Los oleoductos, buques, camiones cisterna, vagones cisterna, etc., se utilizan para transportar petróleo crudo, gases de hidrocarburos licuados y comprimidos, productos de petróleo líquido y otros productos químicos desde su punto de origen hasta las terminales de los oleoductos, las refinerías, los distribuidores y los consumidores.

El petróleo crudo y los derivados del petróleo líquido se transportan, manipulan y almacenan en su estado líquido natural. Los gases de hidrocarburos se transportan, manipulan y almacenan tanto en estado gaseoso como líquido y deben estar completamente confinados en tuberías, tanques, cilindros u otros contenedores antes de su uso. La característica más importante de los gases de hidrocarburos licuados (LHG, por sus siglas en inglés) es que se almacenan, manipulan y envían como líquidos, ocupando una cantidad de espacio relativamente pequeña y luego expandiéndose a gas cuando se usan. Por ejemplo, el gas natural licuado (GNL) se almacena a –162 °C y, cuando se libera, la diferencia de temperatura atmosférica y de almacenamiento hace que el líquido se expanda y se gasifique. Un galón (3.8 l) de GNL se convierte en aproximadamente 2.5 m³ de gas natural a temperatura y presión normales. Debido a que el gas licuado está mucho más "concentrado" que el gas comprimido, se puede transportar y suministrar más gas utilizable en el mismo tamaño de contenedor.

Pipelines

En general, todo el petróleo crudo, el gas natural, el gas natural licuado, el gas licuado de petróleo (GLP) y los productos derivados del petróleo fluyen a través de tuberías en algún momento de su migración desde el pozo a una refinería o planta de gas, luego a una terminal y eventualmente al consumidor. Las tuberías de superficie, submarinas y subterráneas, que varían en tamaño desde varios centímetros hasta un metro o más de diámetro, mueven grandes cantidades de petróleo crudo, gas natural, LHG y productos de petróleo líquido. Los oleoductos recorren todo el mundo, desde la tundra helada de Alaska y Siberia hasta los cálidos desiertos de Oriente Medio, a través de ríos, lagos, mares, pantanos y bosques, por encima y a través de montañas y debajo de ciudades y pueblos. Aunque la construcción inicial de los oleoductos es difícil y costosa, una vez construidos, mantenidos y operados adecuadamente, proporcionan uno de los medios más seguros y económicos para transportar estos productos.

El primer oleoducto exitoso de crudo, una tubería de hierro forjado de 5 cm de diámetro y 9 km de largo con una capacidad de alrededor de 800 barriles por día, se abrió en Pensilvania (EE. UU.) en 1865. Hoy en día, el petróleo crudo, el gas natural comprimido y líquido Los productos derivados del petróleo se transportan largas distancias a través de tuberías a velocidades de 5.5 a 9 km por hora mediante grandes bombas o compresores ubicados a lo largo de la ruta de la tubería a intervalos que van desde 90 km hasta más de 270 km. La distancia entre estaciones de bombeo o compresores está determinada por la capacidad de bombeo, la viscosidad del producto, el tamaño de la tubería y el tipo de terreno atravesado. Independientemente de estos factores, las presiones de bombeo de la tubería y los caudales se controlan en todo el sistema para mantener un movimiento constante del producto dentro de la tubería.

Tipos de tuberías

Los cuatro tipos básicos de tuberías en la industria del petróleo y el gas son las líneas de flujo, las líneas de recolección, las tuberías troncales de crudo y las tuberías troncales de productos derivados del petróleo.

• Líneas de flujo. Las líneas de flujo mueven el petróleo crudo o el gas natural desde los pozos de producción hasta los tanques y depósitos de almacenamiento del campo de producción. Las líneas de flujo pueden variar en tamaño desde 5 cm de diámetro en campos más antiguos de baja presión con solo unos pocos pozos, hasta líneas mucho más grandes en campos de alta presión con múltiples pozos. Las plataformas marinas utilizan líneas de flujo para mover el crudo y el gas desde los pozos hasta las instalaciones de carga y almacenamiento de la plataforma. A línea de arrendamiento es un tipo de línea de flujo que transporta todo el petróleo producido en un solo arrendamiento a un tanque de almacenamiento.

• Líneas de acopio y alimentación. Las líneas de recolección recolectan petróleo y gas de varios lugares para entregarlos a puntos centrales de acumulación, como desde tanques de petróleo crudo y plantas de gas hasta muelles marítimos. Las líneas alimentadoras recolectan petróleo y gas de varios lugares para entregarlos directamente a las líneas troncales, como mover petróleo crudo desde plataformas en alta mar a oleoductos troncales de crudo en tierra. Las líneas de recolección y las líneas de alimentación suelen tener un diámetro mayor que las líneas de flujo.

• Oleoductos troncales de crudo. El gas natural y el petróleo crudo se transportan largas distancias desde las áreas de producción o los muelles marítimos hasta las refinerías y desde las refinerías hasta las instalaciones de almacenamiento y distribución mediante tuberías troncales de 1 a 3 mo de diámetro mayor.

• Tuberías troncales de productos petrolíferos. Estos oleoductos mueven productos de petróleo líquido, como gasolina y fuel oil, desde las refinerías hasta las terminales, y desde las terminales marítimas y de oleoductos hasta las terminales de distribución. Los oleoductos también pueden distribuir productos desde las terminales hasta las plantas a granel y las instalaciones de almacenamiento para el consumidor y, ocasionalmente, desde las refinerías directamente a los consumidores. Las tuberías de productos se utilizan para mover el GLP desde las refinerías hasta las instalaciones de almacenamiento del distribuidor o los grandes usuarios industriales.

 

Normativas y normas

Los oleoductos se construyen y operan para cumplir con los estándares ambientales y de seguridad establecidos por las agencias reguladoras y las asociaciones de la industria. Dentro de los Estados Unidos, el Departamento de Transporte (DOT) regula la operación de tuberías, la Agencia de Protección Ambiental (EPA) regula los derrames y liberaciones, la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional (OSHA) promulga normas que cubren la salud y seguridad de los trabajadores, y la Interestatal La Comisión de Comercio (ICC) regula los oleoductos de transporte público. Varias organizaciones de la industria, como el Instituto Americano del Petróleo y la Asociación Estadounidense del Gas, también publican prácticas recomendadas que cubren las operaciones de tuberías.

Construcción de tubería

Las rutas de los oleoductos se planifican utilizando mapas topográficos desarrollados a partir de levantamientos fotogramétricos aéreos, seguidos de levantamientos topográficos reales. Después de planificar la ruta, obtener el derecho de paso y el permiso para continuar, se establecen campamentos base y se requiere un medio de acceso para el equipo de construcción. Las tuberías se pueden construir trabajando de un extremo a otro o simultáneamente en tramos que luego se conectan.

El primer paso para tender la tubería es construir una vía de servicio de 15 a 30 m de ancho a lo largo de la ruta planificada para proporcionar una base estable para el equipo de colocación y unión de tuberías y para el equipo de excavación y relleno de tuberías subterráneas. Los tramos de tubería se colocan en el suelo junto a la vía de servicio. Los extremos de la tubería se limpian, la tubería se dobla horizontal o verticalmente, según sea necesario, y las secciones se mantienen en posición mediante cuñas sobre el suelo y se unen mediante soldadura por arco eléctrico de varias pasadas. Las soldaduras se revisan visualmente y luego con radiación gamma para asegurar que no haya defectos. Luego, cada sección conectada se cubre con jabón líquido y se prueba la presión del aire para detectar fugas.

La tubería se limpia, imprima y recubre con un material caliente similar al alquitrán para evitar la corrosión y se envuelve en una capa exterior de papel grueso, lana mineral o plástico. Si la tubería se va a enterrar, el fondo de la zanja se prepara con un lecho de arena o grava. La tubería puede ser lastrada por camisas cortas de concreto para evitar que se levante de la zanja debido a la presión del agua subterránea. Después de colocar la tubería subterránea en la zanja, la zanja se rellena y la superficie del suelo vuelve a su apariencia normal. Después de recubrir y envolver, la tubería sobre el suelo se levanta sobre montantes o marcos preparados, que pueden tener varias características de diseño, como la absorción de impactos contra terremotos. Las tuberías pueden estar aisladas o tener capacidades de trazado de calor para mantener los productos a las temperaturas deseadas durante el transporte. Todas las secciones de la tubería se prueban hidrostáticamente antes de ingresar al servicio de gas o hidrocarburo líquido.

Operaciones de oleoductos

Los oleoductos pueden ser de propiedad y operación privada, transportando solo los productos del propietario, o pueden ser transportistas comunes, obligados a transportar los productos de cualquier empresa, siempre que se cumplan los requisitos del producto y las tarifas del oleoducto. Las tres principales operaciones de oleoductos son el control de oleoductos, las estaciones de bombeo o compresión y las terminales de entrega. El almacenamiento, la limpieza, la comunicación y el envío también son funciones importantes.

• Control de oleoductos. Independientemente del producto que se transporte, el tamaño y la longitud de la tubería o el terreno, las estaciones de bombeo de la tubería, las presiones y los caudales están completamente controlados para garantizar caudales adecuados y operaciones continuas. Por lo general, un operador y una computadora controlan las bombas, válvulas, reguladores y compresores en todo el sistema de tuberías desde una ubicación central.

• Estaciones de bombeo de petróleo y compresión de gas. Las estaciones de bombeo de petróleo crudo y productos derivados del petróleo y las estaciones de compresión de gas están ubicadas en las cabezas de los pozos y a lo largo de la ruta de la tubería según sea necesario para mantener la presión y el volumen. Las bombas son accionadas por motores eléctricos o diesel, y las turbinas pueden ser accionadas por fuel oil, gas o vapor. Muchas de estas estaciones se controlan automáticamente y no cuentan con personal en la mayoría de los casos. Las bombas, con y sin líneas de retorno de vapor o líneas de compensación de presión, se usan comúnmente en tuberías más pequeñas para el transporte de GNL, GLP y gas natural comprimido (GNC). Se instalan detectores de caída de presión para señalar cualquier fuga en las tuberías, y se utilizan válvulas de exceso de flujo u otros dispositivos limitadores de flujo para minimizar la tasa de flujo en caso de fuga en la tubería. Los recipientes de almacenamiento y los depósitos pueden aislarse de las tuberías principales mediante válvulas de control remoto o de operación manual o válvulas de eslabón fusible.

• Almacenamiento de productos de tubería. Las terminales de oleoductos de crudo y productos derivados del petróleo tienen tanques de almacenamiento de ruptura a los que se pueden desviar los envíos, donde se retienen hasta que lo requiera una refinería, una terminal o un usuario (consulte la figura 1). Otros tanques en las estaciones de bombeo de tuberías contienen combustible para operar motores de bombas accionados por diesel o para hacer funcionar generadores eléctricos. Debido a que los campos de gas producen de manera continua y los gasoductos funcionan de manera continua, durante los períodos de demanda reducida, como el verano, los gases naturales licuados y de petróleo se almacenan bajo tierra en cavernas naturales o domos de sal hasta que se necesitan.

• Limpieza de oleoductos. Las tuberías se limpian de forma programada o según sea necesario para continuar el flujo al reducir la fricción y mantener un diámetro interior tan grande como sea posible. Un dispositivo de limpieza especial, llamado cerdos or vaya diablo, se coloca en la tubería y es empujado por el flujo de petróleo de una estación de bombeo a la siguiente. A medida que el raspador pasa por la tubería, raspa cualquier suciedad, cera u otros depósitos que se hayan acumulado dentro de las paredes de la tubería. Cuando llega a una estación de bombeo, el raspador se retira, se limpia y se reinserta en la tubería para viajar a la siguiente estación.

• Comunicaciones Es importante que haya comunicación y acuerdo sobre horarios, tasas y presiones de bombeo y procedimientos de emergencia entre las estaciones y operadores de tuberías y quienes envían y reciben petróleo crudo, gas y productos derivados del petróleo. Algunas empresas de oleoductos tienen sistemas telefónicos privados que transmiten la señal a lo largo del oleoducto, mientras que otras utilizan radios o teléfonos públicos. Muchas tuberías utilizan sistemas transmisores de microondas de ultra alta frecuencia para las comunicaciones informáticas entre los centros de control y las estaciones de bombeo.

• Envío de productos petrolíferos. Los productos derivados del petróleo se pueden enviar de diferentes maneras en las tuberías. Una empresa que opera una refinería puede mezclar un grado específico de su propia gasolina con aditivos apropiados (aditivos) y enviar un lote a través de un oleoducto directamente a su propia terminal para su distribución a sus clientes. Otro método es que una refinería produzca un lote de gasolina, llamado producto frangible o de especificación, que se mezcla para cumplir con las especificaciones de producto de una compañía de transporte común. La gasolina se coloca en el oleoducto para su entrega a las terminales de cualquier empresa que estén conectadas al sistema de oleoductos. En un tercer método, las empresas envían los productos a las terminales de cada una y se intercambian para evitar el transporte y la manipulación adicionales. Los productos frangibles y de intercambio generalmente se mezclan y adicionan en la terminal que recibe el producto de la tubería, para cumplir con los requisitos específicos de cada empresa que opera desde la terminal. Por último, algunos productos se entregan por oleoductos desde terminales y refinerías directamente a grandes consumidores comerciales: combustible para aviones a aeropuertos, gas a empresas distribuidoras de gas y fuel oil a plantas generadoras de electricidad.

• Recepción y entrega de productos. Los operadores de oleoductos y operadores de terminales deben establecer conjuntamente programas para garantizar la recepción y transferencia seguras de productos y para coordinar acciones en caso de que ocurra una emergencia en el oleoducto o en la terminal durante el envío que requiera el cierre o el desvío del producto.

 

Figura 1. Un operador de terminal transfiere producto de la refinería de Pasagoula a tanques de retención en la terminal de Deraville cerca de Atlanta, Georgia, EE. UU.

American Petroleum Institute

Las instrucciones para recibir entregas por tubería deben incluir la verificación de la disponibilidad de los tanques de almacenamiento para contener el envío, abrir y alinear las válvulas del tanque y de la terminal antes de la entrega, verificar que el tanque adecuado esté recibiendo el producto inmediatamente después del inicio de la entrega, realizar muestreo requerido y prueba de lotes al comienzo de la entrega, realizando cambios de lote y cambios de tanque según sea necesario, monitoreando los recibos para asegurar que no ocurran sobrellenados y manteniendo las comunicaciones entre la tubería y la terminal. Se debe considerar el uso de comunicaciones escritas entre los trabajadores de la terminal, especialmente cuando se producen cambios de turno durante la transferencia del producto.

Envíos por lotes e interfaz

Aunque los oleoductos originalmente se usaban para mover solo petróleo crudo, evolucionaron para transportar todo tipo y diferentes grados de productos derivados del petróleo líquido. Debido a que los productos derivados del petróleo se transportan en tuberías por lotes, en sucesión, se mezclan o mezclan los productos en las interfaces. La mezcla de productos se controla mediante uno de tres métodos: reducción de la calificación (reducción), uso de espaciadores líquidos y sólidos para la separación o reprocesamiento de la mezcla. Se pueden colocar trazadores radiactivos, tintes de color y espaciadores en la tubería para identificar dónde ocurren las interfaces. Los sensores radiactivos, la observación visual o las pruebas de gravedad se realizan en la instalación receptora para identificar diferentes lotes de tuberías.

Los productos derivados del petróleo normalmente se transportan a través de oleoductos en secuencias por lotes con crudos compatibles o productos adyacentes entre sí. Un método para mantener la calidad e integridad del producto, la degradación o reducción de la calificación, se logra al reducir la interfaz entre los dos lotes al nivel del producto menos afectado. Por ejemplo, un lote de gasolina premium de alto octanaje generalmente se envía inmediatamente antes o después de un lote de gasolina normal de bajo octanaje. La pequeña cantidad de los dos productos que se ha entremezclado se degradará a gasolina regular de menor octanaje. Cuando se envía gasolina antes o después del combustible diésel, se permite que una pequeña cantidad de interfaz diésel se mezcle con la gasolina, en lugar de mezclar gasolina con el combustible diésel, lo que podría reducir su punto de inflamación. Las interfaces de lotes generalmente se detectan mediante observación visual, gravitómetros o muestreo.

Se pueden usar espaciadores líquidos y sólidos o raspadores de limpieza para separar físicamente e identificar diferentes lotes de productos. Los espaciadores sólidos se detectan mediante una señal radiactiva y se desvían de la tubería a un receptor especial en la terminal cuando el lote cambia de un producto a otro. Los separadores de líquidos pueden ser agua u otro producto que no se mezcle con ninguno de los lotes que está separando y luego se retira y reprocesa. El queroseno, que se degrada (reduce) a otro producto almacenado o se recicla, también se puede usar para separar lotes.

Un tercer método para controlar la interfaz, a menudo utilizado en los extremos de los oleoductos de la refinería, es devolver la interfaz para su reprocesamiento. Los productos e interfaces que hayan sido contaminados con agua también pueden devolverse para su reprocesamiento.

Protección ambiental

Debido a los grandes volúmenes de productos que se transportan por tuberías de forma continua, existe la posibilidad de que se produzcan daños ambientales a causa de las emisiones. Según los requisitos de seguridad normativos y de la empresa y la construcción, la ubicación, el clima, la accesibilidad y la operación de la tubería, se puede liberar una cantidad considerable de producto si se produce una ruptura en la línea o una fuga. Los operadores de oleoductos deben tener preparados planes de respuesta a emergencias y de contingencia para derrames y tener materiales, personal y equipos de contención y limpieza disponibles o de guardia. Los operadores capacitados pueden implementar rápidamente soluciones de campo simples, como la construcción de diques de tierra y zanjas de drenaje, para contener y desviar el producto derramado.

Mantenimiento de tuberías y salud y seguridad de los trabajadores.

Las primeras tuberías estaban hechas de hierro fundido. Las tuberías troncales modernas están construidas con acero soldado de alta resistencia, que puede soportar altas presiones. Las paredes de las tuberías se prueban periódicamente para determinar si se han producido depósitos o corrosión interna. Las soldaduras se revisan visualmente y con radiación gamma para asegurar que no presenten defectos.

La tubería de plástico se puede usar para líneas de flujo de diámetro pequeño y baja presión y líneas de recolección en campos productores de gas y petróleo crudo, ya que el plástico es liviano y fácil de manejar, ensamblar y mover.

Cuando una tubería se separa cortando, separando bridas, quitando una válvula o abriendo la línea, se puede crear un arco electrostático debido al voltaje de protección catódica, la corrosión, los ánodos de sacrificio, las líneas eléctricas de alto voltaje cercanas o las corrientes de tierra perdidas. Esto se debe minimizar poniendo a tierra (puesta a tierra) la tubería, desenergizando los rectificadores catódicos más cercanos a ambos lados de la separación y conectando un cable de unión a cada lado de la tubería antes de comenzar a trabajar. A medida que se agregan secciones de tubería adicionales, válvulas, etc. a una línea existente, o durante la construcción, primero se deben unir a las tuberías en su lugar.

El trabajo en las tuberías debe cesar durante las tormentas eléctricas. El equipo utilizado para levantar y colocar tuberías no debe operarse a menos de 3 m de líneas eléctricas de alto voltaje. Todos los vehículos o equipos que trabajen cerca de líneas de alta tensión deben tener correas de conexión a tierra conectadas a los marcos. Los edificios temporales de metal también deben estar conectados a tierra.

Las tuberías están especialmente recubiertas y envueltas para evitar la corrosión. También se puede requerir protección eléctrica catódica. Después de recubrir y aislar las secciones de la tubería, se unen mediante abrazaderas especiales conectadas a ánodos metálicos. La tubería está sujeta a una fuente de corriente continua puesta a tierra de capacidad suficiente para que la tubería actúe como un cátodo y no se corroa.

Todas las secciones de la tubería se someten a pruebas hidrostáticas antes de ingresar al servicio de gas o hidrocarburos líquidos y, según los requisitos reglamentarios y de la empresa, a intervalos regulares durante la vida útil de la tubería. El aire debe ser eliminado de las tuberías antes de la prueba hidrostática y la presión hidrostática acumulada y reducida a tasas seguras. Las tuberías se patrullan regularmente, generalmente mediante vigilancia aérea, para detectar fugas visualmente, o se monitorean desde el centro de control para detectar una caída en el caudal o la presión, lo que significaría que se ha producido una ruptura en la tubería.

Los sistemas de tuberías cuentan con sistemas de advertencia y señalización para alertar a los operadores para que puedan tomar medidas correctivas en caso de emergencia. Las tuberías pueden tener sistemas de apagado automático que activan válvulas de presión de emergencia al detectar un aumento o reducción de la presión de la tubería. Las válvulas de aislamiento operadas manual o automáticamente se ubican típicamente en intervalos estratégicos a lo largo de las tuberías, como en las estaciones de bombeo y en ambos lados de los cruces de ríos.

Una consideración importante al operar tuberías es proporcionar un medio para advertir a los contratistas y otras personas que puedan estar trabajando o realizando excavaciones a lo largo de la ruta de la tubería, de modo que la tubería no se rompa, rompa o perfore inadvertidamente, lo que resultaría en una explosión de vapor o gas y un incendio. . Esto generalmente se hace mediante regulaciones que requieren permisos de construcción o por compañías y asociaciones de oleoductos que proporcionan un número central al que los contratistas pueden llamar antes de la excavación.

Debido a que el petróleo crudo y los productos de petróleo inflamables se transportan en tuberías, existe la posibilidad de que se produzca un incendio o una explosión en caso de rotura de la línea o liberación de vapor o líquido. La presión debe reducirse a un nivel seguro antes de trabajar en tuberías de alta presión. Se deben realizar pruebas de gas combustible y se debe emitir un permiso antes de la reparación o el mantenimiento que involucre trabajo en caliente o tomas en caliente en las tuberías. La tubería debe estar libre de líquidos y vapores o gases inflamables antes de comenzar a trabajar. Si no se puede despejar una tubería y se usa un tapón aprobado, los procedimientos de trabajo seguro deben ser establecidos y seguidos por trabajadores calificados. La línea debe ventilarse a una distancia segura del área de trabajo en caliente para aliviar cualquier acumulación de presión detrás del tapón.

Los procedimientos de seguridad adecuados deben ser establecidos y seguidos por trabajadores calificados cuando se realizan perforaciones en caliente en las tuberías. Si se realizan soldaduras o perforaciones en caliente en un área donde se ha producido un derrame o una fuga, se debe limpiar el líquido del exterior de la tubería y se debe quitar o cubrir la tierra contaminada para evitar la ignición.

Es muy importante notificar a los operadores en las estaciones de bombeo más cercanas a cada lado de la tubería en operación donde se realizará el mantenimiento o la reparación, en caso de que se requiera una parada. Cuando los productores bombean petróleo crudo o gas a los oleoductos, los operadores de los oleoductos deben proporcionar instrucciones específicas a los productores sobre las medidas que deben tomar durante la reparación, el mantenimiento o en caso de emergencia. Por ejemplo, antes de la conexión de los tanques y líneas de producción a las tuberías, todas las válvulas de compuerta y purgadores de los tanques y líneas involucrados en la conexión deben cerrarse y bloquearse o sellarse hasta que se complete la operación.

Las precauciones de seguridad normales relacionadas con el manejo de tuberías y materiales, exposiciones tóxicas y peligrosas, soldadura y excavación se aplican durante la construcción de tuberías. Los trabajadores que limpian el derecho de paso deben protegerse de las condiciones climáticas; plantas venenosas, insectos y serpientes; caída de árboles y rocas; etcétera. Las excavaciones y zanjas deben estar inclinadas o apuntaladas para evitar el colapso durante la construcción o reparación de tuberías subterráneas (consulte el artículo “Zanjas” en el capítulo Construcción). Los trabajadores deben seguir prácticas de trabajo seguras al abrir y desconectar transformadores e interruptores eléctricos.

El personal de operación y mantenimiento de tuberías a menudo trabaja solo y es responsable de largos tramos de tubería. Se necesitan pruebas atmosféricas y el uso de equipo de protección personal y respiratorio para determinar los niveles de oxígeno y vapores inflamables y proteger contra exposiciones tóxicas a sulfuro de hidrógeno y benceno al medir tanques, abrir líneas, limpiar derrames, tomar muestras y probar, enviar, recibir y realizar otros actividades del oleoducto. Los trabajadores deben usar dosímetros o placas de película y evitar la exposición cuando trabajen con densímetros, soportes de fuentes u otros materiales radiactivos. Se debe considerar el uso de equipo de protección personal y respiratorio para la exposición a quemaduras por el alquitrán protector caliente utilizado en las operaciones de revestimiento de tuberías y por vapores tóxicos que contienen hidrocarburos aromáticos polinucleares.

Barcos cisterna y barcazas marinas

La mayor parte del petróleo crudo del mundo se transporta en camiones cisterna desde áreas productoras como Medio Oriente y África hasta refinerías en áreas de consumo como Europa, Japón y Estados Unidos. Los productos derivados del petróleo se transportaban originalmente en grandes barriles en buques de carga. El primer buque cisterna, construido en 1886, transportaba alrededor de 2,300 SDWT (2,240 ​​libras por tonelada) de petróleo. Los superpetroleros de hoy pueden tener más de 300 m de largo y transportar casi 200 veces más petróleo (ver figura 2). Los oleoductos colectores y alimentadores a menudo terminan en terminales marítimos o instalaciones de carga de plataformas en alta mar, donde el petróleo crudo se carga en camiones cisterna o barcazas para su transporte a oleoductos troncales de crudo o refinerías. Los productos derivados del petróleo también se transportan desde las refinerías a las terminales de distribución en camiones cisterna y barcazas. Después de entregar sus cargamentos, los buques regresan en lastre a las instalaciones de carga para repetir la secuencia.

Figura 2. Petrolero SS Paul L. Fahrney.

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El gas natural licuado se envía como gas criogénico en embarcaciones marinas especializadas con compartimentos o depósitos fuertemente aislados (consulte la figura 3). En el puerto de entrega, el GNL se descarga en instalaciones de almacenamiento o plantas de regasificación. El gas licuado de petróleo se puede enviar tanto como líquido en embarcaciones y barcazas marinas no aisladas como criogénico en embarcaciones marinas aisladas. Además, el GLP en contenedores (gas embotellado) puede enviarse como carga en embarcaciones y barcazas marinas.

Figura 3. Tanque LNG Leo cargando en Arun, Sumatra, Indonesia.

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Embarcaciones marítimas de GLP y GNL

Los tres tipos de embarcaciones marinas utilizadas para el transporte de GLP y GNL son:

• recipientes con depósitos presurizados hasta 2 mPa (solo GLP)

• recipientes con depósitos termoaislados y una presión reducida de 0.3 a 0.6 mPa (solo GLP)

• recipientes criogénicos con depósitos termoaislantes presurizados cercanos a la presión atmosférica (GLP y GNL).

 

El envío de LHG en embarcaciones marinas requiere una conciencia de seguridad constante. Las mangueras de transferencia deben ser adecuadas para las temperaturas y presiones correctas de los LHG que se manipulan. Para evitar una mezcla inflamable de vapor de gas y aire, se cubre con gas inerte (nitrógeno) alrededor de los depósitos, y el área se monitorea continuamente para detectar fugas. Antes de cargar, los depósitos de almacenamiento deben inspeccionarse para asegurarse de que estén libres de contaminantes. Si los depósitos contienen aire o gas inerte, deben purgarse con vapor de LHG antes de cargar el LHG. Los depósitos deben inspeccionarse constantemente para garantizar su integridad y deben instalarse válvulas de seguridad para aliviar el vapor de LHG generado con la máxima carga de calor. Las embarcaciones marinas cuentan con sistemas de supresión de incendios y cuentan con procedimientos integrales de respuesta a emergencias.

Buques marítimos de petróleo crudo y productos derivados del petróleo

Los petroleros y barcazas son embarcaciones diseñadas con los motores y los alojamientos en la parte trasera de la embarcación y el resto de la embarcación dividido en compartimentos especiales (tanques) para transportar petróleo crudo y productos líquidos del petróleo a granel. Las bombas de carga están ubicadas en las salas de bombas y se proporcionan sistemas de inertización y ventilación forzada para reducir el riesgo de incendios y explosiones en las salas de bombas y los compartimentos de carga. Los petroleros y barcazas modernos están construidos con doble casco y otras características de protección y seguridad exigidas por la Ley de Contaminación por Petróleo de los Estados Unidos de 1990 y las normas de seguridad de petroleros de la Organización Marítima Internacional (OMI). Algunos diseños de barcos nuevos extienden los cascos dobles a los costados de los petroleros para brindar protección adicional. Generalmente, los buques tanque grandes transportan petróleo crudo y los buques tanque pequeños y barcazas transportan productos derivados del petróleo.

• Superpetroleros. Los transportadores de crudo ultragrandes y muy grandes (ULCC y VLCC) están restringidos por su tamaño y calado a rutas de viaje específicas. Los ULCC son buques cuya capacidad supera los 300,000 160,000 SDWT, y los VLCC tienen capacidades que van desde los 300,000 XNUMX hasta los XNUMX XNUMX SDWT. La mayoría de los grandes buques de transporte de crudo no son propiedad de compañías petroleras, sino que están alquilados a compañías de transporte que se especializan en operar estos buques de gran tamaño.

• Tanques de aceite. Los petroleros son más pequeños que los VLCC y, además de los viajes por mar, pueden navegar pasajes restringidos como los canales de Suez y Panamá, aguas costeras poco profundas y estuarios. Los grandes petroleros, que oscilan entre 25,000 y 160,000 SDWT, suelen transportar crudo o productos residuales pesados. Los petroleros más pequeños, de menos de 25,000 SDWT, suelen transportar gasolina, fuel oil y lubricantes.

• Barcazas. Las barcazas operan principalmente en vías navegables y fluviales costeras e interiores, solas o en grupos de dos o más, y son autopropulsadas o movidas por remolcadores. Pueden transportar petróleo crudo a las refinerías, pero se utilizan más a menudo como un medio económico para transportar productos derivados del petróleo desde las refinerías hasta las terminales de distribución. Las barcazas también se utilizan para descargar carga de petroleros en alta mar cuyo calado o tamaño no les permite llegar al muelle.

 

Carga y descarga de barcazas y barcos

Los operadores de embarcaciones marítimas y terminales deben establecer y acordar procedimientos de embarcación a tierra, listas de verificación de seguridad y pautas. Él Guía internacional de seguridad para petroleros y terminales (Cámara Marítima Internacional 1978) contiene información y ejemplos de listas de verificación, pautas, permisos y otros procedimientos que cubren operaciones seguras al cargar o descargar embarcaciones, que pueden ser utilizadas por los operadores de embarcaciones y terminales.

Aunque las embarcaciones marinas se sientan en el agua y, por lo tanto, están intrínsecamente conectadas a tierra, existe la necesidad de brindar protección contra la electricidad estática que puede acumularse durante la carga o descarga. Esto se logra uniendo o conectando objetos metálicos en el muelle o aparatos de carga/descarga al metal de la embarcación. La unión también se logra mediante el uso de mangueras o tuberías de carga conductoras. También se puede generar una chispa electrostática de intensidad inflamable cuando se bajan equipos, termómetros o dispositivos de medición a los compartimientos inmediatamente después de la carga; se debe permitir suficiente tiempo para que la carga estática se disipe.

Las corrientes eléctricas de barco a tierra, que son diferentes de la electricidad estática, pueden generarse por protección catódica del casco o muelle del barco, o por diferencias de potencial galvánico entre el barco y la tierra. Estas corrientes también se acumulan en los aparatos de carga/descarga de metal. Se pueden instalar bridas aislantes a lo largo del brazo de carga y en el punto donde las mangueras flexibles se conectan al sistema de tuberías de tierra. Cuando las conexiones se rompen, no hay posibilidad de que salte una chispa de una superficie metálica a otra.

Todos los buques y terminales necesitan procedimientos de respuesta de emergencia acordados mutuamente en caso de incendio o liberación de productos, vapores o gases tóxicos. Estos deben cubrir operaciones de emergencia, detención del flujo de productos y retiro de emergencia de una embarcación del muelle. Los planes deben considerar medidas de comunicaciones, extinción de incendios, mitigación de nubes de vapor, ayuda mutua, rescate, limpieza y remediación.

Los equipos portátiles y los sistemas fijos de protección contra incendios deben estar de acuerdo con los requisitos del gobierno y de la empresa y ser apropiados para el tamaño, la función, el potencial de exposición y el valor de las instalaciones del muelle y del embarcadero. Él Guía internacional de seguridad para petroleros y terminales (International Chamber of Shipping 1978) contiene un aviso de incendio de muestra que las terminales pueden utilizar como guía para la prevención de incendios en los muelles.

Salud y seguridad de embarcaciones marinas

Además de los riesgos laborales marítimos habituales, el transporte de petróleo crudo y líquidos inflamables en embarcaciones crea una serie de situaciones especiales de salud, seguridad y prevención de incendios. Estos incluyen el oleaje y la expansión de la carga líquida, los peligros de vapores inflamables durante el transporte y al cargar y descargar, la posibilidad de ignición pirofórica, exposiciones tóxicas a materiales como el sulfuro de hidrógeno y el benceno y consideraciones de seguridad al ventilar, enjuagar y limpiar los compartimentos. La economía de operar petroleros modernos requiere que estén en el mar por largos períodos de tiempo con solo intervalos cortos en el puerto para cargar o descargar carga. Esto, junto con el hecho de que los petroleros están altamente automatizados, crea demandas mentales y físicas únicas en los pocos miembros de la tripulación utilizados para operar los buques.

Protección contra incendios y explosiones

Se deben desarrollar e implementar planes y procedimientos de emergencia que sean apropiados para el tipo de carga a bordo y otros peligros potenciales. Se debe suministrar equipo contra incendios. Los miembros del equipo de respuesta que tienen responsabilidades de extinción de incendios, rescate y limpieza de derrames a bordo deben estar capacitados, capacitados y equipados para manejar posibles emergencias. El agua, la espuma, los productos químicos secos, los halones, el dióxido de carbono y el vapor se utilizan como agentes refrigerantes, inhibidores y sofocantes para combatir incendios a bordo de embarcaciones marinas, aunque los halones se están eliminando gradualmente debido a preocupaciones ambientales. Los requisitos para los equipos y sistemas de extinción de incendios de los buques los establece el país bajo cuyo pabellón navega el buque y la política de la empresa, pero normalmente siguen las recomendaciones del Convenio internacional para la seguridad de la vida humana en el mar (SOLAS) de 1974.

Se requiere un control estricto de las llamas o luces desnudas, materiales para fumar encendidos y otras fuentes de ignición, como chispas de soldadura o esmerilado, equipos eléctricos y bombillas de luz sin protección, en todo momento para reducir el riesgo de incendio y explosión. Antes de realizar trabajos en caliente a bordo de embarcaciones marinas, se debe examinar y probar el área para garantizar que las condiciones sean seguras y se deben emitir permisos para cada tarea específica permitida.

Un método para prevenir explosiones e incendios en el espacio de vapor de los compartimientos de carga es mantener el nivel de oxígeno por debajo del 11 % haciendo que la atmósfera sea inerte con un gas no combustible. Las fuentes de gas inerte son los gases de escape de las calderas del buque o un generador de gas independiente o una turbina de gas equipada con un postquemador. El Convenio SOLAS de 1974 implica que los buques que transporten carga con puntos de inflamación por debajo de 60 °C deben tener compartimentos equipados con sistemas inertes. Los buques que utilicen sistemas de gas inerte deberían mantener los compartimentos de carga en condiciones no inflamables en todo momento. Los compartimentos de gas inerte deben monitorearse constantemente para garantizar condiciones seguras y no debe permitirse que se vuelvan inflamables, debido al peligro de ignición de los depósitos pirofóricos.

Espacios confinados

Los espacios confinados en embarcaciones marinas, como compartimientos de carga, casilleros de pintura, salas de bombas, tanques de combustible y espacios entre cascos dobles, deben tratarse de la misma manera que cualquier espacio confinado para entrada, trabajo en caliente y trabajo en frío. Se deben realizar pruebas de contenido de oxígeno, vapores inflamables y sustancias tóxicas, en ese orden, antes de ingresar a espacios confinados. Se debe establecer y seguir un sistema de permisos para todas las entradas a espacios confinados, trabajos seguros (fríos) y trabajos en caliente, que indique los niveles de exposición seguros y el equipo de protección personal y respiratorio requerido. En aguas de los Estados Unidos, estas pruebas pueden ser realizadas por personas calificadas llamadas “químicos marinos”.

Los compartimentos de las embarcaciones marinas, como los tanques de carga y las salas de bombas, son espacios confinados; en la limpieza de aquellos que hayan sido inertes o tengan vapores inflamables, atmósferas tóxicas o desconocidas, se deberán ensayar y seguir procedimientos especiales de seguridad y protección respiratoria. Una vez que se ha descargado el petróleo crudo, queda una pequeña cantidad de residuos, llamados pegajosos, en las superficies interiores de los compartimentos, que luego pueden lavarse y llenarse con agua como lastre. Un método para reducir la cantidad de residuos es instalar equipos fijos que eliminen hasta el 80 % de la adherencia lavando los costados de los compartimentos inertizados con petróleo crudo durante la descarga.

Bombas, válvulas y equipos

Se debe emitir un permiso de trabajo y se deben seguir procedimientos de trabajo seguros, como unión, drenaje y liberación de vapor, pruebas de exposición a vapores inflamables y tóxicos, y suministro de equipo de protección contra incendios de reserva cuando las operaciones, el mantenimiento o la reparación requieran la apertura de bombas, tuberías y válvulas de carga. o equipo a bordo de embarcaciones marinas.

Exposiciones tóxicas

Existe la posibilidad de que los gases ventilados, como los gases de combustión o el sulfuro de hidrógeno, lleguen a las cubiertas de los buques, incluso desde sistemas de ventilación especialmente diseñados. Deberían realizarse pruebas continuamente para determinar los niveles de gas inerte en todos los buques y los niveles de sulfuro de hidrógeno en los buques que contengan o hayan transportado petróleo crudo agrio o combustible residual. Se deben realizar pruebas de exposición al benceno en embarcaciones que transporten petróleo crudo y gasolina. El agua efluente del depurador de gas inerte y el agua condensada son ácidas y corrosivas; Se debe usar EPP cuando sea posible el contacto.

Protección ambiental

Las embarcaciones y terminales marítimas deben establecer procedimientos y proporcionar equipos para proteger el medio ambiente de derrames en agua y tierra, y de emisiones de vapor al aire. El uso de grandes sistemas de recuperación de vapor en terminales marítimos está creciendo. Se debe tener cuidado para cumplir con los requisitos de contaminación del aire cuando los buques ventilen los compartimentos y los espacios cerrados. Deben establecerse procedimientos de respuesta a emergencias y debe disponerse de equipos y personal capacitado para responder a derrames y escapes de petróleo crudo y líquidos inflamables y combustibles. Se debe designar a una persona responsable para garantizar que se notifiquen tanto a la empresa como a las autoridades correspondientes en caso de que se produzca un derrame o una liberación notificable.

En el pasado, el agua de lastre contaminada con petróleo y los lavados de tanques se enjuagaban fuera de los compartimentos en el mar. En 1973, la Convención Internacional para la Prevención de la Contaminación por los Buques estableció los requisitos de que antes de descargar el agua en el mar, el residuo oleoso debe separarse y retenerse a bordo para su eventual procesamiento en tierra. Los buques tanque modernos tienen sistemas de lastre segregado, con líneas, bombas y tanques diferentes a los utilizados para la carga (de acuerdo con las recomendaciones internacionales), por lo que no existe posibilidad de contaminación. Las embarcaciones más antiguas todavía llevan lastre en tanques de carga, por lo que se deben seguir procedimientos especiales, como el bombeo de agua aceitosa en los tanques e instalaciones de procesamiento designados en tierra, al descargar lastre para evitar la contaminación.

Transporte vehicular y ferroviario de productos derivados del petróleo

El petróleo crudo y los productos derivados del petróleo se transportaban inicialmente en vagones cisterna tirados por caballos, luego en vagones cisterna de ferrocarril y finalmente en vehículos de motor. Después de la recepción en las terminales desde buques marítimos o oleoductos, los productos de petróleo líquido a granel se entregan en camiones cisterna sin presión o vagones cisterna directamente a las estaciones de servicio y consumidores o a terminales más pequeñas, llamadas plantas a granel, para su redistribución. El GLP, los compuestos antidetonantes de la gasolina, el ácido fluorhídrico y muchos otros productos, productos químicos y aditivos utilizados en la industria del petróleo y el gas se transportan en carros cisterna presurizados y camiones cisterna. El petróleo crudo también se puede transportar en camiones cisterna desde pequeños pozos de producción hasta tanques de recolección, y en camiones cisterna y vagones cisterna de ferrocarril desde los tanques de almacenamiento hasta las refinerías o los oleoductos principales. Los productos derivados del petróleo envasados ​​en contenedores a granel o tambores y paletas y cajas de contenedores más pequeños se transportan en camiones de paquetería o vagones de ferrocarril.

Regulaciones gubernamentales

El transporte de productos derivados del petróleo en vehículos motorizados o vagones cisterna de ferrocarril está regulado por agencias gubernamentales en la mayor parte del mundo. Organismos como el DOT de EE. UU. y la Comisión de Transporte de Canadá (CTC) han establecido normas que rigen el diseño, la construcción, los dispositivos de seguridad, las pruebas, el mantenimiento preventivo, la inspección y el funcionamiento de los camiones cisterna y los vagones cisterna. Las reglamentaciones que rigen las operaciones de vagones cisterna y camiones cisterna suelen incluir la prueba y certificación de la presión del tanque y del dispositivo de alivio de presión antes de su puesta en servicio inicial y a intervalos regulares a partir de entonces. La Asociación de Ferrocarriles Estadounidenses y la Asociación Nacional de Protección contra Incendios (NFPA) son organizaciones típicas que publican especificaciones y requisitos para la operación segura de vagones y camiones cisterna. La mayoría de los gobiernos tienen regulaciones o se adhieren a las Convenciones de las Naciones Unidas que requieren la identificación e información sobre materiales peligrosos y productos derivados del petróleo que se envían a granel o en contenedores. Los vagones cisterna, los camiones cisterna y los camiones de carga de los ferrocarriles están rotulados para identificar los productos peligrosos que se transportan y para brindar información sobre la respuesta a emergencias.

vagones cisterna de ferrocarril

Los vagones cisterna de ferrocarril están construidos de acero al carbono o aluminio y pueden ser presurizados o no presurizados. Los vagones cisterna modernos pueden contener hasta 171,000 l de gas comprimido a presiones de hasta 600 psi (1.6 a 1.8 mPa). Los vagones cisterna sin presión han evolucionado desde pequeños vagones cisterna de madera de finales del siglo XIX hasta vagones cisterna gigantes que transportan hasta 1800 millones de litros de producto a presiones de hasta 1.31 psi (100 mPa). Los vagones cisterna no presurizados pueden ser unidades individuales con uno o varios compartimentos o una cadena de vagones cisterna interconectados, denominada tren cisterna. Los vagones cisterna se cargan individualmente y los trenes cisterna completos se pueden cargar y descargar desde un único punto. Tanto los carros tanque presurizados como los no presurizados pueden ser calefaccionados, enfriados, aislados y protegidos térmicamente contra incendios, dependiendo de su servicio y de los productos transportados.

Todos los vagones cisterna de ferrocarril tienen válvulas de líquido o vapor en la parte superior o inferior para la carga y descarga y entradas de escotilla para la limpieza. También están equipados con dispositivos destinados a evitar el aumento de la presión interna cuando se exponen a condiciones anormales. Estos dispositivos incluyen válvulas de alivio de seguridad mantenidas en su lugar por un resorte que puede abrirse para aliviar la presión y luego cerrarse; respiraderos de seguridad con discos de ruptura que se abren para aliviar la presión pero no se pueden volver a cerrar; o una combinación de los dos dispositivos. Se proporciona una válvula de alivio de vacío para carros tanque sin presión para evitar la formación de vacío cuando se descarga desde el fondo. Tanto los carros tanque de presión como los de no presión tienen carcasas protectoras en la parte superior que rodean las conexiones de carga, las líneas de muestreo, los pozos de termómetro y los dispositivos de medición. Las plataformas para cargadores pueden o no estar provistas encima de los vagones. Los carros tanque sin presión más antiguos pueden tener uno o más domos de expansión. Se proporcionan accesorios en la parte inferior de los carros tanque para descargar o limpiar. Se proporcionan escudos para la cabeza en los extremos de los vagones cisterna para evitar que el acoplador de otro vagón perfore la carcasa durante los descarrilamientos.

El GNL se envía como gas criogénico en camiones cisterna aislados y vagones cisterna de presión de riel. Los camiones cisterna a presión y los vagones cisterna para el transporte de GNL tienen un depósito interior de acero inoxidable suspendido en un depósito exterior de acero al carbono. El espacio anular es un vacío lleno de aislamiento para mantener bajas temperaturas durante el envío. Para evitar que el gas vuelva a encenderse en los tanques, están equipados con dos válvulas de cierre de emergencia a prueba de fallas, independientes y controladas de forma remota en las líneas de llenado y descarga, y tienen indicadores tanto en el interior como en el exterior de los depósitos.

El GLP se transporta por tierra en vagones cisterna especialmente diseñados (hasta 130 m³ capacidad) o camiones cisterna (hasta 40 m³ capacidad). Los camiones cisterna y los vagones cisterna para el transporte de GLP suelen ser cilindros de acero sin aislamiento con fondos esféricos, equipados con manómetros, termómetros, dos válvulas de alivio de seguridad, un medidor de nivel de gas e indicador de llenado máximo y deflectores.

Los vagones cisterna de ferrocarril que transportan GNL o GLP no deben sobrecargarse, ya que pueden permanecer en una vía muerta durante un período de tiempo y estar expuestos a altas temperaturas ambientales, lo que podría causar sobrepresión y ventilación. Los cables de unión y los cables de conexión a tierra se proporcionan en los bastidores de carga de camiones cisterna y rieles para ayudar a neutralizar y disipar la electricidad estática. Deben conectarse antes de que comiencen las operaciones y no desconectarse hasta que se completen las operaciones y se cierren todas las válvulas. Las instalaciones de carga de camiones y rieles suelen estar protegidas por sistemas de rociado o neblina de agua contra incendios y extintores de incendios.

camiones cisterna

Los camiones cisterna para productos derivados del petróleo y petróleo crudo suelen estar construidos con acero al carbono, aluminio o un material de fibra de vidrio plastificado, y varían en tamaño desde vagones cisterna de 1,900 l hasta camiones cisterna jumbo de 53,200 l. La capacidad de los camiones cisterna se rige por las agencias reguladoras y, por lo general, depende de las limitaciones de capacidad de las carreteras y los puentes y del peso permitido por eje o la cantidad total de producto permitido.

Existen camiones cisterna presurizados y no presurizados, los cuales pueden ser aislados o no aislados dependiendo de su servicio y de los productos transportados. Los camiones cisterna presurizados suelen ser de un solo compartimento, y los camiones cisterna no presurizados pueden tener uno o varios compartimentos. Independientemente del número de compartimentos en un camión cisterna, cada compartimento debe tratarse individualmente, con sus propios dispositivos de carga, descarga y alivio de seguridad. Los compartimentos pueden estar separados por paredes simples o dobles. Los reglamentos pueden exigir que los productos incompatibles y los líquidos inflamables y combustibles transportados en diferentes compartimentos en el mismo vehículo estén separados por paredes dobles. Cuando se prueba la presión de los compartimientos, el espacio entre las paredes también debe probarse en busca de líquido o vapor.

Los camiones cisterna tienen escotillas que se abren para carga superior, válvulas para carga y descarga cerrada superior o inferior, o ambas. Todos los compartimentos tienen entradas de escotilla para la limpieza y están equipados con dispositivos de alivio de seguridad para mitigar la presión interna cuando se exponen a condiciones anormales. Estos dispositivos incluyen válvulas de alivio de seguridad mantenidas en su lugar por un resorte que puede abrirse para aliviar la presión y luego cerrarse, escotillas en tanques sin presión que se abren si las válvulas de alivio fallan y discos de ruptura en camiones cisterna presurizados. Se proporciona una válvula de alivio de vacío para cada compartimiento de camión cisterna no presurizado para evitar el vacío cuando se descarga desde la parte inferior. Los camiones cisterna no presurizados tienen barandas en la parte superior para proteger las escotillas, las válvulas de alivio y el sistema de recuperación de vapor en caso de vuelco. Los camiones cisterna generalmente están equipados con dispositivos de cierre automático de ruptura instalados en las tuberías y accesorios de carga y descarga del fondo del compartimiento para evitar derrames en caso de daños en un vuelco o colisión.

Carga y descarga de vagones cisterna y camiones cisterna

Mientras que los vagones cisterna casi siempre son cargados y descargados por trabajadores asignados a estas tareas específicas, los camiones cisterna pueden ser cargados y descargados por cargadores o conductores. Los carros cisterna y los camiones cisterna se cargan en instalaciones llamadas bastidores de carga, y pueden cargarse por la parte superior a través de escotillas abiertas o conexiones cerradas, cargarse por la parte inferior a través de conexiones cerradas o una combinación de ambos.

carga

Los trabajadores que cargan y descargan petróleo crudo, GLP, productos derivados del petróleo y ácidos y aditivos utilizados en la industria del petróleo y el gas deben tener un conocimiento básico de las características de los productos manipulados, sus riesgos y exposiciones y los procedimientos operativos y las prácticas laborales necesarias. para realizar el trabajo con seguridad. Muchas agencias gubernamentales y empresas exigen el uso y la finalización de formularios de inspección al recibirlos y enviarlos, y antes de cargar y descargar vagones cisterna y camiones cisterna. Los camiones cisterna y los vagones cisterna de ferrocarril pueden cargarse a través de escotillas abiertas en la parte superior o mediante accesorios y válvulas en la parte superior o inferior de cada tanque o compartimento. Se requieren conexiones cerradas cuando se carga a presión y donde se proporcionan sistemas de recuperación de vapor. Si los sistemas de carga no se activan por algún motivo (como el funcionamiento incorrecto del sistema de recuperación de vapor o una falla en el sistema de puesta a tierra o unión), no se debe intentar la derivación sin aprobación. Todas las escotillas deben estar cerradas y trabadas de forma segura durante el tránsito.

Los trabajadores deben seguir prácticas de trabajo seguras para evitar resbalones y caídas cuando se cargan por la parte superior. Si los controles de carga usan medidores preestablecidos, los cargadores deben tener cuidado de cargar los productos correctos en los tanques y compartimentos asignados. Todas las escotillas de los compartimentos deben estar cerradas cuando se carga por la parte inferior, y cuando se carga por la parte superior, solo debe estar abierto el compartimento que se está cargando. Cuando se carga desde arriba, se debe evitar la carga por salpicadura colocando el tubo o la manguera de carga cerca del fondo del compartimiento y comenzando a cargar lentamente hasta que la abertura quede sumergida. Durante las operaciones manuales de carga superior, los cargadores deben permanecer atentos, no atar el control de cierre de carga (hombre muerto) y no llenar en exceso el compartimiento. Los cargadores deben evitar la exposición al producto y al vapor parándose contra el viento y apartando la cabeza cuando cargan desde arriba a través de escotillas abiertas y usando equipo de protección cuando manipulan aditivos, obtienen muestras y drenan mangueras. Los cargadores deben conocer y seguir las acciones de respuesta prescritas en caso de ruptura de una manguera o línea, derrame, liberación, incendio u otra emergencia.

Descarga y entrega

Al descargar vagones y camiones cisterna, es importante primero asegurarse de que cada producto se descargue en el tanque de almacenamiento designado adecuado y que el tanque tenga capacidad suficiente para contener todo el producto que se entrega. Aunque las válvulas, las tuberías de llenado, las líneas y las tapas de llenado deben tener un código de color o marcarse de alguna otra manera para identificar el producto contenido, el conductor aún debe ser responsable de la calidad del producto durante la entrega. Cualquier entrega incorrecta del producto, mezcla o contaminación debe informarse inmediatamente al destinatario y a la empresa para evitar consecuencias graves. Cuando se requiere que los conductores u operadores agreguen productos u obtengan muestras de los tanques de almacenamiento después de la entrega para asegurar la calidad del producto o por cualquier otra razón, se deben seguir todas las disposiciones de seguridad y salud específicas para la exposición. Las personas involucradas en las operaciones de entrega y descarga deben permanecer en las inmediaciones en todo momento y saber qué hacer en caso de emergencia, incluida la notificación, la detención del flujo del producto, la limpieza de derrames y cuándo abandonar el área.

Los tanques presurizados pueden ser descargados por compresor o bomba, y los tanques no presurizados por gravedad, bomba de vehículo o bomba receptora. Los camiones cisterna y los vagones cisterna que transportan aceites lubricantes o industriales, aditivos y ácidos a veces se descargan presurizando el tanque con un gas inerte como el nitrógeno. Es posible que sea necesario calentar los carros o camiones cisterna con serpentines de vapor o eléctricos para descargar crudos pesados, productos viscosos y ceras. Todas estas actividades tienen peligros y exposiciones inherentes. Cuando lo requiera la normativa, la descarga no debe comenzar hasta que las mangueras de recuperación de vapor se hayan conectado entre el tanque de entrega y el tanque de almacenamiento. Al entregar productos derivados del petróleo a residencias, granjas y cuentas comerciales, los conductores deben medir cualquier tanque que no esté equipado con una alarma de ventilación para evitar un sobrellenado.

Protección contra incendios en racks de carga

Los incendios y las explosiones en la parte superior e inferior de los vagones cisterna y en los estantes de carga de los camiones cisterna pueden ocurrir por causas tales como acumulación electrostática y descarga de chispas incendiarias en una atmósfera inflamable, trabajo en caliente no autorizado, retorno de llama de una unidad de recuperación de vapor, fumar u otras prácticas inseguras.

Las fuentes de ignición, como el humo, los motores de combustión interna en funcionamiento y la actividad de trabajo en caliente, deben controlarse en el estante de carga en todo momento y, en particular, durante la carga u otras operaciones en las que pueda ocurrir un derrame o liberación. Los estantes de carga pueden estar equipados con extintores de incendios portátiles y sistemas de extinción de incendios de espuma, agua o químicos secos operados manual o automáticamente. Si se utilizan sistemas de recuperación de vapor, se deben proporcionar parallamas para evitar el retroceso de la llama desde la unidad de recuperación hasta el estante de carga.

Se debe proporcionar drenaje en los estantes de carga para desviar los derrames de productos lejos del cargador, el camión cisterna o el vagón cisterna y la base del estante de carga. Los desagües deben estar provistos de trampas contra incendios para evitar la migración de llamas y vapores a través de los sistemas de alcantarillado. Otras consideraciones de seguridad de los estantes de carga incluyen controles de apagado de emergencia colocados en los puntos de carga y otras ubicaciones estratégicas en la terminal y válvulas automáticas de detección de presión que detienen el flujo de productos al estante en caso de fuga en las líneas de productos. Algunas empresas han instalado sistemas automáticos de bloqueo de frenos en las conexiones de llenado de sus camiones cisterna, que bloquean los frenos y no permiten que el camión se mueva del estante hasta que se hayan desconectado las líneas de llenado.

Riesgos de ignición electrostática

Algunos productos, como los destilados intermedios y los combustibles y disolventes de baja presión de vapor, tienden a acumular cargas electrostáticas. Cuando se cargan vagones y camiones cisterna, siempre existe la posibilidad de que se generen cargas electrostáticas por la fricción a medida que el producto pasa por las líneas y los filtros y por la carga por salpicadura. Esto se puede mitigar mediante el diseño de bastidores de carga que permitan un tiempo de relajación en las tuberías aguas abajo de las bombas y los filtros. Los compartimientos deben revisarse para asegurarse de que no contengan objetos sueltos o flotantes que puedan actuar como acumuladores de estática. Los compartimentos con carga inferior pueden estar provistos de cables internos para ayudar a disipar las cargas electrostáticas. Los recipientes de muestras, termómetros u otros artículos no deben bajarse a los compartimentos hasta que haya transcurrido un período de espera de al menos 1 minuto, para permitir que se disipe cualquier carga electrostática que se haya acumulado en el producto.

La unión y la conexión a tierra son consideraciones importantes para disipar las cargas electrostáticas que se acumulan durante las operaciones de carga. Manteniendo el tubo de llenado en contacto con el lado metálico de la escotilla cuando se carga desde arriba, y mediante el uso de brazos de carga metálicos o mangueras conductoras cuando se carga a través de conexiones cerradas, el camión cisterna o vagón cisterna se une a la rejilla de carga, manteniendo la misma carga eléctrica entre los objetos para que no se cree una chispa cuando se retira el tubo de carga o la manguera. El vagón cisterna o el camión cisterna también pueden conectarse a la rejilla de carga mediante el uso de un cable de unión, que transporta cualquier carga acumulada desde un terminal en el tanque hasta la rejilla, donde luego se conecta a tierra mediante un cable y una varilla de conexión a tierra. Se necesitan precauciones de unión similares al descargar de carros cisterna y camiones cisterna. Algunos bastidores de carga cuentan con conectores electrónicos y sensores que no permitirán que las bombas de carga se activen hasta que se logre una unión positiva.

Durante la limpieza, el mantenimiento o la reparación, los carros o camiones cisterna de GLP presurizados generalmente se abren a la atmósfera, lo que permite que entre aire en el tanque. Para evitar la combustión por cargas electrostáticas cuando se cargan estos coches por primera vez después de dichas actividades, es necesario reducir el nivel de oxígeno por debajo del 9.5% cubriendo el tanque con gas inerte, como nitrógeno. Se necesitan precauciones para evitar que el nitrógeno líquido ingrese al tanque si el nitrógeno se proporciona desde contenedores portátiles.

Cambio de carga

La carga de interruptores se produce cuando se cargan productos de presión de vapor intermedia o baja, como combustible diésel o aceite combustible, en un vagón cisterna o en el compartimiento de un camión cisterna que anteriormente contenía un producto inflamable, como gasolina. La carga electrostática generada durante la carga puede descargarse en una atmósfera que esté dentro del rango inflamable, con la consiguiente explosión e incendio. Este peligro se puede controlar cuando se carga desde arriba bajando el tubo de llenado hasta el fondo del compartimiento y cargando lentamente hasta que el extremo del tubo quede sumergido para evitar salpicaduras o agitación. El contacto de metal con metal debe mantenerse durante la carga para proporcionar una unión positiva entre el tubo de carga y la escotilla del tanque. Cuando se carga desde abajo, se utilizan deflectores de salpicaduras o de llenado lento inicial para reducir la acumulación de estática. Antes de cambiar la carga, los tanques que no se pueden drenar en seco se pueden enjuagar con una pequeña cantidad del producto que se va a cargar, para eliminar cualquier residuo inflamable en sumideros, líneas, válvulas y bombas a bordo.

Envío de productos en vagones de caja de ferrocarril y furgonetas de paquetería

Los productos derivados del petróleo se envían en camiones, furgonetas de paquetería y vagones de caja de ferrocarril en contenedores de metal, fibra y plástico de varios tamaños, desde tambores de 55 galones (209 l) hasta baldes de 5 galones (19 l) y de 2-1/ Contenedores de 2 l (9.5 galones) a 1 l (95 cuarto de galón), en cajas de cartón corrugado, generalmente sobre tarimas. Muchos productos industriales y comerciales del petróleo se envían en grandes contenedores a granel intermedios de metal, plástico o una combinación que varían en tamaño desde 380 hasta más de 2,660 l de capacidad. El GLP se envía en recipientes a presión grandes y pequeños. Además, las muestras de petróleo crudo, los productos terminados y los productos usados ​​se envían por correo o por transporte urgente a los laboratorios para su ensayo y análisis.

Todos estos productos, contenedores y paquetes deben manejarse de acuerdo con las regulaciones gubernamentales para productos químicos peligrosos, líquidos inflamables y combustibles y materiales tóxicos. Esto requiere el uso de manifiestos de materiales peligrosos, documentos de envío, permisos, recibos y otros requisitos reglamentarios, como marcar el exterior de los paquetes, contenedores, camiones y furgones con la identificación adecuada y una etiqueta de advertencia de peligro. La utilización adecuada de camiones cisterna y vagones cisterna es importante para la industria del petróleo. Debido a que la capacidad de almacenamiento es finita, es necesario cumplir con los cronogramas de entrega, desde la entrega de petróleo crudo para mantener las refinerías en funcionamiento hasta la entrega de gasolina a las estaciones de servicio, y desde la entrega de lubricantes a cuentas comerciales e industriales hasta la entrega de combustible para calefacción a casas

El GLP se suministra a los consumidores mediante camiones cisterna a granel que bombean directamente a tanques de almacenamiento más pequeños en el sitio, tanto sobre el suelo como bajo tierra (por ejemplo, estaciones de servicio, granjas, consumidores comerciales e industriales). El GLP también se entrega a los consumidores por camión o furgoneta en contenedores (cilindros o botellas de gas). El GNL se entrega en contenedores criogénicos especiales que tienen un tanque de combustible interior rodeado de aislamiento y una cubierta exterior. Se proporcionan contenedores similares para vehículos y aparatos que utilizan GNL como combustible. El gas natural comprimido normalmente se entrega en cilindros de gas comprimido convencionales, como los que se utilizan en los montacargas industriales.

Además de las precauciones normales de seguridad y salud requeridas en las operaciones de transporte de paquetes y vagones de ferrocarril, como mover y manejar objetos pesados ​​y operar camiones industriales, los trabajadores deben estar familiarizados con los peligros de los productos que están manipulando y entregando, y saber qué hacer. hacer en caso de un derrame, liberación u otra emergencia. Por ejemplo, los contenedores intermedios a granel y los tambores no deben dejarse caer al suelo desde los vagones o desde las puertas traseras de los camiones. Tanto las empresas como las agencias gubernamentales han establecido normas y requisitos especiales para los conductores y operadores que participan en el transporte y la entrega de productos derivados del petróleo inflamables y peligrosos.

Los conductores de camiones cisterna y furgonetas de paquetes a menudo trabajan solos y es posible que tengan que viajar grandes distancias durante varios días para entregar sus cargas. Trabajan tanto de día como de noche y en todo tipo de condiciones climáticas. Manejar camiones cisterna de gran tamaño en estaciones de servicio y ubicaciones de clientes sin golpear vehículos estacionados u objetos fijos requiere paciencia, habilidad y experiencia. Los conductores deben tener las características físicas y mentales requeridas para este trabajo.

Conducir camiones cisterna es diferente de conducir camionetas de paquetes en que el producto líquido tiende a moverse hacia adelante cuando el camión se detiene, hacia atrás cuando el camión acelera y de un lado a otro cuando el camión gira. Los compartimientos de los camiones cisterna deben estar equipados con deflectores que restrinjan el movimiento del producto durante el transporte. Se requiere una habilidad considerable por parte de los conductores para superar la inercia creada por este fenómeno, llamado "masa en movimiento". Ocasionalmente, se requiere que los conductores de camiones cisterna bombeen los tanques de almacenamiento. Esta actividad requiere equipo especial, incluidas mangueras de succión y bombas de transferencia, y precauciones de seguridad, como conexiones y conexión a tierra para disipar la acumulación electrostática y evitar la liberación de vapores o líquidos.

Respuesta de emergencia de vehículos de motor y vagones de ferrocarril

Los conductores y operadores deben estar familiarizados con los requisitos de notificación y las acciones de respuesta de emergencia en caso de incendio o liberación de producto, gas o vapor. En los camiones y vagones de ferrocarril se colocan carteles de identificación de productos y advertencias de peligro que cumplen con los estándares de marcado de la industria, la asociación o el país para permitir que los servicios de emergencia determinen las precauciones necesarias en caso de un derrame o liberación de vapor, gas o producto. También se puede exigir a los conductores de vehículos automotores y operadores de trenes que lleven hojas de datos de seguridad de materiales (MSDS) u otra documentación que describa los peligros y las precauciones para manipular los productos que se transportan. Algunas empresas o agencias gubernamentales requieren que los vehículos que transportan líquidos inflamables o materiales peligrosos lleven botiquines de primeros auxilios, extintores de incendios, materiales de limpieza de derrames y dispositivos o señales portátiles de advertencia de peligro para alertar a los automovilistas si el vehículo se detiene junto a una carretera.

Se requieren equipos y técnicas especiales si es necesario vaciar el producto de un carro o camión cisterna como resultado de un accidente o un vuelco. Se prefiere la eliminación del producto a través de tuberías y válvulas fijas o mediante el uso de placas especiales en las escotillas de los camiones cisterna; sin embargo, bajo ciertas condiciones, se pueden perforar agujeros en los tanques utilizando los procedimientos de trabajo seguros prescritos. Independientemente del método de remoción, los tanques deben conectarse a tierra y debe proporcionarse una conexión de unión entre el tanque que se vacía y el tanque receptor.

Limpieza de vagones cisterna y camiones cisterna

Entrar en el compartimiento de un vagón o camión cisterna para inspección, limpieza, mantenimiento o reparación es una actividad peligrosa que requiere que se sigan todos los requisitos de ventilación, prueba, liberación de gas y otros requisitos del sistema de permisos y entrada a espacios confinados para garantizar una operación segura. La limpieza de carros cisterna y camiones cisterna no es diferente de la limpieza de tanques de almacenamiento de productos derivados del petróleo, y se aplican las mismas precauciones y procedimientos de exposición de seguridad y salud. Los carros cisterna y los camiones cisterna pueden contener residuos de materiales inflamables, peligrosos o tóxicos en los sumideros y tuberías de descarga, o se han descargado con un gas inerte, como nitrógeno, de modo que lo que parece un espacio limpio y seguro no lo es. Los tanques que han contenido petróleo crudo, residuos, asfalto o productos de alto punto de fusión pueden necesitar una limpieza química o con vapor antes de la ventilación y la entrada, o pueden tener un riesgo pirofórico. La ventilación de los tanques para liberarlos de vapores y gases tóxicos o inertes se puede lograr abriendo la válvula o conexión más baja y más alejada en cada tanque o compartimiento y colocando un eductor de aire en la abertura superior más alejada. El monitoreo debe realizarse antes de ingresar sin protección respiratoria para garantizar que todas las esquinas y puntos bajos del tanque, como los sumideros, se hayan ventilado completamente, y la ventilación debe continuar mientras se trabaja en el tanque.

Almacenamiento en tanques aéreos de productos de petróleo líquido

El petróleo crudo, el gas, el GNL y el GLP, los aditivos de procesamiento, los productos químicos y los productos derivados del petróleo se almacenan en tanques de almacenamiento atmosféricos (sin presión) y a presión sobre el suelo y subterráneos. Los tanques de almacenamiento están ubicados en los extremos de las líneas de alimentación y recolección, a lo largo de las tuberías de los camiones, en las instalaciones de carga y descarga marítimas y en las refinerías, terminales y plantas a granel. Esta sección cubre los tanques de almacenamiento atmosférico sobre el suelo en parques de tanques de refinería, terminal y planta a granel. (La información sobre los tanques de presión sobre el nivel del suelo se cubre a continuación, y la información sobre los tanques subterráneos y los tanques pequeños sobre el nivel del suelo se encuentran en el artículo “Operaciones de servicio y abastecimiento de combustible para vehículos motorizados”).

Terminales y plantas graneleras

Las terminales son instalaciones de almacenamiento que generalmente reciben petróleo crudo y productos derivados del petróleo a través de un oleoducto troncal o una embarcación marítima. Las terminales almacenan y redistribuyen petróleo crudo y productos derivados del petróleo a refinerías, otras terminales, plantas a granel, estaciones de servicio y consumidores por oleoductos, embarcaciones marítimas, vagones cisterna y camiones cisterna. Las terminales pueden ser propiedad de compañías petroleras, compañías de oleoductos, operadores de terminales independientes, grandes consumidores industriales o comerciales o distribuidores de productos derivados del petróleo y pueden ser operadas por ellas.

Las plantas a granel suelen ser más pequeñas que las terminales y, por lo general, reciben productos derivados del petróleo en vagones cisterna o camiones cisterna, normalmente desde las terminales, pero en ocasiones directamente desde las refinerías. Las plantas graneleras almacenan y redistribuyen productos a estaciones de servicio y consumidores mediante camión cisterna o vagón cisterna (pequeños camiones cisterna de aproximadamente 9,500 a 1,900 l de capacidad). Las plantas de graneles pueden ser operadas por empresas petroleras, distribuidoras o propietarios independientes.

Granjas de tanques

Las granjas de tanques son agrupaciones de tanques de almacenamiento en campos de producción, refinerías, terminales marítimos, de oleoductos y de distribución y plantas a granel que almacenan petróleo crudo y productos derivados del petróleo. Dentro de las granjas de tanques, los tanques individuales o grupos de dos o más tanques generalmente están rodeados por recintos llamados bermas, diques o muros contra incendios. Estos recintos de parques de tanques pueden variar en construcción y altura, desde bermas de tierra de 45 cm alrededor de tuberías y bombas dentro de diques hasta paredes de concreto que son más altas que los tanques que rodean. Los diques pueden construirse de tierra, arcilla u otros materiales; se cubren con grava, piedra caliza o conchas marinas para controlar la erosión; varían en altura y son lo suficientemente anchos para que los vehículos circulen por la parte superior. Las funciones principales de estos recintos son contener, dirigir y desviar el agua de lluvia, separar físicamente los tanques para evitar la propagación del fuego de un área a otra y contener un derrame, liberación, fuga o desbordamiento de un tanque, bomba o tubería dentro la zona.

Los recintos de diques pueden ser requeridos por regulaciones o políticas de la compañía para ser dimensionados y mantenidos para contener una cantidad específica de producto. Por ejemplo, es posible que el recinto de un dique deba contener al menos el 110% de la capacidad del tanque más grande, teniendo en cuenta el volumen desplazado por los otros tanques y la cantidad de producto que queda en el tanque más grande después de alcanzar el equilibrio hidrostático. También se puede requerir que los recintos de los diques se construyan con arcilla impermeable o revestimientos de plástico para evitar que el producto derramado o liberado contamine el suelo o las aguas subterráneas.

Tanques de almacenaje

Hay una serie de diferentes tipos de tanques de almacenamiento de presión y atmosféricos verticales y horizontales sobre el suelo en parques de tanques, que contienen petróleo crudo, materias primas de petróleo, existencias intermedias o productos petrolíferos terminados. Su tamaño, forma, diseño, configuración y funcionamiento dependen de la cantidad y el tipo de productos almacenados y de los requisitos reglamentarios o de la empresa. Los tanques verticales sobre el suelo pueden estar provistos de doble fondo para evitar fugas al suelo y protección catódica para minimizar la corrosión. Los tanques horizontales pueden construirse con paredes dobles o colocarse en bóvedas para contener cualquier fuga.

Tanques de techo de cono atmosférico

Los tanques de techo cónico son recipientes atmosféricos cilíndricos cubiertos, horizontales o verticales, sobre el suelo. Los tanques de techo cónico tienen escaleras externas o escalas y plataformas, y uniones débiles entre el techo y la carcasa, respiraderos, imbornales o desagües; pueden tener accesorios como tubos de medición, tuberías y cámaras de espuma, sistemas de detección y señalización de desbordamiento, sistemas de medición automáticos, etc.

Cuando el petróleo crudo volátil y los productos derivados del petróleo líquidos inflamables se almacenan en tanques de techo cónico, existe la posibilidad de que el espacio de vapor esté dentro del rango inflamable. Aunque el espacio entre la parte superior del producto y el techo del tanque es normalmente rico en vapor, se puede generar una atmósfera en el rango inflamable cuando el producto se coloca por primera vez en un tanque vacío o cuando el aire ingresa al tanque a través de ventilaciones o válvulas de presión/vacío cuando el producto se retira y como el tanque respira durante los cambios de temperatura. Los tanques de techo cónico pueden conectarse a sistemas de recuperación de vapor.

Tanques de conservación son un tipo de tanque de techo cónico con una sección superior e inferior separadas por una membrana flexible diseñada para contener cualquier vapor producido cuando el producto se calienta y se expande debido a la exposición a la luz solar durante el día y para devolver el vapor al tanque cuando se condensa a medida que el tanque se enfría por la noche. Los tanques de conservación se utilizan típicamente para almacenar gasolina de aviación y productos similares.

Tanques atmosféricos de techo flotante

Los tanques de techo flotante son recipientes atmosféricos cilíndricos cubiertos, verticales, abiertos o cubiertos que están equipados con techos flotantes. El propósito principal del techo flotante es minimizar el espacio de vapor entre la parte superior del producto y la parte inferior del techo flotante para que siempre sea rico en vapor, evitando así la posibilidad de una mezcla de vapor y aire en el rango inflamable. Todos los tanques de techo flotante tienen escaleras o escaleras y plataformas externas, escaleras o escaleras ajustables para acceder al techo flotante desde la plataforma, y ​​pueden tener accesorios tales como derivaciones que unen eléctricamente el techo al armazón, tubos de medición, cámaras y tuberías de espuma, sistemas de detección y señalización de desbordamiento, sistemas de medición automática, etc. Se proporcionan sellos o botas alrededor del perímetro de los techos flotantes para evitar que el producto o el vapor escapen y se acumulen en el techo o en el espacio sobre el techo.

Los techos flotantes están provistos de patas que se pueden colocar en posiciones altas o bajas según el tipo de operación. Las patas normalmente se mantienen en la posición baja para que se pueda extraer la mayor cantidad posible de producto del tanque sin crear un espacio de vapor entre la parte superior del producto y la parte inferior del techo flotante. Como los tanques se ponen fuera de servicio antes de entrar para inspección, mantenimiento, reparación o limpieza, es necesario ajustar las patas del techo en la posición alta para dejar espacio para trabajar debajo del techo una vez que el tanque esté vacío. Cuando el tanque se vuelve a poner en servicio, las patas se reajustan a la posición baja después de llenarlo con el producto.

Los tanques de almacenamiento de techo flotante sobre el suelo se clasifican además como tanques de techo flotante externo, tanques de techo flotante interno o tanques de techo flotante externo cubierto.

Tanques de techo flotante externos (superior abierto) son aquellos con tapas flotantes instalados en tanques de almacenamiento abiertos. Los techos flotantes externos suelen estar construidos de acero y provistos de pontones u otros medios de flotación. Están equipados con drenajes de techo para eliminar el agua, botas o sellos para evitar la liberación de vapor y escaleras ajustables para llegar al techo desde la parte superior del tanque, independientemente de su posición. También pueden tener sellos secundarios para minimizar la liberación de vapor a la atmósfera, protectores contra la intemperie para proteger los sellos y diques de espuma para contener la espuma en el área del sello en caso de incendio o fuga del sello. La entrada a techos flotantes externos para medición, mantenimiento u otras actividades puede considerarse entrada a espacios confinados, según el nivel del techo por debajo de la parte superior del tanque, los productos contenidos en el tanque y las reglamentaciones gubernamentales y la política de la empresa.

Tanques internos de techo flotante por lo general, son tanques de techo cónico que se han convertido mediante la instalación de cubiertas flotantes, balsas o cubiertas flotantes internas dentro del tanque. Los techos flotantes internos generalmente se construyen con varios tipos de láminas de metal, aluminio, plástico o espuma plástica expandida recubierta de metal, y su construcción puede ser del tipo de pontón o bandeja, material flotante sólido o una combinación de estos. Los techos flotantes internos cuentan con sellos perimetrales para evitar que el vapor escape a la parte del tanque entre la parte superior del techo flotante y el techo exterior. Las válvulas o respiraderos de presión/vacío generalmente se proporcionan en la parte superior del tanque para controlar cualquier vapor de hidrocarburo que pueda acumularse en el espacio sobre el flotador interno. Los tanques internos de techo flotante tienen escaleras instaladas para acceder desde el techo cónico al techo flotante. La entrada a techos flotantes internos para cualquier propósito se debe considerar como entrada a espacios confinados.

Tanques de techo flotante cubiertos (externos) son básicamente tanques de techo flotante externos que han sido adaptados con una cúpula geodésica, un casquete de nieve o una cubierta o techo semifijo similar para que el techo flotante ya no esté abierto a la atmósfera. Los tanques de techo flotante externo cubierto de nueva construcción pueden incorporar techos flotantes típicos diseñados para tanques de techo flotante interno. La entrada a techos flotantes externos cubiertos para medición, mantenimiento u otras actividades puede considerarse entrada a espacios confinados, dependiendo de la construcción de la cúpula o cubierta, el nivel del techo por debajo de la parte superior del tanque, los productos contenidos en el tanque y regulaciones gubernamentales y políticas de la empresa.

Recibos marítimos y de oleoductos

Una preocupación importante sobre la seguridad, la calidad del producto y el medio ambiente en las instalaciones de almacenamiento en tanques es evitar la mezcla de productos y el sobrellenado de los tanques mediante el desarrollo y la implementación de procedimientos operativos y prácticas de trabajo seguros. El funcionamiento seguro de los tanques de almacenamiento depende de recibir el producto en los tanques dentro de su capacidad definida mediante la designación de tanques receptores antes de la entrega, la medición de los tanques para determinar la capacidad disponible y la garantía de que las válvulas estén correctamente alineadas y que solo se abra la entrada del tanque receptor, de modo que la correcta cantidad de producto se entrega en el tanque asignado. Los desagües en las áreas de diques que rodean los tanques que reciben el producto normalmente deben mantenerse cerrados durante la recepción en caso de que se produzca un sobrellenado o un derrame. La protección y prevención de sobrellenado se puede lograr mediante una variedad de prácticas operativas seguras, que incluyen controles manuales y sistemas automáticos de detección, señalización y apagado, y un medio de comunicación, todo lo cual debe ser aceptado y entendido por ambas partes por el personal de transferencia de productos en la tubería. , embarcación marina y terminal o refinería.

Las regulaciones gubernamentales o la política de la empresa pueden exigir que se instalen dispositivos automáticos de detección de nivel de producto y sistemas de señalización y apagado en tanques que reciben líquidos inflamables y otros productos de tuberías troncales o embarcaciones marinas. Cuando se instalen tales sistemas, las pruebas de integridad del sistema electrónico deben realizarse periódicamente o antes de la transferencia del producto, y si el sistema falla, las transferencias deben seguir los procedimientos de recepción manual. Los recibos deben monitorearse de forma manual o automática, en el sitio o desde una ubicación de control remoto, para garantizar que las operaciones se desarrollen según lo planeado. Una vez finalizada la transferencia, todas las válvulas deben volver a la posición normal de funcionamiento o ajustarse para la siguiente recepción. Se deben inspeccionar y mantener las bombas, válvulas, conexiones de tuberías, líneas de purga y de muestreo, áreas de colectores, drenajes y sumideros para garantizar su buen estado y evitar derrames y fugas.

Medición y muestreo de tanques

Las instalaciones de almacenamiento en tanques deben establecer procedimientos y prácticas de trabajo seguras para medir y tomar muestras de petróleo crudo y productos derivados del petróleo que tengan en cuenta los peligros potenciales involucrados con cada producto almacenado y cada tipo de tanque en la instalación. Aunque la medición de tanques a menudo se realiza utilizando dispositivos mecánicos o electrónicos automáticos, la medición manual debe realizarse a intervalos programados para asegurar la precisión de los sistemas automáticos.

Las operaciones manuales de medición y muestreo generalmente requieren que el operador suba a la parte superior del tanque. Al medir tanques de techo flotante, el operador debe descender al techo flotante a menos que el tanque esté equipado con tubos de medición y muestreo accesibles desde la plataforma. Con tanques de techo cónico, el medidor debe abrir una escotilla en el techo para bajar el medidor al tanque. Los medidores deben conocer los requisitos de entrada a espacios confinados y los peligros potenciales al ingresar a techos flotantes cubiertos o al bajar a techos flotantes abiertos que están por debajo de los niveles de altura establecidos. Esto puede requerir el uso de dispositivos de monitoreo, como detectores de oxígeno, gas combustible y sulfuro de hidrógeno y equipo de protección personal y respiratorio.

Las temperaturas del producto y las muestras se pueden tomar al mismo tiempo que se realiza la medición manual. Las temperaturas también se pueden registrar automáticamente y las muestras se pueden obtener de las conexiones de muestra integradas. La medición manual y el muestreo deben restringirse mientras los tanques reciben el producto. Después de completar la recepción, se debe requerir un período de relajación de 30 minutos a 4 horas, según el producto y la política de la empresa, para permitir que se disipe cualquier acumulación electrostática antes de realizar un muestreo o medición manual. Algunas empresas exigen que se establezcan y mantengan comunicaciones o contacto visual entre los medidores y el resto del personal de las instalaciones al descender sobre techos flotantes. La entrada a los techos de los tanques o plataformas para medir, tomar muestras u otras actividades debe restringirse durante las tormentas eléctricas.

Ventilación y limpieza de tanques.

Los tanques de almacenamiento se ponen fuera de servicio para inspección, prueba, mantenimiento, reparación, reacondicionamiento y limpieza de tanques según sea necesario o en intervalos regulares según las regulaciones gubernamentales, la política de la empresa y los requisitos de servicio operativo. Aunque la ventilación, limpieza y entrada al tanque es una operación potencialmente peligrosa, este trabajo se puede realizar sin incidentes, siempre que se establezcan los procedimientos adecuados y se sigan prácticas de trabajo seguras. Sin tales precauciones, pueden ocurrir lesiones o daños por explosiones, incendios, falta de oxígeno, exposiciones tóxicas y peligros físicos.

preparativos preliminares

Se requieren una serie de preparativos preliminares después de que se ha decidido que un tanque debe retirarse del servicio para su inspección, mantenimiento o limpieza. Estos incluyen: programar alternativas de almacenamiento y suministro; revisar el historial del tanque para determinar si alguna vez ha contenido productos con plomo o si se ha limpiado y certificado previamente como libre de plomo; determinar la cantidad y tipo de productos contenidos y cuánto residuo quedará en el tanque; inspeccionar el exterior del tanque, el área circundante y el equipo que se utilizará para la eliminación del producto, la liberación de vapor y la limpieza; asegurar que el personal esté capacitado, calificado y familiarizado con los procedimientos de seguridad y permisos de las instalaciones; asignar responsabilidades de trabajo de acuerdo con los requisitos del permiso de entrada a espacios confinados y trabajo en caliente y seguro de la instalación; y celebrar una reunión entre la terminal y el personal de limpieza de tanques o los contratistas antes de que comience la limpieza o la construcción de tanques.

Control de fuentes de ignición

Después de retirar todo el producto disponible del tanque a través de tuberías fijas, y antes de que se abran las tomas de agua o las líneas de muestreo, todas las fuentes de ignición deben retirarse del área circundante hasta que el tanque se declare libre de vapor. Los camiones de vacío, los compresores, las bombas y otros equipos eléctricos o de motor deben ubicarse contra el viento, ya sea encima o fuera del área del dique o, si se encuentra dentro del área del dique, al menos a 20 m del tanque o de cualquier otra fuente de agua. vapores inflamables. Las actividades de preparación, ventilación y limpieza del tanque deben cesar durante las tormentas eléctricas.

Eliminación de residuos

El siguiente paso es eliminar la mayor cantidad de producto o residuo que quede en el tanque como sea posible a través de las conexiones de tuberías y extracción de agua. Se puede emitir un permiso de trabajo seguro para este trabajo. Se puede inyectar agua o combustible destilado en el tanque a través de conexiones fijas para ayudar a que el producto flote fuera del tanque. Los residuos extraídos de los tanques que han contenido crudo agrio deben mantenerse húmedos hasta su eliminación para evitar la combustión espontánea.

Aislamiento del tanque

Después de que se haya eliminado todo el producto disponible a través de tuberías fijas, todas las tuberías conectadas al tanque, incluidas las líneas de producto, las líneas de recuperación de vapor, las tuberías de espuma, las líneas de muestra, etc., deben desconectarse cerrando las válvulas más cercanas al tanque e insertando persianas en el líneas en el lado del tanque de la válvula para evitar que los vapores entren al tanque desde las líneas. La porción de tubería entre las persianas y el tanque debe drenarse y lavarse. Las válvulas fuera del área del dique deben estar cerradas y bloqueadas o etiquetadas. Las bombas de los tanques, los mezcladores internos, los sistemas de protección catódica, los sistemas electrónicos de medición y detección de nivel, etc., deben desconectarse, desenergizarse y bloquearse o etiquetarse.

Liberación de vapor

El tanque ahora está listo para ser hecho libre de vapor. Se deben realizar pruebas de vapor intermitentes o continuas y trabajar en el área restringida durante la ventilación del tanque. No suele preferirse la ventilación natural, mediante la apertura del depósito a la atmósfera, ya que no es tan rápida ni tan segura como la ventilación forzada. Hay varios métodos para ventilar mecánicamente un tanque, dependiendo de su tamaño, construcción, condición y configuración interna. En un método, los tanques de techo cónico pueden liberarse de vapor colocando un eductor (un ventilador portátil) en una escotilla en la parte superior del tanque, arrancándolo lentamente mientras se abre una escotilla en la parte inferior del tanque y luego colocándolo en alto. velocidad para aspirar aire y vapores a través del tanque.

Se debe emitir un permiso de trabajo seguro o en caliente que cubra las actividades de ventilación. Todos los sopladores y eductores deben estar conectados de forma segura a la carcasa del tanque para evitar la ignición electrostática. Por motivos de seguridad, los sopladores y eductores deben funcionar preferentemente con aire comprimido; sin embargo, se han utilizado motores eléctricos o de vapor a prueba de explosiones. Es posible que los tanques de techo flotante interno necesiten que las partes por encima y por debajo del techo flotante se ventilen por separado. Si los vapores se descargan desde una escotilla inferior, se necesita un tubo vertical por lo menos 4 m sobre el nivel del suelo y no más bajo que la pared del dique circundante para evitar que los vapores se acumulen en niveles bajos o alcancen una fuente de ignición antes de disiparse. Si es necesario, los vapores pueden dirigirse al sistema de recuperación de vapor de la instalación.

A medida que avanza la ventilación, el residuo restante se puede lavar y eliminar a través de la escotilla inferior abierta mediante mangueras de agua y succión, las cuales deben estar unidas a la carcasa del tanque para evitar la ignición electrostática. Los tanques que han contenido petróleo crudo agrio o productos residuales con alto contenido de azufre pueden generar calor espontáneo y encenderse cuando se secan durante la ventilación. Esto debe evitarse humedeciendo el interior del tanque con agua para cubrir los depósitos del aire y evitar un aumento de la temperatura. Cualquier residuo de sulfuro de hierro debe eliminarse de la escotilla abierta para evitar la ignición de los vapores durante la ventilación. Los trabajadores que participen en actividades de lavado, remoción y humectación deben usar protección personal y respiratoria adecuada.

Entrada inicial, inspección y certificación

Se puede obtener una indicación del progreso que se está logrando en la liberación de vapor del tanque al monitorear los vapores en el punto de educción durante la ventilación. Una vez que parece que el nivel de vapor inflamable está por debajo del establecido por las agencias reguladoras o la política de la empresa, se puede ingresar al tanque para fines de inspección y prueba. La persona que ingresa debe usar protección respiratoria personal y con suministro de aire adecuada; después de probar la atmósfera en la escotilla y obtener un permiso de entrada, el trabajador puede ingresar al tanque para continuar con las pruebas y la inspección. Durante la inspección, se deben realizar verificaciones de obstrucciones, caída de techos, soportes débiles, agujeros en el piso y otros peligros físicos.

Limpieza, mantenimiento y reparación.

A medida que continúa la ventilación y los niveles de vapor en el tanque descienden, se pueden emitir permisos que permiten la entrada de trabajadores con equipo personal y respiratorio adecuado, si es necesario, para comenzar a limpiar el tanque. El monitoreo de oxígeno, vapores inflamables y atmósferas tóxicas debe continuar, y si los niveles dentro del tanque exceden los establecidos para la entrada, el permiso debe caducar automáticamente y los entrantes deben abandonar inmediatamente el tanque hasta que se alcance nuevamente el nivel seguro y se vuelva a emitir el permiso. . La ventilación debe continuar durante las operaciones de limpieza mientras queden residuos o lodos en el tanque. Solo se deben usar luces de bajo voltaje o linternas aprobadas durante la inspección y limpieza.

Después de limpiar y secar los tanques, se debe realizar una inspección y prueba final antes de comenzar el trabajo de mantenimiento, reparación o reacondicionamiento. Se necesita una inspección cuidadosa de los sumideros, pozos, placas de piso, pontones de techo flotante, soportes y columnas para asegurar que no se hayan desarrollado fugas que permitieron que el producto ingrese a estos espacios o se filtre debajo del piso. Los espacios entre los sellos de espuma y los protectores contra la intemperie o la contención secundaria también deben inspeccionarse y probarse para detectar vapores. Si el tanque contuvo anteriormente gasolina con plomo, o si no se dispone de un historial del tanque, se debe realizar una prueba de plomo en el aire y certificar que el tanque no contiene plomo antes de permitir que los trabajadores entren sin equipo respiratorio con suministro de aire.

Se debe emitir un permiso de trabajo en caliente que cubra soldadura, corte y otros trabajos en caliente, y un permiso de trabajo seguro para cubrir otras actividades de reparación y mantenimiento. La soldadura o el trabajo en caliente pueden generar humos tóxicos o nocivos dentro del tanque, lo que requiere monitoreo, protección respiratoria y ventilación continua. Cuando los tanques se van a adaptar con fondos dobles o techos flotantes internos, a menudo se corta un gran orificio en el costado del tanque para brindar acceso sin restricciones y evitar la necesidad de permisos de entrada a espacios confinados.

La limpieza a chorro y la pintura del exterior de los tanques generalmente siguen a la limpieza del tanque y se completan antes de que el tanque vuelva a estar en servicio. Estas actividades, junto con la limpieza y el pintado de las tuberías del parque de tanques, se pueden realizar mientras los tanques y las tuberías están en servicio, implementando y siguiendo los procedimientos de seguridad prescritos, como realizar el monitoreo de vapores de hidrocarburos y detener la limpieza con chorro mientras los tanques cercanos reciben productos líquidos inflamables. . La limpieza a chorro con arena tiene el potencial de exposición peligrosa a la sílice; por lo tanto, muchas agencias gubernamentales y empresas requieren el uso de materiales de limpieza abrasivos especiales no tóxicos o arena, que se pueden recolectar, limpiar y reciclar. Se pueden usar dispositivos especiales de limpieza por chorro de recolección de vacío para evitar la contaminación al limpiar la pintura con plomo de los tanques y las tuberías. Después de la limpieza con chorro, las manchas en las paredes del tanque o las tuberías que se sospeche que tengan fugas o filtraciones deben probarse y repararse antes de pintarlas.

Devolución del tanque al servicio

En preparación para el regreso al servicio una vez finalizada la limpieza, inspección, mantenimiento o reparación del tanque, se cierran las escotillas, se quitan todas las persianas y se vuelve a conectar la tubería al tanque. Las válvulas se desbloquean, abren y alinean, y los dispositivos mecánicos y eléctricos se reactivan. Muchas agencias gubernamentales y empresas exigen que los tanques se sometan a pruebas hidrostáticas para asegurarse de que no haya fugas antes de volver a ponerlos en servicio. Dado que se requiere una cantidad considerable de agua para obtener la cabeza de presión necesaria para una prueba precisa, a menudo se usa un fondo de agua cubierto con combustible diesel. Al finalizar la prueba, el tanque se vacía y se prepara para recibir el producto. Una vez que se completa la recepción y ha transcurrido un tiempo de relajación, las patas de los tanques de techo flotante se restablecen a la posición baja.

Prevención y protección contra incendios

Siempre que haya hidrocarburos en contenedores cerrados, como tanques de almacenamiento en refinerías, terminales y plantas a granel, existe la posibilidad de que se liberen líquidos y vapores. Estos vapores podrían mezclarse con el aire en el rango inflamable y, si se someten a una fuente de ignición, provocar una explosión o un incendio. Independientemente de la capacidad de los sistemas de protección contra incendios y del personal en la instalación, la clave para la protección contra incendios es la prevención de incendios. Se debe evitar que los derrames y las liberaciones entren en las alcantarillas y los sistemas de drenaje. Los derrames pequeños deben cubrirse con mantas húmedas y los derrames más grandes con espuma para evitar que los vapores se escapen y se mezclen con el aire. Deben eliminarse o controlarse las fuentes de ignición en áreas donde pueden estar presentes vapores de hidrocarburos. Los extintores de incendios portátiles deben transportarse en los vehículos de servicio y ubicarse en posiciones accesibles y estratégicas en toda la instalación.

El establecimiento y la implementación de procedimientos y prácticas de trabajo seguro, como sistemas de permisos de trabajo en caliente y seguro (frío), programas de clasificación eléctrica, programas de bloqueo/etiquetado y capacitación y educación de empleados y contratistas, es fundamental para prevenir incendios. Las instalaciones deben desarrollar procedimientos de emergencia planificados previamente, y los empleados deben conocer sus responsabilidades para informar y responder a incendios y evacuaciones. Los números de teléfono de las personas y agencias responsables que deben ser notificadas en caso de una emergencia deben publicarse en la instalación y debe proporcionarse un medio de comunicación. Los departamentos de bomberos locales, la respuesta a emergencias, la seguridad pública y las organizaciones de ayuda mutua también deben conocer los procedimientos y estar familiarizados con la instalación y sus peligros.

Los incendios de hidrocarburos se controlan mediante uno o una combinación de métodos, de la siguiente manera:

• Eliminación de combustible. Uno de los mejores y más fáciles métodos para controlar y extinguir un incendio de hidrocarburos es cerrar la fuente de combustible cerrando una válvula, desviando el flujo del producto o, si se trata de una pequeña cantidad de producto, controlando las exposiciones mientras permite que el producto se queme. . También se puede usar espuma para cubrir derrames de hidrocarburos para evitar que los vapores se emitan y se mezclen con el aire.

• Eliminación de oxígeno. Otro método es cortar el suministro de aire u oxígeno sofocando los incendios con espuma o niebla de agua, o usando dióxido de carbono o nitrógeno para desplazar el aire en espacios cerrados.

• Enfriamiento. Se puede usar neblina, neblina o rociado de agua y dióxido de carbono para extinguir ciertos incendios de productos derivados del petróleo enfriando la temperatura del fuego por debajo de la temperatura de ignición del producto y evitando que se formen vapores y se mezclen con el aire.

• Interrumpir la combustión. Los productos químicos como los polvos secos y los halones extinguen los incendios al interrumpir la reacción química del fuego.

 

Tanque de almacenamiento de protección contra incendios

La protección y prevención de incendios en tanques de almacenamiento es una ciencia especializada que depende de la interrelación del tipo, condición y tamaño del tanque; producto y cantidad almacenada en el tanque; espaciamiento de tanques, diques y drenaje; capacidades de respuesta y protección contra incendios de las instalaciones; asistencia externa; y la filosofía de la empresa, los estándares de la industria y las regulaciones gubernamentales. Los incendios de tanques de almacenamiento pueden ser fáciles o muy difíciles de controlar y extinguir, dependiendo principalmente de si el incendio se detecta y ataca durante su inicio inicial. Los operadores de tanques de almacenamiento deben consultar las numerosas prácticas y estándares recomendados desarrollados por organizaciones como el Instituto Americano del Petróleo (API) y la Asociación Nacional de Protección contra Incendios (NFPA) de EE. UU., que cubren la prevención y protección contra incendios en tanques de almacenamiento en gran detalle.

Si los tanques de almacenamiento de techo flotante con la parte superior abierta no están redondos o si los sellos están desgastados o no están apretados contra las carcasas del tanque, los vapores pueden escapar y mezclarse con el aire, formando mezclas inflamables. En tales situaciones, cuando cae un rayo, pueden ocurrir incendios en el punto donde los sellos del techo se encuentran con la carcasa del tanque. Si se detectan a tiempo, los pequeños incendios de focas a menudo se pueden extinguir con un extintor manual de polvo seco o con espuma aplicada desde una manguera de espuma o un sistema de espuma.

Si un incendio de foca no se puede controlar con extintores manuales o chorros de manguera, o si hay un gran incendio en curso, se puede aplicar espuma sobre el techo a través de sistemas fijos o semifijos o mediante grandes monitores de espuma. Es necesario tomar precauciones al aplicar espuma en los techos de los tanques de techo flotante; si se coloca demasiado peso sobre el techo, puede inclinarse o hundirse, lo que permite que una gran superficie del producto quede expuesta y se involucre en el fuego. Los diques de espuma se utilizan en tanques de techo flotante para atrapar la espuma en el área entre los sellos y la carcasa del tanque. A medida que la espuma se asienta, el agua se drena por debajo de los diques de espuma y debe eliminarse a través del sistema de drenaje del techo del tanque para evitar el exceso de peso y el hundimiento del techo.

Según las reglamentaciones gubernamentales y la política de la empresa, los tanques de almacenamiento pueden contar con sistemas de espuma fijos o semifijos que incluyen: tuberías a los tanques, elevadores de espuma y cámaras de espuma en los tanques; tuberías y boquillas de inyección subterránea dentro del fondo de los tanques; y tuberías de distribución y diques de espuma en la parte superior de los tanques. Con sistemas fijos, las soluciones de espuma y agua se generan en casas de espuma ubicadas centralmente y se bombean al tanque a través de un sistema de tuberías. Los sistemas de espuma semifijos generalmente usan tanques de espuma portátiles, generadores de espuma y bombas que se llevan al tanque en cuestión, se conectan a un suministro de agua y se conectan a la tubería de espuma del tanque.

Las soluciones de agua y espuma también pueden generarse y distribuirse centralmente dentro de la instalación a través de un sistema de tuberías e hidrantes, y se usarían mangueras para conectar el hidrante más cercano al sistema de espuma semifijo del tanque. Cuando los tanques no estén provistos de sistemas de espuma fijos o semifijos, se puede aplicar espuma en la parte superior de los tanques, utilizando monitores de espuma, mangueras contra incendios y boquillas. Independientemente del método de aplicación, para controlar un incendio en un tanque completamente involucrado, se debe aplicar una cantidad específica de espuma utilizando técnicas especiales a una concentración y velocidad de flujo específicas durante una cantidad mínima de tiempo dependiendo principalmente del tamaño del tanque. , el producto implicado y la superficie del fuego. Si no hay suficiente concentrado de espuma disponible para cumplir con los criterios de aplicación requeridos, la posibilidad de control o extinción es mínima.

Solo se debe permitir que los bomberos capacitados y con conocimientos utilicen agua para combatir incendios en tanques de petróleo líquido. Pueden ocurrir erupciones instantáneas, o desbordamientos, cuando el agua se convierte en vapor al aplicarse directamente sobre incendios de tanques que involucran crudo o productos de petróleo pesado. Como el agua es más pesada que la mayoría de los combustibles de hidrocarburos, se hundirá hasta el fondo de un tanque y, si se aplica suficiente, llenará el tanque y empujará el producto quemado hacia arriba y sobre la parte superior del tanque.

El agua generalmente se usa para controlar o extinguir incendios de derrames alrededor del exterior de los tanques, de modo que las válvulas puedan operarse para controlar el flujo del producto, enfriar los lados de los tanques involucrados y evitar explosiones de vapor en expansión de líquidos en ebullición (BLEVE, consulte la sección “Peligros de incendio”). de LHG” a continuación) y para reducir el efecto del impacto del calor y las llamas en los tanques y equipos adyacentes. Debido a la necesidad de capacitación, materiales y equipos especializados, en lugar de permitir que los empleados intenten extinguir incendios en tanques, muchas terminales y plantas a granel han establecido una política para eliminar la mayor cantidad posible de productos del tanque involucrado, proteger las estructuras adyacentes del calor y llama y permita que el producto restante en el tanque se queme bajo condiciones controladas hasta que el fuego se extinga.

Seguridad y salud en plantas terminales y graneleras

Los cimientos, los soportes y las tuberías de los tanques de almacenamiento deben inspeccionarse regularmente para detectar corrosión, erosión, asentamiento u otros daños visibles para evitar la pérdida o degradación del producto. Las válvulas de presión/vacío de los tanques, los sellos y escudos, las ventilaciones, las cámaras de espuma, los drenajes del techo, las válvulas de extracción de agua y los dispositivos de detección de sobrellenado deben inspeccionarse, probarse y mantenerse en un programa regular, incluida la eliminación del hielo en el invierno. Cuando se instalen apagallamas en los respiraderos de los tanques o en las líneas de recuperación de vapor, deben inspeccionarse y limpiarse regularmente y mantenerse libres de escarcha en el invierno para garantizar un funcionamiento adecuado. Las válvulas en las salidas de los tanques que se cierran automáticamente en caso de incendio o caída de presión deben verificarse para verificar su operatividad.

Las superficies de los diques deben drenar o inclinarse lejos de los tanques, bombas y tuberías para eliminar cualquier producto derramado o liberado a un área segura. Las paredes de los diques deben mantenerse en buenas condiciones, con las válvulas de drenaje cerradas, excepto cuando se drena el agua, y las áreas de los diques deben excavarse según sea necesario para mantener la capacidad de diseño. Las escaleras, rampas, escalerillas, plataformas y barandillas de los estantes de carga, diques y tanques deben mantenerse en condiciones seguras, libres de hielo, nieve y aceite. Los tanques y tuberías con fugas deben repararse lo antes posible. Se debe desaconsejar el uso de acoplamientos victaulic o similares en tuberías dentro de áreas con diques que podrían estar expuestas al calor para evitar que las líneas se abran durante los incendios.

Se deben establecer e implementar procedimientos de seguridad y prácticas de trabajo seguras, y brindar capacitación o educación, para que los operadores de terminales y plantas a granel, el personal de mantenimiento, los conductores de camiones cisterna y el personal del contratista puedan trabajar de manera segura. Estos deben incluir, como mínimo, información sobre los conceptos básicos de ignición, control y extinción de incendios de hidrocarburos; peligros y protección contra exposiciones a sustancias tóxicas como sulfuro de hidrógeno y compuestos aromáticos polinucleares en petróleo crudo y combustibles residuales, benceno en gasolina y aditivos como tetraetilo de plomo y metil-tert-butil éter (MTBE); acciones de respuesta a emergencias; y los peligros físicos y climáticos normales asociados con esta actividad.

Puede haber asbesto u otro aislamiento en la instalación como protección para tanques y tuberías. Deben establecerse y seguirse las medidas adecuadas de protección personal y de trabajo seguro para manipular, retirar y desechar dichos materiales.

Protección ambiental

Los operadores y empleados de terminales deben conocer y cumplir con las reglamentaciones gubernamentales y las políticas de la compañía que cubren la protección ambiental de las aguas subterráneas y superficiales, el suelo y el aire contra la contaminación por líquidos y vapores de petróleo, y para el manejo y eliminación de desechos peligrosos.

• Contaminación del agua. Muchas terminales tienen separadores de aceite/agua para manejar el agua contaminada de las áreas de contención de los tanques, la escorrentía de los estantes de carga y las áreas de estacionamiento y el agua drenada de los tanques y los techos abiertos de los tanques. Es posible que se requiera que las terminales cumplan con los estándares de calidad del agua establecidos y obtengan permisos antes de descargar agua.

• La contaminación del aire. La prevención de la contaminación del aire incluye minimizar las emisiones de vapores de válvulas y respiraderos. Las unidades de recuperación de vapor recogen los vapores de los estantes de carga y los muelles marinos, incluso cuando los tanques están ventilados antes de la entrada. Estos vapores se procesan y se devuelven al almacenamiento como líquidos o se queman.

• Derrames en tierra y agua. Las agencias gubernamentales y las empresas pueden exigir que las instalaciones de almacenamiento de petróleo cuenten con planes de control y contramedidas para la prevención de derrames, y que el personal esté capacitado y consciente de los peligros potenciales, las notificaciones que se deben realizar y las acciones que se deben tomar en caso de un derrame o liberación. Además de manejar derrames dentro de las instalaciones de la terminal, el personal a menudo está capacitado y equipado para responder a emergencias fuera del sitio, como el vuelco de un camión cisterna.

• Aguas residuales y residuos peligrosos. Es posible que se requiera que las terminales cumplan con los requisitos reglamentarios y obtengan permisos para la descarga de aguas residuales y desechos aceitosos en obras de tratamiento de propiedad pública o privada. Es posible que se apliquen varios requisitos gubernamentales y procedimientos de la compañía al almacenamiento y manejo en el sitio de desechos peligrosos, como aislamiento de asbesto, residuos de limpieza de tanques y productos contaminados. Los trabajadores deben estar capacitados en esta actividad y ser conscientes de los peligros potenciales de las exposiciones que podrían ocurrir.

 

Almacenamiento y manipulación de GEI

Tanques de almacenamiento de carga

Los GEI se almacenan en grandes tanques de almacenamiento a granel en el punto de proceso (campos de gas y petróleo, plantas de gas y refinerías) y en el punto de distribución al consumidor (terminales y plantas a granel). Los dos métodos más utilizados para el almacenamiento a granel de GEI son:

• Bajo alta presión a temperatura ambiente. El LHG se almacena en tanques de presión de acero (de 1.6 a 1.8 mPa) o en formaciones subterráneas de roca o sal impermeables.

• Bajo presión cercana a la atmosférica a baja temperatura. El LHG se almacena en tanques de almacenamiento de acero con aislamiento térmico y paredes delgadas; en tanques de hormigón armado sobre y bajo tierra; y en tanques subterráneos de almacenamiento criogénico. La presión se mantiene cercana a la atmosférica (0.005 a 0.007 mPa) a una temperatura de –160 °C para el GNL almacenado en tanques criogénicos de almacenamiento subterráneo.

 

Los recipientes de almacenamiento a granel de GLP son tanques horizontales de forma cilíndrica (bala) (40 a 200 m³) o esferas (hasta 8,000 m³). El almacenamiento refrigerado es típico para almacenamiento superior a 2,400 m³. Tanto los tanques horizontales, que se fabrican en los talleres y se transportan al lugar de almacenamiento, como los tanques esféricos, que se construyen en el sitio, se diseñan y construyen de acuerdo con especificaciones, códigos y estándares estrictos.

La presión de diseño de los tanques de almacenamiento no debe ser inferior a la presión de vapor del LHG que se almacenará a la temperatura máxima de servicio. Los tanques para mezclas de propano y butano deben diseñarse para una presión de propano al 100%. Se deben considerar los requisitos de presión adicionales resultantes de la carga hidrostática del producto en el llenado máximo y la presión parcial de los gases no condensables en el espacio de vapor. Idealmente, los recipientes de almacenamiento de gas de hidrocarburo licuado deben diseñarse para vacío total. De lo contrario, se deben proporcionar válvulas de alivio de vacío. Las características de diseño también deben incluir dispositivos de alivio de presión, indicadores de nivel de líquido, indicadores de presión y temperatura, válvulas de cierre internas, dispositivos de prevención de reflujo y válvulas de retención de exceso de flujo. También se pueden proporcionar válvulas de cierre de emergencia a prueba de fallas y señales de alto nivel.

Los tanques horizontales se instalan sobre el suelo, se colocan en montículos o se entierran bajo tierra, generalmente a favor del viento de cualquier fuente de ignición existente o potencial. Si el extremo de un tanque horizontal se rompe por exceso de presurización, la coraza será impulsada en la dirección del otro extremo. Por lo tanto, es prudente colocar un tanque sobre el suelo de modo que su longitud sea paralela a cualquier estructura importante (y de modo que ninguno de los extremos apunte hacia ninguna estructura o equipo importante). Otros factores incluyen el espacio entre los tanques, la ubicación y la prevención y protección contra incendios. Los códigos y reglamentos especifican las distancias horizontales mínimas entre los recipientes de almacenamiento de gas de hidrocarburo licuado presurizado y las propiedades, tanques y estructuras importantes adyacentes, así como las posibles fuentes de ignición, incluidos los procesos, antorchas, calentadores, líneas de transmisión de energía y transformadores, instalaciones de carga y descarga, combustión interna. motores y turbinas de gas.

El drenaje y la contención de derrames son consideraciones importantes en el diseño y mantenimiento de áreas de almacenamiento de tanques de gas hidrocarburo líquido para dirigir los derrames a un lugar donde minimicen el riesgo para la instalación y las áreas circundantes. Se pueden utilizar diques y embalses cuando los derrames presenten un peligro potencial para otras instalaciones o para el público. Los tanques de almacenamiento generalmente no tienen diques, pero el suelo está nivelado para que los vapores y los líquidos no se acumulen debajo o alrededor de los tanques de almacenamiento, a fin de evitar que los derrames incendiados afecten los tanques de almacenamiento.

Cilindros

Los LHG para uso de los consumidores, ya sea GNL o GLP, se almacenan en cilindros a temperaturas superiores a sus puntos de ebullición a temperatura y presión normales. Todos los cilindros de GNL y GLP están provistos de collares protectores, válvulas de seguridad y tapas de válvulas. Los tipos básicos de cilindros de consumo en uso son:

• Cilindros de extracción de vapor (de 1/2 a 50 kg) utilizados por los consumidores, y los más grandes generalmente se pueden recargar mediante intercambio con el proveedor.

• cilindros de extracción de líquido para dispensar en pequeños cilindros recargables propiedad del consumidor

• Cilindros de combustible para vehículos de motor, incluidos cilindros de vehículos (40 kg) instalados permanentemente como tanques de combustible en vehículos de motor y llenados y utilizados en posición horizontal, y cilindros de camiones industriales diseñados para ser almacenados, llenados y manipulados en posición vertical, pero utilizados en la posicion horizontal.

 

Propiedades de los hidrocarburos gaseosos

Según la NFPA, los gases inflamables (combustibles) son aquellos que se queman en las concentraciones normales de oxígeno en el aire. La quema de gases inflamables es similar a la de los vapores líquidos de hidrocarburos inflamables, ya que se necesita una temperatura de ignición específica para iniciar la reacción de combustión, y cada uno arderá solo dentro de un cierto rango definido de mezclas de gas y aire. Los líquidos inflamables tienen un punto de inflamación, que es la temperatura (siempre por debajo del punto de ebullición) a la que emiten suficientes vapores para la combustión. No existe un punto de inflamación aparente para los gases inflamables, ya que normalmente se encuentran a temperaturas superiores a sus puntos de ebullición, incluso cuando están licuados y, por lo tanto, siempre se encuentran a temperaturas muy por encima de sus puntos de inflamación.

La NFPA (1976) define los gases comprimidos y licuados de la siguiente manera:

• “Los gases comprimidos son aquellos que a todas las temperaturas atmosféricas normales dentro de sus recipientes, existen únicamente en estado gaseoso bajo presión.”

• “Los gases licuados son aquellos que a temperatura ambiente normal dentro de sus recipientes, existen en parte en estado líquido y en parte en estado gaseoso, y están bajo presión mientras quede líquido en el recipiente.”

 

El principal factor que determina la presión dentro del recipiente es la temperatura del líquido almacenado. Cuando se expone a la atmósfera, el gas licuado se vaporiza muy rápidamente, viajando por el suelo o la superficie del agua a menos que se disperse en el aire por el viento o el movimiento mecánico del aire. A temperaturas atmosféricas normales, aproximadamente un tercio del líquido del recipiente se vaporizará.

Los gases inflamables se clasifican además como gas combustible y gas industrial. Los gases combustibles, incluidos el gas natural (metano) y los GLP (propano y butano), se queman con aire para producir calor en hornos, hornos, calentadores de agua y calderas. Los gases industriales inflamables, como el acetileno, se utilizan en operaciones de procesamiento, soldadura, corte y tratamiento térmico. Las diferencias en las propiedades de combustión del GNL y los GLP se muestran en la tabla 1.

Tabla 1. Propiedades típicas de combustión aproximadas de gases de hidrocarburos licuados.

 

Peligros para la seguridad del GLP y el GNL

Los riesgos de seguridad aplicables a todos los LHG están asociados con la inflamabilidad, la reactividad química, la temperatura y la presión. El peligro más grave de los LHG es la liberación no planificada de los contenedores (canisters o tanques) y el contacto con una fuente de ignición. La liberación puede ocurrir por una falla del contenedor o de las válvulas por una variedad de razones, como el sobrellenado de un contenedor o por la ventilación de sobrepresión cuando el gas se expande debido al calentamiento.

La fase líquida del GLP tiene un alto coeficiente de expansión, el propano líquido se expande 16 veces y el butano líquido 11 veces más que el agua con el mismo aumento de temperatura. Esta propiedad debe tenerse en cuenta al llenar los contenedores, ya que se debe dejar espacio libre para la fase de vapor. La cantidad correcta que debe llenarse está determinada por una serie de variables, incluida la naturaleza del gas licuado, la temperatura en el momento del llenado y las temperaturas ambientales esperadas, el tamaño, el tipo (aislado o sin aislamiento) y la ubicación del contenedor (sobre o bajo tierra) . Los códigos y reglamentos establecen cantidades permisibles, conocidas como “densidades de llenado”, que son específicas para gases individuales o familias de gases similares. Las densidades de llenado pueden expresarse en peso, que son valores absolutos, o en volumen de líquido, que siempre debe corregirse por temperatura.

La cantidad máxima que se debe llenar de líquido en los recipientes a presión de GLP es del 85% a 40 ºC (menos a temperaturas más altas). Debido a que el GNL se almacena a bajas temperaturas, los contenedores de GNL pueden llenarse con líquido del 90 % al 95 %. Todos los contenedores están provistos de dispositivos de alivio de sobrepresión que normalmente descargan a presiones relacionadas con temperaturas del líquido por encima de las temperaturas atmosféricas normales. Como estas válvulas no pueden reducir la presión interna a la atmosférica, el líquido siempre estará a una temperatura superior a su punto de ebullición normal. Los gases de hidrocarburos puros comprimidos y licuados no son corrosivos para el acero y la mayoría de las aleaciones de cobre. Sin embargo, la corrosión puede ser un problema grave cuando los compuestos de azufre y las impurezas están presentes en el gas.

Los GLP son de 1-1/2 a 2 veces más pesados ​​que el aire y, cuando se liberan en el aire, tienden a dispersarse rápidamente por el suelo o la superficie del agua y se acumulan en áreas bajas. Sin embargo, tan pronto como el vapor se diluye con el aire y forma una mezcla inflamable, su densidad es esencialmente la misma que la del aire y se dispersa de manera diferente. El viento reducirá significativamente la distancia de dispersión para cualquier tamaño de fuga. Los vapores de GNL reaccionan de forma diferente a los del GLP. Debido a que el gas natural tiene una densidad de vapor baja (0.6), se mezclará y dispersará rápidamente al aire libre, lo que reduce la posibilidad de formar una mezcla inflamable con el aire. El gas natural se acumulará en espacios cerrados y formará nubes de vapor que podrían encenderse. Figura 4 indica cómo una nube de vapor de gas natural licuado se propaga a favor del viento en diferentes situaciones de derrame.

Figura 4. Extensión de la nube de vapor de GNL a favor del viento de diferentes derrames (velocidad del viento 8.05 km/h).

Aunque el LHG es incoloro, cuando se libera en el aire, sus vapores se notan debido a la condensación y congelación del vapor de agua contenido en la atmósfera que entra en contacto con el vapor. Esto puede no ocurrir si el vapor está cerca de la temperatura ambiente y su presión es relativamente baja. Hay instrumentos disponibles que pueden detectar la presencia de fugas de LHG y emitir una alarma a niveles tan bajos como del 15 al 20 % del límite inferior de inflamabilidad (LFL). Estos dispositivos también pueden detener todas las operaciones y activar los sistemas de supresión, en caso de que las concentraciones de gas alcancen del 40 al 50% del LFL. Algunas operaciones industriales proporcionan ventilación forzada para mantener las concentraciones de combustible y aire de fugas por debajo del límite inferior inflamable. Los quemadores de calentadores y hornos también pueden tener dispositivos que detienen automáticamente el flujo de gas si la llama se extingue.

Las fugas de GEI de tanques y contenedores pueden minimizarse mediante el uso de dispositivos de control de flujo y limitación. Cuando se descomprime y se libera, el LHG fluirá fuera de los contenedores con una baja presión negativa y baja temperatura. La temperatura de auto refrigeración del producto a la presión más baja debe tenerse en cuenta al seleccionar los materiales de construcción de los recipientes y válvulas, para evitar la fragilización del metal seguida de ruptura o falla debido a la exposición a bajas temperaturas.

El LHG puede contener agua tanto en su fase líquida como gaseosa. El vapor de agua puede saturar el gas en una cantidad específica a una temperatura y presión determinadas. Si cambia la temperatura o la presión, o si el contenido de vapor de agua supera los límites de evaporación, el agua se condensa. Esto puede crear tapones de hielo en válvulas y reguladores y formar cristales de hidratos de hidrocarburo en tuberías, dispositivos y otros aparatos. Estos hidratos se pueden descomponer calentando el gas, bajando la presión del gas o introduciendo materiales, como el metanol, que reducen la presión del vapor de agua.

Existen diferencias en las características de los gases comprimidos y licuados que deben ser consideradas desde los aspectos de seguridad, salud e incendios. A modo de ejemplo, las diferencias en las características del gas natural comprimido y el GNL se ilustran en la tabla 2.

Tabla 2. Comparación de características de gas comprimido y licuado.

 

Peligros para la salud de los GEI

La principal preocupación sobre lesiones ocupacionales en el manejo de LHG es el peligro potencial de congelación para la piel y los ojos por el contacto con el líquido durante las actividades de manejo y almacenamiento, incluido el muestreo, la medición, el llenado, la recepción y la entrega. Al igual que con otros gases combustibles, cuando se queman, comprimen y licuan incorrectamente, los gases de hidrocarburo emiten niveles indeseables de monóxido de carbono.

Bajo presiones atmosféricas y bajas concentraciones, los gases de hidrocarburos comprimidos y licuados normalmente no son tóxicos, pero son asfixiantes: desplazarán al oxígeno (aire) si se liberan en espacios cerrados o confinados. Los gases de hidrocarburos comprimidos y licuados pueden ser tóxicos si contienen compuestos de azufre, especialmente sulfuro de hidrógeno. Debido a que los LHG son incoloros e inodoros, las medidas de seguridad incluyen agregar olores, como mercaptanos, a los gases combustibles de consumo para ayudar en la detección de fugas. Deben implementarse prácticas laborales seguras para proteger a los trabajadores de la exposición a los mercaptanos y otros aditivos durante el almacenamiento y la inyección. La exposición a los vapores de LPG en concentraciones iguales o superiores al LFL puede causar una depresión general del sistema nervioso central similar a los gases anestésicos o intoxicantes.

Peligros de incendio de los LHG

La falla de los contenedores de gas licuado (GNL y GLP) constituye un peligro más severo que la falla de los contenedores de gas comprimido, ya que liberan mayores cantidades de gas. Cuando se calientan, los gases licuados reaccionan de manera diferente a los gases comprimidos, porque son productos bifásicos (líquido-vapor). A medida que aumenta la temperatura, aumenta la presión de vapor del líquido, lo que aumenta la presión dentro del recipiente. La fase de vapor primero se expande, seguida por la expansión del líquido, que luego comprime el vapor. Por lo tanto, se supone que la presión de diseño para los recipientes de LHG está cerca de la presión del gas a la temperatura ambiente máxima posible.

Cuando un contenedor de gas licuado se expone al fuego, puede ocurrir una condición grave si se permite que el metal en el espacio de vapor se caliente. A diferencia de la fase líquida, la fase de vapor absorbe poco calor. Esto permite que el metal se caliente rápidamente hasta que se alcanza un punto crítico en el que ocurre una falla explosiva catastrófica instantánea del contenedor. Este fenómeno se conoce como BLEVE. La magnitud de una BLEVE depende de la cantidad de líquido que se vaporiza cuando el contenedor falla, el tamaño de las piezas del contenedor explotado, la distancia que recorren y las áreas donde impactan. Los contenedores de GLP no aislados pueden protegerse contra una BLEVE aplicando agua de enfriamiento a aquellas áreas del contenedor que están en fase de vapor (no en contacto con GLP).

Otros peligros de incendio más comunes asociados con los gases de hidrocarburos comprimidos y licuados incluyen descargas electrostáticas, explosiones de combustión, grandes explosiones al aire libre y pequeñas fugas de sellos de bombas, contenedores, válvulas, tuberías, mangueras y conexiones.

• Se pueden generar cargas electrostáticas cuando se envían GEI por tuberías, cuando se cargan y descargan, durante la mezcla y el filtrado y durante la limpieza de tanques.

• Las explosiones de combustión se producen cuando el gas o el vapor que se escapa está contenido en un espacio o estructura confinado y se combina con el aire para crear una mezcla inflamable. Cuando esta mezcla inflamable entra en contacto con una fuente de ignición, se quema instantánea y rápidamente, produciendo un calor extremo. El aire muy caliente se expande rápidamente, provocando un aumento considerable de la presión. Si el espacio o la estructura no es lo suficientemente fuerte para contener esta presión, se produce una explosión de combustión.

• Los incendios de gases inflamables se producen cuando no hay confinamiento del gas o los vapores que escapan, o la ignición se produce cuando solo se ha liberado una pequeña cantidad de gas.

• Las grandes explosiones al aire libre ocurren cuando una falla masiva de un contenedor libera una gran nube de vapor de gas que se enciende antes de que se disperse.

 

El control de las fuentes de ignición en áreas peligrosas es esencial para el manejo seguro de gases de hidrocarburo comprimidos y licuados. Esto puede lograrse mediante el establecimiento de un sistema de permisos para autorizar y controlar el trabajo en caliente, fumar, la operación de vehículos automotores u otros motores de combustión interna y el uso de llamas abiertas en áreas donde se transporta, almacena y manipula gas hidrocarbonado comprimido y licuado. Otras medidas de seguridad incluyen el uso de equipos eléctricos debidamente clasificados y sistemas de unión y conexión a tierra para neutralizar y disipar la electricidad estática.

La mejor manera de reducir el riesgo de incendio por fugas de gas de hidrocarburo comprimido o licuado es detener la liberación o cerrar el flujo del producto, si es posible. Si bien la mayoría de los GLP se vaporizarán al entrar en contacto con el aire, los GLP de menor presión de vapor, como el butano, e incluso algunos GLP de mayor presión de vapor, como el propano, se acumularán si la temperatura ambiente es baja. No se debe aplicar agua a estas piscinas, ya que creará turbulencias y aumentará la tasa de vaporización. La vaporización de los derrames de la piscina se puede controlar mediante la aplicación cuidadosa de espuma. El agua, si se aplica correctamente contra una válvula con fugas o una pequeña ruptura, puede congelarse al entrar en contacto con el LHG frío y bloquear la fuga. Los incendios de LHG requieren controlar el impacto del calor sobre los tanques y contenedores de almacenamiento mediante la aplicación de agua de enfriamiento. Si bien los incendios de gas de hidrocarburo comprimido y licuado se pueden extinguir mediante el uso de rociadores de agua y extintores de polvo seco, a menudo es más prudente permitir la quema controlada para que no se forme una nube de vapor explosivo combustible y se vuelva a encender si el gas continúa escapando. después de extinguido el fuego.

 

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