de producción de petróleo en tierra.

•

ASME B31.8 Gas Transmission and Distribution Piping Systems. Este estándar es normalmente usado para líneas de gas en Facilidades de producción en tierra o en transporte y distribución de gas.

•

ASME B Chemical Plant and Petroleum Refinery and Piping. Este estándar es usado para tuberías en refinerías y plantas químicas.

•

ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS

Actividad destinada a recolectar combustibles líquidos derivados de los hidrocarburos en tanques específicamente diseñados y construidos para este fin. Las compañías petroleras de algunos países están obligadas a poseer en todo momento una cantidad de producto que garantice el consumo del mercado interno durante un tiempo mínimo determinado. El stock debe encontrarse en todos los tramos para evitar cortes y la reserva mínima exigida en condiciones normales. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos, ya que actúa como: •

Pulmón entre producción y transporte para absorber las variaciones de consumo

•

Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por oleoducto o a destilación

•

Brindad flexibilidad operativa a las refinerías

•

Actúan como punto de referencia en la medición de despachos de producto

•

Recolección y Almacenamiento de Crudos

En la mayoría de los campos petroleros existe un sistema integrado por oleoductos y centros de recolección y almacenamiento de crudos. Las dimensiones del sistema dependen principalmente de las propiedades propias del campo, su ubicación, número y características de los pozos. La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamiento deben considerar: el volumen de fluidos que se producen, las características de los pozos y distancias que los separa, el programa de desarrollo, etc. El factor económico es esencial en la selección y ubicación de las estaciones de flujo. Así por ejemplo, se pueden hacer estudios sobre la adición de una estación para un número reducido de pozos y compararlos con la creación de nuevas líneas de flujo para servir a todos los pozos sin incrementar las estaciones de flujo. A medida que un campo se desarrolla, se hace necesario construir

nuevos

centros

de

recolección.

Sin embargo, las nuevas instalaciones deben ser justificadas. Las líneas de flujo y los sistemas de recolección y almacenamiento están destinados a los mismos fines en la mayoría de los campos. Una vez que el conjunto crudo-agua-gas-sedimento sale del cabezal del pozo, fluye a las estaciones más cercanas. En la estación de flujo se efectúa la separación gas-líquido. El gas fluye a estaciones compresoras o a otro destino. El líquido pasa a los depósitos de recolección de esa estación, de allí es enviado posteriormente a plantas de tratamiento para su deshidratación, desalación, remoción de sedimentos y estabilización según los casos. Finalmente, se envía a los depósitos principales en el Patio de Tanque. La totalidad de la producción del campo se almacena en los patios de tanques y de allí a los terminales de embarque. Estos sistemas varían de un campo a otro y pueden ser tan simples como un tanque para un pozo o complejos como un sistema múltiplos con evaluación automática de los pozos. El diseño depende de un número de factores:

•

Propiedades del Fluido:

La naturaleza del fluido producido puede influir significativamente en el diseño del sistema de recolección. Los fluidos muy viscosos requieren mayores diámetros de tubería y mayores bombas. Puede que se requiera calor para reducir la viscosidad. El corte de agua y los sólidos producidos pueden ser considerables, así como el control de la corrosión. •

Requerimientos Técnicos y Regulatorios:

En dependencia de la jurisdicción y la estructura de las regalías el sistema de recolección debe tener la capacidad de probar la producción de los pozos, de manera precisa y a intervalos regulares. Las líneas de producción, los manifolds y el equipamiento de comprobación juegan su papel en el diseño del sistema. De igual manera los operadores necesitan tener acceso a la información sobre el pozo para poder responder a los problemas y desarrollar las estrategias de explotación apropiadas. •

Ubicación:

La ubicación del campo impacta grandemente los sistemas de recolección. Un pozo simple en una ubicación remota puede no requerir un sistema de recolección elaborado y ser suficiente con un tanque. Las áreas offshore y sensibles desde el punto de vista ambiental tienen requerimientos especiales en los sistemas de recolección. La proximidad a las líneas de transmisión y a otras infraestructuras debe también ser considerada. •

Disponibilidad Económica y de Capital:

Los sistemas de recolección pueden ser muy costosos en función de los factores ya mencionados. Los pozos con vida útil corta o baja recuperación final pueden no garantizar un sistema costos. La disponibilidad de capital y la calidad de otras inversiones potenciales en competencia por el capital pueden hacer los sistemas costosos poco atractivos.

•

Descripción del proceso

Las etapas que comprenden el proceso de almacenamiento de petróleo y sus derivados son las siguientes: •

Recepción de petróleo y derivados.

•

Descarga de petróleo y derivados.

•

Almacenamiento de petróleo y sus derivados.

•

•

Despacho de derivados del petróleo.

Recepción de petróleo y sus derivados.

Consiste en el ingreso del petróleo o sus derivados en las distintas áreas de almacenamiento. El crudo extraído de los yacimientos es conducido a través de tuberías y recepcionado para ser descargado y almacenado en los tanques de almacenamiento temporal, previo a su traslado hasta las zonas de refinación. El crudo es transportado a través de oleoductos a las zonas de refinación y a los puntos de embarque, donde es recepcionado y almacenado temporalmente en tanques estacionarios de grandes capacidades. Los derivados del petróleo son transportados en carros cisternas desde las refinerías a los centros de distribución, donde son almacenados para su expendio. El transporte de derivados líquidos de hidrocarburos en grandes cantidades se lo hace a través de poliductos. El gas se lo hace mediante gasoductos. Los volúmenes de producto (crudo o sus derivados) recepcionados, son registrados. El producto será recepcionado con los correspondientes certificados de conformidad o los informes de análisis que aseguren el cumplimiento de los requisitos de calidad del producto. Adicionalmente serán entregadas por el proveedor, las correspondientes hojas de seguridad (MSDS) de los productos.

•

Descarga de petróleo y sus derivados.

Esta etapa se realiza en dependencia del tipo de producto que se va a descargar.

La descarga del crudo en las refinerías o en los puntos de embarque se realiza por manipulación de válvulas de control, existentes en los oleoductos las cuales dan paso al crudo registrando el flujo del mismo. Como resultado de esta etapa pueden producirse potenciales derrames del crudo o sus derivados, generación de COV´s y ruido.

La carga de los derivados del petróleo a los tanques cisternas se realiza desde la refinería. Los tanques cisternas conducen los derivados ya sea a las estaciones de servicio o hasta los usuarios finales para lo cual se debe seguir un protocolo que consiste en lo siguiente:

•

A la llegada del transportista a la refinería de hidrocarburos deberá solicitar el retiro de personas y vehículos en un radio de 7 metros.

•

El transportista deberá dirigirse al sector de carga, apagar el motor y ubicarse en posición de salida en caso de presentarse alguna emergencia para lo cual se tendrá a la mano extintores y materiales absorbentes para control de derrames.

•

Luego se realizará una medición de la capacidad de almacenamiento del tanque del vehículo, se inspeccionará el estado de las conexiones, mangueras, bombas y válvulas de carga, descarga y cierre. Si el estado de las mismas se encuentra correcto se procede a conectar las mangueras con las conexiones de transferencia para finalmente llenar los tanques con los derivados del petróleo.

Para el desarrollo de esta etapa se requiere de material absorbente para controlar los posibles derrames. Como resultado de la etapa pueden generarse material absorbente contaminado, ruido y compuestos orgánicos volátiles (COV’s). Además existe el riesgo de potenciales derrames de hidrocarburos.

•

Controles ambientales

•

Las dimensiones del tanque, diámetro interno y espesor de paredes deben estar determinadas por su capacidad y material de construcción, conforme a las normas vigentes y buenas prácticas de ingeniería. Es responsabilidad de la operadora de garantizar la estructura de la construcción de tal modo que no se produzcan accidentes que puedan perjudicar al ambiente.

•

Para el control de contaminación de los tanques de almacenamiento, la autoridad competente, la comercializadora y el distribuidor deben llevar registros del nivel del agua y sedimentos.

•

Para la protección contra incendios, cada terminal de abastecimiento, depósito y centro de distribución, debe adoptar las disposiciones de seguridad establecidas por la autoridad competente.

•

Para la protección del ambiente, cada terminal de almacenamiento y centro de distribución, debe adoptar las medidas tecnológicas necesarias para disminuir las emisiones producidas por la evaporación de los combustibles de acuerdo con las leyes ambientales vigentes.

•

El distribuidor debe proporcionar al funcionario y personal autorizado de la operación, las facilidades necesarias para el cumplimiento de las labores de inspección y control que le sean asignadas.

•

Con el fin de prevenir y controlar fugas del producto para evitar la contaminación del subsuelo se deben realizar inspecciones periódicas a los tanques de almacenamiento y dispositivos de contención.

•

Seguridad en tanques de almacenamiento

Los tanques de almacenamiento deben estar provistos de los implementos siguientes: •

Bomba sumergible.

•

Accesorios para control en el espacio anular de los

•

tanques.

•

Dispositivo de llenado.

•

Dispositivo para recuperación de vapores a autotanques.

•

Dispositivo para sistema de medición.

•

Entrada hombre (diámetro mínimo 0,60 m).

•

Dispositivo para tubería de venteo.

Los tanques de almacenamiento sobre superficie deben fabricarse de acuerdo a las disposiciones establecidas y deben contar además con un sistema retardante de fuego que proteja al tanque de una eventual ignición al menos por dos horas continuas o de un sistema de inertización del aire para evitar el fuego o con un sistema automático de extinción de fuego o algún otro sistema que impida que el tanque corra algún riesgo de incendio. El área para tanques verticales deberá estar provista de cunetas y sumideros interiores que permitan el fácil drenaje, cuyo flujo deberá controlarse con una válvula ubicada en el exterior del lugar, que permita la rápida evacuación de las aguas lluvias o hidrocarburos que se derramen en una emergencia y deberá estar conectado a un sistema de tanques separadores. Entre cada grupo de tanques verticales deberá existir una separación mínima igual al 25% de la suma de los diámetros, a fin de guardar la debida seguridad.

•

Dimensiones de los tanques

Las dimensiones de los tanques de almacenamiento se deben determinar de acuerdo a su capacidad, según lo indicado en la tabla 1

TABLA 1 Dimensiones de los tanques

•

La capacidad operativa del tanque no debe ser menor que la capacidad nominal, ni mayor que el 110% de la capacidad nominal.

•

La longitud del tanque no debe ser mayor que seis veces su diámetro.

•

Los tanques de almacenamiento deben disponer de ductos de ventilación de 50 mm (2 pulgadas) de diámetro mínimo, construidos de acero al carbón. La boca de desfogue debe estar colocada a una altura mínima de 4 m sobre el nivel de la cota del piso y a 1 m de distancia de cualquier fuente de calor y tener una campana de protección para evitar el ingreso de agua lluvia.

•

Los tanques de almacenamiento deben ser probados in situ hidrostáticamente con agua limpia para verificar su hermeticidad previamente a su utilización.

•

Las válvulas que se utilizan en la manipulación de productos refinados de petróleo deben ser las adecuadas para soportar una presión de trabajo que corresponda con las características del producto.