Manual de Estándares de
Medición de Petróleo
Capítulo 3—Medición del Tanque
Sección 1A—Procedimiento Estándar para la
Medición Manual de Petróleo y
Productos del Petróleo
SEGUNDA EDICION, AGOSTO 2005
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Manual de Estándares de
Medición de Petróleo
Capítulo 3—Medición del Tanque
Sección 1A—Procedimiento Estándar para la
Medición Manual de Petróleo y
Productos del Petróleo
Coordinación de Mediciones
SEGUNDA EDICION, AGOSTO 2005
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PROLOGO
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API que garantizan una notificación y participación adecuadas en el proceso de
desarrollo y es designado como un estándar del API. Cualquier pregunta
concerniente a la interpretación del contenido de esta publicación así como
preguntas concernientes a los procedimientos bajo los cuales fue desarrollada
esta publicación deberán ser dirigidas por escrito al Director of Standards,
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Asimismo, cualquier solicitud de permiso para reproducir o traducir toda o alguna
parte del material aquí publicado debe ser dirigida al Director.
Generalmente, los estándares del API son revisados y corregidos, reafirmados o
desechados por lo menos cada cinco años. Una extensión de hasta dos años
puede ser añadida a este ciclo de revisión. El estatus de la publicación puede
ser verificado a través del API Standards Department, teléfono (202)-682-8000.
El catalogo de publicaciones del API es publicado anualmente y actualizado
trimestralmente por el API, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005.
Se invita a que cualquier revisión que se sugiera para esta publicación, sea
enviada al API Standards and Publications Department, 1220 L Street, NW,
Washington, D.C. 20005, standards@api.org.
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CONTENIDO
Pagina
3.1A.1 ALCANCE ...................................................................................... 1
3.1A.2 PUBLICACIONES DE REFERENCIA ............................................ 1
3.1A.4 RESUMEN DEL METODO ............................................................ 2
3.1A.5 PRECAUCIONES DE SALUD Y SEGURIDAD.............................. 2
3.1A.5.1 Generalidades ......................................................................... 2
3.1A.5.2 Riesgos de Electricidad Estática ............................................. 3
3.1A.5.3 Riesgos de Salud .................................................................... 3
3.1A.5.4 Equipo de Medición Electrónico .............................................. 4
3.1A.5.5 Medición Manual en Buques Inertizados ................................ 4
3.1A.6 TERMINOLOGIA ........................................................................... 4
3.1A.7 EQUIPO DE MEDICION ................................................................ 5
3.1A.7.1 Cintas de Medición ................................................................. 5
3.1A.7.2 Plomadas y Varillas de Medición ............................................ 6
3.1A.7.3 Otros Equipos de Medición ..................................................... 6
3.1A.8 EXACTITUD DE MEDICION .......................................................... 9
3.1A.8.1 Precisión del Equipo ............................................................... 9
3.1A.8.2 Imprecisiones en las Mediciones de Tanques ........................ 9
3.1A.8.3 Precauciones Operativas ...................................................... 12
3.1A.9 PROCEDIMIENTO DE MEDICION .............................................. 15
3.1A.9.1 Lectura y Reporte de Mediciones ......................................... 15
3.1A.9.2 Procedimiento de Medición por Aforo (Sondeo) ................... 15
3.1A.9.3 Procedimiento de Medición por Aforo de Vacio .................... 16
3.1A.9.4 Conversión entre Mediciones de Aforo y Aforo de Vacío ..... 17
3.1A.10 PROCEDIMIENTO PARA MEDICION DE AGUA LIBRE .......... 17
3.1A.10.1 Procedimiento con Pasta Indicadora de Agua .................... 17
3.1A.10.2 Procedimiento con Ladrón .................................................. 19
3.1A.10.3 Otros Métodos .................................................................... 20
3.1A.11 PROCEDIMIENTO DE MEDICION EN BUQUES...................... 20
3.1A.11.1 Lectura y Registro de Mediciones ....................................... 20
3.1A.11.2 Medición de Buques con Asiento/Escora............................ 21
3.1A.11.3 Medición de OBQ/ROB ....................................................... 23
APÉNDICE A – COMPARACION DE CINTAS CONTRA UN ESTANDAR
DE REFERENCIA CON RASTREABILIDAD ................ 26
APÉNDICE B – INFORMACION DE PRECAUCION .............................. 31
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3.1A.3 SIGNIFICADO Y USO.................................................................... 2
APENDICE C – PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR CORRECCION
POR ASIENTO(TRIMADO) Y ESCORA EN CAMPO ... 32
Figuras
1
Diagrama de Medición .................................................................. 3
2
(A) Cintas y Plomadas de Medición y
(B) Varilla para medir Agua ........................................................... 7
3
Diagrama Esquemático que ilustra la Zona de Desplazamiento
Parcial Común para Todos los Techos Flotantes ........................ 14
4
Medición de Agua Libre .............................................................. 19
5
Ladrón de Núcleo Tipo Trampa ................................................... 21
A-1 Calibración de Balanza de Resorte ............................................. 27
A-2 Comparación de Cinta y Plomada ............................................... 29
Tablas
1
Ejemplo de Métodos Alternativos para Determinar la Altura de
Referencia ................................................................................... 25
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Capítulo 3—Medición del Tanque
Sección 1A—Procedimiento Estándar para la Medición Manual de Petróleo
y Productos del Petróleo
3.1A.1
Alcance
Este estándar describe lo siguiente: (a) los procedimientos para medir manualmente el nivel líquido de petróleo y
productos del petróleo en tanques de techo fijo no presurizados, tanques de techo flotante y buquetanques; (b)
procedimientos para medir manualmente el nivel de agua libre que puede encontrarse con el petróleo o los
productos del petróleo; (c) métodos utilizados para verificar la longitud de las cintas de medición bajo condiciones
de campo y la influencia de las plomadas de medición y de la temperatura en la longitud de la cinta de medición;
y (d) las influencias que pueden afectar la posición del punto de referencia de medición (ya sea la placa de cota
cero o el punto de referencia ). A lo largo de este estándar, el término petróleo será utilizado para denotar
petróleo, productos del petróleo, o los líquidos normalmente asociados con la industria petrolera.
Este estándar no incluye el método utilizado para determinar el volumen del contenido de los tanques a partir de
las lecturas de la medición.
La determinación de la temperatura, la gravedad API, y el agua y sedimentos en suspensión del contenido del
tanque están fuera del alcance de este estándar; sin embargo, los métodos utilizados para dichas
determinaciones pueden encontrarse en el Manual de Estándares de Medición de Petróleo (MPMS) del API.
3.1A.2
Publicaciones de Referencia
En este estándar se han citado las siguientes publicaciones:
API
Manual of Petroleum Measurement Standards
Chapter 2, “Tank Calibration”
Chapter 7, “Temperature Determination”
Chapter 8, “Sampling”
Chapter 9, “Density Determination”
Chapter 10, “Sediment and Water”
Chapter 12, “Calculation of Petroleum Quantities”
Chapter 17, “Marine Measurement”
RP 49
Recommended Practices for Safe Drilling of Wells
RP 55
Recommended Practices for Conducting Oil and Gas Production Operations Involving Hydrogen
Sulfide
RP 2003
Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning, and Stray Currents
RP 2026
Safe Descent Onto Floating Roofs of Tanks in Petroleum Service
RP 2217
Guidelines for Confined Space Work in the Petroleum Industry
ACGIH 1
Threshold Limit Values for Chemical Substances and Physical Agents in the Work Environment
ICOS2, IAPH3, OCIMF4
Inert Flue Gas Safety Guide
International Safety Guide for Oil Tankers and Terminals
1
American Conference of Governmental Industrial Hygienists, 1330 Kemper Meadow Drive, Cincinnati, Ohio 45240,
www.acgih.org.
2
International Chamber of Shipping, Carthusian Court, 12 Carthusian Street, London, EC1M6EZ, England, www.marisec.org.
3
International Association of Ports and Harbors, 5th Floor, North Tower New Pier Takeshiba, 1-11-1 Kaigan, Minato-ku, Tokio,
105-0022 Japan, www.iaphworldports.org.
4
Oil Companies International Marine Forum, 27 Queen Anne’s Gate, London, SW1H9BU, England, www.ocimf.com
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2
CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
OSHA5
29 Code of Federal Regulations Sections 1910.134 and 1910.1000 and following
3.1A.3
Signigicado y Uso
Las lecturas de la medición del petróleo y agua libre se utilizan con las tablas de capacidad del tanque para
determinar el volumen total observado (TOV), del petróleo contenido en el tanque. El volumen total observado se
utiliza con varios factores de corrección para calcular el volumen bruto estándar (GSV), el volumen neto estándar
(NSV) y otros volúmenes de interés. Consulte “Cálculo de Cantidades de Petróleo” en el Manual MPMS,
Capítulo 12.
Este estándar es aplicable a la medición de cantidades de líquidos que tengan una Presión de Vapor Reid
menor a 103 kPa [15 libras por pulgada cuadrada atmosférica (PSIA)].
3.1A.4
Resumen del Método
Existen dos tipos básicos de procedimientos que se utilizan para obtener una medición – aforo (sondeo) y aforo
de vacío. Para el método de aforo (sondeo), la medición se definirá como la medida de la distancia lineal en
vertical desde la placa de cota cero o fondo del tanque hasta la superficie del líquido que se está midiendo. Un
aforo (sondeo) es una medición directa del nivel de líquido. Para el método de aforo de vacío, la medición se
definirá como la medida de la distancia lineal en vertical desde la superficie del líquido que se está midiendo
hasta el punto de referencia. El método de aforo de vacío es una medición indirecta del nivel de líquido. La
Figura 1 ilustra los métodos de aforo (sondeo) y aforo de vacío para obtener la medida.
Generalmente se prefieren las mediciones de aforo (sondeo), ya que éstas podrían reducir el efecto de los
movimientos del punto de referencia del tanque.
Sin embargo, existen circunstancias en las que el método de aforo de vacío resultarla más aplicable. Cuando se
utiliza el método de aforo de vacío, se debería hacer todo lo posible para verificar periódicamente la altura de
referencia del tanque para las condiciones tanto de apertura como de cierre, con el propósito de asegurarse de
que ésta no haya cambiado. Si la altura de referencia ha cambiado, se recomienda la utilización del método de
aforo (sondeo).
3.1A.5
Precauciones de Salud y Seguridad
3.1A.5.1 GENERALIDADES
Estas precauciones de salud y seguridad representan las prácticas adecuadas. No se trata necesariamente de
una lista completa o integral. Consulte también las medidas de salud y seguridad descritas en API RP 2003, API
RP 49, API RP 55, 29 CFR 1910.134 (Estandar de Respirador), u otras regulaciones federales/estatales
aplicables, cuya descripción se encuentra en el Apéndice B de este estándar.
El personal involucrado en la medición de petróleo o sustancias relacionadas debería estar familiarizado con sus
características físicas y químicas, incluyendo la potencialidad de incendio, explosión y reactividad, así como con
los procedimientos de emergencia apropiados y los riesgos para la salud y toxicidad potencial. El personal
debería cumplir con las prácticas operativas de seguridad de cada empresa y con las regulaciones federales,
estatales y locales, incluyendo la utilización de ropa y equipos de protección adecuados.
5
Occupational Safety and Health Administration, 200 Constitution Ave. N.W., Washington, D.C. 20120, www.osha.gov.
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SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
3
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Figura 1—Diagrama de Medición
3.1A.5.2 RIESGOS DE ELECTRICIDAD ESTATICA
Para eliminar los riesgos por la electricidad estática, haga tierra tocando la baranda de la escalera de acero,
plataforma o pared del tanque cuando se acerque al techo del tanque y antes de abrir la escotilla de aforo.
El petróleo tiene características de ser acumulador de estática. Las cuerdas o sogas que se utilizan para
suspender los instrumentos de medición en un tanque deberían estar hechas de un material como algodón, que
no tenga o transfiera carga estática. No utilice cuerdas o sogas hechas de fibras sintéticas o de artículos de
vestimenta personal, tales como overoles, hechos de materiales que se conocen como generadores de
electricidad estática. Las cintas de medición y plomadas deben hacer tierra con el tanque manteniendo contacto
entre la cinta y la escotilla de aforo, desde que la plomada de medición entre en la escotilla hasta que, por lo
menos, la plomada penetre el líquido. Nunca mida un tanque durante una tormenta eléctrica.
3.1A.5.3 RIESGOS DE SALUD
Los vapores del petróleo diluyen el oxígeno en el aire y podrían también ser tóxicos, especialmente los vapores
de sulfuro de hidrogeno del “crudo amargo (o ácido)”. Los vapores del petróleo con concentraciones
relativamente bajas de sulfuro de hidrogeno pueden causar estados de inconsciencia o la muerte. Durante y
después de abrir la escotilla de aforo, ubíquese de tal manera que no inhale el gas.
Los vapores nocivos o la deficiencia de oxígeno no siempre se pueden detectar por el olfato, la inspección visual
o el propio juicio. Se deberían tomar precauciones apropiadas para la protección contra vapores tóxicos o la
deficiencia de oxígeno. Se deberían desarrollar procedimientos que proporcionen lo siguiente:
a. vigilar la exposición,
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CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
b. necesidad de equipo de protección personal, y
c.
precauciones para rescate de emergencia.
Siempre que sea necesario, se deberían usar equipos de respiración de aire puro adecuados antes de entrar al
sitio de medición y durante el procedimiento de medición.
3.1A.5.4 EQUIPO DE MEDICION ELECTRONICO
El equipo portátil de medición electrónica también se denomina dispositivo portátil de medición electrónica, o
cinta portátil de medición electrónica. El equipo portátil de medición electrónica para la detección tanto del nivel
de líquido del petróleo y/o la interfase de petróleo y agua libre debe estar certificado, por la agencia
correspondiente, como seguro para utilizarlo en atmósferas inflamables y con líquidos que acumulan cargas
estáticas.
Las linternas deben estar certificadas, por la agencia correspondiente, como seguras para utilizarlas en
atmósferas inflamables.
3.1A.5.5 MEDICION MANUAL EN BUQUES INERTIZADOS
La medición manual en buques inertizados requiere el cumplimiento de los procedimientos de seguridad
presentados en el Capítulo 9 del International Safety Guide for Oil Tankers and Terminals; el Inert Flue Gas
Safety Guide; y los folletos relevantes publicados por el International Chamber of Shipping, Oil Companies
International Marine Forum; y otras publicaciones similares.
El personal involucrado en el manejo de sustancias relacionadas con el petróleo deberia estar familiarizado con
sus características físicas y químicas, incluyendo su potencial para causar incendios, explosiones y reactividad,
así como con los procedimientos de emergencia adecuados. Estas personas deberían cumplir con las prácticas
operativas de seguridad de la empresa y con las normas federales, estatales y locales, incluyendo el uso de ropa
y equipo de protección adecuados. El personal debería estar alerta para evitar fuentes potenciales de ignición y
mantener los contenedores de material cerrados si no están en uso.
3.1A.6
Terminología
3.1A.6.1 aforo (sondeo): Nivel de líquido en un tanque medido desde la placa de cota cero o el fondo del tanque
hasta la superficie del líquido (ver Figura 1).
3.1A.6.2 aforo de vacío (ullage). La distancia desde la superficie del líquido hasta el punto de referencia de
medición del tanque (ver Figura 1).
3.1A.6.3 agua libre: Agua contenida en un tanque que no está en suspensión o disuelta en el petróleo. El agua
libre se debería medir mediante el procedimiento de aforo (sondeo) (ver 3.1A.9.2). Asimismo, el agua libre puede
medirse mediante el procedimiento de aforo de vacío (3.1A.9.3.) si la medida de la altura de referencia no ha
cambiado entre la apertura y el cierre. Si la medida de la altura de referencia ha cambiado, se debería utilizar el
procedimiento de aforo (sondeo).
3.1A.6.4 asiento (trimado): Condición de una embarcación en referencia a su posición longitudinal en el agua.
Asiento (trimado) se refiere a la diferencia de calados entre proa y popa y se expresa “a proa” y “a popa”.
3.1A.6.5 corte: Línea de demarcación en la escala de medición hecha por el material que se está midiendo (ver
Figura 1).
3.1A.6.6 escora: Desviación o inclinación de un buque expresada en grados a babor o a estribor.
3.1A.6.7 medición de apertura: Es el aforo (sondeo) o aforo de vacío tomada antes de introducir o extraer
material de un tanque.
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SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
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3.1A.6.8 medida de cierre: medida de aforo (sondeo) o de aforo de vacío tomada después de introducir o
extraer material de un tanque.
3.1A.6.9 medida de la altura de referencia: Distancia estándar desde la placa de cota cero (ver Figura 1) o
fondo del tanque hasta el punto de referencia de medición. Esta distancia se debería marcar claramente en la
parte superior del tanque cerca de la escotilla de medición.
3.1A.6.11 punto de referencia de medición: Punto marcado en la escotilla de medición de un tanque (ver
Figura 1) que indica la posición desde donde deben tomarse las mediciones. La medición desde el punto de
referencia es crucial para lograr repetibilidad entre las lecturas medidas. Este punto podría ser una marca
estampada, una pequeña placa fija dentro de la escotilla de medición, una ranura angosta cortada
horizontalmente en el interior de la escotilla, o el filo de un brazo metálico fijo, que se proyecta una corta
distancia sobre la escotilla de medición pero sin tocarla.
3.1A.6.12 sedimentos y agua en suspensión: Sedimentos y agua retenidos o suspendidos en el petróleo. Los
sedimentos y el agua en suspensión no pueden determinarse con los procedimientos de aforo (sondeo) o aforo
de vacío. Consulte el MPMS Capítulos 8 “Sampling ” y 10 “Sediment and Water” del API.
Nota: Es probable que los sedimentos se asienten en el fondo del tanque. Los techos flotantes quizá se apoyen sobre el
sedimento asentado, que producirá una variación en la zona crítica del techo.
3.1A.6.13 tabla de capacidad del tanque (tabla de medición del tanque): Una tabla que muestra las
capacidades de, o volumen dentro de, un tanque a varios niveles de líquido medidos desde la placa de cota cero
(fondo del tanque) o punto de referencia de medición. El volumen indicado en la tabla podría estar expresado en
galones, barriles, metros cúbicos, litros, o pies cúbicos. La tabla podría ser preparada para utilizarse con los
métodos de aforo (sondeo) o aforo de vacío. Las tablas de capacidad del tanque deben desarrollarse según el
MPMS, Capítulo 2, “Tank Calibration” del API
3.1A.6.14 zona crítica: La distancia entre el punto donde un techo flotante descansa sobre sus soportes
normales y el punto donde el techo flota libremente se denomina “Zona Crítica” en la tabla de capacidad del
tanque.
3.1A.7
Equipo de Medición
3.1A.7.1 CINTAS DE MEDICIÓN
Para los procedimientos de medición por aforo (sondeo) o por aforo de vacío se requieren cintas graduadas (ver
Figura 2) que cumplan con las siguientes especificaciones:
a. Material: Acero (o material resistente a la corrosión, si la cinta se utilizará para la medición de tanques que
contienen líquidos corrosivos). El acero de la cinta debería tener un coeficiente de expansión térmica similar al
acero del tanque.
b. Longitud: Una cinta continua lo suficientemente larga para la altura del tanque que se medirá.
c. Espesor: El área de sección transversal de la cinta debe ser tal que cuando la cinta esté en una posición
horizontal sobre una superficie plana no se estire más allá de una deformación unitaria de 0.0075% cuando es
tirada por una fuerza de 44 N (10 lbf). Por lo general, el área de sección transversal no debe ser inferior a los 2.5
mm2 (0.004 pulg.2).
d. Carcasa: Bobina y manivela durables; el montaje se encuentra dentro de la estructura o estuche.
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3.1A.6.10 placa de cota cero (ver Figura 1): 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.
6
CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
e. Extremo libre: Provisto con un broche de presión de cierre automático u otro dispositivo de retención al cual se
pueda sujetar la plomada. Un broche de presión de tipo giratorio reducirá la rotura de la cinta.
f. Escala:
1. Cinta de aforo (sondeo)—Graduada en pies, pulgadas, y fracciones de pulgada; pies y centésimos de pie;
o metros, centímetros, y milímetros. La punta de la plomada será el punto cero de la escala.
2. Cinta de aforo de vacío—Graduada en pies, pulgadas y fracciones de pulgada; pies y centésimos de pie; o
metros, centímetros, y milímetros. El punto cero de la escala es el punto de contacto entre el broche y el ojo
de la plomada.
Nota: No se deben utilizar cintas dobladas, rotas o que contengan marcas ilegibles.
3.1A.7.2 PLOMADAS Y VARILLAS DE MEDICIÓN
Se requieren plomadas graduadas cilíndricas, cuadradas o rectangulares, o varillas para medición de agua (ver
Figura 2) que cumplan las siguientes especificaciones:
a. Materiales: resistentes a la corrosión y que no hagan chispas.
b. Longitud: Plomadas o varillas, 15 cm. (6 pulg.), 30 cm. (12 pulg.) o 45 cm. (18 pulg.).
c. Peso: Mínimo 20 onzas; Máximo 2 3/8 libras.
d. Ojo: Parte integral de la plomada o varilla, preferentemente con un refuerzo templado para evitar su desgaste.
e. Punta: Las plomadas y varillas de aforo (sondeo) deben tener una punta cónica de dureza suficiente para
evitar que se dañe al contactarse con otro metal.
f. Escala:
1. Plomadas y varillas para aforo (sondeo)—Graduadas en un solo lado en pulgadas, con al menos
subdivisiones de 1/8 de pulgada; décimos de pie con al menos subdivisiones de centésimos de pie, o
centímetros con al menos subdivisiones de 1 mm y con el punto cero de la escala en la punta de la plomada.
2. Plomadas para aforo de vacío—Graduadas en un solo lado en pulgadas, con al menos subdivisiones de
1/8 de pulgada, o centímetros con subdivisiones de 1 mm. y con la punto cero de la escala en la parte interna
del ojo, excepto para la plomada extendida para aforo de vacío que se describe más adelante.
3.1A.7.3 OTROS EQUIPOS DE MEDICIÓN
3.1A.7.3.1
Cintas y Plomadas Métricas/Inglesas
Las cintas y plomadas métricas/inglesas son cintas y plomadas de aforo (sondeo) y de aforo de vacío que tienen
dos escalas de medición. De un lado de la cinta y la plomada, la escala se gradúa en unidades inglesas (pies y
pulgadas); del lado opuesto de la cinta y plomada, la escala se gradúa en unidades métricas (SI).
3.1A.7.3.2
Plomada Extendida para aforo de Vacío
La plomada extendida (ver Figura 2) está diseñada para tomar mediciones de aforo de vacío con una cinta de
aforo (sondeo). Las especificaciones para la porción graduada de la plomada son iguales a las de la plomada
lisa. El ojo de la plomada está ubicado en la porción no graduada de manera tal que el punto cero de la escala
de la plomada también será el punto cero de la escala de la cinta.
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SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
7
Figura 2—(A) Cintas de Medición y Plomadas (B) Varilla Tradicional para Medición de Agua
3.1A.7.3.3
3.1A.7.3.3.1
Equipo Portátil de Medición Electrónica
General
Los dispositivos portátiles de medición electrónica (PEGDs, por sus siglas en inglés) están compuestos, por lo
general, por un dispositivo con sensor electrónico suspendido de la cinta de medición, y una caja para lecturas.
Si se utiliza para mediciones de transferencia de custodia, estos dispositivos deben ser capaces de mostrar la
misma exactitud de medición que la cinta de aforo y plomada no electrónicas, y deben estar calibrados o
verificados contra una medición de referencia (Refiérase al Apéndice A).
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8
CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
El dispositivo puede ser diseñado para aplicaciones de medición abierta, restringida o cerrada. Las operaciones
de medición cerrada y restringida necesitarán, por lo general, que la cinta portátil de medición electrónica se
utilice conjuntamente con una válvula de bloqueo de vapor compatible
3.1A.7.3.3.2
Construcción y Graduación
El área de sección transversal de la cinta deberá diseñarse para el incremento de la tensión debida al peso de la
sonda cuando la cinta esté suspendida verticalmente en el aire. El material de construcción y la graduación de la
cinta de medición principal deberían cumplir con la especificación para cintas de medición descrita en 7.1.
3.1A.7.3.3.3
Marcación
La cinta graduada, la sonda y el cuerpo del carrete de cada PEGD deben marcarse con número(s) de serie
único(s) que puedan ser registrados en el certificado de calibración para propósitos de auditoria.
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3.1A.7.3.3.4
Punto Cero
El punto cero del nivel medido por una cinta portátil de medición electrónica será el punto de reacción en el cual
el sensor detecta una superficie líquida, cuando opera en el modo de aforo de vacío. Debido a que el (los)
sensor(es) electrónico(s) por lo general necesitan ser protegidos contra el daño mecánico, el punto cero de la
combinación cinta/sonda generalmente no es la superficie de la base de la sonda. Por lo tanto, el punto cero no
será directamente verificable sin la suspensión vertical penetrando al interior de una superficie líquida. Bajo estas
circunstancias, el punto cero está a una distancia fija de la superficie de la base de la sonda. La distancia de
corrimiento del cero debe verificarse y enunciarse en el certificado de dicha unidad.
Si la cinta portátil de medición electrónica puede utilizarse para medir la altura de referencia de un tanque,
entonces será necesario agregar esta distancia (la distancia de corrimiento del punto cero) a la lectura de la
cinta observada para calcular el valor real de la altura de referencia.
3.1A.7.3.3.5
Marca Indicadora para Lectura con Uso de Válvula de Cierre de Vapor
Las cintas portátiles de medición electrónica que están diseñadas para ser utilizadas a través de una válvula de
cierre de vapor deben estar provistas de una marca indicadora para lectura. La distancia de corrimiento del
centro de la marca indicadora para lectura desde el punto de la cinta portátil de medición electrónica que
corresponde al punto de referencia de la medición (o cota cero de la válvula de cierre de vapor) debería estar
pre-establecida. La distancia de corrimiento debería estar especificada por el fabricante.
3.1A.7.3.4
Pasta Indicadora de Agua
Las pastas para medición de agua se utilizan junto con las varillas de medición, plomadas y cintas para indicar la
interfase petróleo y agua libre. La pasta no debe reaccionar con el petróleo pero debería cambiar de color al
contacto con el agua libre.
3.1A.7.3.5
Pasta Indicadora de Gasolina
En petróleo muy ligero, el nivel de líquido no se puede leer en la cinta ya que el petróleo se evapora mientras la
cinta se extrae del líquido. Para solucionar este problema, se aplica a la cinta una pasta para gasolina. Cuando la
pasta entra en contacto con el petróleo, cambia de color o se disuelve, generando así la lectura (corte).
3.1A.7.3.6
Ladrón para Petróleo (toma muestras)
Una trampa tipo ladrón es un dispositivo de muestro que puede utilizarse para la medición aproximada del agua
libre o del petróleo emulsionado, sedimentos, y los niveles de agua en el fondo del tanques. El ladrón para
petróleo también se podría utilizar para tomar muestras puntuales de petróleo. Consulte el Capítulo 8 del Manual
API MPMS para su construcción.
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SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
9
3.1A.8 Exactitud de Medición
3.1A.8.1 PRECISIÓN DEL EQUIPO
3.1A.8.1.1
Requisitos de Precisión para Cinta de Acero no Electrónica y Plomada
a. Precisión
Las cintas nuevas deberán inspeccionarse en toda su longitud para determinar que los números y los
incrementos entre los números han sido ubicados correctamente en la cinta. La precisión de la cinta de trabajo y
su plomada adjunta debe verificarse mediante la comparación con un dispositivo de medición de referencia (por
ejemplo, una cinta maestra) que haya sido certificado por, o sea rastreable a, el National Institute of Standards
and Technology (NIST, por sus siglas en inglés), u otras autoridades nacionales de estándares de pesos y
medidas, utilizando el procedimiento descrito en el Apéndice A. La precisión de la cinta de trabajo debe cumplir
con los requisitos del Apéndice A.1.2.
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b. Frecuencia de Verificación
1. El conjunto cinta y plomada deberá inspeccionarse diariamente, o antes de cada uso para asegurarse que
el desgaste en el broche de la cinta, el ojo de la plomada, o la punta de la plomada no introduce errores
cuando se lee la escala de la cinta. La cinta también debe inspeccionarse en busca de dobleces. No deberán
utilizarse cintas con dobleces o uniones, en aplicaciones de transferencia de custodia.
2. Se debe verificar la precisión de la cinta de trabajo con la plomada sujeta cuando es nueva y, al menos,
una vez por año a partir de ese momento siguiendo el procedimiento del Apéndice A.
3.1A.8.1.2
Requisitos de Precisión del Dispositivo Portátil de Medición Electrónica
a. Precisión
Las cintas nuevas deberán inspeccionarse en toda su longitud para determinar que los números y los
incrementos entre los números han sido ubicados correctamente en la cinta. La precisión del PEGD, integrado
por el conjunto de trabajo de la cinta y su sonda adjunta, debe verificarse mediante la comparación con un
dispositivo de medición de referencia, tal como una cinta maestra que haya sido certificada por, o sea rastreable
a, el NIST, o autoridades nacionales de estándares de pesos y medidas. La precisión de la cinta utilizada debe
cumplir con los requisitos del Apéndice A.1.2.
b. Frecuencia de Verificación
1. El conjunto de la cinta portátil de medición electrónica deberá inspeccionarse diariamente o antes de cada
uso para asegurarse que el desgaste de la cinta/sensor no introduzca errores cuando se esté leyendo la
escala de la cinta, y que el sensor esté funcionando adecuadamente. No deberán utilizarse cintas con
dobleces o uniones, en aplicaciones de transferencia de custodia.
2. Los dispositivos portátiles de medición electrónica deben verificarse cuando son nuevos y al menos una
vez por año a partir de ese momento, utilizando el procedimiento del Apéndice A. A la sonda/sensor se les
deberá verificar las señales de detección mediante la utilización de un recipiente de agua como mínimo una
vez cada seis meses.
3.1A.8.2 IMPRECISIONES DE LAS MEDICIONES DE TANQUE
Las lecturas de la medición y las tablas de capacidad del tanque se utilizan para determinar el volumen total
observado (TOV) del petróleo contenido en el tanque. La precisión del TOV está limitada por la precisión
inherente del tanque, independientemente del equipo de medición utilizado.
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10
CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
Nota: Aunque el alcance de este estándar está limitado a la determinación del nivel de líquido, en cierto punto será necesaria
una conversión de nivel a volumen. La siguiente sección tiene como propósito ayudar al usuario en la identificación de
posibles imprecisiones asociadas con la medición del tanque.
3.1A.8.2.1
Precisión de la Tabla de Capacidad del Tanque
Las tablas de capacidad del tanque generadas a partir de estos procedimientos incluyen imprecisiones
inherentes debido a:
a. calibración de la cinta de medición de anillos,
b. expansión térmica de la cinta de medición de anillos,
c. tensión de la cinta de medición de anillos,
d. corrección por la expansión de la pared debido a la columna de líquido (cabeza estática),
e. medición del espesor de la placa de pared,
f. cálculo de material inútil, y
g. otros factores.
Los errores originados a causa de dichas imprecisiones pueden derivar en la sobreestimación o subestimación
de la cantidad.
3.1A.8.2.2
Expansión de la Pared debido a la Columna del Líquido
Cuando el tanque se llena, la pared del tanque se expandirá debido al peso del contenido del tanque (columna
del líquido). La corrección por la columna del líquido puede aplicarse en el cálculo de volúmenes; o, como
alternativa, la corrección por la columna del líquido debería incorporarse dentro de la tabla de capacidad del
tanque. Los procedimientos de cálculo utilizados para corregir la tabla de capacidad del tanque por la expansión
de la pared a causa de la columna del líquido se encuentran en el Capítulo 2 del MPMS del API.
Una deflexión angular de la pared del tanque cerca del fondo del tanque se genera a partir de que el fondo del
tanque contrarresta la expansión de la pared causada por la creciente columna del líquido cuando el tanque se
llena. Esta deflexión angular de la pared del tanque (barreling) puede producir movimientos del fondo del tanque
y del techo cónico. La corrección para estos dos movimientos no está incluida en la tabla de capacidad del
tanque.
3.1A.8.2.3
Movimiento del Fondo
El fondo de un tanque puede deformarse hacia el suelo donde se encuentra soportado, por el peso del contenido
del tanque. Esta deformación puede ser permanente (asentamiento) o elástica (actuando como diafragma).
Generalmente cuando el tanque se llena, la sección del fondo adyacente a las paredes del tanque se mueve
hacia arriba por causa de la deflexión angular de la estructura del tanque. A medida que se aleja de las paredes,
el fondo del tanque queda inmóvil. En el centro, el fondo del tanque se mueve hacia abajo. La cantidad de
movimiento depende de la fuerza compresiva del terreno y de la forma del fondo del tanque.
Con la deformación elástica (actuando como diafragma), el fondo del tanque se mueve hacia arriba o hacia abajo
según la altura del liquido contenido en el tanque. A menos que las tablas de capacidad del tanque hayan sido
ajustadas por el efecto de la elasticidad del fondo actuando como diafragma, o a menos que se empleen fondos
de agua para contrarrestar esta característica, la elasticidad del fondo del tanque actuando como diafragma tiene
como resultado una subestimación de la cantidad en cada transferencia.
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El Capítulo 2 “Tank Calibration” del MPMS del API describe los métodos y procedimientos utilizados para calibrar
un tanque, así como los procedimientos de cálculo utilizados para desarrollar un conjunto de tablas de capacidad
del tanque en base a los datos de calibración del mismo.
SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
3.1A.8.2.4
11
Tubo de Aforo (Pozo Estático, Pozo de Medición) en Tanques
Los tanques, particularmente los de techo flotante, frecuentemente están equipados con tubos de aforo fijos. El
borde superior del tubo es una buena ubicación para el punto de referencia para aforo. El borde inferior del tubo
sirve como una buena ubicación para fijar la placa de cota cero. Sin embargo, un movimiento vertical del tubo
hará que tanto el punto de referencia para aforo como la placa de cota cero pegadas a el, se muevan
verticalmente. Este movimiento causa errores en la medida de la altura del líquido en el tanque. A continuación
se describe la correcta instalación del tubo de aforo:
a. El diámetro mínimo recomendado de un tubo de aforo perforado o ranurado es de 20 cm (u 8 pulgadas). Se
pueden usar tuberías de menor diámetro, asegurándose que haya suficiente espacio para tomar muestras del
tanque manualmente con un muestreador de botella o un ladrón. Si se usan tubos de aforo de menor diámetro, el
diseño y construcción del tubo debe revisarse para comprobar su rigidez y resistencia mecánica.
b. El tubo de aforo debería tener una guía en la parte superior del tanque y no estar sujeto en forma rígida.
c. El borde inferior del tubo de aforo debería terminar dentro de 30 cm (12 pulgadas) del fondo del tanque.
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d. El tubo de aforo debe tener 2 filas de ranuras o huecos (perforaciones) ubicadas en sus lados opuestos los
cuales comienzan en el borde inferior del tubo y continúan por encima del máximo nivel de líquido del tanque. El
tamaño típico de las ranuras es de 2.5 cm (1 pulgada) de ancho y 25 cm (10 pulgadas) de largo. El diámetro
típico de las perforaciones es de 5 cm (2 pulgadas).
Nota: En caso de que un tubo de aforo de menor diámetro sea instalado dentro de otro tubo de mayor diámetro para
modificarlo, las ranuras o perforaciones deben diseñarse de modo que permitan el libre flujo del liquido para asegurar la
exactitud de la medida del tanque (nivel, muestra y temperatura.)
e. El espacio máximo entre las perforaciones o ranuras si no se sobreponen debe ser de 30 cm (12 pulgadas).
f. El tubo de aforo puede sujetarse del fondo del tanque si el fondo no se mueve verticalmente respecto a la
esquina del tanque en donde la lámina de la pared está soldada a la lámina del fondo.
g. Si se usa un método alterno para sujetar el tubo de aforo, el soporte debería ser diseñado para evitar los
movimientos verticales del punto de fijación. Nota: Si no pueden evitarse los movimientos verticales del tubo de
aforo, entonces deberían explorarse sistemas alternativos de medición.
h. La medida de un tanque no debe tomarse en un tubo de aforo sin perforaciones o ranuras (a estos se les
llama tubos fijos o postes-guía), ya que el nivel del liquido medido dentro del tubo no perforado o no ranurado,
usualmente no es igual al nivel de liquido fuera del tubo. La medida de un tanque debe tomarse únicamente en
tubos de aforo que tengan perforaciones o ranuras que permitan el libre fluido del líquido hacia dentro y hacia
fuera del tubo. En algunos sitios, los tubos de aforo sin ranuras se usan para cumplir con regulaciones locales de
contaminación ambiental. Estos tubos “sólidos” pueden llevar a serios errores en la medición del nivel del líquido,
la determinación de la temperatura y el muestreo.
3.1A.8.2.5
Cambios en la Altura del Punto de Referencia
La deflexión angular de la pared del tanque podría hacer que la placa cota cero y/o el punto de referencia para
aforo se muevan hacia arriba cuando cualquiera de ellos está conectado en forma rígida al tramo inferior de la
pared del tanque. Al ir aumentando la columna del líquido en el tanque, las placas superiores de la pared del
tanque se mueven hacia abajo como resultado de la contracción del acero perpendicular a la expansión de la
pared. Este movimiento hacia abajo está relacionado con la expansión de la pared por el índice Poisson del
acero, esto es, 0.3. Por ejemplo: Si la expansión de la pared del tanque es 0.2 %, la parte superior de la pared
se mueve hacia abajo 0.3 x 0.2 % = 0.06% del tanque cuando está lleno y baja proporcionalmente con el grado
de llenado. Los puntos de referencia conectados a la parte superior de la pared también se moverán hacia abajo
cuando el tanque se está llenando. Otras fuerzas que actúen en el tanque, como pesos en el techo de un tanque
cónico, puede hacer que el punto de referencia para aforo se mueva en dirección vertical con respecto a la parte
superior de la pared cuando éste está sostenido por el techo.
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12
3.1A.8.2.6
CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
Placa de Cota Cero
Si un tanque está dotado de una placa de cota cero, esta placa puede estar:
a. Fijado al fondo del tanque.
b. Fijado a la esquina donde se juntan la pared y el fondo del tanque.
c. Directamente adherido al extremo inferior del tubo de aforo.
Si el tanque está dotado de una placa de cota cero, este debería estar ubicado directamente debajo del punto de
referencia para aforo. Debe haber un espacio abierto entre el borde inferior del tubo de aforo y la placa de cota
cero.
El punto central de la placa de cota cero debe estar ubicado entre 45 cm (18 pulgadas) y 80 cm (30 pulgadas) de
la pared del tanque, localizado verticalmente debajo del punto de medición.
Notas:
1. Los movimientos del fondo del tanque descritos en el punto 3.1.A.8.2.3. podrían causar movimiento de la placa de cota
cero.
2. Las placas de cota cero que están fijadas rígidamente a la pared del tanque y que se proyectan como una viga hacia
afuera, se moverán hacia arriba cuando el tanque está lleno, debido a la deflexión angular de la pared del tanque. En la
mayoría de los casos, la deflexión angular de la pared del tanque deja de causar movimientos del fondo a aproximadamente
45 – 60 cm. (18 – 24 pulg.) de la pared del tanque.
3.1A.8.2.7
Incrustación
Un tanque puede acumular depósitos tales como oxido, cera, parafina, alquitrán, agua y azufre en el interior de
los soportes de las paredes y del techo. Estas incrustaciones disminuyen la capacidad del tanque, dando como
resultado una sobre-estimación de la cantidad. En estos casos se hace necesaria una limpieza exhaustiva del
tanque para poder obtener exactitud.
3.1A.8.2.8
Expansión Térmica de la Pared del Tanque y del Tubo de Aforo
Las tablas de capacidad del tanque se preparan con una temperatura de pared de referencia supuesta. Como
resultado de esto, se aplica un factor de corrección al volumen obtenido de la tabla de capacidad del tanque para
tomar en cuenta la temperatura real de la pared del tanque. Ver detalles en el Capitulo 12.1 del MPMS del API.
El punto superior de referencia para aforo puede moverse verticalmente hacia arriba debido a la expansión
térmica de la pared del tanque (y del tubo de aforo donde normalmente está ubicado el punto de referencia más
alto). Este movimiento puede causar un error si el nivel del líquido (o sondeo) es determinado por medio de una
medida de aforo de vacío.
3.1A.8.3 PRECAUCIONES OPERATIVAS
La exactitud global de la medición de un tanque puede ser influenciada por los siguientes procedimientos
operativos usados en la transferencia de petróleo desde o hacia un tanque.
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3. La placa de cota cero montada en el extremo del tubo de aforo se moverá conjuntamente con cualquier movimiento de
éste.
SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
3.1A.8.3.1
13
Fugas
Los Tanques, válvulas de conexión, y líneas de transferencia que tienen fugas durante una transferencia pueden
causar una sobre-estimación o sub-estimación de la cantidad. Cualquier fuga debe reportarse inmediatamente
para que esta condición pueda ser corregida.
3.1A.8.3.2
Desplazamiento de Línea
Antes de tomar una medida de apertura o cierre, verifique el desplazamiento de la línea de transferencia. Haga
todo lo posible para tener la línea de transferencia en las mismas condiciones de llenado tanto para la medición
de apertura como para la de cierre. Refiérase al capitulo 17.6 del MPMS del API.
3.1A.8.3.3
Mezcladores de Tanques
Si el tanque está equipado con un mezclador, este debería estar apagado antes de la medición. El periodo de
tiempo entre el apagado del mezclador y la toma de la medida debe ser suficientemente largo para permitir que
el liquido este en reposo.
3.1A.8.3.4
Línea de Drenaje del Agua
Las líneas de drenaje de agua deben mantenerse cerradas durante el periodo entre las medidas de apertura y
cierre.
Aire y espuma entrampadas
Se debería permitir suficiente tiempo antes de medir un tanque para que el liquido se libere del aire o vapores
entrampados. Las medidas para transferencia de custodia no se deberían tomar hasta que descienda la espuma
en la superficie del liquido por debajo de la escotilla de aforo, y hasta que la superficie del liquido este en reposo.
3.1A.8.3.6
Escotilla de Aforo
Ocasionalmente, los tanques tienen más de una escotilla a través de la cual es posible tomar mediciones. Se
debería utilizar solo una escotilla para tomar medidas, específicamente, la escotilla donde se ha establecido el
punto de referencia para aforo. Esta escotilla debería ser la que se use para la calibración. Esto es importante
porque la altura de referencia puede variar de una escotilla a la otra y porque el techo puede estar desnivelado.
Independientemente del número de escotillas, es importante obtener las medidas de apertura y cierre desde la
misma escotilla. Debería usarse el mismo equipo de medición para ambas medidas de apertura y cierre.
3.1A.8.3.7
Desplazamiento del Techo
Un techo flotante (Ver Figura 3) desplazará un cierto volumen de liquido cuando está en la posición de libre
flotación. El peso del líquido desplazado será igual al peso del techo más el material inútil asociado. Por lo tanto,
el peso del techo, la temperatura y la densidad del líquido, deben tomarse en cuenta cuando se calcula el
desplazamiento del techo. El desplazamiento del techo es usado para corregir los volúmenes de las tablas de
capacidad del tanque, cuando la altura del liquido en el tanque está en, o por arriba del punto de elevación donde
el techo flota libremente. Cuando el techo flotante está reposando en alguno de sus soportes, la corrección por
desplazamiento del techo no aplica. El líquido es desplazado parcialmente por el techo entre el punto o elevación
donde el líquido apenas toca la sección mas baja del techo y el punto o elevación donde el techo flota libremente.
A esta área de desplazamiento parcial, se le denomina “Zona Critica”. El volumen del tanque en esta área de
desplazamiento parcial puede ser calculado. Sin embargo, la única forma exacta para obtener datos volumétricos
para una tabla de capacidad del tanque en la “Zona Critica” es a través de un procedimiento de calibración de
líquido. El calculo de volumen del tanque en la Zona Critica está sujeto a errores considerables. Es esencial, sin
embargo, que las medidas de apertura y cierre sean tomadas con el techo flotando libremente o con el techo
descansando en sus soportes normales y con la altura del líquido por debajo de la sección mas baja del techo.
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3.1A.8.3.5
14
CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
Para tener un mayor grado de exactitud, el techo debería flotar libremente para ambas medidas: la de apertura y
la de cierre.
Si el desplazamiento del techo flotante se incrementara debido a acumulaciones de agua, nieve, o hielo, será
necesario removerlos o estimar el peso adicional para calcular el desplazamiento del techo. Durante las
operaciones de transferencia de custodia que involucran mediciones de tanque, si el agua, nieve o hielo no
pueden ser removidos del techo flotante, lo mejor es mantener las mismas condiciones tanto para las medidas de
apertura y para las de cierre si es posible.
El cálculo del desplazamiento del techo también se aplica a tanques de techo fijo que contienen techos flotantes
internos.
3.1A.8.3.8
Fondos de Tanques
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Algunos tanques están equipados con fondos cónicos invertidos o sumideros, para facilitar la remoción del agua
libre. Con este tipo de fondo en el tanque, la altura del agua libre podría no ser suficiente para alcanzar la placa
de cota cero. En esta situación, la medida de agua libre debe ser tomada a través de una escotilla de aforo
localizada directamente sobre el punto mas bajo del tanque. Esto solo se aplica si la tabla de capacidad del
tanque incluye los incrementos de volumen contenidos por debajo de la placa de cota cero desde el punto de
medida de referencia a ser usado para la determinación de volumen de agua libre.
Figura 3—Diagrama Esquemático que Ilustra la Zona de Desplazamiento Parcial Común para Todos
los Techos Flotantes
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SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
3.1A.8.3.9
15
Determinación de Temperatura y Muestreo
Como fue establecido en el punto 3.1A.1, este capitulo indica los procedimientos para medir el nivel de liquido en
un tanque. La determinación de temperatura y el muestreo necesarios para la determinación de la densidad y del
agua y sedimentos debería ejecutarse al momento de la medición.
Un error en la determinación de la temperatura, la densidad o el agua y sedimentos puede dar como resultado
una sobre-estimación o sub-estimación de la cantidad, sin importar la exactitud lograda al medir el nivel del
líquido.
La existencia de una capa solidificada de material encima de un producto en un tanque puede afectar
adversamente la exactitud en la medición, se deben tomar precauciones cuándo esta condición se presenta. Si
la plomada de la cinta no puede penetrar fácilmente la superficie del producto durante el intento de obtener una
medición para custodia, se deberían evaluar métodos alternativos de medición.
3.1A.9
Procedimiento de Medicion
3.1A.9.1 LECTURA Y REPORTE DE MEDICIONES
La medición reportada será determinada por las lecturas de mediciones consecutivas, de la siguiente manera:
3.1A.9.1.1 La medición manual requerirá la obtención ya sea de dos lecturas de medidas consecutivas que
sean idénticas o bien, tres lecturas de medidas consecutivas dentro de un rango de 3 mm (1/8 pulg). Si las
primeras dos lecturas son idénticas, estas lecturas serán reportadas al 1 mm mas cercano si se usan cintas en
sistema métrico o al 1/8 de pulgada mas cercano si se usan cintas en sistema inglés. Cuando se toman tres
lecturas, las tres deberán estar dentro del rango de 3 mm (1/8 pulg.) y serán promediadas al 1 mm mas cercano
para cintas en sistema métrico y al 1/8 de pulgada para cintas en sistema inglés.
Para tanques de almacenamiento de crudo de una capacidad nominal de 1,000 barriles o menos, el rango puede
ser incrementado a 5 mm (o 1/4 de pulg.) y se debería reportar al 5 mm (o 1/4 de pulg.) más cercano.
3.1A.9.1.2. Una pasta indicadora de producto apropiada puede usarse en la cinta para facilitar la lectura del
corte. El uso de tiza o talco no es permitido, ya que el petróleo tiende a resbalarse en la tiza o talco.
3.1A.9.1.3. Para máxima precisión, se debería utilizar la misma cinta y plomada para la medición de apertura y
para la de cierre.
3.1A.9.2 PROCEDIMIENTO DE MEDICIÓN POR AFORO (SONDEO)
Para medición de aforo (sondeo), proceda de la siguiente manera:
a. Después de conectar la cinta de manera segura a tierra tal como se establece en el punto 3.1.A.5.2. y de abrir
la escotilla de aforo, baje lentamente la plomada y la cinta dentro del tanque hasta que la plomada este a una
corta distancia del fondo, según lo determinado por la longitud de la cinta desenrollada del carrete en
comparación con la altura de referencia del tanque.
b. Luego, con la cinta adyacente al punto de referencia, baje la cinta lentamente hasta que la punta de la
plomada apenas toque la placa de cota cero (o el fondo del tanque en caso de no existir la placa de cota cero)
(ver Figura 1).
c. Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia y anote cualquier variación respecto a la altura de
referencia del tanque. La comparación de la lectura de la cinta en el punto de referencia con la altura de
referencia es una indicación de que la plomada de medición está suspendida en una posición vertical mientras
está en contacto con la placa de cota cero o el fondo del tanque. Si la cinta se baja demasiado, causará que la
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3.1A.8.3.10 Capas Sólidas
16
CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
plomada se incline, o si la plomada se asienta en un material extraño en el fondo del tanque, se obtendrá una
medida inexacta.
d. Cuando se estén tomando medidas de aforo (sondeo), asegúrese que la cinta se baja desde el mismo punto
de referencia tanto para las mediciones de apertura, como las de cierre. Se recomienda que la persona que hace
el aforo permita un tiempo suficiente para que la superficie del líquido se asiente después que la plomada corta la
superficie, antes de continuar bajando la plomada.
e. Retire la cinta del tanque hasta que se observe el corte del líquido.
f. Lea la escala de la cinta en el corte del líquido y anote la lectura como medida de aforo (sondeo).
g. Repita el procedimiento como se establece en el punto 3.1A.9.1
h. Use la tabla de capacidad del tanque para convertir la medida de aforo (sondeo) al correspondiente volumen
observado del tanque.
3.1A.9.3 PROCEDIMIENTO DE MEDICIÓN POR AFORO DE VACÍO
Las mediciones por aforo de vacío son adecuadas para determinar el volumen de un tanque solamente si la
altura de referencia es igual a la altura de referencia observada en el momento de la medición del tanque. Esta
igualdad de altura debe ser establecida en las condiciones de apertura y de cierre. Como alternativa, pueden
mantenerse registros que indiquen que la altura de referencia y la altura de referencia observada son verificadas
periódicamente y que son iguales de manera consistente. Si la altura de referencia observada y la altura de
referencia son diferentes, pero la altura de referencia observada es igual tanto en la medición de apertura como
en la de cierre, entonces la cantidad transferida puede considerarse correcta. Para medidas de aforo de vacío,
proceda de la siguiente manera:
a. Después de conectar la cinta de manera segura a tierra (vea el punto 3.1.A.5.2) y de abrir la escotilla de aforo,
baje lentamente la plomada y la cinta dentro del tanque hasta que la plomada toque la superficie del liquido (ver
Figura 1).
b. Después de que la plomada ha dejado de balancearse, baje la cinta lentamente hasta que una pequeña
porción de la plomada este dentro del liquido y además se tenga una marca de pulgada, décima de pie o
centímetro de la cinta, al ras del punto de referencia para aforo.
c. Anote la lectura de la cinta en el punto de referencia.
d. Retire la cinta del tanque y lea la escala de la plomada de vacío en el corte del líquido y anote la lectura. Se
debería tener sumo cuidado durante el procedimiento de retirar la cinta, para asegurarse que la cinta y la
plomada no vuelvan a penetrar en el líquido y en consecuencia indique una lectura falsa.
e. Si se utiliza una plomada con ranuras profundas, tome la lectura de la escala en la ranura mas alta de la
plomada que haya retenido liquido.
f. La suma de la lectura de la cinta en el punto de referencia y la lectura de la plomada de aforo de vacío en el
corte con el líquido es el aforo de vacío. El siguiente es un ejemplo:
Pies
Pulgadas
Metros
Lectura de la cinta en el punto de referencia
10
6
3.2000
Lectura de la Plomada para aforo de vacío en el corte:
0
2-15/16
0.075
Suma:
10
8-15/16
3.275
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SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
17
g. Repita el procedimiento como ya se ha establecido en el punto 3.1A.9.1.
h. Use la tabla de capacidad del tanque para convertir el aforo de vacío al volumen observado correspondiente.
3.1A.9.4 CONVERSIONES ENTRE MEDICIONES DE AFORO (SONDEO) Y AFORO DE VACÍO
3.1A.9.4.1 Una medida de aforo de vacío puede ser convertida en una medida de aforo (sondeo) restando la
medida de vacío a la altura de referencia del tanque, por ejemplo:
Altura de referencia:
Medida de aforo de vacío
Medida de Aforo (sondeo)
(Altura de Ref. – Medida de Aforo deVacío)=
Pies
Pulgadas
Metros
44
5-7/8
13.560
-10
15
8- /16
-3.275
33
15
10.285
8
/16
3.1A.9.4.2 Una cinta con plomada de aforo (sondeo) puede ser utilizada para tomar una medida de aforo de
vacío. El procedimiento es el mismo que se describió en el punto 3.1A.9.3., excepto que la lectura de la plomada
se resta de la lectura de la cinta, por ejemplo:
Pies
Lectura de la cinta de aforo (sondeo) en el punto de referencia:
Lectura de la plomada de aforo sondeo
Diferencia (medida de aforo de vació)
Pulgadas
Metros
10
6
3.200
-0
15
2- /16
-0.075
10
1
3.125
3- /16
3.1A.10 PROCEDIMIENTO PARA MEDICION DE AGUA LIBRE
3.1A.10.1
Procedimiento con Pasta Indicadora de Agua
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3.1A.10.1.1 Este procedimiento es usado principalmente para determinar la altura del agua libre encontrada
debajo del petróleo, donde hay una clara separación agua/petróleo, (ver Figura 4) El procedimiento recomendado
para medir agua libre es el método de aforo (sondeo) (ver 3.1A.9.2).
3.1A.10.1.2 La barra de medición de agua recomendada es la barra redonda de 30 o 45 cm (12 o 18 pulgadas).
Si éstas no están disponibles, entonces puede usarse una plomada de 15 cm (6 pulgadas). El uso de estas
barras es recomendado porque son muy convenientes para la aplicación de pastas detectoras de agua.
También, la longitud reduce las ocurrencias de cortes de agua en el broche de la plomada o en áreas no
graduadas entre la cinta y la barra.
Nota: Si las circunstancias obligan al uso de una plomada de 15 cm (6 pulgadas) y el corte de agua cae en el broche,
entonces la altura de referencia debería anotarse y hacerse todo lo posible para usar un medio alterno, tal como una barra de
30 o 45 cm (12 o 18 pulgadas)
3.1A.10.1.3 Cuando la altura del agua excede la altura de la barra, el corte de agua puede medirse untando la
cinta con una capa de pasta de agua.
3.1A.10.1.4. No se recomiendan las barras o plomadas cuadradas, porque sus esquinas pueden causar que la
pasta se baje y se incline, dando por lo tanto lecturas falsas.
3.1A.10.1.5 Hay disponibles muchas marcas de pastas indicadoras de agua, que cambian de color al contacto
con agua libre. Se ha encontrado que, aunque todas las pastas reaccionan al agua libre, pueden diferir unas de
otras. Esta diferencia es causada por la adhesión del petróleo a la pasta, lo que causa que algunas pastas den
lecturas más bajas o manchadas.
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CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
3.1A.10.1.6 Las siguientes características se deberían conocer antes de usar pastas de agua, ya que existen
diferencias entre marcas.
a. Claridad del cambio de color.
b. Habilidad para despojarse del crudo en el que es utilizada.
c. Vida útil (algunas tienden a endurecerse rápidamente después de ser abiertas).
d. Facilidad de aplicación a la barra y habilidad para adherirse a ella.
e. Densidad suficiente para no ser despegada durante el paso a través del petróleo.
f. Igual efectividad en agua ligeramente alcalina, salada, dulce o ácida.
Nota: Los puntos a, c, d y e anteriores también aplican a la pasta detectora de producto.
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3.1A.10.1.7 Hay una tendencia en las pastas de agua a separarse en fase liquida y fase de pasta pesada. Esta
separación puede incrementarse bajo calor pero no parece afectar la exactitud de la pasta. Sin embargo, el
desempeño global es mejor cuando las pastas están completamente mezcladas. Esto se hace mucho mas fácil
cuando la pasta es envasada en potes en vez de tubos. Las pastas de agua pueden tener una vida útil limitada,
especialmente después de ser abiertas.
Se recomienda que en todo lugar, el aforador aplique dos pastas diferentes en la barra para cada medida de
aforo (sondeo) al comienzo de la medición. Cuando se haya determinado cual pasta funciona mejor con el
producto dado, la otra pasta puede ser descontinuada. En algunos lugares originarios donde se maneja un solo
tipo de producto, se recomienda que se hagan pruebas en varias pastas diferentes para escoger la que dé el
mejor desempeño.
3.1A.10.1.8 Cuando aplique las dos pastas a la barra, cubra un poco menos de la mitad de la superficie total de
la barra redonda con cada pasta. Asegúrese que la escala de medición este libre de pasta Aplique una capa
delgada pero adecuada a la barra. La práctica determinará qué cantidad de pasta debe aplicarse para obtener un
corte de agua satisfactorio.
3.1A.10.1.9 Permita que la barra permanezca en la posición de medición por un mínimo de 10 segundos en
gasolina, kerosén, o productos livianos de petróleo similares. Permita que la barra permanezca en la posición de
medición de 1 a 5 minutos en crudos pesados viscosos. Este periodo de tiempo es necesario para soltar el
petróleo que se adhiere a la pasta. Cuando se mide agua libre en tanques que contienen crudos pesados
viscosos, aplique una película uniforme de aceite lubricante liviano sobre la pasta, para facilitar el escurrido del
crudo en la pasta.
3.1A.10.1.10 Cuando se saca la barra, no sople o limpie el crudo de la pasta, ya que esto puede distorsionar la
claridad del corte de agua. Si el corte de agua está oscurecido por el petróleo (producto negro), puede ser
necesario lavar la superficie de la pasta con un solvente adecuado. Cuando esto se requiere, el solvente debe
ser vertido o ligeramente rociado en la barra por encima del corte y permitir que enjuague hacia abajo sobre el
área del corte. Derramarlo directamente sobre la pasta puede distorsionar la claridad del corte de agua.
3.1A.10.1.11 Algunas pastas no se adhieren bien en aplicaciones estratificadas. En estos casos, la barra debe
ser limpiada y secada con un solvente antes de volver a usarla.
3.1A.10.1.12 Al cubrir la superficie completa de la barra con dos pastas, una línea de demarcación clara dará
evidencia del corte de agua. Si un lado está manchado o mas bajo que el otro, registre el nivel mas alto de la
lectura para la medición. La adhesión del crudo puede causar lecturas bajas y no altas. Las manchas pueden
indicar una capa de agua y crudo en emulsión, o más probablemente, indicar que el producto no se soltó
completamente de la pasta. Este fenómeno ha sido observado tanto en productos livianos como pesados y
aparece ya sea como manchas, descensos o inclinaciones.
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SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
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3.1A.10.1.13 Registrar, solo para referencia, el nivel del manchado.
Nota: Emulsiones. Si se considera que existe una capa de emulsión, lea y registre ambas medidas, tanto el corte claro como
el manchado. El porcentaje de agua y aceite en emulsión no puede ser determinado con exactitud usando pastas indicadoras
de agua. Cuando se encuentra esta condición, se requiere muestreo y subsiguientes análisis de laboratorio. Una muestra de
esta capa puede obtenerse usando el procedimiento de ladrón.
3.1A.10.2
Procedimiento con Ladrón
Cuando existe o se sospecha la presencia de emulsiones de petróleo y agua, el procedimiento de ladrón puede
ser usado para aproximar la altura de la capa emulsionada o para obtener una muestra de ella para ser
analizada. Si se usa el procedimiento de ladrón, debería ser aprobado por todas las partes involucradas. Se
debería utilizar un ladrón de núcleo tipo trampa. (ver Figura 5) para este procedimiento. Proceda de la siguiente
manera:
a. Con la válvula de fondo o lengüeta abierta y la superior totalmente abierta, bajar el ladrón lentamente hasta el
fondo del tanque. Después de permitir el tiempo suficiente para que el agua libre y la emulsión aceite-agua
alcancen el nivel apropiado, cerrar el ladrón con el cordón provisto para ese propósito. Algunos ladrones se
cierran automáticamente cuando la varilla ajustable golpea el fondo del tanque.
b. Retirar el ladrón y verter su contenido de regreso al tanque hasta que se detecte el agua. Si se quiere, el
contenido puede ser vertido en un chorro uniforme, a una probeta de vidrio.
c. Tan pronto como aparezca el agua o la emulsión, regrese el ladrón a la posición vertical.
Figura 4—Medición de Agua Libre
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CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
d. Usando la escala de graduación del ladrón, medir la cantidad remanente en el ladrón. Registre esta medida
como la altura de la capa de agua libre y de emulsión agua-aceite contenida en el tanque.
e. Manteniendo el ladrón en posición vertical, abrir un poco la válvula del fondo o la lengüeta y drenar el agua
libre de regreso al tanque.
f. Usando la escala de graduación del ladrón, medir el contenido remanente en el ladrón. Registrar esa medida
como el grosor de la capa de la emulsión aceite-agua. Restando el grosor de la capa de emulsión aceite-agua a
la altura de la capa de agua libre y de la emulsión aceite agua, la altura del agua libre puede ser aproximada.
Este procedimiento se usa comúnmente para tanques de producción de crudo de arrendamiento.
g. Las pequeñas válvulas instaladas a un lado del ladrón pueden usarse para sacar la muestra hacia recipientes
para centrífuga u otros recipientes para determinar la altura de las capas de emulsión aceite-agua. Comience con
la válvula mas elevada y saque muestras mas abajo hasta que la capa sea identificada.
3.1A.10.3
OTROS MÉTODOS
Se pueden usar otros métodos para determinar de altura del agua libre, tales como detectores de interfase
electrónicos, una cinta galvanizada, etc. siempre que sean aprobados por todas las partes involucradas.
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3.1A.11
Procedimiento de Medición para Buques
Para máxima precisión, el buque debería estar con calados parejos y sin escora, y libre de arrufo.
3.1A.11.1 LECTURA Y REGISTRO DE MEDICIONES
En aquellos casos en que hay aire entrampado y/o hay presencia de espuma en la superficie del producto, la
medición se debería suspender hasta que ésta disminuya o hasta que se haya eliminado satisfactoriamente. El
tiempo de reposo varia dependiendo de las condiciones del producto. La medida registrada debe ser
determinada mediante el uso de un rango de tres medidas consecutivas dentro del cual las tres medidas deben
caer. Para tanques mayores a 150 m3 (o 1,000 US bbls), se utilizará un rango de 3mm (o 1/8 pulg). Para tanques
menores a 150 m3 (o 1,000 bbls) el rango se incrementará a 5 mm (o 1/4 pulg) y se debería registrar a los 5 mm
mas cercanos (o 1/4 pulg).
Nota: si las primeras dos medidas son idénticas, se podría registrar está sin tomar mediciones adicionales. Para propósitos
estadísticos, se podrían tomar mas de tres medidas y promediarlas si se prefiere y es acordado entre las partes.
3.1A.11.1.1 Medidas con movimiento
Durante operaciones de alijo o costa afuera, o cuando el buque está en un muelle expuesto, la carga podría
estarse moviendo durante la medición. En estos casos, se deberán tomar al menos cinco medidas en un tiempo
mínimo, registrarse, y promediarse. Las medidas indirectas serán tomadas lo más rápido que se pueda y el
tiempo de inmersión de la plomada/cinta debería ser lo más corto posible. Se ha observado que es útil sumergir
la plomada en el líquido y tomar la lectura en la cinta. Condiciones adversas como estas se deben registrar.
3.1A.11.1.2 Sistemas Manuales Cerrados
Sistemas Manuales Cerrados se refiere a equipos de medición similares en configuración y construcción a
equipos manuales de medición electrónica, pero que no están provistos de dispositivos sensores electrónicos,
los cuales pueden ser utilizados en tanques con atmósfera cerrada o inerte.
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Figura 5—Ladrón de Núcleo Tipo Trampa
3.1A.11.2
MEDICIÓN DE BUQUES CON ASIENTO/ESCORA
3.1A.11.2.1 Procedimiento de Medición
Los procedimientos de medición no sufren alteración para buques que están con asiento. En situaciones donde
existe tanto asiento como escora, se debería hacer todo lo posible para eliminar una o ambas condiciones. En
buques donde el punto de referencia para medición está localizado en el centro del tanque, el asiento no afectará
significativamente las lecturas de medición o las alturas de referencia. Cuando el punto de referencia está
localizado hacia el extremo de popa o de popa de los tanques, se debe aplicar corrección por asiento para
obtener los volúmenes correctos. Aplicar la corrección por asiento utilizando las tablas de corrección por asiento
o las instrucciones mostradas en las Tablas de Capacidad oficiales del buque. Si la información necesaria no
está incluida en las Tablas de Capacidad, referirse al Apéndice C.
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SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
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CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
Nota: Procedencia de las Tablas de Capacidad. Se debería identificar la procedencia de las tablas de capacidad y anotarse.
Se debería verificar que las tablas de capacidad estén referidas a los puntos reales de aforo. Para información adicional en
procedimientos de calibración, favor refiérase al MPMS Capitulo 2.8B, Standard Practices for Calibration of Tanks on Ships
and Ocean Going Barges.
Nota: Tabla de Capacidad no disponible. Cuando no se pueden localizar las Tablas de Capacidad, se le debería notificar
inmediatamente a todas las partes involucradas, incluyendo los armadores. Se debería emitir una carta de protesta
inmediatamente. Se deberían obtener copias de las tablas en la primera oportunidad que sea posible. En estas situaciones,
los datos de medición se deben obtener de forma usual y retenerlas hasta que se tengan disponibles las tablas y se puedan
llevar a cabo los cálculos.
3.1A.11.2.2 Medición de Agua Libre en Buques con Asiento
La medición de agua libre en buques con asiento presenta problemas especiales ya que el agua libre quizás no
se pueda medir en los puntos usuales de medición, Si por ejemplo, el buque está con asiento hacia la popa, y los
puntos de medición están ubicados en el extremo delantero de cada tanque, el agua libre se moverá en la
dirección hacia donde está el asiento y podría no ser detectada. Si se detecta agua libre, la lectura necesitará
corregirse por asiento. Esto se puede hacer comúnmente refiriéndose a las Tablas de Corrección por Asiento.
Sin embargo, se debería tener sumo cuidado cuando se corrige el agua libre por asiento. Si la corrección por
asiento es mayor que el aforo (sondeo) en el punto de medición de referencia, la formula de cuña se debería
usar para calcular el volumen de agua libre. Cuando un buque está con asiento y escorado, se podrían requerir
métodos mas extensos para obtener la medida del agua libre. Esto podría incluir, pero no está limitado a, medir
desde otros puntos diferentes al punto de referencia.
3.1A.11.2.3 Alturas de Referencia
3.1A.11.2.3.1 En algunos casos, el punto de referencia para medición está ubicado en una boquilla abisagrada
para ingreso, una cámara de expansión o en una escotilla del tanque. Si éstas no están fijadas apropiadamente o
si sus empaques han sido sobrecomprimidos, la altura de referencia observada podría verse afectada, resultando
en medidas erróneas. Una variación en la altura de referencia puede ser causada también por la acumulación de
oxido, costras, y/o cualquier otro residuo sólido, debajo del punto de referencia para aforo o de la tapa de la
escotilla.
3.1A.11.2.3.2 La altura de referencia de los tanques así como su altura de referencia observada antes y
después de una transferencia de carga deberían ser reportadas. Cuando la altura de referencia observada no
coincide con altura de referencia publicada, la discrepancia se debería resolver por medio de alguno de los
siguientes métodos:
a. El uso de aforos (sondeos) en los siguientes casos:
1. Se alcanza o se sobrepasa la altura de referencia publicada.
2. La altura de referencia observada es menor que la altura publicada, pero existe la seguridad de que se ha
llegado al fondo del tanque. Cuando se usan aforos (sondeos) para la medición de OBQ/ROB, será
necesario convertir estas lecturas a aforos de vacío si la tabla de calibración está en formato para aforos de
vacío. Para hacer esta conversión, restar la lectura de sondeo de la altura de referencia del tanque.
b. Usando aforos de vacío, cuando la altura de referencia observada es menor que la altura de referencia
registrada debido a la acumulación de residuos en el fondo del tanque o debido a componentes estructurales,
curvaturas en las paredes del tanque, etc. (se deberían revisar sitios de medición alternos para confirmar la
presencia de material en todo el tanque).
3.1A.11.2.3.3 Si la altura de referencia no está indicada, ésta se podría determinar como sigue:
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a. Cuando se muestran tanto alturas de aforo (sondeo) como de aforos de vacío, utilizar la lectura de vacío
correspondiente a cero de aforo (sondeo) como la altura de referencia (ver Tabla 1, fila A1 y A2).
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SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
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b. Cuando se muestran alturas de aforo (sondeo) para indicar la altura de referencia, el aforo de vacío máximo
para el cual se muestra capacidad, se considera que es la altura de referencia (ver Tabla 1, filas A3 y A4)
3.1A.11.2.3.4 En aquellos casos donde se mida un aforo (sondeo) de cero y se alcance la altura de referencia,
el volumen a reportar será cero. Cuando aparezcan volúmenes significativos por debajo de la altura de
referencia, confirmar las lecturas, si es posible, midiendo desde algún otro sitio que permita llegar a mayor
profundidad dentro tanque. Cuando se obtenga un aforo (sondeo), conviértalo a aforo de vacío.
3.1A.11.2.3.5 En el caso 5 (ver Tabla 1, fila A5) se sugiere extrapolar linealmente hasta la altura de referencia
observada, usando los barriles/centímetros de los dos valores previos tabulados, para así obtener un nuevo
volumen, y entonces interpolar normalmente. Por lo tanto, si el fondo de la tabla es cero, ignore la discrepancia
pero anótelo en la documentación.
3.1A.11.3
MEDICIÓN DE OBQ/ROB
3.1A.11.3.1 Aplicación
Los volúmenes de OBQ y ROB se pueden determinar utilizando medición ya sea por el método de aforo
(sondeo) o el de aforo vacío. Aún cuando las técnicas utilizadas son similares a las aplicadas cuando se obtienen
aforos (sondeos) o aforos de vacío en tanques parcialmente llenos, al medir ROB/OBQ hay algunas diferencias
significativas.
3.1A.11.3.2 Pasos Preliminares
3.1A.11.3.2.1 Alturas de Referencia
Las Alturas de Referencia se deberían obtener de las Tablas de Capacidad antes de la medición.
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3.1A.11.3.2.2 Puntos de Referencia y Alternos para Medición
Se debería consultar el Plano de Arreglo General del buque para determinar la posición de los Puntos de
Referencia para la medición. Adicionalmente, se deberían identificar puntos de medición alternos en todo el
tanque o tanques por nombre y por ubicación. En algunos buques construidos de acuerdo a los Marine Pollution
Requirements (MARPOL), se dispone de puntos alternos de medición a todo lo largo de los tanques. Esta
disponibilidad permite al operador obtener varios aforos (sondeos) por todo el tanque a fin de establecer la
naturaleza y forma del material retenido.
Nota: Cuando se dispone de múltiples puntos de medición, se deberían tomar medidas manuales desde esos puntos para
cada compartimiento y anotarse, de acuerdo con el API MPMS Chapter 17, Secciones 1,2 y 4.
3.1A.11.3.3 Medición del OBQ/ROB
3.1A.11.3.3.1 Cinta y Plomada de Aforo (Sondeo)
Seguir este procedimiento:
a. Bajar la cinta y plomada dentro del tanque hasta que la punta de la plomada este cercana al fondo del tanque.
Esto se puede juzgar comparando la lectura de la cinta contra la Altura de Referencia indicada para el
compartimiento.
b. Esperar a que la cinta deje de mecerse completamente. Bajar entonces lentamente la cinta hasta que la punta
de la plomada haya tocado el fondo del tanque.
c. Leer y anotar la Altura de Referencia Observada. Se debería considerar que la Altura de Referencia
Observada podría diferir de la Altura de Referencia indicada en las Tablas de Capacidad debido a los efectos del
asiento, causando un desvío de la cinta. Sin embargo, si la Altura de Referencia Observada excede la Altura de
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CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
Referencia indicada por más de 5 cm (2 pulg.) debería determinarse a qué se debe. (Véase 3.1A.11.2.3 de este
estándar).
d. Extraer la cinta del tanque y tomar la lectura del corte en la plomada. Este corte representa el aforo (sondeo)
directo del OBQ o ROB en ese compartimiento. Este aforo (sondeo) se puede convertir a volumen por medio de
las Tablas de Capacidad. Ver ejemplos en la Tabla 1 de este estándar.
3.1A.11.3.3.2 Buques con Asiento
Cuando un buque tiene asiento, podría no ser posible medir el OBQ/ROB desde el punto de referencia. En estas
circunstancias, podría ser necesario medir desde otros puntos del tanque o tanques (véase 3.1A.11.3.3.3).
Cuando se usan puntos alternos de medición, se debería emplear el método de aforo (sondeo), de preferencia
desde el punto hacia la dirección del asiento [regularmente la apertura International Maritime Organization (IMO)
más hacia la popa. Una apertura IMO es el nombre dado a ciertas aperturas permanentes a lo largo de la
cubierta, a través de las cuales se pueden realizar sondeos en varios puntos en el tanque de un buque que se
usan en el monitoreo de residuos aceitosos, de acuerdo a recomendaciones de IMO.]
3.1A.11.3.3.3 OBQ/ROB no Líquido
3.1A.11.3.3.3.1 Cuando la naturaleza del contenido es no líquido o sólido, se hace necesario utilizar el método
de medición por aforo de vacío como sigue:
a. Usando una cinta y plomada para aforo (sondeo), bajar la cinta dentro del tanque hasta que la punta de la
plomada esté apenas encima del producto contenido.
b. Esperar a que la cinta deje de mecerse completamente y entonces bajar la plomada hasta que su punta
apenas descanse sobre el producto. Se debe tener extremo cuidado para asegurarse que la plomada no se
incline ya que resultaría en una lectura errónea.
c. Leer las graduaciones de la cinta en el Punto de Referencia y anotar la lectura.
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d. Retirar la cinta del tanque y leer el corte en la plomada. La diferencia entre la lectura de la cinta en el Punto de
Referencia y el corte en la plomada, representa el aforo de vacío. Por ejemplo :
Métrico
Lectura de la cinta en el Punto de Referencia
Lectura de la Plomada al Nivel del Líquido
Diferencia (Aforo de vacío)
12.365 m
0.015 m
12.350 m
Sistema Ingles
Lectura de la cinta en el Punto de Referencia
Lectura de la Plomada al Nivel del Liquido
Diferencia (Aforo de vacío)
40’6 /8”
1
0’0 /2”
3
40’6 /8”
7
Nota: Cuando están disponibles varios puntos de medición, se deberían tomar mediciones manuales desde tales posiciones
en cada compartimiento y anotarse de acuerdo con el API MPMS Capitulo 17, Secciones 1,2 y 4.
3.1A.11.3.3.3.2 Este aforo de vacío puede ahora convertirse a volumen mediante las Tablas de Capacidad una
vez corregido por asiento, si aplica. En algunos casos, puede resultar difícil la lectura del corte en la plomada.
Cuando esto ocurra, se deberían tomar varias lecturas a fin de determinar un aforo lo más representativo posible.
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SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
25
Tabla 1—Ejemplos de Métodos Alternos para Determinar la Altura de Referencia para la Medición
Caso:
A1
A2
--`,```,,`,````,```,````,,,,,`,-`-`,,`,,`,`,,`---
A3
A4
A5
aforo de Vacío
Barriles
20.52 m
20.53 m
20.54 m
20.55 m
20.555 m
96
68
41
14
0
Profundidad de
Sondeo
0.035 m
0.025 m
0.015 m
0.005 m
0.000 m
Altura de Referencia 20.555 m volumen a 2 cm 55 Barriles
15.23 m
50
0.034 m
15.24 m
47
0.024 m
15.25 m
44
0.014 m
15.26 m
41
0.004 m
15.264 m
40
0.0 m
Altura de Referencia 15.264 m Volumen a 2 cm 46 Barriles
20.27 m
150.2
20.28 m
115.2
20.29 m
80.3
20.30 m
45.4
20.31 m
10.5
Altura de Referencia 10.31 m Volumen a 2 cm 80.3 Barriles
24.11 m
166
24.12 m
147
24.13 m
129
24.14 m
110
24.149 m
93
Altura de Referencia 24.149 m Volumen a 2 cm 131 Barriles
24.11 m
166
24.12 m
147
24.13 m
129
24.14 m
110
24.149 m
93
24.15 m
92
24.16 m
74
24.17 m
56
Altura de Referencia 24.149 m Volumen a 2 cm 131 Barriles
Altura de Referencia Observada 21.17 m Volumen a 2 cm 92 Barriles
3.1A.11.3.3.4 Corrección por Cuña
Cuando un buque tiene asiento y el líquido contenido no toca las cuatro paredes en un compartimiento dado, se
deberían utilizar las tablas de cuña o bien la formula de cuña. Cuando la naturaleza del contenido es no liquido,
se hace necesario establecer si el material está formando una cuña o si se encuentra de manera uniforme por
todo el fondo de los compartimientos. Esta determinación requerirá tomar mediciones en más de un punto en un
tanque. Sin embargo, esto no siempre podría ser posible debido a las condiciones de operación y restricciones
físicas del tanque. Para mas detalles referirse al API MPMS Capitulo 17, Sección 4 “Método para Cuantificación
de Volúmenes Pequeños en Buques (OBQ/ROB) “.
3.1A.11.3.3.5 Pasta Indicadora de Agua
En algunos casos, parte o todo el OBQ/ROB podría ser agua o sedimentos húmedos. Cuando se conoce o se
sospecha la presencia de agua o sedimentos húmedos, se debería utilizar una pasta indicadora de agua y se
deberían tomar muestras cuando sea posible.
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APÉNDICE A—COMPARACIÓN DE CINTAS CONTRA UN ESTÁNDAR DE REFERENCIA
CON RASTREABILIDAD
A.1 Generalidades
A.1.1 VERIFICACIÓN DE CINTAS DE TRABAJO POR COMPARACIÓN CONTRA UNA MEDIDA
DE REFERENCIA
A las cintas y plomadas de trabajo se les deberá revisar su exactitud cuando estén nuevas, y al menos
anualmente por comparación contra una referencia (ej. una cinta patrón). La comparación de la cinta y la
plomada, la cual se considera como una verificación, puede ejecutarse ya sea horizontalmente (Ver A.2) o
verticalmente (ver A.3), cuando se utilice una cinta patrón. Los requerimientos para los PEDGs se describen en
el Apéndice A.4.
A.1.2 REQUERIMIENTOS DE EXACTITUD PARA CINTAS Y PLOMADAS DE TRABAJO
Cuando se compare una cinta/plomada de trabajo usada para aplicación en transferencia de custodia, la
diferencia entre la medida de referencia (por ejemplo una cinta patrón) y la cinta/plomada de trabajo no debe
exceder ± 2mm (o ± 1/16 pulg.) para cualquier distancia de 0 a 30 m (0 a 100 pies). La comparación debe
verificarse en intervalos regulares en toda la longitud de trabajo de la combinación cinta/plomada, y dichos
intervalos no deben exceder 5 m (o 15 pies).
A.1.3 REQUERIMIENTOS DE EXACTITUD PARA EL ESTÁNDAR DE REFERENCIA
La incertidumbre del estándar de referencia (por ejemplo una cinta maestra) no deberá exceder ± 0.3 mm (o
± 0.01 pulgadas) para cualquier distancia entre 0 y 30 m (0 a 100 pies). Una cinta maestra deberá recalibrarse
por lo menos cada cinco años. Una recalibración más frecuente deberá considerarse si la cinta maestra tiene uso
regular donde existe el riesgo de un daño mecánico debido a su manejo repetido. Se suministrará una
certificación con la cinta maestra.
Nota: Actualmente las cintas maestras de medición se certifican con una tensión aplicada a la cinta en posición
horizontal. La tensión es normalmente de 44 N (10 libras) para cintas de hasta 100 pies, u 88 N (20 libras) para
cintas mayores a 100 pies. Para cintas métricas, la tensión aplicada es normalmente de 50 N (12 libras) para
cintas de hasta 30 m, y de 100 N para cintas mayores a 30 m.
La tensión aplicada a la cinta maestra durante la certificación en el NIST se proporciona en el certificado. El NIST
utiliza un interferómetro láser como la referencia estándar para obtener la incertidumbre requerida. Las
graduaciones en la cinta maestra están pre-marcadas en su fabricación, a menudo con una tensión por debajo
de 44 u 88 N (10 ó 20 libras).
Si se utilizan rutinariamente plomadas más pesadas, la cinta maestra debe certificarse con una fuerza de tensión
correspondiente. A pesar de que la tensión aplicada a una cinta horizontal no tiene nada que ver con el efecto de
fuerza vertical desigual ejercida sobre la longitud total de una cinta vertical, ambas cintas serán afectadas de
manera similar.
A.2.1 Para realizar la comparación horizontal de una cinta, montar un dispositivo de prueba similar a la que se
muestra en las Figuras A-1 y A-2 y hacer lo siguiente:
a. Inspeccionar la cinta maestra y verificar el certificado con el número de serie de la cinta.
b. Inspeccionar la cinta de trabajo en busca de torceduras, desgaste en el broche de cierre automático, desgaste
en el ojo, desgaste en la punta de la plomada y números ilegibles.
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A.2 Verificación Horizontal de Cinta
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SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
Figura A-1—Calibración de Balanza de Resorte
c. Verificar la calibración de los dinamómetros para la obtención de lecturas correctas con un peso conocido de 5
Kg. (10 lb.) (ver Figura A-1). Los dinamómetros deben ser capaces de indicar una carga de 5 Kg. (10 lb.) con una
exactitud de ± 0.05 Kg. (± 0.1 libra)
d. La plataforma para la cinta y plomada (ver Figura A-2) permite la comparación de dos cintas con plomada, o
de una cinta con plomada y una sin plomada (cinta para calibrar tanques). Las cintas deberían sacarse de sus
armazones y colocarse como se muestra en la Figura A-2. Las cintas y plomadas deberían colocarse con la
punta de la plomada muy firme contra el mamparo en la plataforma para la cinta y plomada. Las cintas sin
plomadas (de utilizarse) deben colocarse a través de la ranura del mamparo para que la marca cero del centro
de la cinta esté alineada con la cara frontal del mamparo. Durante la colocación debería tenerse cuidado para no
torcer las cintas.
e. Estirar la cinta de trabajo y la cinta maestra paralelamente la una con la otra sobre una superficie
razonablemente plana tal como el pasillo de un edificio o la superficie de un estacionamiento. La uniformidad de
la superficie es menos importante que el paralelismo de las cintas. Ambas cintas deberían estar separadas por
una distancia constante de aproximadamente 1 a 3 cm. (3/8 a 1-1/8 de pulgada) Los puntos cero de la cinta
(usualmente las puntas de las plomadas) deberían estar alineadas, como se muestra en la Figura A-2.
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CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
f. Usar los tensores (ver Figura A-2) para aplicar cargas como lo indican los dinamómetros (note el uso de
eslabones giratorios para evitar que la cinta se enrosque). La tensión usada (por NIST) para certificar la cinta
maestra debería aplicarse a la cinta maestra. La tensión usada (por NIST) para certificar la cinta de trabajo
debería ser ya sea: (1) 44 N (10 lb.) que es la misma tensión por NIST para cintas maestras < 30 m (100 pies) de
longitud; o (2) la correspondiente a la combinación cinta/plomada en operación, siempre y cuando la tensión
aplicada sea suficiente para mantener tensa la cinta de trabajo y que no esté floja durante la verificación.
Cualquiera sea el caso, la tensión aplicada a la cinta maestra y a la cinta de trabajo debe documentarse en el
reporte de verificación de cinta.
Nota: La tensión aplicada a la cinta maestra durante la certificación en NIST se indica en el certificado. NIST usa un
interferómetro láser como el estándar de referencia. Las graduaciones en la cinta maestra se marcan durante su fabricación,
a menudo bajo una tensión de 44 a 88 N (10 o 20 libras).
g. Colocar una escala de acero graduada en milímetros en el punto de prueba como se indica en la Figura A-2.
Ajustar las cintas, la escala, y la tabla de apoyo de forma que estén perfectamente paralelas. Fijarse en la
separación entre las cintas cerca del punto cero y mantener esta distancia en los puntos de prueba. De esta
manera, el paralelismo entre las cintas es fácilmente verificado.
h. Hacer los ajustes finales en la tensión de las cintas y volver a verificar el paralelismo en todos los puntos de
prueba antes de tomar lecturas. No altere las cintas o las escalas durante la secuencia de medidas.
i. Una escuadra (ver Figura A-2) es utilizada para ayudar en la lectura de la escala. En cada punto de prueba,
centrar la regla de la escuadra en la marca de graduación de la cinta maestra y leer la escala milimétrica donde
ésta es interceptada por la regla de la escuadra. (Ver Lectura “A” en el paso o.) Sin alterar las cintas o la escala
milimétrica, centrar la regla en la marca de graduación de la cinta de trabajo y leer la escala milimétrica donde
ésta es interceptada por la regla de la escuadra (Ver Lectura “B” en el paso o.) Al leer la escala, estimar la lectura
al 0.5 mm más cercano.
j. Registrar las lecturas en una hoja de observación como Primera Prueba.
k. Liberar la tensión de las cintas y luego volver a aplicarla.
l. Desplazar la escala varios mm. Luego reajustar las tensiones de las cintas, verificar el paralelismo y registrar
una segunda tanda de lecturas como Segunda Prueba.
m. Reajustar como se hizo en los pasos k e i. Luego registre una tercera tanda de lecturas como Tercera Prueba.
n. Calcular la longitud verdadera de la cinta de trabajo en el punto de prueba de acuerdo a la siguiente ecuación:
L = S + K • [(ΣB – ΣA)/3]
L = S + (Σ/3) • (ΣB - ΣA)
Donde
L
= Longitud verdadera de la cinta de trabajo en el punto de prueba,
S
= Longitud certificada de la cinta maestra en el punto de prueba,
K
= factor de conversión, unidades de la cinta/unidades de la escala, esto es:
K
= 0.00328084 pies/mm.
K/3 =
0.0010936 (esto es para tres lecturas),
ΣA =
suma de lecturas de la escala para la cinta maestra.
ΣB =
suma de lecturas de la escala para la cinta de trabajo.
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SECCIÓN 1A—PROCEDIMIENTO ESTÁNDAR PARA LA MEDICIÓN MANUAL DE PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
29
o. Calcular y registrar B – A para cada prueba. Luego registre R, el rango de valores (de mayor a menor) por
ejemplo:
Longitud certificada de la cinta maestra (S) = 100.001 pies
Primera Prueba
Lectura A
Lectura B
(B – A)
25.5 mm
28.0 mm
2.5 mm
Segunda Prueba
27.0 mm
29.0 mm
2.0 mm
Tercera Prueba
29.0 mm
32.0 mm
3.0 mm
Rango (R)a
1 mm
ΣA=85.1 mm
ΣB=89.0 mm
L = S + .0010936 [ΣB-ΣA] =100.0092 pies.
A.2.2 En el procedimiento de comparación anterior (ver A.2.1), la sección del área transversal de ambas cintas
debería ser igual. Si este procedimiento de comparación es utilizado con cintas de distintas áreas transversales,
la diferencia de longitud hallada puede ser una combinación de diferencias en longitudes de cinta y diferencias
entre deformación unitaria entre las dos cintas.
A.2.3 No se requiere corrección por temperatura, siempre y cuando la cinta de trabajo y la cinta maestra estén a
la misma temperatura y estén hechas de materiales con un coeficiente de expansión térmica similar. Cintas del
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Figura A-2—Comparación de Cinta y Plomada
30
CAPITULO 3—MEDICION DEL TANQUE
mismo color alcanzarán la misma temperatura, aun a la luz del sol. Sin embargo, las cintas blancas y negras han
mostrado diferencias de temperatura hasta de 8°C al ser expuestas a la luz del sol directa. En tales casos, la
diferencia de temperatura, aun si se mide, sería incierta debido a la variación de la exposición en toda la longitud
de cada cinta. Por consiguiente, se prefieren las calibraciones en el laboratorio o al menos a la sombra cuando
sea posible.
A.2.4 La comparación entre la cinta y plomada de trabajo y la cinta maestra puede llevarse a cabo en posición
horizontal. La comparación deberá verificarse en intervalos regulares en toda la longitud de trabajo de la
combinación cinta/plomada, con tales intervalos típicamente sin exceder 5m (15 pies). Cuando se utilicen para
transferencia de custodiada, la comparación cinta de trabajo/cinta maestra debe cumplir con los requerimientos
de exactitud del Apéndice A.1.2.
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A.2.5 Dado que la comparación horizontal de una cinta es una comparación práctica de longitudes de cinta, ésta
somete a la cinta de trabajo a una mayor tensión (deformación unitaria) de la que se da bajo condiciones
normales de operación. Por lo tanto, la longitud de la cinta al estarse utilizando para medir niveles, podría no ser
la misma que la longitud de cinta determinada durante la prueba de comparación de cintas.
A.3
Verificación Vertical de Cinta
La comparación entre la cinta y plomada de trabajo y la cinta maestra puede realizarse en posición vertical, lo
cual someterá a ambas cintas a condiciones similares a aquellas en operaciones normales de medición. La
comparación deberá verificarse en intervalos regulares en toda la longitud de trabajo de la combinación
cinta/plomada, con tales intervalos sin exceder 5m (15 pies). Cuando se utilicen para transferencia de
custodiada, la comparación cinta de trabajo/cinta maestra debe cumplir con los requerimientos de exactitud del
Apéndice A.1.2.
Las cintas maestras utilizadas para comparar cintas de trabajo en posición vertical deben estar certificadas (por
NIST) con una tensión correspondiente a la tensión de la cinta/plomada de trabajo en operación. Se debe
requerir específicamente al NIST que certifique las cintas maestras para esta aplicación con una tensión que
reproduzca con la mayor precisión el efecto de una plomada de 21 onzas, o de 6 pulgadas, en una cinta vertical.
A.4
Verificación de Dispositivos Electronicos de Medición Portátiles
Los siguientes pasos deberían verificar la exactitud de cintas electrónicas de medición portátiles.
a. Verificar la distancia del punto cero contra una referencia de calibración (por ejemplo un microscopio vernier
móvil) cuando la sonda del sensor esté suspendida verticalmente dentro de una superficie líquida. Si el sensor
también está destinado a medir la interfaz agua/aceite, el punto cero del sensor deberá verificarse con la sonda
suspendida verticalmente en una superficie de agua.
b. Verificar la cinta graduada de acuerdo a la Sección A.1 y Sección A.2 o A.3, siguiendo el mismo procedimiento
y tolerancia para las cintas de acero de medición mecánica. La tensión aplicada no debería dañar el cableado
eléctrico y de señales que se conectan al sensor (o sensores) integrados en la cinta. La exactitud de la cinta de
trabajo (y sensor/sonda) debería verificarse por comparación con una cinta maestra que haya sido certificada
por, o que sea directamente rastreable, al NIST, siguiendo el procedimiento del Apéndice A.
c. Si el fondo del sensor/sonda del dispositivo electrónico de medición portátil también está destinado para servir
como dato para determinar alturas de referencia de tanques, la distancia desde el fondo del sensor hasta la
marca de graduación de la cinta escogida deberla ser verificada según las recomendaciones del fabricante.
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APÉNDICE B—INFORMACION DE PRECAUCION
B.1
Características Físcas y Consideraciones de Incendios
B.1.1 El personal involucrado en el manejo de sustancias relacionadas al petróleo (y otros materiales químicos)
debería estar familiarizado con las características físicas y químicas de estas sustancias, incluyendo el potencial
de incendio, explosión y reactividad y con los procedimientos de emergencia apropiados. Este personal debería
cumplir con las prácticas de operación segura de cada compañía individual y las regulaciones locales, estatales y
federales, incluyendo el uso de ropa y equipo de protección apropiado. El personal debería estar alerta para
evitar fuentes potenciales de ignición y debería mantener cerrados los contenedores de materiales cuando no
estén en uso.
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B.1.2 Las Publicaciones API 2217 y 2026, API RP 2003, así como cualquier regulación aplicable debería
consultarse cuando se hagan mediciones y muestreos. La información concerniente a materiales y condiciones
particulares debería obtenerse del empleador, el fabricante o proveedor de dicho material o de la hoja de dato de
seguridad del material.
B.2
Consideraciones de Seguridad y Salud
B.2.1 Efectos potenciales de salud pueden resultar de la exposición a cualquier químico y dependen de la
toxicidad del químico, la concentración y la duración de la exposición. Cada individuo debería minimizar su
exposición a químicos en el área de trabajo. Se sugieren las siguientes precauciones generales:
a. Minimizar el contacto con los ojos y la piel y la inhalación de vapores.
b. Mantener los químicos alejados de la boca; pueden ser dañinos o fatales si se tragan o aspiran.
c. Mantener los contenedores cerrados cuando no estén en uso.
d. Mantener las áreas de trabajo lo más limpio posible y bien ventiladas.
e. Limpiar derramamientos rápidamente y de acuerdo con las normas aplicables de seguridad, de salud y
ambientales.
f. Obedecer los límites establecidos y use la ropa y equipo de protección apropiados.
B.2.2 Información sobre límites de exposición puede encontrarse consultando las ediciones más recientes del
Occupational Safety and Health Standards, 29 CFR Sección 1910.1000 y siguientes, y la publicación ACGIII
Threshold Limit Values for Chemical Substances and Physical Agents in the Work Environment. Información
sobre riesgos a la salud y a la seguridad y precauciones adecuadas con respecto a materiales y condiciones
particulares deben obtenerse del empleador, el fabricante o de la hoja de datos de seguridad del material.
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APÉNDICE C—PROCEDIMIENTO PARA CALCULAR CORRECCION POR ASIENTO
(TRIMADO) Y ESCORA EN CAMPO
Las siguientes fórmulas serán de utilidad en la determinación de aforos de nivel cuando las correcciones por
asiento (trimado) o escora no se proporcionan en las tablas de capacidad. Para mayor información respecto al
cálculo de correcciones por asiento (trimado) de un buque, refiérase al Capítulo 2, Sección 8A del MPMS del
API. Para calcular correcciones por asiento (trimado) para cualquier condición, resuelva esta ecuación:
((T × D)/ Ld) ± (H × (T/ Ld)2)(C – 1)
Ld = Distancia entre marca de calado.
T
= Diferencia de calado entre proa y popa, que es el asiento (trimado).
D
= Distancia desde la mitad del tanque hasta el punto de aforo.
[(1/2 Lt − U) Mitad de la longitud del tanque menos distancia U]
H
--`,```,,`,````,```,````,,,,,`,-`-`,,`,,`,`,,`---
Donde
= Aforo de vacío (desde el punto de referencia hasta la superficie del líquido.
Por ejemplo:
BUQUE
4.6 m de asiento (trimado)
290 m de distancia entre marcas de calado
8.4 m hasta la mitad del tanque
3.6 m de aforo de vacío
4.6 × 8.4 = 38.64 ÷ 290 = 0.144 m o
13 1/2 cm más 3.6 • 0.00025 + 0.1339 m o
13 1/2 cm
GABARRA
10 pies de asiento (trimado)
300 pies de distancia entre marcas de calado
15 pies hasta la mitad del tanque
12 pies de aforo de vacío 10 × 15 = 150 ÷ 300 = 0.5 o
6 pulgadas más 12 × 0.00111 = 0.51333 o 6 1/8 pulgadas
Si el punto de aforo está hacia proa respecto al punto medio del tanque, el signo (+ o -) de la corrección se
invierte. La primera mitad de la ecuación (ver C-1) es la corrección natural por asiento (trimado); la segunda parte
corrige por la desviación de la cinta respecto a la vertical, a veces llamado desplazamiento, y generalmente es
menor en valor aunque no siempre es insignificante. La escora se procesa de manera similar sustituyendo
dimensiones transversales en lugar de las longitudinales.
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Product No: H3010ASP
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