Untitled - Repositorio Digital UTE

I
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
PORTADA
TEMA:
¨IMPLEMENTACIÓN DE UN MANUAL DE OPERACIONES CON EL FIN DE
MEJORAR LA TRANSFERENCIA Y RECEPCIÓN DE LOS PRODUCTOS
LIMPIOS DESDE EL COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI HACIA LA
CABECERA DEL POLIDUCTO SHUSHUFINDI-QUITO PARA EL PERIODO
2011¨
TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS.
Elaborado por: Lukeili Maibelin Valiente Salazar
Director de Tesis: Ing. Raúl Baldeón López.
Quito – Ecuador
2011
II
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza la autora:
______________________________________
LUKEILI MAIBELIN VALIENTE SALAZAR
C.I. 1723495345
III
CERTIFICADO DEL DIRECTOR
Certifico que la presente tesis de grado fue elaborada en su totalidad por la señorita,
LUKEILI MAIBELIN VALIENTE SALAZAR.
Ing. Raúl Baldeón
DIRECTOR DE TESIS
IV
CERTIFICADO DE LA EMPRESA
V
AGRADECIMIENTO
En primer lugar agradezco a Dios, por permitirme llegar a culminar una meta más en mi
vida.
A mi mama, el regalo más grande que Dios me ha dado, a mi familia que siempre han
estado conmigo, a mi esposo por su ayuda incondicional, al Ing. Raúl Baldeón, hombre
al que respeto y admiro mucho, a la Universidad por abrirme las puertas para
desarrollarme profesionalmente y finalmente a todos mis amigos.
A todos muchas gracias, sé que sin su ayuda y apoyo no hubiese sido posible este
trabajo.
Lukeili Valiente.
VI
DEDICATORIA
A mi mamá y mis hermanos que siempre han estado conmigo apoyándome y
brindándome todo su amor. A ellos que siempre han creído en mí, va dedicado este
trabajo. Los quiero mucho.
Lukeili Valiente
VII
ÍNDICE GENERAL
PORTADA .................................................................................................................. II
DECLARACIÓN ........................................................................................................ III
CERTIFICADO DEL DIRECTOR ............................................................................. IV
CERTIFICADO DE LA EMPRESA ............................................................................ V
AGRADECIMIENTO ................................................................................................ VI
DEDICATORIA ........................................................................................................ VII
ÍNDICE GENERAL ................................................................................................ VIII
RESUMEN ............................................................................................................... XV
SUMMARY ............................................................................................................ XVI
VIII
INDICE GENERAL
CAPÍTULO I ................................................................................................................ 1
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1
1.1 OBJETIVO GENERAL .......................................................................................... 1
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................. 2
1.3 JUSTIFICACIÓN ................................................................................................... 2
1.4 IDEA A DEFENDER ............................................................................................. 3
1.5 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES .................................................................... 3
1.5.1 VARIABLES INDEPENDIENTES .............................................................. 3
1.5.2 VARIABLES DEPENDIENTES................................................................... 3
1.5.3 VARIABLES INTERVINIENTES................................................................ 3
1.6
MARCO DE REFERENCIA. ............................................................................. 4
1.6.1 MARCO TEÓRICO ...................................................................................... 4
1.6.2 ANTECEDENTES........................................................................................ 8
1.6.3 BASES TEÓRICAS: ........................................................................................... 9
1.7
MARCO CONCEPTUAL: ............................................................................... 10
1.8
METODOLOGÍA: ........................................................................................... 12
1.8.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN ............................................................ 12
1.8.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN ............................................................ 12
1.8.2.1 OBSERVACIÓN INDIRECTA ............................................................ 12
1.8.2.2 OBSERVACIÓN DE CAMPO ............................................................. 12
CAPÍTULO II ............................................................................................................. 14
2. FORMACIÓN DEL PETRÓLEO ........................................................................... 14
2.1 PROCESO DE REFINACIÓN DE PETRÓLEO. .................................................. 15
2.1.1 SEPARACIÓN ........................................................................................... 15
2.1.2 CONVERSIÓN ........................................................................................... 16
2.2 LA REFINERÍA AMAZONAS (Complejo Industrial Shushufindi CIS). ............... 17
2.2.1 UNIDAD DE CRUDO. ............................................................................... 20
2.2.2 EL HORNO DE CARGA C-H001 .............................................................. 22
2.2.3 CONTROL DE OPERACIÓN .................................................................... 25
IX
2.3
DERIVADOS DEL PROCESO DE REFINACIÓN ...................................... 25
2.3.1 GASOLINA ................................................................................................ 25
2.3.2 DESTILADO .............................................................................................. 26
2.3.3
DIESEL ................................................................................................. 26
2.3.4
RESIDUO ............................................................................................. 28
2.3.5
JET A-1 ................................................................................................. 28
2.4 DESCRIPCIÓN DE LA ESTACIÓN CABECERA POLIDUCTO SHUSHUFINDI.
................................................................................................................................... 31
2.4.1 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN ................................................... 31
2.4.2 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO TECNOLÓGICO ................................... 32
2.4.3 ÁREAS OBJETOS DE ANÁLISIS Y OBSERVACIONES PUNTUALES . 32
2.5 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE OBTENCIÓN DEL GLP............................ 35
2.5.1
SEPARACIÓN ...................................................................................... 36
2.5.2
DESHIDRATACIÓN ............................................................................ 36
2.5.3
REFRIGERACIÓN DE GAS Y LÍQUIDOS DE ENTRADA SECOS ... 37
2.5.4
DESTILACIÓN FRACCIONADA ........................................................ 38
2.6
CONTAMINANTES .................................................................................... 40
2.6.1 EMISIONES FUGITIVAS .......................................................................... 40
2.6.2 FUENTES ANTROPOGENICAS ............................................................... 41
2.6.3 DERRAMES DE HIDROCARBUROS ....................................................... 41
2.6.4 RUIDO Y VIBRACIONES ......................................................................... 41
2.6.5 UTILIZACION DE QUIMICOS ................................................................. 41
2.6.6 EFLUENTES LIQUIDOS ........................................................................... 42
CAPÍTULO III ........................................................................................................... 44
3. NORMAS APLICADAS AL MANUAL ............................................................. 44
3.2 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA DENSIDAD API ................... 47
3.2.1 DEFINICIÓN ............................................................................................. 47
3.2.2 PROCEDIMIENTO: .......................................................................................... 48
3.3 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA CORROSIÓN A LA LÁMINA
DE COBRE ............................................................................................................. 49
3.3.1 DEFINICIÓN ............................................................................................. 49
3.3.2 PROCEDIMIENTO .................................................................................... 49
X
3.4 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA TEMPERATURA DE
INFLAMACIÓN POR MEDIO DE APARATO CERRADO PENSKY MARTENS
................................................................................................................................ 50
3.4.1 DEFINICIÓN ............................................................................................. 50
3.4.2 PROCEDIMIENTO .................................................................................... 50
3.5 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA Y
SEDIMENTOS ....................................................................................................... 52
3.5.1 DEFINICIÓN ............................................................................................. 52
3.5.2 PROCEDIMIENTO .................................................................................... 52
3.6 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA PRESIÓN DE VAPOR REID 53
3.6.1 DEFINICIÓN ............................................................................................. 53
3.6.2 PROCEDIMIENTO .................................................................................... 54
3.7 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL ÍNDICE DE CETANO ........... 54
3.7.1 DEFINICIÓN ............................................................................................. 54
3.7.2 PROCEDIMIENTO .................................................................................... 55
CAPÍTULO IV ........................................................................................................... 57
4. MANUAL DE OPERACIPONES PARA MEJORAR LAS TRASFERENCIA Y
RECEPCION DE PRODUCTOS LIMPIOS DESDE EL COMPLEJO INDUSTRIAL
SHUHSUFINDI HACIA LA CABECERA DEL POLIDUCTO SHUSHUFINDIQUITO ....................................................................................................................... 57
4.1 MANUAL PARA LA RECEPCIÓN DE PRODUCTOS LIMPIOS. .................. 59
4.2 MANUAL DE BOMBEO DE PRODUCTOS LIMPIOS ................................... 61
4.3 MANUAL DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTOS LIMPIOS ......... 63
CAPÍTULO V ............................................................................................................ 67
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 67
5.1 CONCLUSIONES............................................................................................. 67
5.2 RECOMENDACIONES .................................................................................... 68
GLOSARIO DE TÉRMINOS ..................................................................................... 71
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................ 80
ANEXOS .................................................................................................................... 81
XI
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Nº 1. Complejo Industrial Shushufindi. .............................................................. 5
Figura Nº 2. Destilación atmosférica Refinería Amazonas............................................. 6
Figura Nº 3. Planta de Gas. .......................................................................................... 7
Figura Nº 4. Vista de la Planta de Gas. .......................................................................... 8
Figura Nº 5. Red de poliductos. .................................................................................. 10
Figura Nº 7. Tanque de petróleo YT 801 A. ............................................................... 20
Figura Nº 8. Desalador. .............................................................................................. 21
Figura Nº 9. El horno de crudo. .................................................................................. 22
Figura Nº 10. Domo de torre. ..................................................................................... 23
Figura Nº 11. Poliducto Shushufindi-Quito. ............................................................... 31
Figura Nº 11. Perfil del Poliducto Shushufindi-Quito. ................................................. 34
Figura Nº 12. Planta de Gas. ....................................................................................... 35
Figura # 13. Diagrama de partidas del poliducto Shushufindi Quito. .......................... 44
Figura Nº 14. Equipo analizador de Gravedad API. ..................................................... 48
Figura Nº 15. Analizador punto de inflamación. ......................................................... 51
Figura Nº 16. Equipo analizador de Agua y Sedimentos .............................................. 53
XII
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla Nº 1. Gravedad API para clasificación del petróleo........................................... 14
Tabla Nº 2. Inicio de operación de refinerías .............................................................. 17
Tabla Nº 3. Productos que se obtienen en la refinería y planta de gas en Shushufindi . 30
Tabla Nº 4. Especificaciones de calidad diesel 2 ........................................................ 45
Tabla Nº 5. Especificaciones de calidad diesel 1 ........................................................ 45
Tabla Nº 6. Especificaciones de calidad Jet Fuel ........................................................ 46
XIII
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo Nº 1. Norma ASTM D 86 Destilación de Petróleo por Presión Atmosférica ..................82
Anexo Nº 2. Norma ASTM D 1322 Punto de Humo del Querosene y Gasolina de Aviación ....89
Anexo Nº 3. MSDS del GLP ...................................................................................................98
Anexo Nº 4. MSDS del Jet A1............................................................................................... 115
Anexo Nº 5. Perfil del Poliducto Shushufindi – Quito ............................................................ 137
Anexo Nº 6. Registro de Datos de Control Diario .................................................................. 139
XIV
RESUMEN
En la industria petrolera hay diversos componentes derivados del petróleo, los cuales
pueden ser obtenidos en refinerías por medio de diferentes procedimientos como la
destilación, la cual de manera general consiste en aplicar calor al petróleo y así permitir
que los productos livianos se separen de los pesados.
En el país este proceso se lo realiza en el Complejo Industrial Shushufindi (CIS), en el
funciona la Refinería Amazonas con su Planta de Gas.
Luego para su trasporte desde el CIS hasta Quito se lo realiza a través de un poliducto
de productos limpios el cual es conocido como el Poliducto Shushufindi – Quito, por
donde se bombean los productos obtenidos en el CIS (Gasolina, Diesel, GLP y Jet fuel)
para su comercialización.
Es importante que los productos que son bombeados a través poliducto tengan ciertas
características las mismas que deben ser verificadas antes del ingreso al poliducto para
evitar perdidas de tiempo al ingresar productos contaminados, esto se podría evitar si
existiese un manual con los procedimientos adecuados a fin de garantizar el
cumplimiento de las actividades operativas respectivas.
Este trabajo permite cumplir con el objetivo de evitar los inconvenientes mencionados
anteriormente ya que se realizaron de acuerdo a las actividades varios procedimientos
que permiten reducir riesgos de operaciones sin control ni forma de verificación, las
mismas que han sido condensados en un manual para su aplicación directa en el último
componente de la cadena de refinación que es la cabecera del poliducto, ya que ésta es
la encargada de bombear el producto hacia el centro de distribución, en este caso el
Terminal Beaterio ya que el mismo no podría ser comercializado hasta que no cumplan
con las especificaciones correctas las mismas que son establecidas por entidades como
INEN, API, ASTM, etc.
XV
SUMMARY
In the oil industry there is a different oil component, which can be obtained from
refineries through various procedures such as distillation, which generally consists of
applying heat and allow oil to lighter products, are separated from the heavy.
In the country this process is done in Shushufindi Industrial Complex (CIS) in the
Amazonas refinery works with the Gas Plant.
Then for transportation from the CIS to Quito is done through a clean product pipeline
which is known as the Pipeline Shushufindi - Quito, where pumping products obtained
in the CIS (Gasoline, Diesel, GLP and Jet Fuel) for marketing.
It is important that products are pumped through the pipeline they have certain
characteristics that must be checked before entering the pipeline to avoid loss of time to
enter the contaminated products, this could be avoided if there was a manual with the
appropriate procedures to ensure compliance with respective operational activities.
This work can meet the goal of avoiding the drawbacks mentioned above and which
were made according to the activities several procedures that reduce operational risk
without control or verification form, the same that have been condensed into a
handbook for direct application in the last component of the refining chain is the head of
the pipeline, as this is responsible for pumping the product into the distribution center,
in this case the Beaterio Terminal since it could not be marketed until they have fulfilled
the correct specifications are the same as those established by organizations such as
INEN, API, ASTM, etc.
XVI
CAPÍTULO I
11
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Las operaciones a nivel industrial son de suma importancia más aún tratándose de
elementos tan sensibles en su composición como son los derivados del petróleo y
específicamente los productos que son resultado de la refinación en el Complejo
Industrial Shushufindi, de ahí la importancia de mantener procedimientos acordes a la
necesidad propia de estos procesos, documentados en manuales que puedan servir no
solo de consulta para dichas operaciones sino de elementos de capacitación para
personal nuevo y antiguo.
La implementación de un manual que contenga los procedimientos acordes a las
operaciones no garantiza su ejecución sin problemas inherentes a las actividades propias
de la misma, pero facilita el realizar un seguimiento al fin de detectar posibles
inconvenientes o decisiones erróneas por no aplicar el mismo, esto obliga a tener
siempre actualizado en función de los procesos y sus cambios.
La función principal en el área petrolera de un manual es mantener procedimientos
acordes a las actividades de forma actualizada a fin de evitar posibles problemas que
ocasionen riesgos que puedan derivar en daños más graves como incendios o derrames
que contaminen el suelo circundante o afecte a la población aledaña.
1.1 OBJETIVO GENERAL
Desarrollar un manual para las operaciones de entrega y recepción de los productos
limpios enviados desde la Refinería Shushufindi del Complejo Industrial (CIS) hasta la
cabecera del poliducto Shushufindi-Quito para su transporte hacia Quito.
1
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
 Generar procedimientos para la entrega y recepción de los productos limpios en
el poliducto Shushufindi-Quito.
 Preparar un manual de operaciones con los procedimientos para el control de las
características normadas de los productos limpios que entrega la Refinería de
Shushufindi.
 Describir un sistema de control mediante el manual a fin de que los productos
fuera de especificaciones no sean recibidos y así no ocasionar problemas de
almacenamiento y distribución en el terminal final de almacenamiento.
1.3 JUSTIFICACIÓN
Una empresa de cualquier índole en la actualidad tiene que ser eficiente y eficaz
basándose en procesos operativos altamente tecnificados y totalmente controlados, esto
se logra cuando se realizan procedimientos con el fin que cualquier operador pueda
conocerlos y aplicarlos, por lo tanto parte fundamental de la mejora continua de los
mismos es el tener procedimientos claros y acordes a la realidad del sitio. El trabajo a
realizarse aportara a la empresa estatal en su conjunto con elementos capaces de
permitir tomar decisiones adecuadas y que beneficien a la misma.
El trabajo pretende desarrollar y dar soluciones a problemas latentes en la actualidad,
los cuales son debilidades dentro de la operación en si y establecer en forma práctica
algunos cambios que aplicados se convertirán en excelentes resultados.
Con un manual como el que se plantea implementar se mantendrá un conjunto de
procedimientos que permitirán alcanzar el objetivo de evitar inconvenientes operativos
dentro de la planta lo que redundara en un mejor manejo de los sistemas de ambiente y
seguridad al igual que garantizara la calidad del producto.
2
1.4 IDEA A DEFENDER
Si en la entrega y recepción de los productos a ser transportados por el poliducto
Shushufindi-Quito no hay un procedimiento establecido que permita conocer cuales
deben ser las especificaciones de los mismos ni los tiene la Refinería del Complejo
Industrial Shushufindi (CIS) no se puede definir en que momento se cumplió o no con
los mismos lo que si se fiscalizaría de tener un manual con los procedimientos
pertinentes.
1.5 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES
Las variables a ser consideradas son:
1.5.1 VARIABLES INDEPENDIENTES:
 Productos limpios.
 Procedimientos de entrega recepción.
 Manual de procedimientos.
1.5.2 VARIABLES DEPENDIENTES:
 Calidad de productos entregados.
 Calidad de productos recibidos.
 Control de procesos.
1.5.3 VARIABLES INTERVINIENTES:
 Temperatura atmosférica.
 Productos limpios.
 Gravedad API.
 Interfaces.
3
1.6
MARCO DE REFERENCIA.
En el presente marco referencial se hablará un poco sobre el Complejo Industrial
Shushufindi y la Cabecera del poliducto Shushufindi Quito, también de los productos
que se trasportan por el mismo.
1.6.1 MARCO TEÓRICO:
EL COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI (CIS) esta ubicado en la provincia de
Sucumbíos, Región Oriental de país, es el principal centro de industrialización de
petróleo de esta región. Posee dos plantas:
 Refinería Amazonas
 Planta de Gas de Shushufindi
4
Figura Nº 1. Complejo Industrial Shushufindi.
Fuente: Inducción de visitantes Complejo Industrial de Shushufindi.
Elaborado por: Lukeili Valiente.
La Refinería
cuenta con una capacidad total de procesamiento de veinte mil
barriles de petróleo, dispone de una planta de destilación primaria que utiliza los
diferentes puntos de ebullición de los componentes del crudo para obtener varios
productos, en los siguientes porcentajes promedios: gasolina 22.70 %;
22.60%; jet 9% ; y crudo reducido o residuos 53.18%.
5
diesel
Figura Nº 2. Destilación atmosférica Refinería Amazonas.
Fuente: Complejo Industrial Shushufindi.
Elaborado por: Lukeili Valiente.
La planta de gas inicio sus operaciones en 1984, procesando el gas asociado que se
quemaba en las teas de los campos de producción de petróleo Shushufindi-Aguarico,
Limoncocha y Libertador de Petroproducción.
6
Figura Nº 3. Planta de Gas.
Fuente: Planta de Gas. Shushufindi.
Elaborado por: Lukeili Valiente.
La planta de gas tiene una capacidad instalada de 500 Tm/día y procesa 260 Tm/día, de
las cuales 30 TM se consumen en la zona y el resto se transporta a Quito, a través del
Poliducto Shushufindi - Quito, para consumo doméstico e industrial, también produce
2800 barriles diarios de gasolina.
7
Figura Nº 4. Vista de la Planta de Gas.
Fuente: Planta de Gas. Shushufindi.
Elaborado por: Lukeili Valiente.
1.6.2 ANTECEDENTES
El Complejo Industrial Shushufíndi se encuentra ubicado en la Región Amazónica
Ecuatoriana, en la Provincia de Sucumbíos, Cantón Shushufíndi, al Sur oriente de la
ciudad de Nueva Loja.
La Refinería amazonas en teoría procesa 20 000 barriles de crudo diarios (7 200 000 al
año), de los cuales se obtienen los siguientes derivados: residuo, diesel, kerosene, jet
fuel y gasolina base. La refinería Amazonas esta a su vez constituida por dos campos
que son la R1 y la R2
La Refinería Amazonas R1, fue construida en el año de 1987 por la compañía KOBE
STEELS con una capacidad de procesamiento de 10000 barriles por día. El diseño del
sistema de enfriamiento de los gases del domo de la torre (CAJ004A/B) fue diseñado
8
para que la temperatura de entrada del producto sea 106 ºC y a la salida sea de 64 ºC,
este enfriamiento es insuficiente en la actualidad dentro del proceso de la Planta y se
tiene que enfriar colocando una línea de agua exterior.
Este sistema de enfriamiento fue instalado hace aproximadamente 31 años, es decir
cuando se fundó la Refinería, de ahí que su rendimiento ha disminuido, debido al
tiempo de utilización y a las reparaciones hechas en la misma, por lo tanto la Refinería
necesita adquirir un tren adicional de enfriamiento, pero con una tecnología mejorada.
Uno de los principales inconvenientes que tiene la Refinería es el volumen de gasolina
base que se obtiene diariamente, actualmente se obtiene un volumen de 5 m3/h y este
volumen es insuficiente para la capacidad instalada en la refinería, por lo tanto se
busca aumentar el volumen de gasolina obtenida por día, para así cumplir con la
demanda del producto y satisfacer las necesidades del cliente final del producto.
1.6.3 BASES TEÓRICAS:
Para cubrir la demanda regional de combustibles, tanto de los programas de prospección
y desarrollo de campos petroleros cuanto de las poblaciones amazónicas, se instaló
el Complejo Industrial Shushufindi con las Plantas de Gas y la Refinería Amazonas,
ubicadas en el Cantón Shushufindi, Provincia de Sucumbíos.
El CIS no dispone de un Sistema de Gestión Ambiental, pero se encuentra en ejecución
un Diagnóstico Ambiental Inicial de las Plantas estudio que servirá de base para la
implantación del Sistema de Gestión Ambiental.
Dispone de un Plan de Contingencias debidamente estructurado y divulgado; en
aplicación de este se efectúan simulacros periódicamente, conjuntamente con el
personal de campo, el ejército y población civil.
automático contra incendios.
9
Además dispone de un sistema
El Poliducto Shushufindi-Quito con una extensión de 304 + 815Km, consiste de cuatro
estaciones de bombeo ubicadas en Shushufindi, Quijos, Osayacu y Chalpi y una porción
de estación recepción ubicada al sur de la ciudad de Quito.
Figura Nº 5. Red de poliductos.
Fuente: El petróleo en el Ecuador.
Elaborado por: Lukeili Valiente.
El diámetro nominal actual es de 6” desde Shushufindi hasta el Km. 287 + 700 en el
sector de Ushimana y de 4” desde este sitio hasta el Terminal El Beaterio.
Esta línea se encuentra enterrada en toda su longitud exceptuando los cruces de ríos y en
otras ubicaciones.
El GLP, Gasolina Base, Destilado, Jet fuel y Diesel, producidos en el Complejo
Industrial Shushufindi, son los productos transportados por el Poliducto.
1.7
MARCO CONCEPTUAL:
A.P.I.- Instituto americano del petróleo.
BARRIL.- Una unidad de medida para volúmenes del petróleo y productos derivados,
es igual a 42 galones.
10
CONTRA PRESIÓN.- Es una presión contra la cual un líquido está fluyendo, puede
estar compuesta de líneas de fricción, restricción de tuberías, válvulas, presión en
recipientes en los cuales el líquido está fluyendo, cabeza de presión hidrostática y otra
resistencia al flujo de un fluido.
GRAVEDAD A.P.I.-
Son números para la gravedad usados en la industria del
petróleo, para representar la gravedad específica.
GRAVEDAD ESPECÍFICA.- La relación del peso de una unidad de volumen de una
sustancia de referencia, ambas a las mismas condiciones físicas especificadas. Si este
concepto se aplica a un líquido, la gravedad específica es la relación del peso de un
volumen dado a aquel mismo volumen de agua, ambos medidos bajo las mismas
condiciones.
INTERFASES.- Producto resultante de la mezcla originada entre dos partidas, en el
transporte de productos limpios de diferente densidad, por efecto de la turbulencia y
difusión causada en el interior del poliducto.
INYECCIÓN.- Procedimiento mediante el cual se evacua un producto almacenado en
un tanque de mezclas.
MANIFOLD.- Es un grupo de conexiones de tubería y válvulas, las cuales distribuyen
y controlan que un producto fluya hacia los tanques de almacenamiento.
M.O.V.- Válvula operada por motor, es una válvula equipada con un operador eléctrico
para control y operación remota.
PANEL DE CONTROL.- Un ensamblaje de interruptores, instrumentos de indicación
y registro, medidores de presión, anunciadores y otros dispositivos visuales o audibles
para el monitoreo y control de un sistema.
PARTIDA.- Denominación que se le da a un determinado producto para su registro de
acuerdo a una programación emitida para su transporte a través de un Poliducto.
PRODUCTOS LIMPIOS.- Son derivados del petróleo resultado de un proceso de
destilación, con características diferentes tales como: Gasolinas, Diesel 2, Diesel 1, Jet
A 1, Naftas bases etc.
11
PRESIÓN ABSOLUTA.- Es la presión por encima del vacío perfecto, es la suma de la
presión indicada o medida más la presión atmosférica.
PRESIÓN ATMOSFÉRICA.- Es la presión del peso del aire y vapor de agua sobre la
superficie de la Tierra. La presión atmosférica promedio, al nivel del mar, para
propósitos científicos ha sido determinada en 14.69 lb/pulg2.
1.8
METODOLOGÍA:
La metodología que se va a utilizar en este trabajo es la siguiente:
1.8.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
Para la elaboración de este trabajo se emplearán: el método de observación científica la
cual en este método se lleva a cabo mediante pasantías, prácticas realizadas en el campo
que son necesarios para adquirir conocimientos, experiencia para cumplir los objetivos
planteados en la investigación, también se ocupará el método Deductivo ya que
recopilare toda la información posible con respecto a mi tema de investigación en la
empresa, bibliotecas, internet, la cual nos ayude al desarrollo eficiente de la
investigación.
1.8.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN:
Utilizaremos las siguientes técnicas de investigación para el desarrollo del presente
trabajo.
1.8.2.1 OBSERVACIÓN INDIRECTA.
Esta técnica se empleará para explorar y analizar los datos e información de la
transferencia y recepción de los productos limpios desde el Complejo Industrial
Shushufindi hacia la cabecera del Poliducto Shushufindi-Quito.
1.8.2.2 OBSERVACIÓN DE CAMPO.
El trabajo a desarrollar va hacer realizado con una técnica de campo, es decir va
hacer realizada en el lugar donde se va a recolectar los datos e información para
la realización del manual de operaciones en la cabecera del Poliducto
Shushufindi-Quito.
12
CAPÍTULO II
CAPÍTULO II
2. FORMACIÓN DEL PETRÓLEO
El petróleo se forma bajo la superficie terrestre por la descomposición de organismos
marinos. Los restos de animales minúsculos que viven en el mar y, en menor medida,
los de organismos terrestres arrastrados al mar por los ríos o los de plantas que crecen
en los fondos marinos se mezclan con las finas arenas y limos que cae al fondo en las
cuencas marinas tranquilas. Estos depósitos, ricos en materiales orgánicos, se convierten
en rocas generadoras de crudo.
Tabla Nº 1. Gravedad API para clasificación del petróleo.
ACEITE CRUDO
DENSIDAD g/cm3
GRAVEDAD API
Extra pesado
> 1.0
10
Pesado
1.0 - 0.92
10 - 22.3
Mediano
0.92 - 0.87
22.3 - 31.1
Ligero
0.87 - 0.83
31.1 - 39
Súper ligero
0.83
> 39
Fuente: http://www.biodisol.com/medio-ambiente/que-es-el-petroleo-tipos-de-petroleohidrocarburos
Elaborado por: Lukeili Valiente.
Una vez formado el petróleo, éste fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre
porque su densidad es menor que la del agua que saturan los intersticios de las rocas,
arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El petróleo y el gas natural
ascienden a través de los poros microscópicos de los sedimentos situados por encima.
Con frecuencia acaban encontrando una capa de roca densa: el petróleo queda atrapado,
formando un depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con
rocas impermeables sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano.
Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos y las filtraciones
de gas natural.
14
El petróleo finalmente llega a las refinerías en su estado natural para su procesamiento.
Aquí prácticamente lo que se hace es cocinarlo. Por tal razón es que al petróleo también
se le denomina "crudo".
Una refinería es un enorme complejo donde ese petróleo crudo se somete en primer
lugar a un proceso de destilación o separación física y luego a procesos químicos que
permiten extraerle buena parte de la gran variedad de componentes que contiene. El
petróleo tiene una gran variedad de compuestos, al punto que de él se pueden obtener
por encima de los 2.000 productos. El petróleo se puede igualmente clasificar en cuatro
categorías: parafínico, nafténico, asfáltico y aromático.
Los productos que se sacan del proceso de refinación se llaman derivados y los hay de
dos tipos: los combustibles, como la gasolina, aceite para motores, etc.; y los
petroquímicos, tales como polietileno, benceno, etc.
Las refinerías son muy distintas unas de otras, según las tecnologías y los esquemas de
proceso que se utilicen, así como su capacidad. Las hay para procesar petróleos suaves,
petróleos pesados o mezclas de ambos. Por consiguiente, los productos que se obtienen
varían de una a otra.
La refinación se cumple en varias etapas. Es por esto que una refinería tiene numerosas
torres, unidades, equipos y tuberías. Es algo así como una ciudad de plantas de proceso.
2.1 PROCESO DE REFINACIÓN DE PETRÓLEO.
Los procesos de refinación pueden clasificarse en dos grandes grupos:
2.1.1 SEPARACIÓN.-
Consiste en separar el crudo en diferentes fracciones de
petróleo, de acuerdo con su punto de ebullición. Para ello emplea procesos físicos
como:
15
 Destilación atmosférica.
En las torres de destilación atmosférica, el crudo desalinizado se precalienta utilizando
calor recuperado del proceso. Después pasa a un calentador de carga de crudo de caldeo
directo, y desde allí a la columna de destilación vertical, justo por encima del fondo, a
presiones ligeramente superiores a la atmosférica y a temperaturas comprendidas entre
343 °C y 371 °C, para evitar el craqueo térmico que se produciría a temperaturas
superiores y producir gas de refinería, gas licuado de petróleo (GLP), nafta, queroseno
(kerosene), gasóleo, y un residuo que corresponde a los compuestos más pesados que no
llegaron a evaporarse.
 Destilación al vacío.
La función principal de este proceso es proporcionar la presión reducida necesaria para
evitar el craqueo térmico al destilar el residuo, o crudo reducido, que llega de la torre
atmosférica a mayores temperaturas.
2.1.2 CONVERSIÓN.- Este proceso tiene como objetivo modificar las moléculas
complejas para obtener otras de peso molecular menor y por consiguiente, más
sencillas. La conversión se logra en un principio por la acción del calor (craqueo
térmico). Otra manera de lograr un mejor resultado es adicionando al crudo reducido
sustancias especiales llamadas catalizadores. Un catalizador es un agente acelerador de
una reacción química sin tomar parte en la reacción misma. Las ventajas del
procedimiento de desintegración catalítica sobre el proceso térmico son su mayor
rendimiento en gasolina, obteniéndose productos en cantidad y calidad acorde con los
requisitos del mercado.
Generalmente, bajo condiciones óptimas de trabajo, un barril de crudo (42 galones de
petróleo) produce 79,5 litros de gasolina, 11,5 litros de combustible para reactores, 34
litros de gasóleo y destilados, 15 litros de lubricantes y 11,5 litros de residuos más
pesados.
16
2.2 LA REFINERÍA AMAZONAS (Complejo Industrial Shushufindi CIS).
La refinería Amazonas está constituida por dos unidades, denominadas Amazonas 1 y
Amazonas 2, en las que se procesa el crudo por destilación atmosférica. Cada una de
ellas procesa 10.000 barriles por día, dando un total de 20.000 BPD.
Las dos unidades son similares y pueden manejar un crudo de 31 °API, teniendo la
flexibilidad de poder operar hasta el 60% de su capacidad establecida de carga de crudo.
Tabla Nº 2. Inicio de operación de refinerías
REFINERIA 1
Construída por la CIA. KOBE STEEL, LTD
REFINERIA 2
Construída por la CIA. KELLOGG PAN AMERICAN CO.
Início de operación de la unidad JULIO 1987 Início de operación de la unidad MAYO 1995
Fuente: Refinería de Amazonas.
Elaborado por: Lukeili Valiente.
El rendimiento de estas dos unidades comprende dos tipos de producción:
 Amazonas 1: Producción de gasolina (22 % del material procesado),
destilado/jet (3.6 %), diesel 2 (29.5 %) y residuo (44 %).
 Amazonas 2: Producción de gasolina (22 %), destilado/jet (5.5 %), diesel 2
(28%) y de residuo (44 %).
Unidades de la Refinería Amazonas:
 Unidad generación de vapor (calderos).
 Unidad tratamiento agua cruda (potabilización y desmineralización).
 Unidad de efluentes.
 Unidad de almacenamiento (tanques)
 Unidad de generación de aire de instrumentos y servicios (compresores aire).
17
 Unidad de recuperación y manejo de hidrocarburos licuables (compresores de
gas).
 Unidad de despacho de combustibles (llenadera)
Características del crudo a procesarse:
 API a 60 ºF
 API Observado.
30.8 apox.
32.25 apox.
 Grav. Esp. 60 ºF
0.879 apox.
 Azufre % Peso
0.794
 BSW % Volumen
0.20 apox.
 Sal lb/1000 B
17.3 aprox.
El proceso de refinación seguido en las dos refinerías consta de las siguientes Unidades
Operativas, como se indica en el siguiente diagrama de flujo:
18
Figura Nº 6. Diagrama de flujo general de refinación.
CRUDO
PANEL DE
CONTROL
COMPUTARIZADO
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
DE CRUDO 31ºAPI
BOMBEO
DESMULSIFICANTE
REFINERIA AMAZONAS
1 Y 2, 10000 BLS.
INTERCAMBIADOR
DE CALOR DE 120 ºC
AGUA
DERIVADOS:
TANQUE
DESALADOR
USO DE
QUIMICOS
INTERCAMBIADOR DE
CALOR DE 273-241 ºC
GLP
Gasolina
TORRE DE
Destilado/Jet
Diesel
FRACCIONAMIENTO
HORNO DE
CRUDO 357 ºC
SISTEMA DE
CHIMENEA
Fuente: Complejo Industrial Shushufindi.
Elaborado por: Lukeili Valiente
19
2.2.1 UNIDAD DE CRUDO.
Ubicada fuera del área de refinación, consiste de cuatro tanques denominados YT801A/B/C/D. En ellos se almacena el crudo que la Refinería Amazonas recibe desde la
Estación Central de PETROPRODUCCIÓN. Aquí se mide los volúmenes de ingreso
mediante contadores y se decanta para eliminar cualquier residuo de agua de formación
que venga con el petróleo.
Figura Nº 6. Tanque de petróleo YT 801 A.
Fuente: Complejo Industrial Shushufindi.
Elaborado por: Lukeili Valiente
El crudo es enviado a través de intercambiadores que lo van calentando gradualmente
hasta llegar a 120°C antes de su ingreso al desalador C-V007. Aquí son removidas las
sales que contiene el crudo y así se evita corrosiones posteriores en los equipos.
El desalador es un recipiente horizontal en cuyo interior se alojan dos rejillas que
reciben electricidad de un transformador, para ayudar a separar electrostáticamente las
gotas de agua emulsionadas con el petróleo y en las que se encuentran disueltas las
sales.
20
El desalador recibe una corriente de agua caliente para ayudar al desalado, igualmente
se inyecta demulsificante con el mismo propósito. La corriente de agua con sales que
sale del desalador es enfriada en el intercambiador C-E012, para luego ser enviada al
separador de aceites “CPI”.
Figura Nº 7. Desalador.
Fuente: Complejo Industrial Shushufindi panel de control automático.
Elaborado por: Lukeili Valiente
A continuación se eleva su temperatura del crudo desalado y libre de agua hasta 241°C
en los intercambiadores, que usan como combustible a los residuos secundarios y
primarios. Con esta temperatura ingresa al horno de carga C-H001 donde llega a 357°C,
lo que se conoce como temperatura operativa.
21
2.2.2 EL HORNO DE CARGA C-H001.
Es del tipo cabina, siendo más largo que alto. Sus quemadores son laterales y los tubos
de la zona de radiación están colocados horizontalmente (tubos de pared). Estos
descansan sobre soportes que permiten dilataciones por efecto de la acción térmica. La
pared está forrada por lana refractaria.
En el centro del hogar hay una pared de radiación de ladrillo refractario, la misma que
se calienta e irradia calor a los tubos. El horno de crudo opera con gas combustible
proporcionado por la Planta de Gas, o con el residuo atmosférico de la misma refinería,
el mismo que es atomizado con vapor en bayonetas de los quemadores.
El vapor saturado se sobrecalienta en la zona de convección del horno y sirve como
fuente de calor para ayudar en el despojamiento del crudo en la parte inferior de la torre
de fraccionamiento C-V001 y del despojador de diesel C-V002.
Figura Nº 8. El horno de crudo.
Fuente: Complejo Industrial Shushufindi panel de control automático.
Elaborado por: Lukeili Valiente
22
Tiene un diámetro de 2,3 m. e incluye 41 bandejas con válvulas de burbujeo. Posee un
revestimiento de monel o acero al carbono, recubierto con hormigón refractario en la
parte superior y de acero inoxidable en la zona de alimentación. Cada plato tiene un
registro de funcionamiento y mantenimiento, por lo que está diseñado para permitir el
ingreso de una persona.
Los gases de cabeza se enfrían a 100°C, en un intercambiador contra un flujo de crudo
C-E002, y baja su temperatura a 65°C en un ventilador C-A004. El condensado se
almacena en el tambor de reflujo CV005, para ser realimentado en el plato # 41, con las
bombas C-P007 A/B.
El condensado sobrante se combina con los flujos de gasolina natural de la planta de gas
y a la corriente de nafta pesada del despojador C-V004. La corriente combinada se
almacena en los tanques T-T802.
Figura Nº 9. Domo de torre.
Fuente: Complejo Industrial Shushufindi panel de control automático.
Elaborado por: Lukeili Valiente
23
Los gases no condensados son comprimidos en compresores de tornillo Vilter de la
Dresser Rand, que cuentan con un microprocesador de control y luego son enviados
como GLP a la planta de gas.
La nafta pesada se extrae por el plato #30 y va al despojador C-V004; el keroseno/jet
fuel se extrae por el plato # 20 y va al despojador C-V003, aquí se lo purifica y se lo
enfría a 111°C en el intercambiador C-E004 y luego a 38°C en el ventilador C-A002,
para ser almacenado en los tanques.
Si se está en corrida jet-fuel, este derivado antes de almacenarlo se lo envía a los filtros
de arena C-V008 y arcilla C-V009, para retirar la humedad.
El diesel se extrae por el plato #10, se lo despoja de contaminantes en el C-V002. El
diesel circulante se refluja mediante las bombas C-P002 A/B y fluye luego al
intercambiador con crudo C-E007 A/B, con una temperatura de 195°C se lo devuelve a
la torre.
A la salida del despojador y mediante las bombas C-P003 A/B se envía el diesel al
intercambiador de crudo C-E005 A/B, donde se enfría a 130°C, y posteriormente a 46°C
en el ventilador C-A002. En estas condiciones y bajo control de nivel se envía a
almacenamiento.
El residuo de la destilación atmosférica, es extraído por las bombas de fondos C-P001
A/B, y se ingresa a los intercambiadores de residuos primarios/crudo C-E008, donde se
enfría a 270°C, pasa al re hervidor del despojador de keroseno C-E009, y se enfría a
257°C, en el despojador de nafta C-E010 se enfría a 251°C; en el intercambiador de
residuos secundarios con crudo C-E006 se enfría a 208°C, prosigue por la caldereta
C-E011 para enfriarse a 180°C, continúa por el intercambiador de residuos terciarios
con crudo C-E013 para enfriarse a 153°C y por último en el intercambiador
crudo/residuo C-E001 donde se enfría a 93°C, para fluir a la Estación Central de
PETROPRODUCCIÓN o a los tanques de almacenamiento.
24
2.2.3 CONTROL DE OPERACIÓN.
El control de la operación se realiza mediante un sistema computarizado Yewpack II
(R1) y Foxboro (R2). Para cada unidad existen dos monitores conectados en serie
mientras uno opera el otro está como equipo alternante, están conectadas a impresoras
que imprimen automáticamente las variables del proceso, pudiendo hacerlo también en
forma manual. Esto es necesario para realizar los balances de carga y productos. Existe
un cuarto de control de motores eléctricos MCC aledaño al anterior.
Adicionalmente existen paneles de control locales para calderos, aire de instrumentos,
tratamiento de agua, desmineralización de agua, sistema de la red contra incendios.
2.3 DERIVADOS DEL PROCESO DE REFINACIÓN.
2.3.1 GASOLINA.
Se obtiene al mezclar gasolina natural proveniente de la planta de gas con nafta de la
unidad de crudo, para la comercialización se la mezcla con gasolina de alto octanaje y
se reúne en los tres tanques de almacenamiento de techo flotante Y-T802 A/B/C, con
una capacidad de 15.000 barriles (2.385 m³) cada uno.
Especificaciones de la gasolina:
 Presión vapor reid (psi)
8.1 max.
 Destilación ASTM (ºC)
10% vol
70 max.
50% vol
121 max.
90% vol
189 max.
Punto final (ºC)
215 max.
 Azufre % peso D-1266
0.2 max.
 Corrosión lamina de cobre D-130 Nr.
1 max.
25
2.3.2 DESTILADO.
El destilado se almacena en dos tanques de techo fijo: Y-T803 A/B. con una capacidad
de 4.000 barriles (636 m³) cada uno. Cuando se circula el destilado por medio de la
línea de circulación de destilado, se le inyecta colorante. Igualmente cuenta con el
sistema HTG para medición de nivel, así como el tubo de aforo para medición con cinta.
Están protegidos por hidrantes de agua contra incendio y línea de espuma.
2.3.3 DIESEL.
Existen tres tanques para almacenar el producto diesel: Y-T805 A/B/C, de techo flotante
y con una capacidad de 20.000 barriles (3.180 m³) cada uno.
Estos tanques están provistos de un sistema de medición HTG y para medición con
cinta por un tubo de aforo. Al igual que los demás tanques de almacenamiento de
derivados cuentan para su protección con hidrantes de agua contra incendio y sistema de
espuma.
Diesel 1: Los componentes de este producto son hidrocarburos que destilan entre los
200°C y 300°C, los hidrocarburos más importantes que entran en la composición
química de este combustible son: parafínicos, izoparafínicos, aromáticos (monociclo y
biciclos), nafténicos y estructuras mixtas nafteno-aromático.
Tiene una buena combustión, con llama blanca amarillenta debido al bajo contenido de
hidrocarburos aromáticos. La apariencia del producto es blanca transparente y la acidez
orgánica se expresa en mg de KOH/ 100 ml, no sobrepasa de 1,4 %, lo cual evita la
acción corrosiva sobre los metales.
El uso del Diesel 1 es:
Por su alto poder calorífico, es utilizado como combustible de uso industrial,
especialmente en la industria de la cerámica y, en las áreas rurales es de uso doméstico.
Se utiliza como diluyente en la preparación de capa de rodadura de las carreteras.
En la comercialización de los combustibles marinos es usado como diluyente para
ajuste de la viscosidad en la preparación de los IFO (Fuel Oil Intermedio); en el
26
transporte de hidrocarburos por poliductos se utiliza como interfaces para la separación
de productos.
Especificaciones diesel 1:
 Punto inflamación (ºC) D-56
40 min.
 Destilación ASTM (ºC) D-86
A 200 ºC 10% Vol max
Punto final (ºC)
10 ml.
288 max.
 Azufre % peso D-1552
0.2 max.
 Corrosión lamina cobre D-130 Nr.
 Color saybolt D-156
1 max.
18 min.
Diesel 2: Es la fracción más pesada que se obtiene del petróleo por destilación
atmosférica, por lo tanto es la fracción que destila entre la temperatura que termina la
destilación del Diesel 1 y aquella temperatura hasta la cual se puede calentar el petróleo
sin que se produzca rompimiento de moléculas (craqueo).
Los hidrocarburos presentes en este combustible son de carácter saturado como los
parafínicos, nafténicos, así como, aromáticos y de carácter mixto. Tiene resistencia baja
al autoencendido, es decir, se enciende por compresión y su tensión superficial baja
permite la fácil pulverización en los inyectores, su bajo contenido de azufre admite la
utilización de lubricantes con bajo contenido de alcalinidad.
El uso del Diesel 2 es:
Se utiliza en motores de autoencendido por compresión, motores utilizados en el
transporte pesado, en sector naviero de cabotaje, turbinas de generación eléctrica,
motores estacionarios de diverso tipo utilizados en la industria, en calderos para la
generación de vapor, etc.; también, se utiliza como diluyente en la preparación de los
combustibles marinos.
27
Especificaciones diesel 2:
 Punto inflamación (ºC) D-93
51 min.
 Destilación ASTM (ºC) D-86
Punto Inicial
180 min.
90% Volumen
360 max.
 Azufre % peso D-1552
0.7 max.
 Viscosidad a 37.8 ºC (CST) D-88
2.5 a 6
 Residuo carbón conradson % (peso) D-189
0.15 max.
 Cenizas
0.01max
2.3.4 RESIDUO.
Existen tres tanques para almacenar el residuo: YT-806 A/B/C con una capacidad de
25.000 barriles (3.975 m³) cada uno. Los tanques están revestidos de una camisa de
vapor con la finalidad de mantener el residuo fluido a una temperatura de alrededor de
80ºC. Adicionalmente cada tanque está equipado con un agitador.
Cada tanque tiene conexión para recibir el residuo del fondo de la fraccionadoras,
enviados por las bombas de fondos ; y, a su vez una salida hacia los filtros Y-V802
A/B y bombas de residuo Y-P806 A/B/C hacia la estación Central de
PETROPRODUCCIÓN, en donde se han instalado dos medidores de desplazamiento
positivo.
2.3.5 JET A-1
Es un queroseno especialmente indicado como carburante para turbinas de aviación. Las
especificaciones del JET A-1 son restrictivas para asegurar los requerimientos de
seguridad de las aeronaves, tanto en tierra como en el aire (necesidad de acomodarse a
distintas temperaturas y presiones).
28
Especificaciones jet fuel:
 Punto inflamación (ºC) D-56
38 min.
 Destilación ASTM (ºC) D-86.
10% vol
204 max.
50% vol
232 max.
Punto final
288 max.
 Azufre total (%peso) D-1266
0.2 max.
 Corrosión Lam. Cobre D-130 Nr.
1 max.
 Punto Congelamiento (ºC) D-2386
-47 max.
El Jet Fuel es un tipo de combustible de la aviación diseñado para el uso en avión
impulsado por los artefactos del gas-turbina. Los combustibles normalmente usados
para la aviación comercial son el motor de reacción UN y motor de reacción UN-1 qué
se produce a una especificación internacional estandarizada. El único otro combustible
del motor de reacción normalmente usó en turbina-artefacto civil impulsado que la
aviación es el motor de reacción B que se usa para su actuación de frío-tiempo
reforzada.
29
Tabla Nº 3. Productos que se obtienen en la refinería y planta de
gas en Shushufindi
PROM.
PRODUCTO
m 3 / mes
USO
CRUDO ORIENTE
95.759
Cargas para refinerías
GASOLINA BASE
20.569
Para preparación de gasolina extra
JET FUEL
3.083
Para combustible de aviones comerciales
DIESEL 1
894
Uso como interface en operativos del Poliducto
DIESEL 2
23.449
Para el transporte público y pesado
CRUDO
Para Combustible en industrias y para
REDUCIDO
45.395
exportación
PROPANO
46 *
Para refrigerante ( Planta de gas y Secoya)
G.L.P
11.009
Para uso doméstico e industrial
GASOLINA
NATURAL
Para preparación de gasolina extra y
7.376
exportación
3.180 **
De 80 octanos para uso automotores
GASOLINA
EXTRA
* De acuerdo a consumo en planta de gas y a oferta
** Preparación con nafta de alto octanaje ( Beaterio) para consumo en zona de
influenza
Fuente: Complejo Industrial Shushufindi.
Elaborado por: Lukeili Valiente
30
2.4
DESCRIPCIÓN
DE
LA
ESTACIÓN
CABECERA
POLIDUCTO
SHUSHUFINDI.
Recepción de combustibles ligeros (JET, Gasolina, Diesel y GLP) desde la Refinería y
Bombeo de los mismos hacia el Poliducto.
Figura Nº 10. Poliducto Shushufindi-Quito.
Fuente: Poliducto Shushufindi-Quito.
Elaborado por: Lukeili Valiente
2.4.1 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN.
 Área de Manifolds: formado por (5) tuberías de 8’ de diámetro que vienen desde
la Refinería con diesel, gasolina, JET y gas.
 Área de bombas: Bombas Booster, tres de productos claros y dos de gas,
Bombas de impulsión (3), contadores.
 Área de rascadores.
 Área de generadores (2).
 Salchicha de gas.
 Tanque diesel diario.
 Sistema de extinción por agua y espuma.
31
 Aéreas administrativas: Oficina, Sala de operaciones, Laboratorio, Bodega.
 Viales de acceso automotor que permiten accesibilidad vehicular en todas las
áreas de la instalación.
2.4.2 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO TECNOLÓGICO.
La Estación Terminal Shushufindi perteneciente a la Filial PETROCOMERCIAL está
compuesta por un grupo de instalaciones destinadas a las actividades de recepción y
bombeo de combustible limpio dentro de los cuales tenemos:
 Diesel 1: Temperatura de auto inflamación 40 grados Celsius
 Diesel 2: Temperatura de auto inflamación 51 grados Celsius
 Gasolina Base: Temperatura de auto inflamación ambiente.
 Jet A-1: Temperatura de auto inflamación 38 grados Celsius.
 Gas Licuado del Petróleo.
Esta estación es la cabecera del poliducto hasta Quito, la misma recibe el producto de la
Refinería Shushufindi, a través de un Manifolds, enviándolo a las bombas Booster las
que se encargan de transferirlo a la sala de máquinas y de aquí al poliducto.
Esta instalación además de la peligrosidad intrínseca que presenta su proceso de
producción se ve amenazada por cualquier hecho que pueda ocurrir en las instalaciones
vecinas las cuales están muy próximas (Refinería Shushufindi perteneciente a
PETROINDUSTRIAL, Planta de Llenado de Cilindros de Gas Licuado del Petróleo
perteneciente a PETROCOMERCIAL), lo que con seguridad la afectaría directamente.
2.4.3 ÁREAS OBJETOS DE ANÁLISIS Y OBSERVACIONES PUNTUALES.

Aéreas de bombas.

Salchicha de gas.

Rascadores.

Tanque de diesel diario.
32

Manifolds.

Sala de operaciones.

Generadores.

Aéreas administrativas.
33
Figura Nº 11. Perfil del Poliducto Shushufindi-Quito.
Fuente: Poliducto Shushufindi - Quito.
Elaborado por: Lukeili Valiente.
34
2.5 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE OBTENCIÓN DEL GLP.
Para hacer la descripción del proceso de obtención de GLP en la planta de gas del
Complejo Industrial Shushufindi se pueden distinguir las siguientes etapas: separación,
deshidratación, refrigeración de gas y líquidos de entrada secos y destilación. El proceso
esta calculado para obtener la mayor cantidad de propano, isobutano y butanos
normales.
Figura Nº 12. Planta de Gas.
Fuente: Planta de Gas.
Elaborado por: Lukeili Valiente.
El proceso inicia con la recolección del gas natural que llega de los pozos a un
separador de entrada, en el cual se separan gas, hidrocarburos líquidos y agua. El agua
es enviado al pozo de quemado, el gas y los hidrocarburos líquidos son inicialmente
deshidratados y después enfriados por intercambio de calor con: gas residual frío
proveniente de la parte alta del separador frío, liquido del separador frío y propano
35
refrigerante en un enfriador de gas. El líquido condensado durante el enfriamiento del
gas de entrada es extraído y enviado al desetanizador. El gas restante es enviado al
sistema de gas residual.
El caudal de diseño de gas de entrada es: 708.000 Nm3/D (25.000 MSCF/D), a 550 psig
de presión y 49 ºC de temperatura, con un peso molecular de 30.02. el caudal del
liquido es 50.5 GPM con un peso especifico de 0.56.
2.5.1 SEPARACIÓN.
Existen tres líneas de entrada de gas y tres de líneas de entrada del liquido condensado,
estas se juntan y entran en el separador de gas de entrada a una presión de 550 psig y
una temperatura de 49 ºC.
Luego de la separación, el agua es enviada al pozo de quemado, los hidrocarburos
líquidos son bombeados a los deshidratadores de líquidos y el gas pasa a través de un
filtro separador y es enviado a los deshidratadores de gas.
2.5.2 DESHIDRATACIÓN.
Existen dos tipos de deshidratadores para los gases y dos para los líquidos. La
deshidratación de gas se basan en el mismo principio, mientras el un equipo esta
deshidratando el gas o liquido de entrada el otro se regenera.
Cada deshidratador tiene un matiz, el cual retiene el agua contenida en las corrientes de
entrada. La regeneración del matiz se efectúa haciendo circular el gas seco del sistema
residual a través del deshidratador en sentido contrario al seguido para el secado, la
temperatura del gas de regeneración es controlada por un calentador y se eleva a 260 ºC.
Una vez que el deshidratador es secado de debe esperar un tiempo para que pueda entrar
en funcionamiento nuevamente, esto es gobernado por un controlador de tiempo.
El agua extraída del deshidratador es arrastrada por el gas de regeneración caliente y
enviada a un enfriador que hace que la temperatura de la corriente de gas de
36
regeneración disminuya a 49 ºC, temperatura a la cual el agua se condensa y se separa;
el gas de regeneración es envuelto a la corriente de gas residual.
Se ha fijado un ciclo de seis horas como periodo de deshidratación pata el gas de
estrada, que es el tiempo en que se hace la regeneración de los tamices. El gas
deshidratado antes de entrar en los intercambiadores para por un filtro de polvo para
eliminar cualquier partícula procedente de los tamices.
Se ha fijado un ciclo de 24 horas como periodo de deshidratación para los líquidos de
entrada.
Un calentador de gas natural tipo baño de sal proporciona el calor necesario a las dos
corrientes de gas de regeneración.
La deshidratación del gas y líquidos de entrada se realiza a una presión de 550 psig y la
regeneración a 420 psig. El gas de regeneración debe estar lo mas seco posible y
contener la menor cantidad de hidrocarburos pesados, por esta razón el gas de
regeneración se toma de la corriente de gas residual.
2.5.3 REFRIGERACIÓN DE GAS Y LÍQUIDOS DE ENTRADA SECOS.
Luego de la deshidratación, los gases y los líquidos de entrada se combinan y dividen en
dos corrientes para ser enfriadas. Aproximadamente el 27 % de la corriente de gas
entrante o sea 191.160Nm3 / D (6.750 MSCF / D), y el 27 % de la corriente de líquidos
o sea 13.6 GPM, se unen y fluyen a través del intercambiador gas-gas. La temperatura
de la corriente de gas liquido desciendes de 49 ºC a -30 ºC, mientras que la temperatura
de gas residual de la planta pasa a -38 ºC a 38 ºC. Alrededor del 73 % de la corriente de
gas entrante o sea 516 840 Nm3 / D (18 250 MSCF / D), el 73 % de la corriente de
líquidos o sea 36.9 GPM se unen y pasan a través del intercambiador gas-liquido. La
temperatura de la corriente desciendes de 49 ºC a -30 ºC mientras que la temperatura del
liquido que alimenta al desetanizador aumenta de -40 ºC a 38 ºC. Por tanto el
intercambiador gas – liquido actúa como pre calentador de la alimentación del
desetanizador.
37
Las dos corrientes gas – liquido se combinan y pasan a través del enfriador da gas de
entrada. La temperatura de la corriente gas – liquido desciendes de -30 ºC a -40 ºC por
la refrigeración con propano en el enfriador de gas.
Seguidamente la corriente gas liquido a través del separador frío, donde se separan
gases y líquidos. El separador ha sido diseñado para trabajar a 535 psig de presión y
– 40 ºC de temperatura. La corriente de gas correspondiente a la parte alta del separador
frío, con un caudal de 257 967 Nm3 / D (9.109 MSCF – D), y peso molecular de 25.86
se juntan y entran al intercambiador gas - gas para efectuarse el intercambiador
calorífico con la corriente gas – liquido. La corriente combinada de gases,
pertenecientes al separador frío y al acumulador de reflujo del desetanizador, forma la
corriente de gas residual de la planta. La temperatura de gas residual para de -38 ºC a
38 ºC en el intercambiador gas – gas.
La corriente de gas residual proporciona a la planta un caudal de gas combustible de 37
297 Nm3 / D (1 317 MSCF / D) con un peso de 24.12.
Parte del gas residual pasa a través de los deshidratadores de gas y liquido como gas de
regeneración y luego es enviado fuera de las estaciones central y sur.
2.5.4 DESTILACIÓN FRACCIONADA.
El liquido proveniente del separador frío pasa a presión a través del intercambiador gas
– liquido y entra al desetanizador con un caudal de 265.7 GPM con un peso especifico
de 0.5018 la temperatura del liquido se intercambia de -40 ºC a 38 ºC a su paso por el
intercambiador de calor.
Los gases de cabeza del desetanizador a una presión de 455 psig y una temperatura de
-19 ºC, son condensados parcialmente mediante refrigeración con propano en el
condensador del desetanizador y enviados al acumulador del reflujo del desetanizador.
Los gases del acumulador de reflujo van al sistema de gas residual y el líquido es
bombeado como reflujo nuevamente al desetanizador con un caudal de 156.5 GPM y un
peso especifico de 0.427. La corriente de líquidos de la parte baja del desetanizador es
extraída y enviada al re hervidor y luego enviada debutanizador.
38
Los gases de cabeza del debutanizador son totalmente condensados en un
intercambiador de aire frío y enviados al acumulador de reflujo. Una parte del líquido
del acumulador es envuelto al debutanizador como reflujo y el resto es bombeado por
un regulador de presión al almacenaje de GLP, a través del enfriador de aire de
producto. El caudal de diseño para el producto propano – butano es de 117.5 GPM con
un peso especifico de 0.532.
Las colas del debutanizador son enviadas al re hervidor y luego pasan a través de un
enfriador y van al depósito de gasolina natural. Su valor de diseño es 30.61 GPM con un
peso específico de 0.648. Las condiciones de diseño del debutanizador son: presión de
200 psig y temperatura de 149 ºC.
Los re hervidores del desetanizador y del debutanizador son calentados por un sistema
de aceite caliente. Es un circuito cerrado que consta de bombas, un calentador de gas
natural y un tanque de expansión.
De una manera general podemos resumir el proceso así:
De cada estación por medio de compresores y bombas se envía el producto para
procesar un promedio de 250 toneladas de GLP por día, además de la gasolina natural
en la actualidad.
Tanto el gas como los hidrocarburos líquidos llegan a un separador de entrada en donde
se separa el gas, los líquidos y el agua, enviándose el agua al pozo de quemado.
Las cargas líquidas como la gaseosa pasan por las torres deshidratadoras con tamiz
molecular eliminándose totalmente la humedad debido a que si esta logra pasar se
formaran hidratos en el sistema de enfriamiento en donde se trabaja con temperaturas de
-40 grados centígrados, provocando por consiguiente taponamientos y presionamientos
en el proceso.
Después de la deshidratación, los gases y líquidos de entrada se combinan y dividen en
dos corrientes para ser enfriados, la temperatura desciende de 49 a -30 grados
centígrados.
39
Seguidamente la corriente de gas-líquido circula a través del separador frío, donde se
separan gases y líquidos. La corriente combinada de gases pertenecientes al separador
frío y al acumulador del deetanizador forma la corriente de gas residual de la planta
utilizado como gas combustible.
El líquido proveniente del separador frío entra al deetanizador por el plato 19, la
corriente de líquidos de la parte baja del deetanizador, es extraída y enviada al
rehervidor.
El líquido procedente del rehervidor del deetanizador, entran a la debutanizadora por el
plato 19. Los gases de cabeza de la debutanizadora son condensados y enviados al
acumulador de reflujo una parte es devuelto como reflujo de la torre y el resto es
bombeado al almacenaje de LPG en las esferas de gas.
Las colas del debutanizador son enviadas al rehervidor, enfriadas y pasan al depósito de
almacenaje de gasolina natural.
2.6 CONTAMINANTES.
En las instalaciones de presentan varios contaminantes, estos deben tomarse en cuenta,
y son descriptos a continuación:
2.6.1 EMISIONES FUGITIVAS.
Dentro de las emisiones fugitivas podemos citar a los sistemas de almacenamiento del
gas licuado de petróleo, productos limpios, petróleo, a las fugas de vapores y gases por
las válvulas, drenajes, venteos, etc.
Todas estas emisiones se deben a actividades operativas de los accesorios, mal ajuste de
bridas, sobrepresión en las líneas y a la evaporación constante de los hidrocarburos y
sus derivados en los tanques de almacenamiento debido a las variaciones de
temperatura.
40
2.6.2 FUENTES ANTROPOGENICAS.
Entre estas podemos citar a los hornos, calderas, generadores, compresores mecheros y
quemadores, maquinaria pesada, etc. Estos equipos para su funcionamiento
generalmente utilizan como combustible el gas o el diesel, estas fuentes antropogénicas
son las que originan las formaciones de NO y CO tóxicos.
2.6.3 DERRAMES DE HIDROCARBUROS.
Debidos principalmente a fallas en los equipos, roturas de tuberías por varios factores,
operaciones de mantenimiento y limpieza.
2.6.4 RUIDO Y VIBRACIONES.
En el CIS hay equipos como los turbogeneradores y compresores que generan ruidos
que sobrepasan los 120 decibeles, excediendo grandemente a los decibeles permitidos
para ocho horas diarias de trabajo, otros equipos que generan ruido y su consiguiente
vibración son los hornos, bombas, flujo de fluidos a alta presión por tuberías, etc.
2.6.5 UTILIZACION DE QUIMICOS.
En la planta de gas utilizan una serie de químicos que deben ser manejados con mucho
cuidado por sus características de toxicidad, así tenemos:
Xileno- utilizado para la limpieza de equipos.
Metil-Mercaptano- se añade al GLP para su detección.
Sulfatos de sodio, de aluminio e hipoclorito se usan en tratamientos de aguas residuales.
Nutrientes, polielectrolitos, carbonatos de sodio se utilizan para tratamientos de aguas
residuales.
41
2.6.6 EFLUENTES LIQUIDOS.
En la Planta de Gas de Shushufindi los líquidos que se separan en los diferentes equipos
de la planta de procesos, estos líquidos son aguas con trazas de hidrocarburos que van a
un pozo de quemados en donde queman los hidrocarburos y el agua es conducida como
efluente hacia otro cuerpo de agua.
42
CAPÍTULO III
CAPÍTULO III
3. NORMAS APLICADAS AL MANUAL
El petróleo desde el momento que llega a superficie pasa por diferentes procesos, como
el de producción, refinación, transporte, comercialización el cual debe cumplir con
especificaciones exigidas por el consumidor y que a la vez están en función de su uso,
como por ejemplo: uso domestico, combustible, elaboración de plásticos, fertilizantes,
etc.
En el país el Complejo Industrial Shushufindi entrega a la Cabecera del Poliducto
Shushufindi Quito productos destilados del petróleo como son la gasolina, diesel, jet y
otros, los cuales se reciben de manera controlada de acuerdo a su gravedad API para
evitar su mezcla y contaminación, y de esa misma forma son bombeados por la tubería
ser transportado hasta el terminal el beaterio en Quito.
Figura Nº 13. Diagrama de partidas del poliducto Shushufindi Quito.
Fuente: Poliducto Shushufindi-Quito.
Elaborado por: Lukeili Valiente
44
El petróleo para su comercialización debe cumplir ciertas normas que especifican su
calidad de producto, estas cumplen una función muy importante dentro del mundo del
petróleo ya que están normadas por instituciones específicas para el petróleo y sus
derivados tales como API, INEN, etc.
Tabla Nº 4. Especificaciones de calidad diesel 2
Requisitos
Unidad
Mínimo*
Máximo
Método
Ensayo
Punto de Inflamación
Corrosión Lámina de Cobre
°C
--
51
--
-N° 3
INEN 1493
INEN 927
Temperatura de Destilación 90%
°C
--
360
INEN 926
Agua y Sedimentos
% en V
Índice de Cetano Calculado
Residuo Carbonoso sobre el 10% del
residuo
% en peso
Cenizas
% en peso
-45
0.05
INEN 1434
INEN 1495
---
0.15
0.01
INEN 1491
INEN 1492
Viscosidad Cinemática 38°C
CSt
2.5
6.00
INEN 810
Contenido de Azufre
% en peso
--
0.70
INEN 1490
Calor de Combustión
--
--
--
--
Fuente: Control de Calidad EP Petroecuador Refinería Amazonas
Elaborado por: Lukeili Valiente
Tabla Nº 5. Especificaciones de calidad diesel 1
Requisitos
Unidad
Mínimo*
Máximo
Método
Ensayo
Punto de Inflamación
°C
40
--
INEN 1047
Corrosión Lámina de Cobre
Temperatura de Destilación 90%
-°C
---
N° 2
288
INEN 927
INEN 926
Agua y Sedimentos
% en V
--
0.15
INEN 1494
40
--
INEN 1495
--1.3
---
0.15
0.01
3.00
0.30
45914
INEN 1491
INEN 1492
INEN 810
INEN 1049
ESTIMADO
Índice de Cetano Calculado
-Residuo Carbonoso sobre el 10% del
residuo
% en peso
Cenizas
% en peso
Viscosidad Cinemática 38°C
CSt
Contenido de Azufre
% en peso
Calor de Combustión
KJul/Kg.
Fuente: Control de Calidad EP Petroecuador Refinería Amazonas
Elaborado por: Lukeili Valiente
45
Tabla Nº 6. Especificaciones de calidad Jet Fuel
Requisitos
Color Saybolt
Unidad
Mínimo* Máximo
21
°C
INEN 1047
Gravedad Específica
0,775
0,840
37
51
15.6/15.6°C
API
Método
Ensayo
15.6/15.6°C
INEN 927
°C
INEN 926
Acidez total
0,10
mg KOH/g
Aromáticos
22
%V
Olefinas
5
% en peso
0,003
Azufre mercaptano
%P
0,30
Azufre total
%P
No. 1
Corrosión lámina Cu
2H a 100°C
Destilación:
205
10%
20%
REPORTE REPORTE
50%
REPORTE REPORTE
90%
REPORTE REPORTE
300
P.F.E.
% en peso
INEN 1491
1,5
Residuo
% en peso
INEN 1492
1,5
Pérdida
CSt
INEN 810
Punto de inflamación
38
°C
-47
Punto de congelación
°C
Punto de humo
20
mm
3,0
Contenido de naftenos %V
% en peso
INEN 1049
8,0
Viscosidad a - 20°C
KJul/Kg.
WSIM
ESTIMADO
85
7
Goma existente
mg/100ml
Estabilidad térmica
46
3,3
Caída de presión
kpa
Depósito
en
precalentamiento
el
tubo
3
de
Reacción al agua
Clasificación de interfase
1b
Clasificación de separación
2
Agua en emulsión
ppm
30
Calor neto de combustión
MJ/Kg
Contenido de partículas
42,8
mg/l
1
Tiempo de filtración minutos
Fuente: Control de Calidad EP Petroecuador Refinería Amazonas
Elaborado por: Lukeili Valiente
3.1 PROCEDIMEINTOS DE CONTROL DE CALIDAD
En el laboratorio del Poliducto Shushufindi-Quito se realizan diferentes pruebas para el
control de calidad de los productos transportados por el mismo, estas pruebas se
realizan dependiendo del producto entrante para su transporte.
3.2 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA DENSIDAD API.
NORMA: ASTM-D 287 API Estándar 2546 INEN 930
3.2.1 DEFINICIÓN
Este método determina la obtención de muestras de derivados del petróleo tomadas en
refinerías, terminales, depósitos, centros de distribución de las empresas productoras
abastecedoras y comercializadoras. Con los cuales se determina la gravedad específica
y el contenido de agua y sedimentos en suspensión.
47
GRADOS API
Los grados API se definen por la siguiente ecuación
141,5
API = -------------------
- 131,5
Densidad 60/60°F
3.2.2 PROCEDIMIENTO:
 Tomar un volumen (500-1000 cm3) de la sustancia problema, cuidando que no
se formen burbujas en la superficie.
 Introducir el hidrómetro adecuado y dejarlo que flote libremente, sin que roce las
pareces de la probeta.
 Realizar la lectura de la densidad API y simultáneamente medir la temperatura
de la muestra.
 Anotar los datos obtenidos y realizar los cálculos de corrección de temperatura
de la densidad API a 60 ºF.
Figura Nº 14. Equipo analizador de Gravedad API.
Fuente: Laboratorio de control de calidad del Poliducto Shushufindi-Quito.
Elaborado por: Lukeili Valiente
48
3.3 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA CORROSIÓN A LA
LÁMINA DE COBRE.
NORMA ASTM D-130 INEN 927
3.3.1 DEFINICIÓN
Este método cubre la determinación de la corrosión sobre la lámina de cobre, producida
por: gasolina de aviación, combustibles para turbinas de aviación, gasolina para motores
de combustión interna, gasolina natural, kerosene, diesel, aceites combustibles
destilados, aceites lubricantes, solventes y otros productos derivados del petróleo, con
excepción de ciertos productos, como aceites aislantes eléctricos y grasas.
3.3.2 PROCEDIMIENTO:
 Colocar la lamina de cobre en el soporte y fijar su superficie.
 Introducir la lamina de tubo de ensayo que contiene el hidrocarburo a ser
ensayado.
 Posteriormente colocar el tubo anterior en el interior de un tubo metálico con
tapa roscada.
 Luego de armar esta bomba, colocarla en baño termostático a temperatura y por
un tiempo determinado, dependiendo del tipo de muestra.
 Después de este tiempo retirar del baño y con una pinza extraer la lamina
colocar sobre el estándar para obtener el valor de la corrosión según la
coloración.
49
3.4 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA TEMPERATURA DE
INFLAMACIÓN POR MEDIO
DE APARATO CERRADO
PENSKY
MARTENS.
NORMA ASTM 93-52 INEN 1493
3.4.1 DEFINICIÓN
Este método sirve para determinar el punto de inflamación de productos de petróleo en
vaso cerrado (método Pensky-Martens), a menos que se especifique el uso del aparato
cerrado Tag.
Este método se aplica a los productos de petróleo líquidos, como kerosén, diesel,
petróleo combustible, aceites lubricantes y en general a productos cuyo punto de
inflamación en vaso cerrado sea superior en 15 °C (por lo menos) a la temperatura
ambiente. Este método no se puede aplicar a solventes, ceras líquidas y asfaltos. Este
método sirve para la detección de contaminaciones en el diesel, causado por la presencia
de los productos volátiles.
3.4.2 PROCEDIMIENTO:
 Llenar la copa con la muestra con la muestra problema, hasta la línea de aforo
indicada en la copa.
 Llevar la copa al equipo Pensky-Martens, taparlo y adaptar el termómetro.
 Iniciar el calentamiento, activar la agitación y regular la llama a 4 mm.
 Pasar la llama sobre la muestra con un intervalo de 2 ºC hasta que se produzca la
primera inflamación con una pequeña detonación.
 Registrar esa temperatura la cual corresponde a la del punto de inflamación.
50
Figura Nº 15. Analizador punto de inflamación.
Fuente: Laboratorio de control de calidad del Poliducto Shushufindi-Quito.
Elaborado por: Lukeili Valiente
51
3.5 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL CONTENIDO DE AGUA Y
SEDIMENTOS
NORMA INEN 1494-ASTM D 96.
3.5.1 DEFINICIÓN
El método de la centrífuga para la determinación de agua y sedimento no es
completamente satisfactorio debido a que la cantidad de agua obtenida es casi siempre
inferior al contenido real de agua. Sin embargo, debido al uso extendido de la centrífuga
para este objeto, es deseable que el método para efectuar la determinación sea
normalizado hasta donde sea posible. Se debe entender claramente que el volumen total
que se lee en el tubo de la centrífuga incluye tanto el sedimento como el agua
precipitada. La determinación exacta del contenido de agua si se desea, debe efectuarse
de acuerdo con el método para la determinación de agua por destilación.
3.5.2 PROCEDIMIENTO:
 En 2 tubos graduados se adicionan iguales volúmenes de solventes y de petróleo.
 Adicionar una gota de demulsificante a cada tubo.
 Posteriormente se llevan los tubos a baño maría a 49 ºC por 5 min.
 Llevar los tubos a esa temperatura a la centrifuga, después de 15 min apagar el
mando de la centrifuga y sacar los tubos.
 Observar las distintas fases formadas y medir el volumen de agua y sedimento
formados.
52
Figura Nº 16. Equipo analizador de Agua y Sedimentos
Fuente: Laboratorio de control de calidad del Poliducto Shushufindi-Quito.
Elaborado por: Lukeili Valiente
3.6 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA PRESIÓN DE VAPOR REID
NORMA ASTM-D323, D1267, INEN 928
3.6.1 DEFINICIÓN.
Solo para gasolinas y solventes. Presión de Vapor Reíd es la presión que ejerce los
vapores producidos al someter a la muestra a una temperatura de 100 °F (
37,8°C).Debido a una pequeña vaporización de la muestra y a la presencia de vapor de
agua y de aire en el espacio confinado de la cámara en la que se realiza la
determinación. 1 Atmósfera = 101,325 Pázcales =14,7 PSI
53
3.6.2 PROCEDIMIENTO:
 Preparar el baño termostático a 100ºF.
 Se mide 100 cc de la muestra fría y se la coloca en la cámara de muestra. Tanto
la cámara como el recipiente empleados deben estar previamente enfriados para
evitar perdidas por evaporación.
 Enjuagar la cámara de aire con agua e introducir un termómetro para registrar la
temperatura de esta cámara.
 Ensamblar ambas cámaras y el manómetro.
 Agitar la muestra y colocar en el interior del baño termostático a 100ºF y tomar
la lectura.
 Sacar el aparato con la muestra, agitar nuevamente y poner en el baño,
 Repetir este procedimiento hasta tener un valor contante de presión, la cual será
la presión de vapor Reid.
3.7 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL ÍNDICE DE CETANO
NORMA. ASTM – D 976. INEN 1495.
3.7.1 DEFINICIÓN
El índice de cetano tiene aplicación para los combustibles de motor diesel y determina
el poder de inyección de estos. El combustible es inyectado dentro de la cámara de
combustión el que se pone en contacto con aire, que se encuentra a una alta presión lo
que produce una alta temperatura. De tal forma que el diesel sé auto combustiona, el
mismo que presentara diferentes intervalos de tiempo desde el ingreso hasta la
combustión completa. Este periodo se lo puede considerar como un punto de referencia
para determinar la característica de combustión de un diesel. Si el intervalo de tiempo
es corto el combustible presenta buenas características para su auto inyección. Y si el
tiempo es relativamente largo el motor se prende con dificultad, y el efecto es cuando el
combustible acumulado se enciende. La presión de liberación es una energía muy
grande. Lo que causa un fuerte golpeteo, cascabeleo y por consiguiente daños en el
sistema.
Para determinar esta característica sé a definido una escala de índice de cetano que
expresa la cualidad de inyección de los combustibles diesel y se basa en las
54
características de inyección de los hidrocarburos siendo el normal cetano un compuesto
que sé auto enciende con facilidad asignándole un valor de 100 de Índice de cetano. El
Metil Naftaleno que es un compuesto que tarda en auto combustionarse se lo asigna un
valor de 0 de índice de cetano.
3.7.2 PROCEDIMIENTO:
 Colocar 100 cc de muestra en el balón de destilación.
 Armar el equipo asegurándose de q no existan vapores para disminuir perdidas y
peligro de explosión, sellar herméticamente las uniones.
 Inicial la destilación con un leve calentamiento.
 Registrar la temperatura, cuando se condense la primera gota de destilado, seguir
registrando las temperaturas a intervalos de 5 % de volumen de destilado.
 Incrementar progresivamente el calentamiento de tal forma q se tenga un goteo
constante y uniforme hasta obtener el 95 % de destilado y el punto final.
 Se apaga y se desarma el equipo. Una vez enfriado el balón de destilación se
mide el volumen de residuo que se encuentra en el balón.
55
CAPÍTULO IV
CAPÍTULO IV
4. MANUAL DE OPERACIPONES PARA MEJORAR LAS TRASFERENCIA Y
RECEPCION
DE
PRODUCTOS
LIMPIOS
DESDE
EL
COMPLEJO
INDUSTRIAL SHUHSUFINDI HACIA LA CABECERA DEL POLIDUCTO
SHUSHUFINDI-QUITO
Los siguientes procedimientos es el trabajo final de toda la aplicación de las normas y
procedimientos de los ensayos antes expuesto. Acá se dará a conocer la forma de cómo
se reciben los productos limpios, bombeo de los mismos y control de calidad aplicado a
los productos en el Poliducto Shushufindi – Quito.
POLIDUCTO SHUSHUFINDI – QUITO
ORIGEN: SHUSHUFINDI
FECHA INICIO DE OPERACIONES:
PRODUCTOS QUE TRANSPORTA:
LONGITUD TOTAL:
DESTINO: QUITO
29 - 06 -81
GLP - DIESEL
DESTILADO 1
304 + 815
-
GASOLINA
BASE
CAPACIDAD DE TRANSPORTE
CAPACIDAD DE DISEÑO
CAPACIDAD ACTUAL
CAPACIDAD MAXIMA
900 m3/d
1.700 m3/d
1.908 m3/d
5.661 bpd
10.800 bpd
Volumen empaquetamiento línea
Caudal máximo:
12.000 bpd
36.700 BLS
450 bls/h
PRESIONES DE TRABAJO
MÁXIMA
134 Kg / cm2
1900 PSI
TRAMOS
Shushufindi-Quijos
Quijos-Osayacu
Osayacu-Chalpi
Chalpi-Oyambaro
MÍNIMA
13 Kg / cm2
180 PSI
DESCRIPCIÓNPOR TRAMOS
LONGITUD
DIÁMETRO
ESPESOR (mm) ESPECIFICACIÓN
(Km)
(pulg)
DE LA TUBERÍA
122+007
6
4,7
5LX-52
85+004
6
4,7
5LX-52
35+126
6
4,7
5LX-52
36+513
6
4,7
5LX-52
57
-
Ushimana-Beaterio
DENOMINACIÓN
17+115
4
3,9
ESTACIONES DE BOMBEO
POTENCIA
TOTAL
INSTALADA
(KW)
972
5LX-42
# DE GRUPOS DE BOMBEO
DIESEL
ELÉCTRICOS B.
BOOSTER
ALTURA (msnm)
SHUSHUFINDI
3
8
QUIJOS
3
OSAYACU
3
1
CHALPI
3
1
ÁREA DE ALMACENAMIENTO CABECERA SHUSHUFINDI
# TANQUE
TIPO DE TECHO PRODUCTO
TSH-01
Flotante
G. Extra
SUBTOTAL
TSH-02
Fijo
Diesel 2
SUBTOTAL
CAPACIDAD TOTAL DEL TERMINAL
215
987
1840
2860
VOLUMEN BLS
OPERATIVO
TOTAL
18.000
21.914
18.000
21.914
18.000
21.914
18.000
21.914
36.000
43.828
TANQUERÍA
# TANQUE
1201
1202
1204
1205
1221
TIPO
PRODUCTO
Cónico
Cilíndrico horizontal
Cilíndrico horizontal
Horizontal cilíndrico
Cónico
Diesel 2
Diesel 2
Sumidero
GLP
Alivio
CAPACIDAD BLS
OPERATIVA
TOTAL
419
433,2
30,2
20.2
219
528.2
523.8
INSTALACIONES Y EQUIPOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN
AMBIENTAL
Tanques De Almacenamiento De Agua Contra Incendios
# TANQUE
1207
ALTURA (m)
9,75
DIÁMETRO (m)
11,2
CAPACIDAD (BLS)
6.000
Sistemas Contra Incendios
EQUIPO DETROIT
DIESEL
Potencia motor =130
HP
Caudal = 1000 GPM
EQUIPO FIJO DE
ESPUMA
Motor Baldor
EQUIPO NATIONAL FOAM INC
Bomba de Espuma 50 gal/ min 200 PSI
Tanque de
espuma
58
300 gal
Frecuencia = 1975
RPM
Bomba DEMING
8X6X20
24 splinkers
# Botones Parada de
Emergencias
Detector de Muestras Explosivas
3 # Detectores de Fuego
10
Piscinas Separadoras API
CAPACIDAD
(BLS)
136
ALTURA (m)
ANCHO (m)
1,23
LARGO (m)
2,15
8,15
4.1 MANUAL PARA LA RECEPCIÓN DE PRODUCTOS LIMPIOS.
1. OBJETIVO
Definir un método para el control para la recepción de los productos limpios desde el
Complejo Industrial Shushufindi hacia la cabecera del Poliducto Shushufindi – Quito.
2. ALCANCE
Aplicada a todas las personas que trabajen en el área de operaciones en el Poliducto
Shushufindi – Quito.
3. DEFINICIONES
Alineamiento de Válvulas: Es una actividad que se realiza para dar una vía de flujo al
producto que está en línea y de esta manera evitar
estrangulamientos
y
sobrepresiones
que
afecten
al
poliducto.
Control de operación:
Actividad que realizan los operadores de la estación para
mantener el funcionamiento óptimo de los equipos del
sistema operacional.
59
Grupo de Bombeo:
Compuesto por Motor, Incrementador y Bomba, con el cual
Incrementamos el flujo.
4. RESPONSABILIDADES
Elabora:
Personal de operaciones de la cabecera Shushufindi.
Revisa:
Coordinador de Estación Shushufindi.
Aprueba:
Coordinador de Estación Shushufindi.
Cumplimiento:
Personal de Operaciones de la cabecera Shushufindi.
5. DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO
5.1 Coordinación con el CIS el tanque o Planta de Gas la esfera a evacuar, su
volumen y tiempo de evacuación.
5.2 Verificar si el producto ofrecido por el CIS cumplen los requerimientos
solicitados por el laboratorio de control de calidad de la estación.
5.3 Verificar que la válvula principal de entrada a la cabecera se encuentre abierta.
5.4 Alinear la válvula de manifold de acuerdo al producto que se va recibir.
5.5 Verificar que la válvula de salida de la cabecera se encuentre abierta.
5.6 Verificar que todas las válvulas de drenaje se encuentren cerradas y no exista
paso de producto hacia el sumidero.
5.7 Verificar que las válvulas de succión de cada grupo se encuentren abiertas.
6. CRITERIO OPERATIVO
6.1 Las válvulas de entrada y salida de la estación deben estar 100% abiertas.
6.2 De acuerdo al producto a recibir debe estar alineada la válvula en el manifold.
7. REFERENCIAS
Normas aplicadas al manual y procedimientos de pruebas de calidad dependiendo
producto.
60
8. FORMULARIOS
Registro de datos de Control Diario.
9. ANEXOS
Bitácora de Operaciones.
Archivo Digital.
4.2 MANUAL DE BOMBEO DE PRODUCTOS LIMPIOS.
1. OBJETIVO
Definir un método para el control de bombeo de los productos limpios en la cabecera
del Poliducto Shushufindi – Quito.
2. ALCANCE
Aplicada a todas las personas que trabajen en el área de operaciones en el Poliducto
Shushufindi – Quito.
3. DEFINICIONES
Registrador de Densidad:
Elemento electrónico encargado de registrar la densidad del
producto.
Control de operación:
Actividad que realizan los operadores de la estación para
mantener el funcionamiento óptimo de los equipos del
sistema operacional.
Puesta en marcha:
Es una actividad que se realiza para aumentar la presión de
impulso al producto que está en línea.
61
4. RESPONSABILIDADES
Elabora:
Personal de operaciones de la cabecera Shushufindi.
Revisa:
Coordinador de Estación Shushufindi.
Aprueba:
Coordinador de Estación Shushufindi.
Cumplimiento:
Personal de Operaciones de la cabecera Shushufindi.
5. DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO
5.1 Verificar el cronograma de bombeo del producto que va a ser evacuado, su
caudal, presiones de la línea y métodos de control de los grupos principales.
5.2 Proceder al venteo de líneas y bombas booster en la línea de entrada a la
cabecera.
5.3 Abrir la válvula de entrada accionada a motor, de acuerdo al producto a
evacuarse.
5.4 Luego el operador informara al CIS que la estación se encuentra lista para entrar
en línea (operar).
5.5 El operador selecciona el equipo de bombeo que se va arrancar y posteriormente
que entra en línea se le da la confirmación de recibido.
5.6 Iniciada la operación en la estación, el operador observara en la pantalla de
control,
una variación de ascenso en la presión estática de succión,
inmediatamente se arranca los motores seleccionados que van a entrar en línea.
5.7 Una vez que los motores han arrancado automáticamente se abren las válvulas
de descarga de dichos grupos.
5.8 Lentamente subimos revoluciones de los motores desde el control de velocidad,
tratando de mantenernos con una presión de succión de 80 psi y cuidando que la
presión de descarga no exceda de 1900 psi por cuanto fuera de estos rangos los
grupos se bloquean.
5.9 Verificar en el campo que no exista alguna novedad con los equipos luego del
reinicio de las operaciones.
5.10 En la estación se comprobara periódicamente en la toma muestras el producto
que está pasando.
62
5.11 Durante el tiempo que dure la operación se realizara un control horario tanto en
la pantalla de control como en el campo y manifold, de temperaturas y presiones
de los equipos.
5.12 Registrar los datos de entrada y salida de operación en la bitácora de
operaciones así como los datos de campo, para ser reportados cada hora.
6. CRITERIO OPERATIVO
6.1 Condiciones del manifold.
6.2 Condiciones de bridas.
6.3 Condiciones de válvulas.
6.4 Presiones de línea.
6.5 Condiciones de los grupos de bombeo.
6.5 Características del producto a bombear.
7. REFERENCIAS
Normas aplicadas al manual y procedimientos de pruebas de calidad dependiendo
producto.
8. FORMULARIOS
Registro de datos de Control Diario.
9. ANEXOS
Bitácora de Operaciones.
Archivo Digital.
4.3 MANUAL DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTOS LIMPIOS.
1. OBJETIVO
Definir un método para el control de calidad de los productos limpios en la cabecera del
Poliducto Shushufindi – Quito.
63
2. ALCANCE
Aplicada a todas las personas que trabajen en el área de operaciones en el Poliducto
Shushufindi – Quito.
3. DEFINICIONES
Interfase:
Es el común en estado de fusión de dos productos.
Registrador de Densidad:
Elemento electrónico encargado de registrar la densidad del
producto.
4. RESPONSABILIDADES
Elabora:
Personal de operaciones de la cabecera Shushufindi.
Revisa:
Coordinador de Estación Shushufindi.
Aprueba:
Coordinador de Estación Shushufindi.
Cumplimiento:
Personal de Operaciones de la cabecera Shushufindi.
5. DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO
5.1 Fiscalización de tanque o esfera a evacuar hacia la cabecera Shushufindi.
5.2 Solicitar certificado de calidad al CIS, del producto a ingresar a la cabecera
Shushufindi.
5.3 Tomar muestras de producto a evacuarse para análisis de laboratorio en la cabecera
Shushufindi antes del ingreso del producto.
5.4 Elaborar certificado de aceptación o rechazo del producto con datos obtenidos.
5.5 Informar al supervisor de turno de los resultados obtenidos para su ingreso a la
cabecera Shushufindi.
64
6. CRITERIO OPERATIVO
Dependiendo del producto:
6.1
Densidad API
6.2
Temperatura
6.3
Índice de cetano
6.4
Viscosidad, etc.
7. REFERENCIAS
Normas aplicadas al manual y procedimientos de pruebas de calidad dependiendo
producto.
8. FORMULARIOS
Registro de datos de Control Diario.
9. ANEXOS
Bitácora de Operaciones.
Archivo Digital.
65
CAPÍTULO V
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
 No existe procedimientos establecidos y validados por parte de la autoridad
superior encargada del control operativo de estas actividades, es decir por el
Intendente del Poliducto, esto ocasiona que no se pueda establecer
responsabilidades sobre problemas operativos que se detecten, ni se generen
auditorias de control sobre su aplicación.

Al no existir manual con los procedimientos de aplicación a las actividades de
entrega recepción de producto entre dos Gerencias diferentes no se establece
parámetros acordados para validar calidad o características de producto para su
transferencia de custodia.
 La idea de que son áreas de la misma empresa aunque diferentes gerencias no
exime de responsabilidad en el manejo de los
combustibles a ser
comercializados lo cual se denoto como falencia en el estudio realizado.
 Se evidencia que al no contar con manuales de operación, no existe
responsabilidad definida en caso de problemas de aceptación de producto en
malas condiciones es decir fuera de especificaciones.

No se ha documentado menos aun digitalizado ningún procedimiento por parte
de ninguna de las áreas involucradas en la entrega recepción de combustibles
para ser transportados a los centros de distribución.
67
 Los tiempos de operación del poliducto son altos en muchos casos debido a
paradas por problemas en la acepción de los productos transportados en el
Terminal Beaterio.
5.2 RECOMENDACIONES
 Es importante y necesario contar con un sistema de operación validado en sus
diferentes actividades no solo como control del mismo, sino como elemento de
capacitación a funcionarios nuevos o trasladados de otras áreas a fin de que no
existan problemas operativos por desconocimiento de o falta de información,
por lo cual es recomendable al crearlo y validarlo realizar una amplia difusión
del mismo.
 El presente manual consta de varios procedimientos los cuales deberán ser
revisados y de ser el caso constantemente actualizados a fin de que sirvan de
guía en los criterios operativos de los procesos fundamentales de la cabecera del
Poliducto Shushufindi Quito.
 Todo manual y procedimiento debe ser validado por la máxima autoridad a
cargo de las operaciones en mención, con el aval de la revisión de los jefes de
campo, por lo que se recomienda, que estos, que se entregan en el presente
trabajo, sigan el camino mencionado antes de su implementación y así sirvan
como elementos de control en caso de algún momento se de un problema
operativo.
 Validados los procedimientos y el manual deberá capacitarse a todo el personal
incluido jefes y técnicos, y de ser el caso incorporar recomendaciones de los
mismos para futuras revisiones.
68
 Siempre que exista cambio de equipos o remodelaciones, incremento de
productos u otras actividades, deberán incluirse en el manual o deberán generase
nuevos procedimientos.
 Se deben generar un check list para entrega – recepción de turno, ya que no es
suficiente redactar las novedades solo en bitácoras.
 Se recomienda aplicar la norma ANSI/ISA S 5.1
a fin de tener PI&Ds
actualizados concordantes con los check list que se generen, esto ayudara a ser
coherentes entre los equipos de campo y el panel de control.
69
GLOSARIO
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Aditivos.- Substancias que se añaden a un aceite lubricante, para mejorar sus
propiedades naturales, que le confieren nuevas características a los mismos.
Alquilación.- Proceso que une olefinas con isoparafinas de bajo peso molecular, en
particular, la reacción de butileno con isobutano utilizando ácido sultüirico o ácido
fluorhídrico como catalizador para obtener un producto para la preparación de mezclas para
obtener gasolinas por su alto octanaje.
API.- Siglas del Instituto Americano del Petróleo, organismo con sede en Estados
Unidos de Norteamérica, que entre otras actividades establece la nomenclatura de los
diferentes niveles de servicio para aceites lubricantes.
ASTM.- Siglas de la Sociedad Americana de Ensayos y Materiales, organismo con sede en
Estados Unidos de Norteamérica, que entre otras actividades establece los métodos de ensayo
para ser utilizados en los diferentes laboratorios.
Asfaltos.- Son materiales aglomerados sólidos o semisólidos, de color que varía de
negro a pardo oscuro y que se licúan gradualmente al calentarse; sus constituyentes
predominantes son betunes que se encuentran en la naturaleza en forma sólida o
semisólida; también se obtienen de la destilación del petróleo o combinaciones de éstos entre
si con el petróleo o productos derivados de estas combinaciones.
Asfalto de petróleo. Es el producto de residuo obtenido de la destilación en la unidad de
vacío.
Betún.- Porción del petróleo, asfalto y alquitranes que se disuelven completamente en
disulfuro de carbono.
Catalizador.- Sustancia o material que hace que una reacción química tenga lugar sin
que cambie químicamente.
71
Clasificación API. Orden sistemático de las categorías de acuerdo con los diferentes
niveles de desempeño en pruebas patrón para motores de combustión interna. Se utiliza la
letra C mayúscula para identificar los niveles de desempeño de los lubricantes en motores
de diesel.
Combustibles para motores de dos tiempos. Mezcla en proporciones adecuadas de una
nafta industrial de bajo octanaje y aceite lubricante para motores de dos tiempos
enfriados por agua.
Corte.- Porción de un crudo que hierve dentro de ciertos límites de temperatura y que
generalmente se toman en base a los puntos de ebullición verdaderos del ensayo de
destilación del crudo.
Craqueo.- Rotura de hidrocarburos de elevado peso molecular a compuestos más ligeros
mediante la aplicación de calor.
Craqueo Catalítico.- Rotura de hidrocarburos de elevado peso molecular a compuestos
más ligeros mediante la aplicación de calor y en presencia de catalizador selectivo. El
craqueo catalítico produce un mejor rendimiento y calidad de los productos frente al
craqueo térmico.
Crudo acido.- Crudo que contiene azufre en cantidades superiores al 1 % o que contiene
mas de 0,05 pies cúbicos de sulfuro de hidrógeno por a 100 galones de crudo.
Crudo Dulce.- Contiene poco o nada de sulfuro de hidrógeno y pequeñas cantidades de
mercaptanos y otros compuestos de azufre.
Crudo Reducido.- Residuo cuya densidad API se ha reducido por separación por
destilación de los componentes más ligeros de menor punto de ebullición.
Des parafinado.- Eliminación de parafinas de aceites lubricantes, bien por enfriamiento y
filtración o por un proceso de extracción con solventes.
72
Destilación.- Proceso de separación física de componentes de una muestra líquida
basado en sus diferentes puntos de ebullición o diferente grado de volatilidad.
Destilación ASTM.- Destilación intermitente de laboratorio normalizada para productos
livianos que se destila a la presión atmosférica sin que se craquee.
Destilados Medios.- cortes de queroseno y diesel de la destilación atmosférica. El corte
exacto se determina por las especificaciones de los productos.
Destilación TBP.- Destilación discontinua de laboratorio realizada en una columna de
fraccionamiento de 15 platos teóricos con una razón de reflujo de cinco a uno. Un buen
fraccionamiento conduce a temperaturas de ebullición exactas. Por esta razón, la
destilación se conoce como destilación de puntos de ebullición verdaderos.
Endulzado.- Eliminación o conversión a sustancias inocuas de compuestos de azufre en un
producto del petróleo mediante cualquiera de los diversos procesos existentes como por
ejemplo oxidación de mercaptanos.
Factor de Caracterización.- Número que determina el predominio de determinada
familia hidrocarburífera contenidos en el petróleo y derivados.
Fuel Oil. Es el combustible resultante de la mezcla de diversas fracciones pesadas de
petróleo utilizada para la generación de calor o energía.
Gasolina. Mezcla de hidrocarburos relativamente volátiles, libre de aguas, sedimento y
material sólido en suspensión, destinada a ser utilizada como combustible para motores
de combustión interna de encendido por chispa.
Gas Licuado de Petróleo, GLP. Es un producto constituido fundamentalmente por
propano, butano o sus mezclas, que se comercializa como combustible gaseoso. La
denominación de gas licuado de petróleo deberá expresarse con la abreviatura GLP.
73
Gas Residual.- Gases ligeros constituidos por metano y etano con impurezas de bajo
punto de ebullición producida como subproductos de los procesos de refinería.
Gasóleo. Son los destilados diluidos de petróleo cuyos cortes están comprendidos
entre el Diesel No. 2 y el fondo de destilación al vacío.
Índice Antidetonante (IAD). Es la semisuma del número de octano obtenido por el
método Research (RON), y el número de octano obtenido por el método motor (MON).
Índice de Diesel.- Medida de la calidad de ignición de un combustible diesel, cuanto
mayor es su valor más satisfactorio es la calidad. Por medio de correlaciones específicas
de cada crudo y proceso de fabricación esta cantidad puede predecir el número de
cetano.
'
Izomerización.- Reordenamiento de las moléculas de hidrocarburos de cadena lineal
para dar productos de cadena ramificada. Los pentanos y hexanos, que son difíciles de
reformar se izomerizan utilizando catalizadores de cloruro de aluminio o metales
preciosos para formar componentes de mezcla para gasolinas de alto octanaje. El butano
normal puede izomerizarse para obtener isobutano necesario como carga para el
proceso de alquilación.
Líquido Newtoniano. Es un líquido que tiene una viscosidad independiente del esfuerzo
cortante o coeficiente cortante; si la relación del esfuerzo cortante y el coeficiente
cortante no es constante, el líquido no es newtoniano.
Nm3 / D. 1 metro cúbicos normales por día.
MSCF/D. Abreviatura de un millar de pies cúbicos estándar por día, una medida común
para el volumen de gas. Condiciones normales suelen establecerse en 60ºF y psia 14.7.
Porcentaje Total de Recuperado. Es el máximo porcentaje obtenido de la destilación.
74
Porcentaje Total de Recuperación. Es la suma de porcentaje total de recuperado y
residuo.
Porcentaje de Pérdidas. Es la diferencia entre el 100% y el porcentaje total de
recuperación.
Porcentaje de Volumen Evaporado. Es la suma de los porcentajes de recuperado y de
pérdidas.
Porcentaje de Residuo. Es el volumen remanente de la muestra presente en el matraz al final
de la destilación, expresado en porcentaje.
Presión Absoluta. Es la suma de la presión manométrica más la presión atmosférica.
Presión de Vapor. Es la presión que a una temperatura dada ejercen los vapores
emanados de un líquido contra las paredes del recipiente que lo contiene, una vez que se ha
establecido el equilibrio entre el número de moléculas que abandonan el líquido y las que
vuelven a su seno.
Presión de Vapor Reíd. Es aproximadamente la presión de vapor de un material a
37,8°C, que difiere de la presión de vapor verdadera, debido a una pequeña vaporización de
la muestra y la presencia de vapor de agua y de aire en el espacio confinado de la cámara
en la que se realiza la determinación.
Punto de Anilina.- Temperatura mínima para la miscibilidad completa de volúmenes
iguales de anilina y de la muestra a ensayo. El ensayo se considera una indicación del
contenido de parafinas de la muestra y en diesel tiene relación con la calidad de ignición del
combustible.
Punto de Humo.- Ensayo que mide la calidad de combustión de combustibles para
motores de reacción turbo fuel, queroseno y aceites de iluminación. Se define como la
altura de la llama en milímetros que emite humo.
75
Punto Inicial de Ebullición. Es la temperatura observada en el termómetro, colocado en el
cuello del matraz de destilación, en el instante en que la primera gota de destilación cae de
la boca del tubo condensador.
Punto Final de Destilación. Es la temperatura más alta observada durante toda la
destilación en el termómetro ubicado en el cuello del matraz de destilación.
Punto Seco. Es la temperatura observada en el termómetro del matraz de destilación, en el
instante en que la última gota de líquido se evapora del fondo del matraz de
destilación.
Punto de Descomposición. Es la temperatura observada en el termómetro, que coincide con
la manifestación de los primeros indicios de descomposición térmica del producto contenido
en el matraz de destilación. Los signos característicos de una descomposición térmica son:
presencia de vapores, variaciones irregulares de temperatura de los vapores, descenso
de temperatura a pesar de un aumento del calor.
Punto de Inflamación. Temperatura mínima corregida a presión barométrica de 101,3 kPa
(1 atm), en la cual la aplicación de una fuente de calentamiento hace desprender vapores
de la muestra de análisis, que se inflaman bajo condiciones específicas de ensayo.
Punto de Nube o Neblina.- Temperatura a la que los compuestos solidifícables
presentes en la muestra empiezan a cristalizar o a separarse de la mezcla siguiendo un
método de enfriamiento especificado. Este punto es una especificación típica de los
combustibles y destilados medios.
Punto de Escurrimiento, Vertido o Fluidez. Es un índice de la más baja temperatura, en
la cual se observa fluidez en el producto, la misma que es de utilidad en determinadas
aplicaciones.
Reacción Endotérmica.- Reacción en la que debe añadirse calor para mantener los
reactantes y productos a una temperatura constante.
76
Reacción Exotérmica.- Reacción en la que se desprende calor, como ejemplo alas de
alquilación, polimerización e hidrogenación.
Reformado.- Reordenamiento de las moléculas cambiando su composición química por
ejemplo conversión de fracciones de nafta en productos de índice de octano superior.
Reformado Térmico.- Es esencialmente un aplicado a naftas pesadas para obtener
rendimientos crecientes de intervalos de ebullición de la gasolina mejorando el octanaje.
Reformado Catalítico.- Se aplica a diferentes naftas y consiste principalmente en la
deshidrogenación de cicloalcano a aromáticos. Se utilizan como catalizadores platino,
platino-renio, óxidos de aluminio, de cromo, de molibdeno de cobalto y de silicio.
Selectividad.- Razón de productos deseables frente a los indeseables.
Severidad.- Grado de intensidad de las condiciones de operación de una unidad de
proceso.
Solvente No. 1. Destilado de petróleo alifático en un intervalo de destilación entre 28 y
200°C.
Solvente No. 2. Destilado de petróleo alifático, en un intervalo de destilación entre 28 y
140°C.
Turbo Combustible. Mezcla de hidrocarburos refinados, derivados del petróleo crudo,
adecuado para ser utilizado como carburante en aviones de turbina.
Unidad de muestreo. Es una porción de material o un artículo individual, extraída al azar
de un lote.
Viscosidad cinemática. Es la relación entre la viscosidad y la densidad de la muestra; es
una medida de la resistencia al flujo de un líquido bajo la acción de la gravedad. En el SI,
la unidad de viscosidad cinemática es el metro cuadrado por segundo.
77
Viscosidad Dinámica. Es la relación entre el esfuerzo cortante aplicado y el coeficiente de
corte; es una medida de la resistencia al flujo de un líquido bajo la acción de la gravedad.
En el SI, la unidad de viscosidad dinámica es el pascual por segundo.
Viscosidad Saybolt Universal, SSU. Es el tiempo de flujo, en segundos, de 60 cm3 de
muestra, a través de un orificio universal, calibrado a condiciones normalizadas. Se
utiliza para tiempos de flujo igual o mayor que 32s.
Viscosidad Saybolt Furol, SSF. Es el tiempo de flujo, en segundos, de 60m3 de
muestra, a través de un orificio furol, calibrado a condiciones normalizadas. Se utiliza
para tiempos de flujo Igual o mayor que 25 s.
Viscosidad Redwood No. 1. Es el tiempo de flujo, en segundos, de 50 cm3 de muestra, a
través de un oficio Redwood, calibrado a condiciones normalizadas.
78
BIBLIOGRAFÍA
BIBLIOGRAFÍA
1. http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml
2. www.quiminet.com.mx
3. http://www.biodisol.com/medio-ambiente/que-es-el-petroleo-tipos-de-petroleohidrocarburos
4. American Petroleum Institute, API Standard 650: Welded Steel Tanks for Oil
Storage, 1978, Washington.
5. Standard Method for Distillation of Petroleum Products Method; ASTM D-86,
2002.
6. Artículos técnicos de varias revistas.
7. Química y características del petróleo y productos básicos.
8. ANTONIO CREUS, Instrumentación Industrial, Séptima edición Alfaomega
Grupo Editor, México. Noviembre 2005
9. DALE R. PATRICK, Instrumentation Training course, Howard W Saws & Co.,
Inc., USA.
80
ANEXOS
81
Anexo Nº 1. Norma ASTM D 86 Destilación de Petróleo por Presión Atmosférica
82
83
84
85
86
87
88
Anexo Nº 2. Norma ASTM D 1322 Punto de Humo del Querosene y Gasolina de
Aviación
89
90
91
92
93
94
95
96
97
Anexo Nº 3. MSDS del GLP
98
99
100
101
102
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105
106
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108
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Anexo Nº 4. MSDS del Jet A1
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Anexo Nº 5. Perfil del Poliducto Shushufindi – Quito
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138
Anexo Nº 6. Registro de Datos de Control Diario
139
140