1.- Introducción Los tanques son clasificados según su uso y forma de construcción
para producción o
almacenamiento, y finalmente por el tipo de fluido que van a contener. Los fluidos del pozo deben ser separados y tratados antes de ser enviados a la refinería o a un sistema de procesamiento de gas. Este primer paso en la manipulación generalmente se da en plantas denominadas baterías localizadas cerca del cabezal del pozo, o en un lugar estratégico donde se trata la producción de varios pozos a la vez. En estas baterías existen equipos separadores de control y separadores de producción que pueden ser bifásicos o trifásicos, el petróleo crudo, el agua y el gas natural ingresan a estos equipos y son separados. Los productos separados son enviados a los tanques de producción que representan el punto de inicio para que el petróleo entre en los oleoductos; el gas se envía directamente a los gasoductos. Hay baterías que poseen equipos de separación denominados Free Water Knock Out donde se separa el agua del petróleo, los fluidos se envían a los tanques de producción y de ahí a las plantas de tratamiento de agua y de petróleo.
Los tanques de almacenamiento están diseñados para el acopio y manipulación de grandes volúmenes de petróleo y gas; son generalmente más grandes y considerados como permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los hidrocarburos ya que actúa como un pulmón entre producción y/o transporte para absorber las variaciones de consumo.
Para la construcción de los tanques de almacenamiento se emplean láminas de acero de distintos espesores, de acuerdo con su posición relativa en la estructura del tanque. La relación óptima en el diseño de un tanque es que el diámetro de la base sea tres veces su altura. Cuando se trata del almacenamiento de gases licuados u otros derivados que deben conservarse a presión y temperatura distintas a la atmosférica normal, la construcción, como así también los materiales a emplear, requieren para cada caso de un prolijo estudio técnico. Por ejemplo, el almacenaje de gas natural licuado (GNL), del que se hablará más en detalle, requiere una temperatura de -160ºC; también el gas licuado de petróleo (GLP-propano/butano), cuya temperatura debe mantenerse dentro de los -42ºC a 12ºC.Para el caso en que se pueda almacenar el producto a presión atmosférica (propano/butano) pero de baja temperatura de burbujeo (-42ºC), también se utilizan tanques cilíndricos de fondo plano, refrigerados, con la diferencia de que la construcción de éstos requiere doble envolvente (pared), doble fondo en algunos casos, aislación externa, y deben estar soportados por una estructura flexible que absorba las variaciones de tamaño generadas por llenado, vaciado y eventuales cambios de temperatura. Además del dique de contención mencionado para tanques en general, en algunos casos también se rodea el tanque de una pared de concreto de similar altura En los gases pesados como el propano o etano y en los parques de tanques en plantas de gas, sistemas de detección de fugas, barreras de detección o detectores de atmósferas explosivas deben ser instalados junto con las defensas pasivas para proteger a las personas e instalaciones.
El almacenamiento subterráneo de gas natural es ideal para abastecer el
consumo en los días de carga máxima. El gas es alma-cenado durante los meses de verano cuando la demanda es baja, y luego extraído durante los meses de invierno. Para los meses de extrema demanda se recurre a sistemas de almacenamiento de gas natural para hacer el llamado “peak shaving”, la primera planta p ara almacenamiento de gas natural licuado (GNL) en
América Latina comenzó a funcionar en General Rodríguez, provincia de Buenos Aires, en el invierno de 1996. Con la construcción de este peak shaving se beneficiaron 26 partidos de la
provincia ubicados al norte y al oeste de la Capital Federal, y 1.000.000 de clientes residenciales y 1.000 industrias fueron abastecidos normalmente en los meses de demanda pico. Desde esta unidad el gas licuado pasa a un sofisticado tanque cilíndrico de almacenamiento donde se mantiene a la temperatura necesaria. De esta manera, el gas queda en reserva y, cuando se lo necesita, una unidad de vaporización y emisión regasifica el líquido para su inyección en la red de distribución, luego de pasarlo por estaciones de regulación y medición. Los gasoductos conducen el gas natural que puede producirse desde un yacimiento de gas libre o gas asociado, y que previamente ha sido acondicionado en el mismo yacimiento para su adecuado transporte y utilización, hacia plantas separadoras y fraccionadoras, con el objetivo de extraer hidrocarburos contenidos en el gas natural tales como el etano, el propano y butano (gas licuado) y los pentanos y superiores (gasolina natural) tan deseados por su valor económico. Luego de dichos procesos de separación, el gas seco ya tratado ingresa a los sistemas de transmisión o gasoductos troncales, para ser despachado al consumidor industrial y doméstico. Forman parte de estos sistemas las estaciones re compresoras, que van restituyendo, a ciertos intervalos, la presión que va perdiendo el gas natural por rozamiento durante su circulación por las tuberías y el centro de despacho y control de las operaciones. El suministro a cada consumidor individual es manejado por las compañías de distribución con su propio sistema de tuberías o red de distribución. El gas llega, por ejemplo para uso doméstico, a través de pequeñas tuberías, frecuentemente plásticas, con medidores individuales para cada uno de sus clientes. Las tuberías que trasladan varios productos líquidos en forma alternativa, en tandas, se llaman poliductos. La instalación de un oleoducto o gasoducto, con su tendido de tubería y soldadura, es un trabajo de ingeniería, comparable a lo que fue en el pasado el tendido de las vías del ferrocarril, aunque con la diferencia de estar oculto bajo la tierra.
El gas natural es transformado criogénicamente (bajas temperaturas) a su estado líquido (GNL), pues así se reduce unas 600 veces su volumen, para ser transportado por los
buques cargueros de gas desde los países productores a los grandes puntos de consumo. Existe un centenar de estos barcos en navegación hoy en el mundo. Los buques propaneros y metaneros trasladan, como su nombre lo indica, propano líquido (gas licuado) y metano líquido (GNL) respectivamente. Las características de los distintos sistemas de transporte y distribución varían según las circunstancias locales y/o la naturaleza del producto a trasladar y comercializar. Por ello, y para no olvidar los transportes más conocidos o visibles como el ferrocarril o los camiones tanque, son parte muy importante de la extensa red de transporte y distribución del petróleo o del gas y sus derivados. Completan todas estas instalaciones los elementos de medición y control de volumen, caudal y calidad de los productos transportados.
Las
capacidades
de
los
tanques
de
almacenamiento
individuales
o
baterías
de
almacenamiento varían ampliamente. Se tienen tanques de almacenamiento instalados sobre la superficie y bajo la superficie para gases y líquidos. El almacenamiento de líquidos es mucho más común que el almacenamiento de gases, esto por la gran variación de volumen específico.
En los últimos años la tecnología de almacenamiento de gases creció de forma permanente por su incursión en el uso de gas natural comprimido en sistemas de distribución y en vehículos.
Sistemas de almacenamiento para líquidos de gas natural son utilizados en plantas de procesamiento de gas, donde se recuperan fracciones de hidrocarburos líquidos. La mayoría de los LGN deben ser almacenados en tanques presurizados. Entre los productos almacenados están el propano, butano y el gas licuado de petróleo, generalmente son horizontales, cilíndricos y cabezales hemisféricos. El Gas Natural es licuado en plantas de licuefacción, reduciendo su temperatura a
-160
°C a presión atmosférica. Las impurezas admitidas son mucho menores que para el gas con calidad de gasoducto Se necesitan una remoción más agresiva de agua, nitrógeno y CO
El gas natural es almacenado en cavernas subterráneas si es que se necesita almacenar grandes
capacidades.
Para
capacidades
reducidas
puede
utilizarse
tanques
de
almacenamiento de gas natural comprimido a presiones entre 200 a 350 psia, generalmente son horizontales, cilíndricos y cabezales hemisféricos. Para capacidades medias el gas natural puede almacenarse en fase líquida puesto que el volumen específico sufre una variación de hasta 600 veces con relación a la fase gaseosa considerando presión atmosférica.
La tabla siguiente muestra niveles de presión de almacenamiento de distintos productos líquidos.
Niveles de presión de almacenamiento y productos
3 (109 m )
3 (109 m )
3 (Billón m )
Gasoductos
Económicos, respecto al transporte terrestre • Principal medio de transporte en EUA y la Unión Europea • Imprácticos para transporte intercontinental Gas Natural Licuado (LNG) •
•
Buques tanque
•
Opción competitiva para países fuera de las regiones geográficas naturales
•
: Son diseñados para operar a presión atmosférica. Esta categoría generalmente se utiliza en tanques verticales cilíndricos, por lo general almacenan crudo, condensado y gasolina natural.
: Generalmente son utilizados para productos intermedios y que requieren cierto nivel de presión. Generalmente son de forma cilíndrica y construidos con soldadura.
: Son utilizados para almacenar productos intermedios altamente volátiles y productos que no puede ser almacenados a bajas presiones. La forma generalmente es cilíndrica y esférica si la presión es próxima a 15 psig.
: Generalmente son utilizados para almacenar productos refinados a presiones por encima de 15 psig. Pueden tener geometría cilíndrica o esférica.
Por la geometría los tanques pueden ser cilíndricos, esféricos y elipsoidales. Los cilíndricos pueden ser techo fijo y de techo variable. El de techo variable generalmente se lo utiliza a presiones de almacenamiento próximas a la atmosférica, usualmente utilizados en los tanques de almacenamiento de crudo extra liviano.
Tanque esférico
Tanque elipsoidal
Tanque de almacenamiento horizontal tipo vaso
Tanque cilíndrico vertical de techo flotante
En el diseño de tanques en general se utiliza las normas API y ASME que hace referencia a los materiales normados por la ASTM y se aplican las normas de seguridad dadas por la NFPA. La norma API 650 cubre los requisitos mínimos para el diseño, fabricación, instalación, materiales e inspección de tanques cilíndricos verticales sobre tierra, no refrigerados, de techo abierto o cerrado, construido con planchas de acero soldadas para almacenar petróleo crudo y sus derivados, donde la temperatura no excede de 260ºC y la presión manométrica de 2.5 psig. La norma API 620 define para presiones no mayores a 15 Psig y para almacenamiento de gases licuados hasta – 270ºF ( - 167 ºC ). La norma ASME Sección VIII Div.1 y 2 son utilizadas para diseñar tanques de mas de 15 psig,
El código API 650 en su capítulo 2 suministra una lista de materiales aceptables para el diseño bajo especificaciones ASTM y ASME.
Se puede adoptar espesor adicional mínimo por corrosión de 1.5 mm para las paredes, o determinar el uso de protección anticorrosión.
H max
1000
Ps
Gr
Se limita por la resistencia mínima del suelo donde será instalado.
Donde:H max
: Altura máxima, mm
Ps
: Resistencia mínima del suelo, Kgf/cm2
Gr
: Gavedad específica del fluido
Presión hidrostática por la altura del líquido
Fuerzas inducidas por el viento ( Cargas de viento API 650, 3.9.7
Cargas inducidas por la conexión de tuberías de ingreso y salida de tanque Manifold ). API 650, Apéndice “P”
Cargas por asentamiento de la fundación
Cargas sísmicas.
DIÁMETRO DEL TANQUE (m)
ESPESOR MÍNIMO (mm)
15,24
5
15,24 a 36,576 (excluida)
6
36,576 (incluida) a 60,96
8
Mayor a 60.96
10
Existen dos métodos para el diseño del espesor de pared:
Método de un pie API 650 ( 3.6.3.2, 3.6.1.1. )
Método del punto de diseño variable API 650 (3.6.4)
(
