INSTITUTO ECUATORIANO DE NORMALIZACIÓN
Quito - Ecuador
NORMA TÉCNICA ECUATORIANA
NTE INEN 2 350:2003
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS TRANSPORTADOS A
BORDO DE BUQUES-TANQUE.
Primera Edición
MEASUREMENT OF HYDROCARBONS TRANSPORTED ON BOARD OF TANKSHIPS.
First Edition
DESCRIPTORES: Petróleo, transporte en buques-tantque.
PE 04.02-403
CDU: 347.795.3
CIIU: 71.712
ICS: 75.080
CDU: 347.795.3
ICS: 75.080
CIIU: 71.712
PE 04.02-403
INDICE
1.- OBJETO
.......................................................................................................
1
2.- ALCANCE .......................................................................................................
1
3.- DEFINICIONES
1
............................................................................................
4.- DISPOSICIONES GENERALES
.....................................................................
3
5.- DISPOSICIONES ESPECIFICAS ...........................................................................
3
6.- REQUISITOS
..............................................................................................
4
6.1 REPRESENTANTES DE LAS PARTES ............................................................
4
6.2 TERMINAL DE ABASTECIMIENTO
............................................................
4
6.3 ARMADOR - OPERADOR DEL BUQUE TANQUE
..................................... 5
6.4 AUTORIDAD MARÍTIMA DE LOS TERMINALES PETROLEROS ........................ 5
6.5 PROPIETARIOS DE LA CARGA
...........................................................
5
6.6 CAPITÁN DEL BUQUE O SU REPRESENTANTE ............................................ 6
6.7 SEGURIDAD Y PROTECCIÓN DEL MEDIO AMBIENTE .................................... 6
6.8 VERIFICACIÓN DE LA CANTIDAD ..............................................................
7
6.8.1 INSPECTORES INDEPENDIENTES .....................................................
7
6.8.2 LÍNEAS, TANQUES DE DESPACHO Y RECEPCIÓN EN TIERRA .............7
6.8.2.1 VERIFICACIÓN DE LÍNEAS EN TIERRA ..........................................
7
6.8.2.2 TANQUES DE DESPACHO Y RECEPCIÓN EN TIERRA ....................... 7
6.8.3 TANQUES DE RECEPCIÓN Y DESPACHO DEL BUQUE ....................... 8
6.9 AGUA LIBRE EN LOS TANQUES EN TIERRA Y EN EL BUQUE ........................ 8
6.10 CARGAS CALENTADAS EN TIERRA Y EN EL BUQUE ................................... 8
6.11 OPERACIONES DE ALIJE ..........................................................................
8
6.12 OPERACIONES DE CARGA/DESCARGA ...................................................... 9
7.- INSPECCION ........................................................................................................
7.1 MUESTREO .................................................................................................
7.2 ACEPTACION O RECHAZO ............................................................................
9
9
10
8.- METODO DE MEDICIÓN ........................................................................................
8.1 MEDICIÓN MANUAL ....................................................................................
8.2 MEDICIÓN AUTOMATICA ............................................................................
8.3 MEDICIÓN DE LA TEMPERATURA .................................................................
8.4 TABLAS DE CALIBRACIÓN ............................................................................
10
10
13
13
13
9.- CÁLCULOS. ..........................................................................................................
9.1 VOLUMEN DE TANQUES EN TIERRA ........................................................................ 13
9.2 VOLUMEN DE TANQUES EN BUQUES ...................................................................... 14
10. REGISTROS E INFORMES GENERALES ....................................................................
10.1 REGISTROS DE CALADO, ASIENTO Y ESCORA ...................................................... 16
10.2 REQUERIMIENTOS DE DATOS Y REGISTROS ........................................................ 16
ANEXO A DOCUMENTOS Y REGISTROS REQUERIDOS EN LA TRANSPORTACIÓN
MARÍTIMA DE HIDROCARBUROS .................................................................................
17
APÉNDICE Z ...............................................................................................................
18
-i-
2002-082
CDU: 347.795.3
ICS: 75.080
Norma Técnica
Ecuatoriana
Voluntaria
CIIU: 71.712
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PE 04.02-403
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS TRANSPORTADOS
A BORDO DE BUQUES-TANQUE.
NTE INEN
2 350:2003
2003-12
1. OBJETO
1.1 Esta norma establece los procedimientos de verificación, medición, cálculo y análisis del viaje
en las operaciones de carga, descarga y/o transferencia (alije) de hidrocarburos, que se
transportan de un terminal o puerto a otro terminal o puerto, de un buque a otro buque, por vía
marítima y/o fluvial.
2. ALCANCE
2.1 Esta norma se aplica a los procedimientos de carga, descarga o alije de hidrocarburos en las
operaciones marítimas.
2.2 Esta norma se aplica para establecer prácticas uniformes en los procesos de verificación de la
cantidad de hidrocarburos que se transportan por vía marítima y/o fluvial, necesarios ante el cambio
de dominio o transferencia de custodia de los mismos.
2.3 Esta norma no se aplica para establecer calidad, ya que ésta se debe establecer previo al
embarque o descarga de los hidrocarburos transportados.
2.4 Esta norma no se aplica al transporte marítimo de GLP.
3. DEFINICIONES
3.1 Abastecedora. Empresa distribuidora de hidrocarburos.
3.2 Agua libre (FW). Volumen de agua presente en un recipiente que no está en emulsión en el
líquido contenido.
3.3 Agua Total. Suma de agua emulsionada, suspendida y libre, en una carga de hidrocarburos.
3.4 Agua y sedimento. Contenido de sólidos y agua presentes en el petróleo y sus derivados en
forma de emulsión que se mantienen fijos o pueden ser separados mediante procedimientos físicos
o fisicoquímicos.
3.5 Alije. Trasvase de hidrocarburos en forma parcial o total de un buque a otro.
3.6 Altura de referencia. Distancia real que existe desde el fondo del tanque y/o placa de fondo
(punto cero), hasta el punto o marca de referencia establecida.
3.7 Armador (fletador). Empresa propietaria del buque.
3.8 Asiento. Condición de un buque con respecto a su posición longitudinal en el agua. Se
determina por la diferencia entre los calados de proa y popa.
3.9 Autoridad marítima. Superintendente del terminal petrolero o su representante, responsable de
las actividades en el transporte de hidrocarburos, en el área de su jurisdicción.
(Continúa)
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DESCRIPTORES. Petróleo, transporte en buques-tanque .
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3.10 Capitán de amarre y control de carga. Representante de la operadora del terminal que tiene
bajo su responsabilidad el control y supervisión de las operaciones de carga, descarga y
transferencia de hidrocarburos, en los buques tanque, muelles, boyas, monoboyas u operaciones de
alije y asiste a los prácticos en el amarre y desamarre a/de las boyas. Actúa en el castillo de la nave
como asistente del práctico durante las maniobras señaladas anteriormente y tiene bajo su
responsabilidad las operaciones descritas.
3.11 Calado. Profundidad de un buque por debajo de la línea de flotación que se mide desde la
superficie del agua hasta el canto inferior de la quilla del buque.
3.12 Compañía inspectora independiente. Empresa calificada por la autoridad competente y
designada por el comprador y vendedor para verificar la calidad y/o cantidad del hidrocarburo en
operaciones de carga y descarga.
3.13 Condiciones estándar. Estado termodinámico que se define a una atmósfera de presión y
15,6°C (60°F) de temperatura.
3.14 Cantidad a bordo (OBQ). Volumen que permanece en los tanques de carga del buque y/o
tuberías antes de la carga, los que pueden ser: hidrocarburos, agua, desechos, emulsiones, lodo y
sedimentos.
3.15 Corrección de asiento. Sistema que mide el volumen que contiene el tanque de un buque
cuando éste no está a calados parejos, para lo cual el líquido debe estar en contacto con todos los
mamparos en el tanque; la corrección se debe realizar tomando como referencia las tablas de
asiento para tanques o mediante cálculos matemáticos del buque.
3.16 Corrección de escora. Sistema que mide el volumen que contiene el tanque de un buque,
cuando éste está escorado, para lo cual el líquido debe estar en contacto con todos los
mamparos en el tanque; la corrección se debe realizar tomando como referencia las tablas de
corrección de inclinación del buque para cada tanque o mediante cálculos matemáticos.
3.17 Densidad API (gravedad). Escala arbitraria relacionada con la densidad relativa del petróleo
determinada a 15,6/15,6°C (60/ 60°F), se define por medio de la ecuación siguiente:
141,5
° API =  Densidad relativa (15,6/15,6°C ó 60/60°F)
131,5
3.18 Escora. Grado de inclinación del buque con respecto al plano vertical expresado en grados a
babor o estribor.
3.19 Estiba. Distribución adecuada de todo el peso de la carga en el buque.
3.20 Lastre. Agua que se carga en los compartimientos de un buque tanque cuando está vacío o
parcialmente cargado, a fin de aumentar el calado para sumergir adecuadamente la hélice y
mantener la estabilidad y asiento.
3.21 Punto de referencia. Marca desde la cual se determina la altura de referencia de un tanque
para el aforo/sondeo.
3.22 Remanente a bordo (ROB). Volumen que permanece en los tanques de carga del buque,
espacios vacíos y/o tuberías, después de la descarga, el que puede ser: hidrocarburo, agua,
desechos, emulsiones, lodo y sedimento.
3.23 Tablas de Calibración. Son aquellas desarrolladas por métodos matemáticos reconocidos
que representan volúmenes en cada tanque de acuerdo con el líquido (sondeo) o el espacio vacío
(aforo o ullage) medido en el tanque; se representan en medidas lineales de volúmenes con el fin
de obtener volúmenes calibrados.
(Continúa)
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3.24 Volumen bruto observado (GOV). Cantidad de hidrocarburo más agua emulsionada, agua y
sedimento en suspensión, no incluye el agua libre y sedimento de fondo. Se determina a la
temperatura y presión prevalecientes en el producto.
3.25 Volumen estándar bruto (GSV). Cantidad de hidrocarburo más agua emulsionada y
sedimento en suspensión, no incluye al agua libre y al sedimento de fondo. Se determina a
condiciones estándar.
3.26 Volumen estándar neto (NSV). Cantidad de hidrocarburo menos el volumen de agua libre y
agua emulsionada y de sedimentos en suspensión. Se determina a condiciones estándar.
3.27 Volumen total calculado (TCV). Cantidad de petróleo estándar bruto más agua libre. Se
determina a la temperatura y presión prevalecientes en el producto. Ver nota 1.
3.28 Volumen neto observado (NOV). Cantidad de petróleo puro que no contiene agua o
sedimento. Se determina a la temperatura y presión prevalecientes en el producto.
3.29 Volumen total observado (TOV). Cantidad de hidrocarburo que contiene agua y sedimento
total. Se determina a la temperatura y presión prevalecientes en el producto. Ver nota 2.
4. DISPOSICIONES GENERALES
4.1 Los procedimientos de medición e inspección de operaciones de carga, descarga o alije de
hidrocarburos que se transportan por vía marítima y/o fluvial, son de responsabilidad del capitán del
buque o su delegado, del representante del operador del terminal y de los inspectores del
cargamento.
4.2 La cantidad y calidad de hidrocarburos que se transportan por vía marítima y/o fluvial, son de
responsabilidad del transportista.
4.3 Las operaciones de carga, descarga y/o alije de un buque deben cumplir con
regulaciones de seguridad, higiene y protección del ambiente, vigentes en el país.
leyes y
4.4 Las operaciones de carga, descarga y/o alije de un buque se deben documentar en el Libro
Registro de Hidrocarburos del buque.
5. DISPOSICIONES ESPECIFICAS
5.1 Las operaciones de transporte de hidrocarburos por vía marítima y/o fluvial, son de
responsabilidad y obligación de las partes involucradas de acuerdo con las disposiciones legales
pertinentes.
5.2 El capitán del buque, el armador, el fletador u operador del buque-tanque portador de la carga,
son los responsables de la conducción de la nave y de la carga y descarga de los hidrocarburos
transportados y de cualquier infracción a leyes y reglamentos que podrían suscitarse.
5.3 Los representantes de la autoridad marítima de los terminales petroleros, son los responsables
de velar que se cumplan las leyes y reglamentos vigentes que tengan relación con el control de las
operaciones de carga, descarga y/o alije de hidrocarburos en las áreas de su jurisdicción.
_________________________
NOTA 1. Este concepto se utiliza cuando se comparan cifras de buques después de la carga, con aquellas antes de la descarga.
NOTA 2. Las siglas que se utilizan en las definiciones son las que corresponden al idioma inglés.
(Continúa)
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5.4 El capitán del buque o su representante son los responsables del manejo de la carga, para lo
cual deben realizar reuniones e inspecciones periódicas referentes al sistema y plan de carga del
buque para tener la seguridad de que las operaciones se realicen dentro de las condiciones
establecidas.
5.5 El transportista es responsable de la cantidad y calidad de los productos desde el momento en
que la primera gota cruza la brida o múltiple (manifold) de su nave en el puerto o buque de carga,
hasta que la última gota pase por la brida del buque en el terminal o buque de descarga.
5.6 El comprador, ya sea directamente o a través de los inspectores independientes, es el
responsable de verificar antes de la carga o descarga del buque, que el o los productos entregados
cumplen con la cantidad acordada con el vendedor y con los requisitos de calidad determinados en
las normas técnicas correspondientes.
6. REQUISITOS
6.1 Los representantes de las partes: abastecedora, transportista, dueño de la carga e inspectores
antes de iniciar las operaciones de carga, descarga y/o alije de acuerdo a lo que les corresponda
deben realizar lo siguiente:
6.1.1 Establecer el plan de carga y descarga.
6.1.2 Verificar y documentar la información relacionada con la carga, lastre y remanentes.
6.1.3 Establecer los requerimientos de seguridad para la operación.
6.1.4 Determinar los volúmenes a recibir o entregar.
6.1.5 Determinar la presión en el múltiple del buque y caudal de carga y descarga.
6.1.6 Mantener sistemas de comunicación adecuados para el control de carga, descarga y manejo
de emergencias.
6.2
Terminal de abastecimiento
6.2.1 Disponer de las facilidades necesarias para las operaciones de carga y descarga.
6.2.2 Entregar la carga en el tiempo y en el terminal convenido, así como de proveer los
documentos necesarios para el libre tránsito de la carga.
6.2.3 Disponer de equipos de bombeo y demás implementos requeridos para el manejo de la
carga.
6.2.4 Disponer de equipos de comunicación adecuados con la finalidad de mantener el intercambio
de información permanente con el buque durante el manejo de la carga o descarga.
6.2.5 Inspeccionar los tanques de despacho en tierra. Ver numeral 6.8.2.2
6.2.6 Acordar con los representantes del buque, el plan de carga. Ver numeral 6.1.
6.2.7 Realizar la verificación y control de la carga, descarga y alije, antes de iniciar las operaciones
en el buque.
6.2.8 Establecer la correcta recolección y disposición de los desechos y desperdicios del buque.
6.2.9 Entregar al representante del dueño de la carga el certificado del análisis de la calidad del
producto transportado, antes de iniciar el bombeo desde los tanques de despacho.
(Continúa)
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6.3 Armador y fletador u operador del buque-tanque
6.3.1 Disponer de los equipos y accesorios necesarios para el manejo de la carga en el buque.
6.3.2 Disponer de los documentos y certificados reglamentarios del buque otorgados por la
Autoridad Marítima requeridos para el transporte marítimo de los hidrocarburos.
6.3.3 Recibir la carga en el tiempo y lugar convenidos. Emprender y concluir el viaje en el plazo y
ruta convenida en el contrato de transporte.
6.3.4 Adoptar las medidas y controles de seguridad requeridos, tanto por el terminal como por el
buque.
6.3.5 Mantener abiertos los canales de comunicación con los terminales de carga, y descarga,
durante las operaciones de recepción o despacho.
6.3.6 Realizar las actividades de inspección de los tanques de carga de hidrocarburos antes y
después de los operativos de carga o descarga, en conjunto con los representantes de las partes
involucradas. Ver nota 3
6.3.7 Mantener al día el registro de los tiempos de todas las actividades y movimientos del buque
según lo dispuesto por la Autoridad Marítima, desde el momento que arriba hasta que termina el
proceso de carga o descarga y zarpa.
6.3.8 Mantener certificadas por la Autoridad Marítima y las Sociedades Clasificadoras, las tablas
de calibración de los tanques de carga del buque.
6.4 Autoridad Marítima de los terminales petroleros.
6.4.1 Autorizar y proveer el uso de los servicios y facilidades marítimas y de tierra, en sus
respectivas jurisdicciones.
6.4.2 Coordinar, regular y controlar las operaciones de los servicios y facilidades marítimas y de
tierra.
6.4.3 Prevenir y controlar la contaminación marina en su jurisdicción.
6.4.4 Vigilar que las operaciones en los buques-tanque en la jurisdicción de la superintendencia del
terminal petrolero, se cumplan de acuerdo con los reglamentos vigentes.
6.4.5 Supervisar el tráfico y maniobras del buque.
6.4.6 Controlar las operaciones de carga, descarga y transferencia de los hidrocarburos:
6.4.6.1 Vigilar el cumplimiento de las disposiciones reglamentarias para la operación de los buquestanque de acuerdo con las normas nacionales e internacionales vigentes.
6.4.7 Establecer la correcta recolección de los desechos y desperdicios de los buques.
6.4.8 Participar en el control técnico e inspección de la entrega y recepción de hidrocarburos.
6.5 Propietarios de la carga
6.5.1 Establecer con la abastecedora, los términos y condiciones para el suministro de
hidrocarburos por vía marítima y/o fluvial.
______________________
NOTA 3. Con el fin de cumplir con las disposiciones de la Organización Marítima Internacional de la cual nuestro país es
signatario, la documentación entregada en el idioma inglés debe contener su correspondiente traducción en el idioma español.
(Continúa)
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6.5.2 Acordar con el transportista, los términos y condiciones para el transporte de hidrocarburos.
6.5.3 Obtener con la compañía aseguradora, el seguro de la carga.
6.5.4 Proporcionar para la descarga, el muelle, terminal o buque de transbordo y los implementos
necesarios para las operaciones.
6.5.5 Nominar los inspectores independientes para la inspección de las operaciones de carga,
descarga y/o alije de hidrocarburos.
6.6 Capitán del buque o su representante.
6.6.1 Verificar que la carga, entre o salga únicamente desde o hacia los tanques designados.
6.6.2 Controlar que no existan escapes y/o filtraciones de hidrocarburos desde los tanques de carga
hacia otros compartimientos o hacia el mar.
6.6.3 Verificar constantemente que la presión y caudal de bombeo se encuentren dentro de las
condiciones establecidas.
6.6.4 Verificar que la conexión del cable de estática permanezca en el sitio técnicamente
establecido.
6.6.5 Comprobar que la carga no tenga temperaturas elevadas.
6.6.6 Verificar que los imbornales de cubierta permanezcan tapados.
6.6.7 Verificar que cuando por razones de operación o seguridad sea necesario suspender o
detener el bombeo, se coordine la actividad con tierra o con el otro buque, a través del capitán de
amarre y control de carga.
6.6.8 Verificar que, cuando las operaciones de carga o descarga estén por concluir, se reduzca la
presión de bombeo y caudal para evitar reboses e inundaciones en los tanques de recepción y
reducción de emisiones de gases.
6.6.9 Verificar que al terminar las operaciones de bombeo, el buque que está descargando el
hidrocarburo, evacue todo el contenido de las líneas del buque hacia el tanque receptor.
6.6.10 Establecer la correcta distribución del lastre.
6.6.11 Verificar que todas las maniobras que se realizan en las operaciones de carga, descarga y/o
alije, sean registradas en los bitácoras del buque y en los registros requeridos por la Autoridad
Marítima.
6.7 Seguridad y protección del ambiente en las operaciones de carga, descarga y/o alije que
deben cumplir las partes involucradas según les corresponda:
6.7.1 Prevenir los riesgos electrostáticos en las operaciones de carga, descarga y alije.
6.7.2 Evitar la exposición del personal a posibles riesgos de explosión y toxicidad de la carga.
6.7.3 Ejecutar las listas de control navieras y de seguridad, requeridas por la autoridad marítima.
6.7.4 Mantener sistemas seguros de comunicación y coordinación entre el buque-tanque y el
terminal durante las operaciones de carga, descarga y buque-buque durante los alijes.
(Continúa)
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6.7.5 Cumplir con las disposiciones establecidas en las regulaciones internacionales, en lo
referente a mantener planes de respuesta inmediatos en caso de contaminación por hidrocarburos.
6.7.6 Cumplir con las disposiciones
despacho de hidrocarburos.
referentes al manejo de las operaciones de recepción y
6.7.7 Mantener los seguros de responsabilidad civil vigentes a la fecha, por daños y perjuicios a
terceros.
6.7.8 Asumir la custodia y conservación de la carga, desde el momento en que la primera gota del
hidrocarburo pasa por la brida del buque en el terminal de carga, la que termina cuando la última
gota pasa por la brida del buque en el terminal de descarga.
6.7.9 Anotar en el Libro Registro de Hidrocarburos, todas las operaciones de carga, descarga y/o
alije.
6.8 Verificación de la cantidad
6.8.1 Inspectores independientes
6.8.1.1
Participar en los procedimientos de verificación de la cantidad y calidad de los
hidrocarburos transportados.
6.8.1.2 Ejecutar y certificar en forma técnica las actividades de verificación para lo cual deben
disponer de los implementos necesarios.
6.8.1.3 Preparar de manera independiente los registros e informes requeridos, ante el cambio de
dominio o transferencia de custodia de los hidrocarburos, en las operaciones de carga, descarga y/o
alije.
6.8.1.4
Realizar la liquidación tierra-buque, buque-buque, buque-tierra de los volúmenes
transportados, para determinar el cumplimiento de los requerimientos contractuales de eficiencia
operativa en el manejo de la carga.
6.8.2 Líneas, tanques de despacho y recepción en tierra.
6.8.2.1 Verificación de líneas en tierra.
a) Antes de iniciar las operaciones de carga o descarga, se debe verificar las facilidades en tierra,
mediante una comisión integrada por:
a.1) Un representante del proveedor o abastecedor (sólo para la carga).
a.2 ) Un representante del dueño de la carga y/o inspector independiente.
a.3) Un representante de la autoridad competente.
b) Verificar que las líneas o tuberías del terminal para las operaciones de carga, descarga se
encuentren empacadas.
c) Verificar que las válvulas en las líneas se encuentren en la posición correcta y se mantengan
aseguradas.
6.8.2.2 Tanques de despacho y recepción en tierra.
a) Verificar que los equipos de medición se encuentren en buenas condiciones de funcionamiento:
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a.1) Cintas de aforo (mínimo dos).
a.2) Pasta para detección de agua e hidrocarburos.
a.3 ) Termómetro de mercurio (tipo tasa) o electrónico portátil (si es de mercurio uno por cada
tanque del buque).
a.4) Equipo de muestreo.
b) Realizar la medición y verificación de los volúmenes de hidrocarburos de los tanques en tierra
antes de iniciar las operaciones de carga y descarga. Ver Norma ASTM D 1085.
6.8.3 Tanques de recepción y despacho del buque. Antes de iniciar las operaciones de carga o
descarga, se debe verificar las facilidades en tierra, mediante una comisión integrada por:
a) Un representante del capitán del buque o su representante
b) Un representante del dueño de la carga y/o inspector independiente
c) Un representante de la autoridad competente
d) Un representante de la operadora del terminal.
6.8.3.1 Verificar que el buque disponga de tablas de calibración certificadas por la Autoridad
Marítima o Sociedades Clasificadoras.
6.8.3.2 Identificar y reportar remanentes de hidrocarburos a bordo, indicar el origen, volumen y
ubicación en los compartimientos del buque.
6.8.3.3 Verificar que los tanques de carga se encuentren secos, a fin de emitir el correspondiente
certificado de tanques secos y vacíos.
6.8.3.4 Verificar que el lastre que contiene el buque esté segregado, medido y su volumen
claramente determinado, previo al inicio de las operaciones de carga.
6.8.3.5 Verificar que las líneas o tuberías de carga o descarga en tierra y en el buque se
encuentren alineadas y en buenas condiciones para el manejo de la carga o descarga.
6.8.3.6 Verificar que la superintendencia del terminal petrolero a través del inspector de Control de
la Contaminación, certifique que el buque cumple con las normas de seguridad y prevención de la
contaminación antes de emitir el correspondiente certificado de control.
6.9 Agua libre en los tanques en tierra y en el buque.
6.9.1 Proceder de acuerdo a lo que se indica en las Normas ASTM D 95 y ASTM D 4007, según
corresponda a productos derivados del petróleo o petróleo crudo.
6.10 Cargas calentadas en tierra y en el buque.
6.10.1 Verificar que la temperatura del hidrocarburo no sea mayor a los límites especificados en las
hojas de datos de seguridad del material.
6.10.2 Verificar que la pasta detectora de agua sea la adecuada para tal propósito.
6.10.3 Determinar las temperaturas superior, intermedia e inferior en cada tanque.
6.11 Operaciones de alije
6.11.1 Realizar las operaciones de alije en las áreas permitidas por la Autoridad Marítima.
6.11.2 Asegurar una eficiente operación de alije:
6.11.2.1 Verificar que las condiciones atmosféricas sean las adecuadas.
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6.11.2.2 Identificar los múltiples de carga a ser utilizados por los dos buques, por medio de
banderas u otros medios similares.
6.11.2.3 Verificar que el buque que realiza la maniobra utilice defensas durante el abarloamiento.
6.11.2.4 Evitar durante la maniobra de transferencia el asiento o escora excesivo de cualquiera de
los buques, mediante operaciones de lastrado o distribución adecuada de la carga.
6.11.2.5 Realizar mediciones completas en los tanques de los dos buques antes y después de la
transferencia.
6.11.2.6 Cumplir con las disposiciones internacionales respecto a la medición y transporte de
hidrocarburos.
6.12
Operaciones de carga o descarga.
6.12.1 Antes de la carga.
6.12.1.1 Registrar en los documentos reglamentarios de operación y en el Libro Registro de
Hidrocarburos la descarga del lastre.
6.12.1.2 Durante la carga
a) Tomar la muestra en el múltiple de recepción del buque dentro de los diez minutos de iniciadas
las operaciones con la finalidad de verificar que el hidrocarburo que se está bombeando sea el
correcto.
b) Verificar que el personal responsable del manejo de la carga, tanto en tierra como a bordo del
buque permanezca en servicio y vigilantes de las operaciones durante todo el tiempo que dure el
proceso.
6.12.1.3 Después de la carga
a) Al finalizar el proceso de carga, desconectar las mangueras, y proceder a poner bridas ciegas
en el múltiple de carga y en las mangueras, para evitar derrames.
b) Cerrar y sujetar mediante cabos de seguridad las válvulas, que por razones de operación fueron
abiertas.
c) Establecer una comisión integrada por representantes de la abastecedora, el dueño de la carga
y/o los inspectores independientes y personal del buque, con el objeto de:
c.1) Fijar el plan de carga, descarga y alije.
c.2) Definir el caudal y establecer las presiones máxima y mínima de carga y descarga.
c.3) Determinar los volúmenes y la temperatura de carga a recibir y entregar.
c.4) Establecer el registro de tiempos de las operaciones.
7. INSPECCION
7.1 Muestreo
7.1.1 Para posibles verificaciones de la calidad de los hidrocarburos transportados por acuerdo
entre las partes, se tomarán muestras en los diferentes puntos de control, de acuerdo a lo
establecido en las Normas Técnicas ASTM D 4057 e INEN 930.
(Continúa)
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7.1.2 La muestra tomada, ver nota 4, se dividirá y distribuirá en tres partes:
7.1.2.1 La primera para el comprador, entregado a bordo.
7.1.2.2 La segunda para el laboratorio del abastecedor.
7.1.2.3 La tercera, denominada testigo, permanecerá bajo custodia de la compañía inspectora o del
abastecedor.
7.2 Aceptación o rechazo
7.2.1 Con la muestra obtenida se determinará los requisitos de calidad del producto indicados en las
Normas Técnicas INEN correspondientes.
7.2.2 Si la muestra ensayada no cumpliere con uno o más de los requisitos establecidos en las
Normas Técnicas INEN, se considerará realizar el análisis de la muestra testigo y se repetirán los
ensayos.
7.2.3 Si el análisis realizado a la muestra testigo no cumpliere con uno o más de los requisitos
establecidos en la NTE INEN, se comprenderá que el producto transportado no cumple con la
calidad acordada entre el comprador y vendedor.
8. MÉTODOS DE MEDICIÓN A BORDO DE BUQUES-TANQUE Y EN TIERRA
Los métodos para determinar la cantidad de hidrocarburo, agua libre y remanentes a bordo de
buques-tanque, son: la medición manual y la medición automática, siendo factores importantes la
determinación de la temperatura y el muestreo representativo del producto. Para determinar el
método a utilizar, se debe considerar dos factores: el formato de las tablas de calibración (sondeo o
aforo) y el de la cantidad de líquido presente en los tanques.
8.1 Medición Manual. Se utiliza para medir mediante sondeo (inmersión directa) o por aforo
(inmersión diferencial) el nivel de líquido que contiene el tanque. Ver Norma ASTM D 1085.
8.1.1 Medición por sondeo (inmersión directa).
8.1.1.1 Resumen. Consiste en medir mediante la cinta y plomada de sondeo la distancia existente
entre la superficie del hidrocarburo almacenado en el tanque y el fondo del mismo.
8.1.1.2 Equipo
a) Cinta y plomada de sondeo. Ver figura 1 y Nota 5
b) Termómetro
c) Tablas de calibración
_______________________
NOTA 4. Las muestras obtenidas para el análisis deben ser firmadas y selladas por los representantes de las partes.
NOTA 5. Para medir hidrocarburos de color oscuro, como petróleo crudo y derivados pesados utilizar cintas claras o revestidas de
cromo y para hidrocarburos ligeros claros, como gasolina, combustibles para turbinas y solventes, utilizar cintas negras. Su
verificación varía de acuerdo con el tipo de tanque, el formato de las tablas de calibración y del equipo de medida utilizado.
(Continúa)
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FIGURA 1. Cinta de sondeo
8.1.1.3 Procedimiento para verificar las condiciones del equipo de medición.
a) Verificar que las plomadas de sondeo no estén desgastadas o dañadas en la punta y la cavidad
de sujeción.
b) Antes de utilizar la cinta de medida, verificar que no esté rota, doblada o con marcas ilegibles.
De igual manera el gancho que la sujeta no debe estar desgastado ni torcido.
c) Verificar las condiciones de los termómetros.
d) Verificar las tablas de calibración de los tanques de tierra o del buque.
e) Si alguno de los implementos señalados anteriormente indica alguna imprecisión, no se debe
utilizar el equipo.
8.1.1.4 Cálculos
a) Los estándares para calcular volúmenes de hidrocarburos que se transportan por vía marítima o
fluvial, se encuentran en el numeral 10.5.
(Continúa)
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8.1.2 Medición por aforo (inmersión diferencial).
8.1.2.1 Resumen. Consiste en determinar la distancia existente entre la superficie del
hidrocarburo en el tanque y el punto de referencia localizado en la escotilla de medida. Ver nota 6.
8.1.2.2 Equipo
a) Cinta y plomada de aforo. Ver Figura 2.
b) Termómetro
c) Tablas de calibración
FIGURA 2. Cinta de aforo
8.1.2.3 Procedimiento
a) Las mismas consideraciones del procedimiento de medición por sondeo.
_____________________
NOTA 6. La medición manual, es conocida también como inmersión diferencial o ullage.
(Continúa)
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8.2 Medición automática. (Método de medición referencial).
8.2.1 Se utiliza para medir el nivel del líquido, mediante dispositivos o sensores de lectura
instalados en la parte superior de los tanques y/o en un punto remoto cualquiera.
8.3 Medición de la temperatura
8.3.1 Proceder de acuerdo a lo indicado en la norma ASTM D 1086.
8.4 Tablas de Calibración
8.4.1 Las tablas de calibración determinan el volumen que corresponde a sondeo o aforo, medido
en los diferentes tanques.
8.4.2 La certificación de las tablas de calibración de los tanques de buques de tráfico internacional
deberá ser realizada por una Sociedad Clasificadora autorizada.
8.4.3 La certificación de las tablas de calibración de los tanques de buques de tráfico nacional
deberá ser realizada por la Autoridad Marítima o una Sociedad Clasificadora.
8.4.4 La certificación de las tablas de calibración de los tanques en tierra deberá ser realizada por
una Compañía Inspectora Independiente calificada y con la aprobación de la autoridad competente.
9. CÁLCULOS
9.1 Volúmenes de tanques en tierra.
9.1.1 Los cálculos se realizarán en el sistema de unidades que se especifica en las tablas de
calibración de cada tanque.
a) Sondeo o aforo del hidrocarburo.
a.1) Medición de la temperatura. Ver norma ASTM D 1086.
a.2) Corrección del volumen mediante el peso de la tapa del tanque, tal como se indica en las
tablas de calibración para tanques de techo flotante.
a.3) Determinación del volumen total observado (TOV) utilizando el volumen de hidrocarburo
medido en el tanque, tal como se indica en las tablas de calibración.
b) Sondeo de agua libre.
b.1) Determinación del volumen de agua libre mediante el uso de la pasta detectora de agua
medido en cada tanque, tal como se indica en las tablas de calibración.
c) Determinación del volumen bruto observado (GOV).
GOV = Volumen total observado - Volumen agua libre
TOV = Volumen total observado
d) Determinación de la gravedad API (densidad API) a 15,6°C (60°F)
d.1) Recolectar la muestra en el tanque de tierra para las cargas. Ver Normas Técnicas ASTM D
1298 y/o INEN 2319.
d.2) Corrección de la gravedad API (densidad API) de la muestra observada a la temperatura de
15,6°C (60°F) usando las tablas 53A, 53B y 53C (5A, 5B y 5C) de la Norma ASTM D 1250.
(Continúa)
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e) Determinación del factor de corrección volumétrico a 15,6°C (60°F)
e.1) Relación entre la gravedad API (densidad API) a 15,6°C (60°F) y la temperatura promedio
del hidrocarburo en el tanque, usando las tablas 54A, 54B y 54C (15,6°C) y 6A, 6B y 6C
(60°F) de la Norma ASTM D 1250.
f) Determinar el volumen estándar bruto (GSV)
GSV = GOV x VCF
GOV = Volumen bruto observado
VCF = Factor de corrección volumétrico.
g) Determinación del agua y sedimentos en suspensión.
g.1) Ver Normas ASTM D 4073 para crudos y ASTM D 4007 para derivados.
h) Determinación del porcentaje de agua y sedimentos (S y W).
Volumen de agua y sedimentos
% (S y W) = 
Volumen estándar bruto
i) Determinación del volumen de agua y sedimentos en suspensión.
i.1)
Volumen de agua y sedimentos = Volumen estándar bruto x (porcentaje de agua y
sedimentos).
j) Determinación del volumen estándar neto (NSV)
NSV = GSV - (S y W)
GSV = Volumen estándar bruto
(S y W) = volumen de agua y sedimentos.
9.2 Volumen de tanques en buques.
9.2.1 Los cálculos se realizarán en el sistema de unidades que se especifica en las tablas de
calibración de cada tanque de los buques-tanque.
a) Sondeo o ullage del hidrocarburo.
a.1) Medir la temperatura. Ver norma ASTM D 1086.
a.2) Determinar el volumen total observado (TOV) con el nivel del hidrocarburo que se midió en
los tanques y en las tablas de calibración de cada tanque y de ser necesario aplicando las
correcciones de asiento y escora.
b) Sondeo de agua libre.
b.1) Determinación del volumen de agua libre mediante el uso de la pasta detectora de agua y
de las tablas de calibración de cada tanque y/o la determinación del interfaz en el medidor
electrónico.
c) Determinar el volumen bruto observado (GOV)
GOV = Volumen total observado - Volumen de agua libre.
TOV = Volumen total observado
d) Determinar el factor de corrección volumétrico a 15,6°C (60°F).
(Continúa)
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d.1 Obtener la gravedad API (densidad API) a 15,6°C (60°F) de la muestra de hidrocarburo
tomada en el tanque del buque analizado en tierra para descarga en el volumen a bordo.
d.2 Aplicar al volumen de a bordo el API de tierra.
d.3. Calcular el factor de corrección volumétrico tal como se indica en el numeral 9.2.1.d.
e) Determinar el volumen estándar bruto (GSV)
GSV = GOV x VCF
GOV = Volumen bruto observado
VCF = Factor de corrección volumétrico.
f) Determinar el volumen estándar neto (NSV)
NSV = GSV - (S y W)
GSV = Volumen estándar bruto
(S y W) = Volumen de agua y sedimentos
g) Determinación del peso neto (NW).
g.1) Se realiza para convertir volumen a peso, cuando se requiere conciliar volúmenes debido a
las diferencias existentes entre volúmenes medidos en tierra y a bordo.
NW = NSV x WCF
NSV = Volumen estándar neto
WCF = Factor de conversión de peso
g.1.1) Determinar la gravedad API del producto a 15,6°C (60°F)
g.1.2) Determinar el factor de conversión de peso utilizando la tabla 13 de la norma ASTM
D 1250.
9.2.2 Conciliación de volúmenes en carga o descarga (DCV).
9.2.2.1 Restar del volumen total calculado de hidrocarburo (TCV) de tierra el volumen estándar
bruto (GSV) del buque, determinado a 15,6°C (60°F).
DCV = TCV - GSV + Volumen agua libre
DCV = Conciliación de volúmenes en carga o descarga
TCV = Volumen total de hidrocarburo calculado de tierra
GSV = Volumen estándar bruto del buque
9.2.2.2 Determinar el porcentaje de diferencia tierra- buque, aplicando al volumen estándar bruto
del buque (GSV) el factor de experiencia del buque (VEF), para luego comparar el resultado
obtenido con el volumen total calculado de tierra (TCV) :
a) Si la diferencia del volumen obtenido está dentro del margen de tolerancia del ± 0,5%, los
resultados en tierra son válidos.
b) Si la diferencia del volumen obtenido es mayor al margen de tolerancia del ± 0,5%, se debe
realizar nuevas inspecciones tanto en tierra como en el buque-tanque, las que deben constar en
la boleta de rechequeo elaborada para cada tanque en tierra y a bordo, firmada por los
delegados autorizados. Ver nota 7.
c) Si la diferencia definitiva del volumen obtenido es mayor al ± 0,5%, aplicar el factor de
experiencia (VEF) del buque-tanque.
_________________________
NOTA 7. El uso del factor de experiencia es optativo cuando se requiere conciliar volúmenes por las diferencias existentes entre
los volúmenes medidos en tierra y a bordo.
(Continúa)
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9.2.3 Determinar el factor de experiencia (VEF), ver nota 8:
volumen total del buque
(VEF) = 
volumen total de tierra
9.2.4 Informe de resultados
9.2.4.1 El volumen resultante de la aplicación del factor de experiencia se considera como el
volumen oficial en carga despachado en tierra y recibido en tierra en la descarga.
10. REGISTROS E INFORMES GENERALES
10.1 Registros de calado, asiento y escora.
10.1.1 Las correcciones de calado, asiento y escora, que se presentan en las tablas de los buques,
se aplican únicamente cuando el hidrocarburo que se está midiendo está en contacto con todos los
mamparos del tanque.
10.1.2 El buque-tanque debe mantener a bordo registros de calado, asiento y escora, antes y
después de cargar y descargar el hidrocarburo, con el fin de efectuar las correcciones necesarias
en relación al cálculo de la carga.
10.1.3 Los aforos o sondeos que se realizan para determinar los volúmenes existentes en cada uno
de los tanques de carga del buque, deben ser ajustados por asiento y escora, de acuerdo con las
instrucciones indicadas en las tablas de calibración.
a) En caso de que las tablas de calibración de un buque no consideren dichos ajustes por asiento
y/o escora, el inspector de la carga debe registrar este hecho en los reportes correspondientes
como un elemento que podría influir en el caso de que el efecto de la diferencia de calados sea
significativo.
b) La información obtenida en las mediciones, tanto en tierra como a bordo, debe ser registrada de
manera sistemática y uniforme en los documentos establecidos por la industria petrolera para la
inspección estandarizada de las operaciones de transporte de hidrocarburos por vía marítima o
fluvial.
10.1.4 Las lecturas de calado se utilizan para determinar:
a) La profundidad del buque en el agua.
b) El asiento del buque.
c) Si el buque está correctamente cargado y adrizado.
10.2 Requerimientos de datos y registros
10.2.1 Las formas y documentos enumerados en el Anexo No. 1, han sido establecidos para
obtener información sobre los procesos de inspección de la carga, descarga o alije de hidrocarburos
por vía marítima o fluvial.
10.2.2 Luego de efectuar las mediciones y registros señalados anteriormente, se debe realizar la
verificación de la calidad y cantidad de los hidrocarburos transportados, así como del cumplimiento
de los compromisos contractuales de transporte.
____________________________
NOTA 8. Aplicar el procedimiento indicado en el API capítulo 17.1, OIP parte 16
(Continúa)
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ANEXO A
LISTA DE DOCUMENTOS Y REGISTROS REQUERIDOS EN LA
TRANSPORTACIÓN MARÍTIMA DE HIDROCARBUROS
No
.
Descripción del documento o
registro
Lugar donde
se genera
Puerto de Puerto de
carga
descarga
x
x
Emisor Responsable
A
TP
BT
II
--
x
--
R
1
Aviso del alistamiento (NOR)
2
Certificado de tanques secos
x
x
x
x
x
3
Certificado de remanentes a bordo
x
x
x
x
x
4
Guía de control de contaminación
x
x
--
x
--
--
5
Reporte de medidas y volúmenes
en tierra
x
x
x
--
--
x
x
6
Reporte de medidas y volúmenes
a bordo
x
x
x
--
x
x
--
7
Registro de tiempos
x
x
x
--
x
x
x
8
Récord de operaciones de
carga/descarga
x
x
--
--
x
--
--
9
Listas de control para
carga/descarga
x
x
x
x
x
--
x
10 Guía de movilización marítima de
combustible
x
x
--
--
--
--
11
x
x
--
--
--
--
Guía de control de despacho
12 Certificado de inspectores
Independientes
x
x
--
--
--
x
--
13 Reporte factor de experiencia del
buque
x
x
--
--
x
--
--
14 Certificado de calidad
x
x
--
--
x
--
15 Análisis del viaje
--
x
--
--
--
x
--
16 Carta de protesta
x
x
x
x
x
x
x
A = Abastecedor
TP = Terminal Petrolero
II = Inspector Independiente
R= Receptor (dueño de la carga)
BT = Buque Tanque
(Continúa)
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2003-12
AP É N DI CE Z
Z.1 DOCUMENTOS NORMATIVOS A CONSULTAR
Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 930:1984
Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2 319:2000
Norma ASTM D 95:1999
Norma ASTM D 1085:1996
Norma ASTM D 1086:1995
Norma ASTM D 1250:1984
ASTM D 1298:1999
Norma ASTM D 4007-95(2000)
ASTM D 4057-95(2000)
ASTM D 4073-94(1998)
Petróleo crudo y sus derivados. Muestreo
Productos
derivados
del
petróleo.
Determinación de la densidad API
Test method for water in petroleum products
and bituminous. Materials by distillation
Método de Medición de Petróleo y
Productos del Petróleo
Método para la medición de la Temperatura
del Petróleo y Productos del Petróleo.
Guide for Petroleum Measurement Tables
Description only; tables published separatelly
in 12 volumes
Test Method for Density, Relative Density
(Specific Gravity), or API Gravity of Crude
Petroleum and Liquid Petroleum Products by
Hydrometer.
Test Method for Water and Sediment and
Crude Oil by the centrifuge method
(Laboratory Procedure).
Practice for Manual Sampling of Petroleum
and Petroleum Products.
Test Method for Tensile – Tear Strength of
Bituminous Roofing Membranes
Z.2 BASES DE ESTUDIO
Manual of Petroleum Measurement Standard. Chapter 17 Marine Measurement, Section 1 Guidelines for
Marine Cargo Inspection. American Petroleum Institute (API). Washington, 1994.
Reglamento Sustitutivo del Reglamento para la Programación de Embarques de Petróleo Crudo. Acuerdo
Ministerial No 175 del 5 de septiembre del 2001 publicado en el Registro Oficial No 412 del 14 de
septiembre del 2001.
Reglamento para la autorización de actividades de comercialización de combustibles líquidos derivados
de los hidrocarburos. Decreto Ejecutivo No 2024 del 1 de noviembre del 2001 publicado en el Registro
Oficial No 445 del 3 de julio del 2001.
-18-
2002-082
INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA
Documento:
TITULO:
MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS TRANSPOR- Código:
NTE INEN 2 350
TADOS A BORDO DE BUQUES-TANQUE
PE 04.02-403
ORIGINAL:
REVISIÓN:
Fecha de iniciación del estudio:
Fecha de aprobación anterior por Consejo Directivo
2000-05-10
Oficialización con el Carácter de
por Acuerdo No.
de
publicado en el Registro Oficial No.
de
Fecha de iniciación del estudio:
Fechas de consulta pública: de
a
Subcomité Técnico: Derivados del petróleo “Medición y transporte de hidrocarburos”
Fecha de iniciación: 2002-03-21
Fecha de aprobación: 2002-07-18
Integrantes del Subcomité Técnico:
NOMBRES:
INSTITUCIÓN REPRESENTADA:
Ing. José Corella (Presidente)
Ing. Oswaldo Martínez
Ing. Rubén Ávila
Ing. Jorge Medina
Ing. Roland Cobascango
Ing. Iván Acevedo
Ing. Carlos Valencia
Ab. Alfredo Suescum
Cpt. Oswaldo Pazmiño
Ec. Lenin Guerrero
Ing. Julio Terán
Ing. Johnny Nieto
Ing. Vicente Grijalva
Lcdo. Jaime Bejarano
Ing. Juan Vázquez
Ing. Alfonso Jiménez
Ing. Bladimir Plaza
Ing. Ricardo Calderón
Dr. Jorge Borja
Sr. Mentor Pico
Ing. Fernando Hidalgo (Secretario Técnico)
PETROECUADOR
PETROINDUSTRIAL
NAVIPAC S.A.
INGENIERIA QUÍMICA (U.C)
D.N.H.
COLEGIO DE INGENIEROS QUÍMICOS
MINISTERIO DEL AMBIENTE
SUINLI
DIGMER
PETROCOMERCIAL
PETROCOMERCIAL
OLEODUCTO
CIENCIAS QUÍMICAS (U.C.)
PETROECUADOR
D.N.H.
PETROECUADOR
D.N.H
INSEPET
DIRECCIÓN DE AVIACIÓN CIVIL
BUREAU-VERITAS
INEN
Otros trámites:
El Consejo Directivo del INEN aprobó este proyecto de norma en sesión de
Oficializada como: Voluntaria
Registro Oficial No. 226 del 2003-12-05
2003-09-30
Por Acuerdo Ministerial No. 03 573 del 2003-11-25
Instituto Ecuatoriano de Normalización, INEN - Baquerizo Moreno E8-29 y Av. 6 de Diciembre
Casilla 17-01-3999 - Telfs: (593 2)2 501885 al 2 501891 - Fax: (593 2) 2 567815
Dirección General: E-Mail:furresta@inen.gov.ec
Área Técnica de Normalización: E-Mail:normalizacion@inen.gov.ec
Área Técnica de Certificación: E-Mail:certificacion@inen.gov.ec
Área Técnica de Verificación: E-Mail:verificacion@inen.gov.ec
Área Técnica de Servicios Tecnológicos: E-Mail:inencati@inen.gov.ec
Regional Guayas: E-Mail:inenguayas@inen.gov.ec
Regional Azuay: E-Mail:inencuenca@inen.gov.ec
Regional Chimborazo: E-Mail:inenriobamba@inen.gov.ec
URL:www.inen.gov.ec