universidad tecnolÓgica...

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

DESCRIPCIÓN Y DETERMINACIÓN DE LA CONFIABILIDAD DEL

PROCESO DE MEDICIÓN Y CONTROL DE COMBUSTIBLES EN LAS

LLENADERAS DE ENTREGA DE PRODUCTOS LIMPIOS EN LAS ISLAS DE

CARGA DE LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS.

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS

CARÁTULA

Autor:

CESAR IVÁN VERA SOLÍS

Director de Tesis:

ING. FAUSTO RAMOS

QUITO-ECUADOR

2011

III

DECLARACIÓN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.

__________________________________________


C.I. 0802473686

AUTOR

IV

INFORME DEL DIRECTOR

CE Quito, 17 de enero del 2011

INFORME DEL DIRECTOR

Sr. Ing. MBA. MSc.

Jorge Viteri Moya

DECANO

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

Presente

De mi consideración:

Me permito informarle que la tesis: “DESCRIPCIÓN Y DETERMINACIÓN DE LA

CONFIABILIDAD DEL PROCESO DE MEDICIÓN Y CONTROL DE

COMBUSTIBLES EN LAS LLENADERAS DE ENTREGA DE PRODUCTOS

LIMPIOS EN LAS ISLAS DE CARGA DE REFINERÍA ESTATAL DE

ESMERALDAS”, realizada por el Señor CESAR IVÁN VERA SOLÍS, previa a la

obtención del título de TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS, ha sido concluida bajo mi

dirección y tutoría, por lo que solicito el trámite subsiguiente.

Por la atención a la presente, le anticipo mi agradecimiento.

Atentamente,

Ing. FAUSTO RAMOS A.

DIRECTOR DE TESIS

V

CARTA DE LA EMPRESA

VI

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios por guiar mis pasos por el camino del bien, a mi madre Felipa y a mi

padre Charding por su apoyo incondicional recibido en todo momento de mi vida

estudiantil, a mi hermano y todos y cada uno de mis familiares que de una u otra manera

me apoyaron para poder salir adelante con mi carrera universitaria.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, al señor Decano Ing., Jorge Viteri y al

Subdecano Ing. Bolívar Haro, por acogerme en sus aulas y permitir desarrollarme

académica y personalmente.

Agradezco a mi Director Ing. Fausto Ramos por la orientación, ideas y consejos

recibidos, que me ayudaron mucho para poder realizar mi proyecto de tesis.

Mi agradecimiento a todo el personal del área de SETRIA que con sus conocimientos y

experiencia me supieron ayudar a culminar este trabajo.


VII

DEDICATORIA

A Dios por haberme dado salud y vida para poder realizar con éxito este proyecto de

tesis.

A mis padres, los que están y también a los que se fueron, por haber confiado en mí, por

su apoyo incondicional, en cada momento difícil de mi vida.

A cada una de las personas que me brindaron su apoyo a lo largo de mi trayectoria y que

con su granito de arena contribuyeron para que esto se transforme en una realidad.


VIII

ÍNDICE GENERAL

CARÁTULA .................................................................................................................... II

DECLARACIÓN ............................................................................................................ III

INFORME DEL DIRECTOR ......................................................................................... IV

CARTA DE LA EMPRESA ............................................................................................ V

AGRADECIMIENTO .................................................................................................... VI

DEDICATORIA ........................................................................................................... VII

ÍNDICE GENERAL..................................................................................................... VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO............................................................................................. IX

ÍNDICE DE FIGURAS .............................................................................................. XVII

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. XIX

ÍNDICE ECUACIONES .............................................................................................. XIX

ÍNDICE DE ANEXOS .................................................................................................. XX

RESUMEN ................................................................................................................... XXI

SUMMARY ............................................................................................................... XXII

IX

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1

1.1 Problema ................................................................................................................ 1

1.2 Objetivo General ..................................................................................................... 2

1.3 Objetivos Específicos .............................................................................................. 2

1.4 Justificación............................................................................................................. 2

1.5 Hipótesis .................................................................................................................. 2

1.6 Variables ................................................................................................................. 3

1.6.1 Variables Dependientes .................................................................................... 3

1.6.2 Variables Independientes ................................................................................. 3

1.7 Marco Teórico ......................................................................................................... 3

1.7.1 Refinería Estatal de Esmeraldas ....................................................................... 3

1.7.2 Unidad de transferencia y almacenamiento “SETRIA” .................................. 6

1.7.3 Llenaderas ........................................................................................................ 8

1.8 Metodología ............................................................................................................ 9

1.8.1 Métodos de investigación ................................................................................. 9

1.8.2 técnicas de investigación: ................................................................................. 9

CAPÍTULO II ................................................................................................................. 10

2. ÁREAS DE LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS ................................ 10

2.1 El Área de Crudos ................................................................................................. 10

2.2 El Área de Cracking catalítico .............................................................................. 11

X

2.3 La Regeneración Continua de Catalizador (CCR) ................................................ 11

2.4 La Planta Hidrodesulfuradora (HDS).................................................................... 12

2.5 El residuo .............................................................................................................. 12

2.6 Utilidades .............................................................................................................. 12

2.7 Unidades de Proceso ............................................................................................. 13

2.7.1 Destilación Atmosférica del Crudo ................................................................ 15

2.7.2 Destilación al Vacío ....................................................................................... 16

2.7.3 Reductora de Viscosidad ................................................................................ 17

2.7.4 Craqueo Catalítico Fluidizado FCC ............................................................... 18

2.7.5 Reformadora Catalítica Con Regeneración Continua (CCR) ........................ 19

2.7.6 Hidrodesulfuradora de Diesel ........................................................................ 21

CAPÍTULO III ................................................................................................................ 24

3. SECCIÓN DE TRANSFERENCIA Y ALMACENAMIENTO “SETRIA” .............. 24

3.1 Distribución ........................................................................................................... 24

3.1.1 Área A ............................................................................................................ 24

3.1.2 Área B ............................................................................................................ 25

3.1.3 Área C ........................................................................................................... 25

3.1.4 Área D ........................................................................................................... 26

3.1.5 Área E............................................................................................................ 26

3.1.6 Área F ........................................................................................................... 27

3.2 Equipos Principales .............................................................................................. 28

3.2.1 Clasificación de los tanques en función de la presión............................. 28

3.2.1.1 Esferas para propano, butano y L.P.G ................................................... 29

XI

3.2.1.2 Tanques de Techo Fijo ........................................................................... 30

3.2.1.3 Tanques de techo flotante....................................................................... 31

3.2.1.4 Techo flotante tipo pontones .................................................................. 33

3.2.1.5 Techo flotante de doble cubierta ............................................................ 33

3.3 Descripción de los tanques y esferas .................................................................... 34

3.4 Accesorios y conexiones ...................................................................................... 37

3.4.1 Tanques atmosféricos ..................................................................................... 38

3.4.2 Esferas ........................................................................................................... 39

3.5 Blending ................................................................................................................ 40

3.5.1 Naftas ............................................................................................................. 40

3.5.1.1 Naftas livianas ......................................................................................... 41

3.5.1.2 Naftas pesadas ......................................................................................... 41

3.5.1.3 Nafta Isomerizada ................................................................................... 42

3.6 Octanaje de las gasolinas ...................................................................................... 43

3.7 Aforamiento y muestreo de tanques y esferas...................................................... 44

3.7.1 Normas técnicas aplicables a las mediciones estáticas y dinámicas en la REE

................................................................................................................................. 46

3.7.1.1 Términos usados en aforamiento (medición estática) ............................. 47

3.8 Métodos de aforamiento ....................................................................................... 50

3.8.1 Aforamiento directo ...................................................................................... 51

3.8.1.1 Precaución del método ........................................................................... 51

3.8.2 Aforamiento indirecto o al vacío.................................................................... 51

3.8.3 Medida de la temperatura con termómetros electrónicos ............................. 52

3.9 Equipos de Medición............................................................................................ 53

XII

3.9.1 Cinta para medición a vacío ........................................................................... 53

3.9.2 Cinta para medición directa .......................................................................... 54

3.9.3 Termómetro digital......................................................................................... 54

3.9.4 Toma de muestra ........................................................................................... 56

3.10 Procedimientos para aforar ................................................................................ 57

3.10.1 Aforo a medida directa ................................................................................. 57

3.10.2 Aforo o medida indirecta (al vacío) ............................................................ 58

3.10.3 Toma de muestras del contenido de un tanque ........................................... 60

3.10.3.1 Procedimiento ...................................................................................... 61

3.11 Productos limpios que se despachan actualmente en REE ................................ 61

3.11.1 Gasolina extra............................................................................................... 61

3.11.2 Gasolina súper ............................................................................................. 65

3.11.3 Diesel 2 ........................................................................................................ 68

3.11.3.1 Características ....................................................................................... 68

3.11.3.2 Usos ....................................................................................................... 68

3.11.4 Jet fuel A1 ................................................................................................... 71

3.11.4.1 Usos ....................................................................................................... 71

3.11.4.2 Características técnicas del jet fuel A1 ................................................ 71

3.11.5 Gas licuado de petróleo GLP ...................................................................... 74

3.11.5.1 Características ....................................................................................... 74

3.11.5.2 Usos ...................................................................................................... 74

XIII

CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 77

4. SISTEMA Y ÁREA DE LLENADO Y DESPACHO (ISLA DE CARGUIO) DE

PRODUCTOS LIMPIOS ................................................................................................ 77

4.1 Descripción de los equipos y partes ...................................................................... 77

4.1.1 Plataforma N° 1 .............................................................................................. 77

4.1.2 Plataforma N° 2 .............................................................................................. 78

4.1.3 Plataforma N° 3 .............................................................................................. 78

4.1.4 Plataforma N° 4 .............................................................................................. 79

4.1.5 Plataforma N° 5 ............................................................................................. 79

4.1.6 Plataforma N° 6 .............................................................................................. 79

4.1.7 Plataforma N° 7- A ........................................................................................ 80

4.1.7.1 Plataforma N° 7-B ................................................................................... 80

4.1.8 Plataforma N° 8 .............................................................................................. 81

4.1.9 Plataforma N° 9 (2 brazos) ............................................................................. 81

4.1.10 Plataforma N° 10 (l Solo brazo) ................................................................... 82

4.2 Descripción y control del flujo ............................................................................. 84

4.2.1 Llenado de los productos ............................................................................... 85

4.2.1.1 Gasolina regular y especial ..................................................................... 85

4.2.1.2 Jet fuel .................................................................................................... 86

4.2.1.3 Kerosene y diesel .................................................................................... 87

4.2.1.4 Fuel oíl liviano ....................................................................................... 88

4.2.1.5 Fuel oíl pesado Nº 6 ................................................................................ 89

4.2.1.6 Asfalto de curado medio y asfalto de curado rápido ............................... 90

4.2.1.7 Asfalto de penetración ............................................................................ 92

XIV

4.2.1.8 L.P.G. (gas licuado de petróleo).............................................................. 92

4.3 Equipos especiales en llenaderas .......................................................................... 94

4.3.1 Bomba de sumidero de área de carga ............................................................. 94

4.4 Parada de emergencia ........................................................................................... 95

4.5 Fallas de servicios auxiliares ................................................................................. 97

4.5.1 Falla del agua de enfriamiento ....................................................................... 97

4.5.2 Falla del sistema de energía eléctrica ............................................................. 97

4.6 Trabajo que se requiere en los medidores de desplazamientos positivo ............... 98

4.7 Medidores de desplazamiento positivo ................................................................. 98

4.7.1 Instalación ................................................................................................... 100

4.7.2 Principio de operación................................................................................. 102

4.8 Medidor volumétrico tipo turbina ....................................................................... 105

4.9 Medidor másico tipo coriolis ............................................................................ 107

4.10 Calibración de medidores .................................................................................. 108

4.10.1 Dispositivos de calibración ........................................................................ 109

4.11 Calibración de los medidores de desplazamiento positivo .............................. 110

4.12 Procedimiento para el cálculo del factor del medidor ..................................... 111

4.12.1 Datos del probador ..................................................................................... 111

4.12.2 Datos del medidor ...................................................................................... 111

4.12.3 Cálculo del factor de corrección por efecto de la temperatura sobre el

material ( CTS) ...................................................................................................... 112

4.12.4 Determinación del factor de corrección por efecto de la presión en el

producto (CPLM Y CPLP) ..................................................................................... 113

XV

4.12.5 Determinación del factor de corrección por efecto de la presión sobre el

material (CPS) ....................................................................................................... 114

4.12.6 Determinación del factor de corrección por efecto de la temperatura sobre el

material ( CTS) ...................................................................................................... 115

4.12.7 Determinación del factor de corrección combinado para el probador ( CFp)

............................................................................................................................... 116

4.12.8 Determinación del factor de corrección combinado para el medidor (CCFM)

............................................................................................................................... 116

4.12.9 Cálculo del factor del medidor (MF) ........................................................ 117

4.13 Calibración de los medidores de desplazamiento positivo en la REE .............. 118

4.13.1 Herramientas y equipos para la calibración ............................................... 118

4.13.2 Datos para calibración ............................................................................... 119

4.14 Accuload III ...................................................................................................... 120

4.14.1 Características ............................................................................................ 121

4.14.1.1 Accuload III-N4 .................................................................................. 121

4.14.1.2 Accuload III-S o Q .............................................................................. 121

4.14.1.3 Accuload III-S ..................................................................................... 122

4.14.1.4 Accuload III-Q ................................................................................... 122

4.15 Consideraciones básicas para todos los medidores de flujo.............................. 123

4.15.1 El fluido ...................................................................................................... 123

4.15.2 Fase simple ................................................................................................. 124

4.15.3 Fluidos no estándares ................................................................................. 124

4.15.4 Fluidos pulsantes ........................................................................................ 125

4.15.5 Limitaciones físicas .................................................................................... 126

XVI

4.15.6 Gases condensados ..................................................................................... 126

4.15.7 Líquidos críticos ......................................................................................... 127

CAPÍTULO V ............................................................................................................... 128

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 128

5.1 Conclusiones ....................................................................................................... 128

5.2 Recomendaciones ................................................................................................ 130

BIBLIOGRAFÍA GENERAL ................................................................................... 132

GLOSARIO .............................................................................................................. 133

ANEXOS .................................................................................................................. 138

XVII

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Refinería Estatal de Esmeraldas ....................................................................... 5

Figura 2. Diseño de la refinería para refinar 110 mil barriles ........................................... 6

Figura 3. Sección de Transferencia y Almacenamiento................................................... 7

Figura 4. Llenaderas .......................................................................................................... 8

Figura 5. Área de Crudos ................................................................................................ 10

Figura 6. Hornos de alta presión en destilación atmosférica 1 ....................................... 13

Figura 7. Destilación Al Vacío ....................................................................................... 17

Figura 8 Reductoras de viscosidad .................................................................................. 18

Figura 9. Craqueamiento Catalítico Fluido ..................................................................... 19

Figura 10. Reformadora Catalítica Con Regeneración Continua.................................... 21

Figura 11. Hidrodesulfuradora de Diesel ........................................................................ 23

Figura 12. Esferas para propano, butano y L.P.G ........................................................... 30

Figura 13. Tanque techo flotante .................................................................................... 33

Figura 14. Accesorios de tanque techo flotante .............................................................. 39

Figura 15. Vista general del Proceso de Blending en la REE ......................................... 42

Figura 16. Cinta para medición a vacío .......................................................................... 53

Figura 17. Cinta para medición directa ........................................................................... 54

Figura 18. Termómetro digital ........................................................................................ 56

Figura 19. Toma muestras ............................................................................................... 57

Figura 20. Aforo a medida directa .................................................................................. 58

Figura 21. Aforo al vacío ................................................................................................ 60

Figura 22. Tanque de gasolina extra ............................................................................... 62

XVIII

Figura 23. Características técnicas de la gasolina extra para comercialización REE ..... 63

Figura 24. Requisitos de la gasolina extra Norma NTE INEN 935:2010 ....................... 64

Figura 25. Tanque de gasolina súper .............................................................................. 65

Figura 26. Características técnicas de la gasolina súper para comercialización REE .... 66

Figura 27. Requisitos de la gasolina súper NTE INEN 935:2010 .................................. 67

Figura 28. Tanque de diesel 2 ......................................................................................... 68

Figura 29. Características técnicas del diesel 2 para comercialización REE .................. 69

Figura 30. Requisitos del Diesel No.2 NTE INEN 1 489:99 .......................................... 70

Figura 31. Características técnicas del jet fuel a-1 para comercialización REE ............. 72

Figura 32. Requisitos fisicoquímicos Jet A-1 NTE INEN 2 070:2006 ........................... 73

Figura 33. Características técnicas del GLP para comercialización REE ....................... 75

Figura 34. Requisitos del GLP NTE INEN 675:1982 .................................................... 76

Figura 35. Brazos de llenado ........................................................................................... 82

Figura 36. Medidor de desplazamiento positivo ........................................................... 100

Figura 37. Instalación de un banco de medidores de desplazamiento positivo ............ 102

Figura 38. Principio de operación medidor PD primera etapa ...................................... 103

Figura 39. Principio de operación medidor PD segunda etapa ..................................... 103

Figura 40. Principio de operación medidor PD tercera etapa ....................................... 104

Figura 41. Principio de operación medidor PD cuarta etapa ........................................ 104

Figura 42. Medidor volumétrico tipo turbina helicoidal ............................................... 106

Figura 43. Medidor tipo coriolis ................................................................................... 108

Figura 44. Instalación típica de un probador ................................................................. 109

Figura 45. Coeficiente de expansión térmica ................................................................ 113

Figura 46. Probador volumétrico o Serafín ................................................................... 119

XIX

Figura 47. Accuload III ................................................................................................. 121

Figura 48. Accuload III-S ............................................................................................. 122

Figura 49. Accuload III-Q ............................................................................................. 123

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Unidades de proceso de la Refinería de Esmeraldas y sus capacidades ........... 23

Tabla 3. Parámetros de preparación de gasolina (81 Ron).............................................. 43

Tabla 4. Parámetros de preparación de gasolina (90 RON) ............................................ 44

Tabla 5. Tiempo de inmersión recomendado para tomar temperatura............................ 52

Tabla 6. Temperatura mínima medida a varios pies de profundidad del producto ......... 55

Tabla 7. Bases del diseño para el sistema de llenado y despacho ................................... 83

ÍNDICE ECUACIONES

Ecuación 1. Modelo para calcular la altura del líquido en el tanque .............................. 59

Ecuación 2. Modelo para calibrar los medidores de desplazamiento positivo ............. 110

Ecuación 3. Modelo para calcular el Factor de corrección por efecto de la temperatura

sobre el material ............................................................................................................ 112

Ecuación 4. Modelo para calcular el Factor de corrección por efecto de la presión en el

producto......................................................................................................................... 113

Ecuación 5. Modelo para calcular el Factor de corrección por efecto de la presión sobre

el material ...................................................................................................................... 114

XX

Ecuación 6. Modelo para calcular el Factor de corrección por efecto de la temperatura

sobre el material ............................................................................................................ 115

Ecuación 7. Modelo para calcular el Factor de corrección combinado para el probador

....................................................................................................................................... 116

Ecuación 8. Modelo para calcular el Factor de corrección combinado para el medidor

....................................................................................................................................... 116

Ecuación 9. Modelo para calcular el Factor del Medidor ............................................. 117

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1. Programa de transferencias de productos intermedios y finales de la REE .. 138

Anexo 2. Informe diario de existencias y despachos .................................................... 139

Anexo 3. Movimiento diaria de productos en tanques .................................................. 140

Anexo 4. Programa para preparación de gasolina súper ............................................... 141

Anexo 5. Evacuación de productos despachados y recepción de nafta por llenaderas

....................................................................................................................................... 142

Anexo 6. Capacidad y fondaje operativos de los tanques de REE................................ 143

Anexo 7. Planta de tetra etilo de plomo TEL ................................................................ 144

Anexo 8. Acta de calibración de contómetro de diesel 2 .............................................. 145

Anexo 9. Bombas en mal estado ................................................................................... 146

Anexo 10. Contadores del blending dañados ................................................................ 147

XXI

RESUMEN

En los países donde existen refinerías para procesar petróleos, las áreas de despachos de

combustibles conocidas también como Llenaderas, presentan problemas que originan

retrasos en la entrega de combustibles; Estas áreas se encuentran ubicadas de acuerdo al

los organigramas estructurales de cada institución, ya sea dentro de las refinerías o en

las ciudades donde no existen refinerías.

En el Ecuador hay terminales de despachos de combustibles, que son administrados por

Petrocomercial filial de Petroecuador, donde generalmente se presentan problemas al

momento de despachar los diferentes productos, y se ubican en las ciudades que

geográficamente puedan abastecer a sus zonas de influencia como son los terminales de:

Santo Domingo de los Sáchilas, El Beaterio en Quito, El Salitral, Tres Bocas Pascuales,

en Guayaquil, además los terminales de Ibarra, Cuenca, Quevedo, Loja, Jipijapa,

Galápagos y Shushufindi, además de abastecer a las gasolineras que son de propiedad

de Petrocomercial en las que el precio de venta al público es a menor costo, es decir

éstas han sido creadas para poder beneficiar al público consumidor.

En las islas de carguío de la Refinería Estatal de Esmeraldas existen retrasos en los

despachos de combustibles derivados de petróleo, por los diferentes problemas que

tiene la planta de procesos ya que el área de despachos, llamada también área de

Llenaderas, se encuentra ubicada dentro del perímetro que ocupa la Refinería Estatal de

Esmeraldas, se decir que la realización de los despachos dependen de que la planta se

encuentre operando normalmente y los productos preparados estén dentro de

especificación.

XXII

SUMMARY

In countries where there are oil refineries to process the areas of fuel deliveries also

known as filling stations, present problems that cause delays in delivery of fuel; These

areas are located according to the structural diagrams of each institution, either within

refinery or in cities where there are no refineries.

In Ecuador there fuel terminal offices, which are managed by a subsidiary of

Petroecuador Petrocomercial where problems usually occur at the time of shipping out

products, and are located in cities that geographically to supply to their areas of

influence such as terminals: Santo Domingo de los Sáchilas, The Beguine in Quito, El

Salitral, Tres Bocas Easter, in Guayaquil, as well as terminals Ibarra, Cuenca, Quevedo,

Loja, Jipijapa, Galapagos and Shushufindi, besides supplying the gas stations are

Petrocomercial property where the retail price is at a lower cost, ie they have been

created to benefit the consuming public.

On the islands of loading of the Esmeraldas refinery State there are delays in deliveries

of petroleum fuels by the various problems of the processing plant since the area

offices, filling stations also called area, is located within the perimeter occupied by the

State of Esmeraldas refinery is to say that the performance of the firms depend on the

plant is operating normally and ready products are within specification.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

La elaboración de este trabajo de titulación tiene como objetivo analizar los procesos de

manejo de hidrocarburos limpios producidos en la Refinería Estatal de Esmeraldas,

realizar la descripción del proceso de despacho empezando desde SETRIA que es

donde se almacenan los productos, de esta se identificaran los problemas que provocan

retrasos y mediciones erróneas al momento de despachar los combustibles para su

comercialización.

1.1 Problema

Durante el proceso de despachos de combustibles derivados de petróleo que se realiza

en la Refinería Esmeraldas desde el área de Llenaderas, se producen problemas, que

originan retrasos en la entrega de los mismos, lo que produce el inmediato reclamo de

Petrocomercial, que es la filial encargada de la comercialización de los combustibles

derivados de petróleo, y de aquellas empresas comercializadoras que tienen que ver

directamente con la distribución de combustibles hacia la ciudadanía, y obviamente el

reclamo del consumidor final que son los transportistas, y conductores en general,

razón por la cual se hace necesario realizar un estudio profundo de todo el proceso de

despachos, desde el momento en que el producto es procesado hasta que es entregado a

las comercializadoras para su expendio, y de esta manera poder plantear soluciones a los

problemas, para que las actividades en las Llenaderas se realicen de forma normal, y las

partes involucradas se sientan satisfecha por el servicio que se presta en el área de

despachos de la Refinería Estatal de Esmeraldas. Además se analizara la confiabilidad

2

de las mediciones tanto en la recepción como en la entrega y el rol de la Agencia de

Regulación y Control de Hidrocarburos (ARCH).

1.2 Objetivo General

Describir los procesos de almacenamiento medición y despacho de combustibles

derivados de petróleo en la Refinería Estatal de Esmeraldas, para verificar que estos

cumplan con las normas técnicas aplicables que garanticen la calidad de los productos y

la confiabilidad de los servicios a las partes interesadas.

1.3 Objetivos Específicos

Describir los procesos de entrega de combustible.

Describir los equipos de medición.

Realizar recomendaciones si las hubiere.

1.4 Justificación

El estudio se lo realizará para describir y a la vez encontrar falencias en el proceso de

medición y despachos de productos limpios, de esta manera sugerir soluciones para que

estos se los haga con eficiencia y los beneficiados directos sean los consumidores, el

Estado y las comercializadoras.

1.5 Hipótesis

Si no existe una medición exacta, una fiscalización adecuada por parte de la autoridad

de control y procesos adecuados que garanticen la entrega de productos limpios desde

SETRIA y la recepción de los mismos por parte de PETROCOMERCIAL. Se

provocaran perjuicios a las partes intensadas.

3

1.6 Variables

A continuación se describe las variables dependientes e independientes inherentes a los

procesos.

1.6.1 Variables Dependientes

La refinería es una planta industrial que se encarga de la refinación del petróleo para

obtener varios productos tales como gasolinas, gasóleos, asfaltos, resinas.

El proceso de despacho de productos limpios a los usuarios finales es la variable

dependiente y estas empiezan desde el área de SETRIA en donde se almacenan los

productos para ser despachados por poliductos y llenaderas.

1.6.2 Variables Independientes

Nuestra variable independiente son los procesos de despacho que se analizan en este

trabajo.

1.7 Marco Teórico

1.7.1 Refinería Estatal de Esmeraldas

La Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) inició su operación en 1978, con una

capacidad de 55.600 barriles diarios. Fue diseñada para procesar crudo de 28º API, o sea

liviano.

Para 1987, se realiza la primera ampliación a 90 mil barriles diarios de refinación. Más

tarde, en 1995, se inició la segunda ampliación a 110 mil barriles para tratar crudo de 23

4

a 27 º API. Actualmente, la Refinería está equipada con instrumentación electrónica de

punta. Al mismo tiempo, la REE funciona en base a un cerebro automatizado conocido

como Sistema de Control Distribuido Master (DCS), el cual fue creado para el control y

monitoreo automático de los procesos de refinación de petróleo.

Luego de 20 años en 1997 amplió sus instalaciones para procesar 110.000 bld,

adaptándose para procesar crudos más pesados, incorporando nuevas unidades para

mejorar la calidad de los combustibles y minimizar el impacto ambiental.

Se encuentra a una distancia de 7 Km de la ciudad de Esmeraldas, en la vía hacia

Atacames.

Está a 300 m. En línea recta al Río Teaone, 3 Km al Río Esmeraldas y 3,8 Km al

Océano Pacífico.

5

Figura 1. Refinería Estatal de Esmeraldas

Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas

Elaborado por: Cesar Vera S.

Construida entre 1975 y 1977 por la firma japonesa Sumitomo-Chiyoda, la refinería de

Esmeraldas inició procesando 55 mil barriles diarios de crudo liviano.

La primera ampliación para procesar 90 mil barriles la hizo la propia empresa japonesa,

en 1987. Pero la tercera ampliación, en 1999, estuvo a cargo de la española Técnicas

Reunidas.

6

Figura 2. Diseño de la refinería para refinar 110 mil barriles



La ampliación de la Refinería de Esmeraldas fue con el objetivo de

Cubrir la demanda de derivados hasta el año 2000

Suprimir la adición de Tel

Mejorar la calidad del diesel

Disminuir la contaminación en emisiones gaseosas y efluentes gaseosas

Adaptar la Refinería para el procesamiento de crudos pesados

1.7.2 Unidad de transferencia y almacenamiento “SETRIA”

El área de SETRIA (sección de transferencia y almacenamiento) es la más importante

dentro del sistema de refinación y obtención de hidrocarburos, pues es en la que se

REFINERIA ESMERALDAS: CON AMPLIACION

Gas combustibleGas combustible

Nafta livianaNafta liviana

Merox Gasolina Nafta craqueadaNafta craqueada

Merox LPGLPGLPG

Aceites cAceites cííclicosclicos

Nafta olefNafta olefíínicanica

DieselDiesel

Residuo para Fuel OilResiduo para Fuel Oil

Destilación

al vacío

Cracking catalítico

Visbreaking

Diesel 1/ JetDiesel 1/ Jet--FuelFuelTratamiento de Jet-Fuel

Concentrac

de gases

Tratamiento de

Gas combustible

AzufreAzufreAzufre

Destilación

atmósférica

Crudo carga

90.000 BP

Nafta ReformadaNafta ReformadaReformadora UOPNafta pesada

Diesel 2

HDT CCR Nafta reformada

110.000 BPD

Azufre

HDS Diesel 2 premium

LPG

7

inicia el proceso mediante la recepción, preparación y entrega de crudo a las unidades

de destilación primarias y la preparación de cargas para el resto de unidades de proceso.

Una vez concluida la refinación en las plantas se almacenan los productos terminados e

intermedios los mismos que reciben en SETRIA el tratamiento final previo a ser

entregados al mercado nacional e internacional por intermedio de poliducto, Terminal

petrolero, y de llenadera a tanqueros para su posterior distribución.

Figura 3. Sección de Transferencia y Almacenamiento



8

1.7.3 Llenaderas

Estas instalaciones están constituidas por sistemas de medición y brazos de llenado para

tanqueros, a través de las cuales se despachan los productos terminados que cumplen

con las especificaciones de calidad para la comercialización.

Por esta vía se despachan los combustibles para consumo interno en el área de

influencia de la Refinería Estatal Esmeraldas, tal como LPG en cilindros, gasolinas

extra y súper, fuel oíl y asfaltos.

Figura 4. Llenaderas



9

1.8 Metodología

1.8.1 Métodos de investigación

Se utilizan los siguientes métodos:

Método de análisis.- Este método será utilizado en la revisión y análisis de la

información del Proceso de Medición y Control de Combustibles en las

Llenaderas de Entrega de Productos Limpios de Refinería Estatal Esmeraldas,

para determinar sus falencias y mejorar la calidad de los despachos.

Método de síntesis: Aplicable para la estructuración del informe final y en la

propuesta.

Método de campo: Visita a las instalaciones de la Refinería Estatal de

Esmeraldas, con la finalidad de recopilar datos, y análisis respectivos.

1.8.2 técnicas de investigación:

Revisión de literatura: Se buscara información actualizada especialmente de la

Refinería Estatal de Esmeraldas y de sus principales procesos, entre ellos

SETRIA y LLENADERAS.

Revisión de Internet.- Se buscara información actualizada.

Difusión de resultados.- Los resultados de este estudio serán difundidos

mediante este trabajo de titulación y a través del grado oral.

CAPÍTULO II

10

CAPÍTULO II

2. ÁREAS DE LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS

A continuación se menciona las áreas de la refinería.

2.1 El Área de Crudos

Donde el petróleo que proviene del Oriente.- Es almacenado en varios tanques, que es

succionado por un sistema de bombeo para enviarlo a un sistema de desalado donde se

lava el crudo para sacarle la mayor cantidad de sal e impurezas. El crudo oriente llega

con una concentración de sal de 15 PTB (libras de sal por 1000 barriles de crudo), pero

una vez que sale del proceso de desalación, el crudo tiene 2 PTB y alcanza una

temperatura de 125°C.

Figura 5. Área de Crudos



11

El proceso de calentamiento continúa, la temperatura en los hornos alcanza los 360 ° C.

Luego que el crudo ha sido calentado este ingresa a la torre atmosférica en la zona flash

plato 6; desde la parte inferior se inyecta conjuntamente vapor a 150 PSI, con lo cual se

logra el despojamiento de los gases del petróleo.

Con los gases más livianos se formará el diesel, el kerosene, la gasolina circulante y la

nafta, respectivamente. Al mismo tiempo, la nafta se enfría para mantener el perfil

térmico de la torre, que a su vez es procesado para continuar refinando el crudo

reducido en la unidad de vacío.

2.2 El Área de Cracking catalítico

Se basa en el rompimiento de moléculas por medio de un catalizador en presencia de

temperatura. Inicialmente se tiene una entrada de la carga de gasóleo, como subproducto

de los fondos de la torre de vacío. El gasóleo se une con un catalizador a 700 °C de

temperatura, lo cual produce un rompimiento de largas cadenas de hidrocarburos que

van a formar cadenas pequeñas.

Genera dos productos: la gasolina de alto octanaje de 93 octanos, 53.400 kg./hora de

gasolina y 20.000 kilos/hora de gas licuado de petróleo (GLP). Estos combustibles

tienen un costo y ahorro para el país de 1 millón de dólares diarios.

2.3 La Regeneración Continua de Catalizador (CCR)

Es un Planta cuyo objetivo es producir gasolina de alto octanaje, hidrógeno y LPG,

tomando como carga la nafta liviana. La capacidad operativa de la Planta es de 10 mil

12

barriles diarios. Cabe señalar que esta gasolina es utilizada para mezclas por su alto

contenido en aromáticos.

2.4 La Planta Hidrodesulfuradora (HDS)

Su función principal es eliminar el azufre del diesel producido en la unidad de

Destilación Atmosférica para lo cual se lo pasa a través de un horno DH1 y un reactor

DR1, a alta temperatura (320 °C) y con una corriente de hidrógeno, para que el producto

terminado alcance un máximo de 0.05 % de azufre, que es lo óptimo para el mercado,

conocido también como diesel Premium.

La producción actual de la Planta es de 1271 toneladas diarias. En 2004, la Refinería

produjo derivados por un valor de 958’256.506 dólares. Es importante destacar que la

REE aportó con 61% de la demanda nacional de combustibles.

2.5 El residuo

El residuo obtenido del crudo refinado constituye el 55 % de la carga a la unidad de

crudo, para lo cual hace falta otra Planta de alta conversión, que permita recuperar más

productos limpios, como gasóleo, naftas, etc.

2.6 Utilidades

Para su funcionamiento, la refinería requiere la provisión de servicios, para lo cual se

tienen los siguientes sistemas:

Hornos de alta presión.

13

Turbogeneradores de energía eléctrica a partir de vapor de alta presión.

Compresores de aire para la producción de aire de planta y de

instrumentos.

Sistema de agua de enfriamiento.

Sistema de Tratamiento de agua de proceso.

Sistema de tratamiento de efluentes.

Figura 6. Hornos de alta presión en destilación atmosférica 1



2.7 Unidades de Proceso

Actualmente, luego de las ampliaciones realizadas, la Refinería Estatal Esmeraldas está

conformada por las siguientes unidades de proceso, las mismas que están agrupadas de

manera lógica, de acuerdo a la secuencia de refinación e industrialización.

14

UNIDAD NO CATALÍTICAS 1

Destilación Atmosférica 1

Destilación a Vacío 1

Reductora de Viscosidad 1

Oxidación de Asfaltos 1

UNIDAD NO CATALÍTICAS 2

Destilación Atmosférica 2

Destilación a Vacío 2

Reductora de Viscosidad 2

UNIDAD CATALÍTICAS 1

Craking Catalítico Fluido (FCC)

Concentración de Gases (GASCÓN)

Merox LPG

Merox Gasolina


Hidrodesulfuradora de Diesel (HDS)

Tratamiento de Gas Combustible 1 y 2

Tratamiento de Aguas Amargas 1 y 2

Recuperación de Azufre 1 y 2

15


Merox Jet-Fuel

Reformadora 1

Hidrodesulfuradoras de Naftas (HDT)

Reformadora Reg. Continua de Catalizador (CCR)

UNIDADES TERMINALES

Unidad de Trasferencia y Almacenamiento SETRIA

Llenaderas

TEPRE

2.7.1 Destilación Atmosférica del Crudo

Una vez que se ha sedimentado el crudo en los tanques de almacenamiento y se ha

removido gran parte del agua asociada, es enviado como carga a las unidades de

destilación atmosférica donde primeramente es sometido al proceso de desalado, el cual

es de vital importancia pues en él se remueve la sal contenida, esto evita la posterior

formación de compuestos corrosivos en el sistema de tope de la destilación atmosférica,

evitando con ello el ataque corrosivo a los sistemas. El crudo libre de agua y sal entra al

proceso de fraccionamiento primario. Este consiste en la separación por calentamiento a

360ºC de los hidrocarburos constituyentes del petróleo que luego son separados en una

columna de destilación operada a baja presión (0,4 kg/cm2 G). Estas condiciones

operacionales dan como resultado la separación de los componentes del crudo de

acuerdo a su punto de ebullición, los componentes más livianos o volátiles se separan a

16

menor temperatura y salen por la parte superior de la columna de destilación, en tanto

que los productos más pesados se obtienen en las zonas inferiores de esta.

El orden de salida de los productos de acuerdo a su volatilidad es el siguiente: gas

combustible, gas licuado de petróleo, gasolinas, kerosene, diesel y crudo reducido.

2.7.2 Destilación al Vacío

El vacío es obtenido mediante eyectores que operan con vapor de 150 PSI, y que

cumplen la función de aspirar los gases que se encuentran en el interior.

Este proceso se fundamenta en la disminución de la presión de operación hasta niveles

de 5 mm Hg, presión a la cual el punto de ebullición de los compuestos disminuye. Esto

permite continuar destilando el crudo obtenido del fondo de la torre de destilación

atmosférica, en donde se obtienen las fracciones conocidas como gasóleo ligero y

gasóleo pesado, que son fracciones conformadas por compuestos con mayor peso

molecular que las del diesel 2. Estas fracciones sirven como una carga para la Unidad de

Craking Catalítico Fluido (FCC).

Por el fondo de la torre se obtienen los denominados “fondos de vacío” que es la

fracción más pesada del crudo, la misma que se utiliza para la preparación de los

asfaltos y como una carga para las Unidades de Reducción de Viscosidad.

17

Figura 7. Destilación Al Vacío



2.7.3 Reductora de Viscosidad

Es un proceso físico de desintegración térmica, mediante el cual por efecto de la

temperatura alrededor de 445 °C, se provoca las rupturas de las cadenas moleculares

que constituyen los fondos de vacío, obteniendo como resultado un producto (residuo)

con menor viscosidad, que es utilizado en la preparación del Fuel Oil. La función de

esta Unidad, por lo tato es minimizar el consumo de diluyente en la preparación del Fuel

Oil.

Además, de esta Unidad se obtiene como subproductos de este proceso, pequeñas

cantidades de gases, gasolinas y otros destilados.

18

En la última ampliación, estas Unidades fueron modificadas en su diseño y fueron

convertidas a tipo “soaker”, que consiste en un craqueó térmico que se realiza a

temperaturas menores que las anteriores, pero con mayor tiempo de residencia para las

reacciones.

Figura 8 Reductoras de viscosidad



2.7.4 Craqueo Catalítico Fluidizado FCC

La Unidad de Craqueo Catalítico Fluizado, FCC es una de las más importantes de la

Refinería Estatal Esmeraldas, pues en esta, el gasóleo obtenido de las Unidades de

Destilación al Vacio, por efecto de la temperatura y en presencia de un catalizador, es

convertido en productos como el LPG y gasolina de alto octanaje (alrededor de 92

RON), derivados que son necesarios para el abastecimiento interno.

El proceso se realiza en un reactor que opera a temperaturas alrededor de los 520°C. El

catalizador empleado es regenerado en forma continua mediante la combustión del

19

carbón que se adhiere a la superficie de este y disminuye su eficiencia en propiciar las

reacciones de craqueo.

El producto craqueado es alimentado a una torre de fraccionamiento en donde se

separan los gases, LPG y gasolinas por el domo, mientras que por extracciones laterales

y fondo de la torre se obtienen los aceites cíclicos, que son utilizados como diluyentes y

modificadores de la viscosidad en la preparación del Fuel Oil.

Figura 9. Craqueamiento Catalítico Fluido



2.7.5 Reformadora Catalítica Con Regeneración Continua (CCR)

En esta Unidad se transforma la nafta pesada, compuestas por hidrocarburos entre C6 y

C11 mayoritariamente parafínicos y naftenicos, de bajo octanaje, en hidrocarburos

aromáticos de alto octanaje.

20

La nafta pesada es previamente tratada en la hidrotratadora de naftas, a fin de eliminar

los contaminantes que son veneno del catalizador empleado en esta Unidad.

Las reacciones que se producen en este proceso son: la deshidrogenaciòn, la

isomerización y la deshidrociclacion. La deshidrogenacion permite que los

hidrocarburos naftenicos sean deshidrogenados, dando como resultados compuestos

aromáticos. La isomerización, reacción mediante la cual las parafinas y naftenos son

transformados en isómeros. La deshidrociclacion de parafinas, mecanismo por el cual

las parafinas del hidrocarburo son transformadas en aromáticos. Todos estos nuevos

compuestos tienen mayor número de octano que la carga. El octanaje obtenido depende

la severidad del proceso, pero, por diseño en esta planta se puede obtener gasolinas con

número de octano alrededor de 100.

Esta gasolina de alto octano, conjuntamente con la gasolina obtenida en la Unidad

Craqueo Catalítico Fluido son las que aportan el octanaje requerido para las gasolinas

comerciales.

La particularidad de esta Unidad de Reformación es que la regeneración del catalizador

es realizada en forma continua, para lo cual existe un proceso denominado lazo de

regeneración. En este proceso se remueven las impurezas o venenos impregnados en la

superficie del catalizador, especialmente el carbón lo que permite recuperar las

propiedades catalíticas que favorecen el proceso de reformación.

21

Los productos obtenidos en esta Unidad son; gasolina aromática de alto octano, y una

pequeña cantidad de LPG.

Figura 10. Reformadora Catalítica Con Regeneración Continua



2.7.6 Hidrodesulfuradora de Diesel

Esta unidad, que fue construida en la última ampliación, tiene la función disminuir el

contenido de azufre del diesel obtenido en las Unidades de Destilación Atmosférica, el

cual contiene sobre los 7000 ppm de azufre. Luego de este proceso se obtiene el

denominado “Diesel Premium”, el cual contiene menos de 500 ppm de azufre.

La reacción principal que se produce en este proceso es la ruptura de los enlaces entre el

azufre y el carbono. El azufre en presencia de hidrogeno se transforma en H2S. El diesel

obtenido no cambia sus propiedades de combustión ni el número de cetano.

22

El proceso de desulfurizacion del diesel 2 se realiza a temperaturas alrededor de los

340° C y en presencia de hidrogeno y catalizador.

De este proceso a más de “Diesel Premium”, Se obtienen también el gas residual y

gasolina inestable. El gas residual está compuesto mayoritariamente por hidrogeno, H2S

e hidrocarburos ligeros.

La gasolina inestable se mezcla con la gasolina obtenida en las Unidades de Destilación

Atmosférica para su tratamiento.

El diesel producido en la destilación atmosférica es de alto contenido de azufre el cual

debe ser removido para alcanzar la calidad de diesel premium y ser consumido en los

centros urbanos densamente poblados como el Distrito Metropolitano de Quito.

La remoción de azufre se produce al someter al diesel a condiciones de temperatura del

orden de los 320 °C y presión de 40 kg/cm2, bajo estas condiciones y en la presencia de

hidrógeno de alta pureza y catalizador se dan las reacciones de hidrodesulfuración que

permiten convertir el azufre contenido en el diesel en H2S el cual es separado de la

corriente de diesel producto la misma que alcanza un contenido máximo de 500 ppm.

23

Figura 11. Hidrodesulfuradora de Diesel



Tabla 1. Unidades de proceso de la Refinería de Esmeraldas y sus capacidades

Refinería Estatal de Esmeraldas

UNIDADES DE PROCESO Capacidad de Diseño (Bls /Día)

Destilación Atmosférica 1 55,000

Destilación Atmosférica 2 55,000

Destilación al Vacío 1 29,400

Destilación al Vacío 2 15,900

Viscorreductora 1 15,750

Viscorreductora 2 15,750

Craqueo Catalítico Fluido (FCC) 18,000

Reformadora Catalítica Continua (CCR) 10,000

Hidrodesulfuradora de Diesel 24,500

Hidrodesulfuradora de Naftas 13,000

Hidrodesulfuración de Diesel 24.500

Recuperación de Azufre 1 13 tn / día

Recuperación Azufre 2 50 tn / día



CAPÍTULO III

24

CAPÍTULO III

3. SECCIÓN DE TRANSFERENCIA Y ALMACENAMIENTO “SETRIA”

El área de trabajo que le corresponde a la Sección de transferencia de productos y su

almacenamiento: SETRIA, se halla conformada por todo el Sistema de tanques y esferas

de almacenamiento con sus respectivas líneas y Unidades de Transferencia, válvulas y

más accesorios, lo cual hace posible el flujo normal de los productos en la operación de

la Refinería.

El crudo de Oriente, los productos intermedios y los productos terminados son los

productos que SETRIA recibe, almacena, transfiere y despacha.

3.1 Distribución

El área total está dividida o distribuida en las siguientes áreas;

ÁREA A

ÁREA B

ÁREA C

ÁREA D

ÁREA E

ÁREA F

3.1.1 Área A

Esta área comprende los siguientes tanques de almacenamiento:

Tanque № Y-T8001 o simplemente Tanque № 01 (De petróleo o crudo)

Tanque № Y-T8002 o simplemente Tanque № 02 (De petróleo o crudo)

25

Además dentro del área A se encuentra la Estación de Medición y Toma del crudo que a

través de una línea de 12" se conecta con el Oleoducto Trans-Ecuatoriano.

3.1.2 Área B

Esta área comprende los siguientes tanques de almacenamiento:

Tanque № Y-T8003 o simplemente tanque № 03 (De petróleo o crudo)

Tanque № Y-T8004 o simplemente tanque № 04 (De petróleo o crudo)

3.1.3 Área C

Esta área comprende los siguientes tanques de almacenamientos:

Tanque № Y-T8028 o simplemente tanque № 28 (De Diesel)

Tanque № Y-T8029o simplemente tanque № 29 (De Diesel)

Tanque № Y-T8030 o simplemente tanque № 30 (De Fuel Oil)

Tanque № Y-T8031 o simplemente tanque № 31 (De Fuel Oil)

Tanque № Y-T8032 o simplemente tanque № 32 (De Fuel Oil № 6)

Tanque № Y-T8033 o simplemente tanque № 33 (De Fuel Oil № 6)

En ésta área está ubicada también la Unidad de Transferencia "A" y la Subestación de

Energía Eléctrica A.

26

3.1.4 Área D

Esta área corresponde a los siguientes tanques de almacenamiento:

Tanque № Y-T8013 y Tanque № Y-T8014 (De Nafta liviana)

Tanque № Y-T8017 y Tanque № Y-T8018 (De Nafta pesada)

Tanque № Y-T8015 y Tanque № Y-T8016 (De Platformado)

Tanque № Y-T8019 y Tanque № Y-T8020 (De gasolina tratada)

Tanque № Y-T8023 y Tanque № Y-T8024 (De gasolina especial)

Tanque № Y-T8021 Tanque № Y-T8022 (De gasolina regular)

Tanque № Y-T8011 y Tanque № Y-T8012 (De Slop pesado y liviano respectivamente)

Tanque № Y-T8026 y Tanque № Y-T8027 (De Kerosene)

Tanque № Y-T8025 (De Jet Fuel)

Esfera № Y-T8034 y Esfera № Y-T8035 (De Butano)

En esta Área está ubicada también la Unidad de Transferencia "B", la Unidad de

Transferencia "C" y la Planta de Tetraetilo de Plomo (TEL.) y Colorantes y la

Subestación de Energía Eléctrica B.

3.1.5 Área E

Esta Área corresponde a los siguientes tanques de almacenamiento:

Tanque № Y-T8005 o simplemente tanque № 05 (De carga para FCC)

Tanque № Y-T8006 o simplemente tanque № 06 (De carga para FCC)

Tanque № Y-T8007 o simplemente tanque № 07 (De carga pesada para visbreaking)

27

Tanque № Y-T8008 o simplemente tanque № 08 (De carga liviana para visbreaking)

Tanque № Y-T8009 o simplemente tanque № 09 (De carga para Hidrobón)

Tanque № Y-Y8010 o simplemente tanque № 10 (De carga para Platfor-ming).

En esta Área está ubicada también la Unidad de Transferencia "D"

3.1.6 Área F

Esta Área corresponde a los siguientes tanques de almacenamiento:

Tanque № A0 - V6 (Asfalto de penetración)




Tanque AO – V10 o simplemente tanque № V10 (De asfalto de penetración) Tanque

AO - V11 o simplemente tanque № V11 (De asfalto de curado medio) Tanque AO -

V12 o simplemente tanque № V12 (De asfalto de curado rápido)

Esfera Nº Y-T8036 o simplemente esfera Nº 36 (De L.P.G.)






28





El Área F está localizada en el vértice Sur-Occidental de la Refinería. En esta Área está

ubicada también, la Unidad de Transferencia "E", la Unidad de Transferencia "F", la

Subestación de Energía Eléctrica H, la. Subestación de Energía Eléctrica K, y la Unidad

de Oxidación de Asfaltos. Junto a esta área, se encuentra finalmente, el Sistema o Área

de llenado, en la cual están las plataformas de llenado o despacho (islas de Carguío), la

báscula de pesada y el área de estacionamiento de los auto-tanques.

3.2 Equipos Principales

La Sección de Transferencia y Almacenamiento de la Refinería, SETRIA, cuenta con

tanques y esferas de Almacenamiento, los mismos que están construidos en

diferentes tipos y tamaños o con materiales diversos, según el caso al que vayan a ser

destinados.

3.2.1 Clasificación de los tanques en función de la presión

En general todos los tanques deben estar protegidos contra las sobrepresiones o

depresiones (vacío) exageradas mediante válvulas de seguridad y relevo, capaces de

neutralizar o normalizar los cambios en la presión.

29

El área alrededor de un tanque debe estar aislada mediante diques o muros de

contención para que en el caso de derramarse el producto contenido en el tanque,

puedan almacenarlo impidiendo que se esparza, de lo contrario se perdería el producto,

además de provocar un inmediato peligro de incendio.

Resumiendo tenemos que los recipientes son:

Esferas o recipientes de almacenamiento a presión 2.- Tanques de almacenamiento

atmosférico

Estos últimos pueden ser:

Tanques de techo fijo

Tanques de techo flotante

3.2.1.1 Esferas para propano, butano y L.P.G

Estos recipientes son esféricos, con sus sistemas de seguridad respectivos.

Con el objeto de reducir la presión de almacenamiento, en algunas Refinerías, se las

suele dotar de un sistema de refrigeración mediante compresores. La temperatura de

almacenamiento es fijada por la presión de vapor del producto, y estas esferas son

diseñadas de tal manera que a la más alta temperatura del líquido alcanzada en

operación normal, la presión de vapor no levanta la válvula de relevo.

30

Figura 12. Esferas para propano, butano y L.P.G



3.2.1.2 Tanques de Techo Fijo

Consta de un fondo plano, una envolvente o cuerpo cilíndrico y un techo fijo.

Se construyen mediante láminas o planchas soldadas, adecuadamente.

El fondo se construye plano, pero con una capacidad de flexión tal que puede tomar la

forma ligeramente cóncava de las fundaciones.

Este tipo de tanques es el más usado, son los menos caros y de diseño simple.

31

Una de las grandes desventajas de estos tanques, es la pérdida continua por

evaporización a través de los venteos o de los respiraderos, debido a lo que en

terminología de petróleos se conocen con el nombre de respiración de un tanque.

Mientras el tanque es llenado, la fase de vapor situada encima del líquido debe ser

descargada a la atmósfera, o colectada en un sistema para colectar vapor, o cabezales de

vapor.

De igual manera cuando un tanque está siendo vaciado, se produce una aspiración de

aire a través del respiradero, lo cual causa una posterior evaporación y formación de una

mezcla explosiva.

La aspiración y respiración de estos tipos de tanques, también es provocada por cambio

en la temperatura ambiente durante la noche y el día, lo cual origina pérdidas por

evaporación apreciables

3.2.1.3 Tanques de techo flotante

En cuanto a las características constructivas, su diferencia fundamental con las

anteriores está en el techo.

Este tipo de tanques ha sido internacionalmente aceptado para el almacenamiento de

productos volátiles (crudo y gasolina), ya que suponen un sencillo y eficaz medio de

contrarrestar y evitar las pérdidas de productos por evaporización.

32

El techo flotante o móvil se desliza dentro del cuerpo del tanque y descansa

directamente sobre el producto almacenado y por lo tanto le sigue en sus variaciones de

nivel.

En estas circunstancias, la fase gaseosa que puede originarse es prácticamente

despreciable, al mismo tiempo que se reduce la posibilidad de acumulación de vapores

explosivos.

Un sello especial, asegura la unión entre las paredes y el techo, impidiendo que se

produzca cualquier fuga o escape.

Existen 2 tipos de construcción de techo flotante.

Tipo de pontones

Tipo de doble cubierta

33

Figura 13. Tanque techo flotante

Fuente: Mantenimiento de Terminales y Depósitos PETROCOMERCIAL


3.2.1.4 Techo flotante tipo pontones

Este tipo de techo tiene pontones anulares o "cámaras de flotación" alrededor del borde

y una tapa o cubierta de un espesor uniforme en el centro.

Este es el caso de los tanques de nuestra Refinería.

3.2.1.5 Techo flotante de doble cubierta

Este tipo de techo posee 2 cubiertas completas sobre la superficie del líquido o

producto.

El espacio de aire que se encuentra entre las 2 cubiertas provee de un excelente

aislamiento sobre la superficie total del líquido.

34

3.3 Descripción de los tanques y esferas

Todos los tanques de almacenamiento están fabricados y probados de acuerdo con las

siguientes especificaciones:

Especificaciones de la UOP

Especificaciones del Instituto Americano de Petróleo API Especificaciones de

construcción de la Chiyoda Chemical Co.

Los tanques de techo flotante disponen de un sistema cerrado de drenaje hacia afuera

del tanque.

El fondo de cada uno de ellos es del tipo "cónico hacia abajo". Varios de los tanques se

hallan recubiertos o pintados con material aislante y otros productos y con 2 y 3 capas

de pinturas químicamente resistentes al deterioro tanto interno como externo.

Los tanques y esferas de almacenamiento están diseñados, fabricados y probados de

acuerdo con las siguientes normas y especificaciones:

ASTM: American Society for Testing Materials

API: American Petroleum Institute

NFPA: National Fire Protection Association

STI: Steel Tank Institute

Para el cálculo, diseño y construcción de estos equipos existen varias Normas y códigos,

pero las mas difundidas y empleadas en las industrias de procesos son las del American

Petroleum Institute (API), siendo los estándares aplicables los siguientes:

35

API Standard 620 (1990): es aplicable a grandes tanques horizontales o verticales

soldados en el campo, aéreos que operan a presiones en el espacio vapor menores a 2.5

psig y a temperaturas no superiores a 93°C.

API Standard 650 (1998): es la norma que fija la construcción de tanques soldados

para el almacenamiento de petróleo. La presión interna al que puede estar sometido es

de 15 psig y una temperatura máxima de 90˚C .Con estas características, son aptos para

almacenar la mayoría de productos producidos en una refinería.

API Especificación 12D: es aplicable a tanques horizontales o verticales soldados

en el campo para almacenaje de líquidos de producción y con capacidades

estandarizadas entre 75 y 1500 m3.

API Especificación 12F es aplicable a tanques horizontales o verticales soldados

en taller para almacenaje de líquidos de producción y con capacidades estandarizadas

entre 13.5 y 75 m3.

API Standard 653 (1991): es aplicable a la inspección, reparación, alteración

desmontaje y reconstrucción de tanques horizontales o verticales, basándose en las

recomendaciones del STD API 650. Recomienda también la aplicación de las técnicas

de ensayos no destructivos aplicables.

Estos estándares cubren el diseño, fabricación, inspección, montaje ensayos y

mantenimiento de los mismos y fueron desarrollados para el almacenaje de productos de

la industria petrolera y petroquímica, pero su aceptación ha sido aplicada al almacenaje

36

de numerosos productos en otras industrias. Si bien estas normas cubren muchos

aspectos, no todos están contemplados, razón por la que existen otras normas

complementarias a las mismas. Existen además de los mencionados estándares otras

normas que también son aplicables a estos casos, pero cubriendo no solo materiales

constructivos metálicos sino también otros materiales (plásticos, fibra de vidrio), etc.

Estas normas son:

ASME, Boiler and Pressure Vessel Code ( edith 2001), Section VIII y X:

Es aplicable para el diseño de diferentes recipientes y tanques tanto cilíndricos,

esféricos como de sección rectangular. Se trata de los estándares mas reconocidos

mundialmente en este campo de aplicación.

Underwriters Laboratories (UL) Standard UL 142: es aplicable a tanques de acero

de diferentes diseños soldados en taller para almacenaje de líquidos inflamables y

combustibles.

British Standard (BS) 2594: es aplicable a tanques cilíndricos horizontales de acero al

carbono soldados.

BS 4994: comprende las especificaciones para el diseño y construcción de recipientes y

tanques en plásticos reforzados.

37

BS 6374: comprende las especificaciones para el recubrimiento de recipientes y

tanques con materiales poliméricos.

ASTM D 3299 / 4021 / 4097: comprende las especificaciones para tanques plásticos

reforzados con fibra de vidrio.

Los estándares especifican los requerimientos para el diseño, construcción, inspección,

ensayos y verificación de cumplimiento de los recipientes a presión, esto es, la

consideración de aspectos tales como:

Selección de materiales, propiedades y composición

Tamaños y capacidades preferidos

Métodos de cálculo, inspección y fabricación

Códigos de práctica para la operación y seguridad de planta

Análisis y determinación de cargas estáticas y dinámicas sobre los equipos

Tensiones residuales, stress térmico, fatiga de materiales, concentración de

tensiones

Mecanismos de desgaste, erosión, corrosión, abrasión. Tipos de recubrimientos

Conexiones a tanques – recipientes, de cañerías y válvulas, etc

Tanto los tanques atmosféricos como las esferas están o deberán estar aterradas a fin de

evitar que las descargas eléctricas origine explosión o incendios.

3.4 Accesorios y conexiones

Entre los accesorios y conexiones.

38

3.4.1 Tanques atmosféricos

Estos tanques disponen de los siguientes accesorios y conexiones:

Entradas de hombre laterales

Entradas de hombre superior

Drene del fondo del tanque

Drene del techo del tanque (sólo para techo flotante)

Sumidero de drenaje

Tubo de medición

Boca de medición

Boquilla de llenado

Boquilla de succión

Boquilla de lavado y limpieza

Nivel automático de medición

Termo pozo, para termómetros

Cámaras de espumas (Tanques Nos. 5, 6, 9, 10, 11, 12, 26, 27, 28

29, 30, 31, 32 y 33)

Boquilla de venteo y aspiración

Boquilla para colchón de gas (Tanques Nos. 9 y 10)

Para los tanques de techo flotante, existen las siguientes conexiones y accesorios:

Techo flotante propiamente dicho

Soporte del techo

39

Sello periférico con aletas protectoras

Escalera deslizante

Figura 14. Accesorios de tanque techo flotante

Fuente: Norma API-MPMS 19.2 – Evaporative Loss Measurement


3.4.2 Esferas

Entrada de hombre superior

Entrada de hombre inferior

Conexión para drenaje

Válvulas de relevo

Boquilla de venteo, o de retorno de vapor

40

Boquilla de llenado

Boquilla de succión

Boquilla de limpieza y lavado

Medidor automático de nivel

Termo pozo y termómetro

Manómetro

3.5 Blending

Para la mezcla de naftas se parte de lo que se denomina el “pool de naftas o blending”,

conformado por: la nafta virgen; nafta de reformación; nafta olefinica y nafta de

cracking catalítico.

Todas estas naftas, obtenidas en los diferentes procesos de refinación, deben mezclarse

en diferentes condiciones, con el agregado de otros agentes químicos para que lleguen a

la condición de poder ser comercializadas como naftas súper o común. Las naftas son

incoloras. Para diferenciarlas se le agregan colorantes. Así, la nafta súper es de color

azul, en tanto la común es amarilla. Entre los agentes químicos que se le agregan

figuran los que permiten un control de calidad para que el producto no pueda ser

falsificado, para inhibir la corrosión, etc.

3.5.1 Naftas

Las naftas son una mezcla de hidrocarburos que se encuentran refinados, parcialmente

obtenidos en la parte superior de la torre de destilación atmosférica. Diferentes tipos de

empresas y refinerías producen generalmente dos tipos de naftas: liviana y pesada, en

41

las cuales ambas se diferencian por el rango de destilación el cual después es utilizado

para la producción de diferentes tipos de gasolinas. Las naftas o gasolinas son altamente

inflamables por lo cual su manejo y su almacenamiento requieren de un proceso

extremadamente cuidadoso y especial. Las naftas también son utilizadas en los espacios

agrícolas como solventes, también tiene uso en la industria de pinturas y en la

producción de solventes específicos.

Para obtener las gasolinas se mezclan las siguientes naftas:

Nafta Pesada

Nafta Liviana

Nafta Tratada

Nafta Debutanizada

Nafta Reformada

Nafta Isomerizada

3.5.1.1 Naftas livianas

Son mezclas de hidrocarburos muy volátiles, que se utilizan en la industria como

solventes y para análisis de laboratorio. Según la nomenclatura de Y.P.F son: Bencina

A, Bencina B, Nafta industrial A, Pentano y Hexano.

3.5.1.2 Naftas pesadas

En nuestro país también se las conoce con el nombre de agricol, que YPF clasifica como

Kerosene.

42

Son mezclas de hidrocarburos de puntos de ebullición más elevados. Se usan en motores

agrícolas (tractores, etc.)

3.5.1.3 Nafta Isomerizada

Es la que se obtiene de un proceso de reordenamiento molecular de parafinas lineales de

pentano y hexano (RON 60) que da como resultado una nafta (isomerizada) (RON 82)

de mayor valor octánico.

Figura 15. Vista general del Proceso de Blending en la REE



43

3.6 Octanaje de las gasolinas

El octanaje se la define como la principal propiedad de la gasolina ya que está altamente

relacionada al rendimiento del motor del vehículo. El octanaje se refiere a la medida de

la resistencia de la gasolina a ser comprimida en el motor. Esta se mide como el

golpeteo o detonación que produce la gasolina comparada con los patrones de

referencia conocidos de iso-octano y N-heptano, cuyos números de octano son 100 y

cero respectivamente.

Con respecto a la combustión, esta, en condiciones normales se realiza de manera rápida

y silenciosa, pero cuando el octanaje es inadecuado para el funcionamiento del motor, la

combustión se produce de manera violenta causando una explosión o detonación que

por su intensidad puede causar daños serios al motor del vehículo.

Tabla 3. Parámetros de preparación de gasolina (81 Ron)



44

Tabla 4. Parámetros de preparación de gasolina (90 RON)



Los productos que vienen directo desde planta a SETRIA listos para despachar a

poliducto o a llenaderas son: Diesel 2, Jet fuel.

Para el caso de las gasolinas, las naftas llegan desde planta y con estas se preparan las

gasolinas súper y extra para luego ser despachadas. Siempre y cuando estén dentro de

especificación.

3.7 Aforamiento y muestreo de tanques y esferas

Aforar un tanque de almacenamiento no es sino medir el contenido del mismo.

45

Este aforamiento es de gran importancia en una Refinería. La mayoría o casi todos los

tanques disponen del sistema automático de medición localizados al pie del tanque y en

otras Refinerías se tiene el sistema de tele medición localizado en las salas de control de

instrumentos.

Sin embargo las lecturas que se realizan a base de estos sistemas, son solo medidas de

referencia que sirven para realizar comprobaciones de las medidas oficiales realizadas

con las cintas de medición. Esto en cuanto a los tanques de almacenamiento.

En cuanto se refiere a las esferas de almacenamiento, debido a las características del

producto que se encuentra almacenado, estas disponen del sistema automático de

medición y las lecturas que se realizan son consideradas como oficiales.

La medición y aforamiento oficial el operador debe realizar únicamente empleando las

cintas graduadas de medición las mismas que deberán ser siempre conservadas en buen

estado y en todo momento limpias. Todos los equipos de medición deben tener

certificado de calibración actualizado.

Cabe resaltar que el proceso de fiscalización de tanques se los realiza en presencia de la

ARCH (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifero).

46

3.7.1 Normas técnicas aplicables a las mediciones estáticas y dinámicas en la REE

A continuación describimos las normas técnicas aplicables a la medición de derivados

del petróleo y estas están en el Manual of Petroleum Measurement Standard desde los

capítulos 1 hasta el capitulo 24, así por ejemplo:

Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3 - Tank Gauging

Section 1A - Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum

Products.

Section 1B - Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in

Stationary Tanks by Automatic Tank Gauging.

Section 3 - Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in

Stationary Pressurized Storage Tanks by Automatic Tank Gauging.

Section 4 - Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons on

Marine Vessels By Automatic Tank Gauging.

Section 5 - Standard Practice for Level Measurement of Light Hydrocarbon Liquids

Onboard Marine Vessels by Automatic Tank Gauging.

Section 6 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Hybrid Tank Measurement

Systems.

47

Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5 – Metering

Section 1- General Considerations for Measurement by Meters.

Section 2 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters.

Section 3 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters.

Section 4 - Accessory Equipment for Liquid Meters.

Section 5 - Fidelity and Security of Flow Measurement Pulsed - Data Transmission

Systems.

Section 6 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters.

Section 8 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flow Meters Using

Transit Time Technology.

3.7.1.1 Términos usados en aforamiento (medición estática)

Toda terminología para medición Estática y Dinámica se encuentra en las siguiente

Norma: Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 1 – Vocabulary

Escotilla de Medición: es la abertura en la tapa del tanque por medio de la cual se

efectúan las mediciones.

Punto de Referencia: Es un punto en la escotilla de medición que indique la posición

desde donde se medirá.

Punto de Medición: Es un punto en o cerca al fondo del tanque hasta el cual llegara la

cinta durante la medición y desde donde se tomaran las distancias.

48

Plato de Medición: Un plato localizado bajo la escotilla de medición y donde se

encuentra el punto de medición.

Altura de Referencia: Es la distancia desde el fondo del tanque hasta la marca de

referencia.

Corte: es la línea de demarcación sobre la escala de la pesa o cinta de medición, hecha

por el material que se está midiendo.

Cinta de Medición: es la cinta de acero, graduada, usada para la medición de un

producto en un tanque.

Pesa: es la pesa (Plomada) adjunta a la cinta de medición, de suficiente peso para

mantener la cinta tensa de tal forma que facilite la penetración.

Zona Crítica: Es la distancia entre el punto donde el techo flotante está apoyado en sus

soportes normales y el punto donde el techo esta flotando libremente.

Medida a Fondo: Es la profundidad del líquido en un tanque. Medida desde la

superficie del líquido hasta el punto de medición.

Medición en Vació: Es la distancia desde el punto de referencia hasta la superficie del

líquido en un tanque.

49

Regla de medición: Es la regla graduada unida a la cinta de medición que facilita la

medida.

Pasta indicadora de producto: Es la pasta que contiene un producto químico, el cual

cambia de color cuando se pone en contacto un producto especifico.

Agua en suspensión: Es el agua dentro del petróleo o derivado que esta finamente

dispersa como pequeñas gotas.

Agua Libre: es el agua que existe como capa separada del hidrocarburo (típicamente

abajo del petróleo, en el fondo del tanque).

Agua disuelta: Es el agua contenida dentro del petróleo o derivado formando una

solución a una temperatura determinada.

Sedimentos suspendidos: Son los sólidos no hidrocarburos presentes dentro del

petróleo pero no en solución.

Sedimento de fondo: Son los sólidos no hidrocarburos presente en el tanque como capa

separada en el fondo.

Volumen total observado: es el volumen de petróleo o producto incluyendo agua total

y sedimento total, medido a la temperatura y presión presentes en el crudo o refinado.

50

Volumen bruto observado: Es el volumen de petróleo o producto incluyendo agua

disuelta, en suspensión y sedimento suspendido pero excluyendo agua libre y sedimento

de fondo, medido a la temperatura y presión presente en el crudo.

Volumen neto observado: Es el volumen de petróleo o producto excluyendo agua total

y sedimento total, medido a la temperatura y presión presente en el crudo o refinado.

Volumen estándar bruto: Es el volumen del petróleo o producto refinado incluyendo

agua disuelta, agua suspendida y sedimento suspendido pero excluyendo el agua libre y

sedimento de fondo, calculados a condiciones estándar (15 °C y 1.01325 bares).

Volumen estándar neto: es el volumen del petróleo excluyendo agua total y sedimento

total, calculados a condiciones estándar (15 °c y 1.01325 bares).

Volumen total Calculado: Es el volumen estándar bruto más el agua libre medida a la

temperatura y presión presente (este concepto es particularmente útil cuando se

comparan cifras de buques después del cargue).

Densidad de petróleo seco: Es la densidad a condiciones estándar del volumen total de

petróleo transferido o medido excluyendo agua total y sedimento total.

3.8 Métodos de aforamiento

Esta sección describe los 2 métodos a usarse en la medición del contenido de los

tanques de crudo, productos intermedios y productos terminados.

51

Existen 2 métodos de medición para tal fin:

Método del aforamiento directo

Método del aforamiento indirecto o al vacío.

3.8.1 Aforamiento directo

Este método consiste en bajar una cinta graduada de medir con su plomada al interior

del tanque hasta que la punta de la plomada apenas toque la placa anular de medición.

El nivel del crudo se determina por la cantidad de cinta mojada, cuya medida se llama

indicación de cinta.

Este método se limita al aforo de tanques de techo flotante, pero la experiencia ha

demostrado que puede ser empleado también en tanques de techo fijo.

3.8.1.1 Precaución del método

Hay que evitar que la cinta baje demasiado, de lo contrario la plomada puede inclinarse,

dando por resultado una medida en exceso.

También la presencia de sedimentos muy pesados o irregularidades de la placa anular de

medición puede resultar en una medida errónea.

3.8.2 Aforamiento indirecto o al vacío

Este método consiste en bajar la cinta graduada de medir con plomada al interior del

tanque hasta que una parte de la cinta quede cubierta en el líquido.

52

Luego se observa la medida de la cinta en la marca de referencia.

De la profundidad de referencia (altura total del tanque) se le resta la medida de la cinta

observada en la marca de referencia y luego se agrega la lectura de la cinta mojada. El

resultado es el nivel del líquido o producto en el tanque.

3.8.3 Medida de la temperatura con termómetros electrónicos

Levantar y bajar el probador lentamente aproximadamente 1 pie por encima y por

debajo del nivel deseado durante el tiempo de inmersión de la norma MPMS

Chapter 7 – Temperature Determination. Tabla No 6

Tabla 5. Tiempo de inmersión recomendado para tomar temperatura

Fuente: MPMS Chapter 7 – Temperature Determination


Cuando la lectura de temperatura se haya estabilizado y permanezca dentro de +-

0.2 °F (0.1 °C) durante 30 seg léala y registre la temperatura con aproximación de

0-5 °F. si se toman temperaturas a diferentes niveles, registre la lectura de cada una

y promedie redondeando el resultado final con aproximación de 0.5 °F

53

3.9 Equipos de Medición

Entre los equipos de medición tenemos:

3.9.1 Cinta para medición a vacío

Esta tiene el “cero” de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. La

escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para la

plomada en forma descendente desde el mismo punto, la plomada debe tener forma

rectangular.

Figura 16. Cinta para medición a vacío

Fuente: Curso Especializado en, Interpretación, Manejo y

Cumplimiento de Normas API-ASTM-FUNDAECUADOR


1

2

3

4

5

6

ESCALA CERO

ESCALA PARA LA CINTA

ESCALA PARA LA PLOMADA

FIGURA2. CINTA PARA MEDICION

1

2

3

4

5

6

ESCALA CERO

ESCALA PARA LA CINTA

ESCALA PARA LA PLOMADA

FIGURA2. CINTA PARA MEDICION

54

3.9.2 Cinta para medición directa

Esta cinta tiene el “Cero” en la punta de la escala de la plomada, la cual hace parte de la

cinta, es decir, que la escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de

referencia de la plomada, la plomada debe tener forma cilíndrica terminada en un cono

Figura 17. Cinta para medición directa




3.9.3 Termómetro digital

Los termómetros electrónicos deben graduarse en incrementos mínimos de 0.1 °F o

0.1 °C

Se debe verificar la exactitud del termómetro frente a uno de mercurio o frente a la

Temp. ambiente.

55

Verifique el exterior de la sonda para asegurarse que esté limpia y no contamine el

producto

Ajuste firmemente el cable de tierra del PET a la compuerta del tanque

Baje la sonda del PET al nivel deseado según la tabla No 5

Tabla 6. Temperatura mínima medida a varios pies de profundidad del producto

Fuente: MPMS Chapter 7 – Temperature Determination


56

Figura 18. Termómetro digital


Cumplimiento de Norma API-ASTM-FUNDAECUADOR


3.9.4 Toma de muestra

Es aquel proceso en el cual se toma una porción del producto, para luego realizarle

análisis y ensayos de laboratorio correspondientes para determinar sus propiedades,

calidad, y en el caso de productos limpios certificar si están o no dentro de

especificación.

Existen dos tipos de muestreo:

Muestreo Automático o Dinámico

Muestreo Manual

57

Figura 19. Toma muestras



3.10 Procedimientos para aforar

3.10.1 Aforo a medida directa

Baje la cinta y su plomada dentro del líquido, manteniendo la cara lisa de la cinta

siempre en contacto con el borde de la boca de aforo o medición y a través de la marca

de referencia hasta que la plomada se encuentra a corta distancia del fondo.

Luego, baje lentamente la cinta hasta que la plomada apenas toque la placa anular de

medición. Saque la cinta enseguida y lea los números de la cinta mojada hasta una

aproximación de milímetros.

58

Anote esta cifra, repita la operación y vuelva a anotar. Si las 2 cifras o lecturas no

resultan iguales, repita la operación hasta que dos lecturas resulten iguales. Estas

últimas se harán constar en la boleta de aforo respectiva.

Figura 20. Aforo a medida directa




3.10.2 Aforo o medida indirecta (al vacío)

Baje la cinta y su plomada lentamente dentro del tanque manteniendo la cara lisa de la

cinta siempre en contacto con el borde de la boca de aforo y deslizándola a través de la

marca de referencia hasta que la plomada que de parcialmente sumergida dentro del

líquido. Déjele en esta posición hasta que la plomada deje de moverse.

59

Luego, baje la cinta muy lentamente deslizándola sobre la marca de referencia hasta que

una lectura o división de la cinta coincida exactamente con la marca de referencia.

Anote en la boleta de aforo la lectura indicada por la cinta introducida en esta posición

(CI).

A la profundidad de referencia (PR) se le resta la lectura de la cinta introducida (CI) y a

esta diferencia se le suma la lectura de la cinta mojada (CM) en el líquido.

El resultado constituye la altura del líquido en el tanque, o sea:

Ecuación 1. Modelo para calcular la altura del líquido en el tanque

Altura del líquido = (PR-CI) + CM

Fuente: Curso Especializado en, Interpretación,

Manejo y Cumplimiento de Normas API-ASTM-FUNDAECUADOR

Elaborado por: Cesa Vera S.

Donde:

PR: Profundidad de referencia.

CI: Lectura de la cinta introducida.

CM: Lectura de la cinta mojada.

Limpie la cinta y la plomada y repita la operación. Si las dos medidas no concuerdan, el

operador debe repetir la operación hasta obtener dos medidas iguales.

60

En caso necesario. La altura del líquido obtenida, debe ser confirmada realizando un

aforo del tanque empleando el primer método (DIRECTO).

Limpie la cinta y la plomada y repita la operación. Si las dos medidas no concuerdan, el

operador deberá repetir la operación hasta obtener dos medidas iguales.

Figura 21. Aforo al vacío

Fuente: Curso Especializado en, Interpretación, Manejo y Cumplimiento de

Normas API-ASTM-FUNDAECUADOR


3.10.3 Toma de muestras del contenido de un tanque

Existen dos métodos para la toma de muestras de un tanque:

Muestra corrida API

Porciones selectas API

61

En nuestra Refinería para la toma de muestras del contenido de un tanque, se utilizará el

método de la muestra corrida API, empleando una botella saca muestras estandarizada.

3.10.3.1 Procedimiento

Baje el saca muestras a una velocidad uniforme para que la muestra sea representativa,

hasta el fondo del tanque y regréselo a la superficie así mismo a una velocidad uniforme

de tal manera que la botella se llene a un 75% mínimo de su capacidad y máximo a un

85%.

Vierta el contenido del saca muestras, en el recipiente porta muestras sin agitarlo y

tápelo inmediatamente. Este recipiente deberá estar previamente limpio.

A fin de conseguir los volúmenes antes indicados, la operación deberá ser repetida 3

veces consecutivas.

3.11 Productos limpios que se despachan actualmente en REE

3.11.1 Gasolina extra

La gasolina automotriz es una mezcla compleja compuesta de naftas de todos los grupos

como: butano, nafta ligera, nafta pesada, nafta debutanizada, nafta tratada y nafta

reformada, productos obtenidos en procesos de destilación atmosférica, craqueo

catalítico y reformación catalítica. Estas fracciones están combinadas de acuerdo a las

normas técnicas del INEN, especialmente en lo referente al contenido de hidrocarburos

aromáticos por ser considerados altamente cancerígenos. La combinación de estas

62

proporciones de hidrocarburos se evapora con facilidad y se combinan con el aire

atmosférico conformando las denominadas mezclas carburantes.

Esta gasolina ha sido diseñada para ser utilizada en motores de combustión interna de

encendido por chispa y de compresión moderada, debido a que a mayor compresión en

el pistón se eleva la temperatura de la mezcla carburante y se produce el rompimiento

de moléculas de los hidrocarburos parafínicos lineales, de esta manera dan origen a la

aparición de radicales libres que producen el fenómeno de la detonancia, en base a este

resultado se establece el índice de antidetonancia.

El índice es una medida de la capacidad antidetonante de la gasolina y la principal

característica que identifica el comportamiento de la combustión dentro del motor.

Mayor octanaje indica mejor capacidad antidetonante.

Figura 22. Tanque de gasolina extra



63

Figura 23. Características técnicas de la gasolina extra para comercialización REE



64

Figura 24. Requisitos de la gasolina extra Norma NTE INEN 935:2010

Fuente: Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 935:2010


Como podemos observar, el certificado de calidad de la gasolina extra emitido por

Refinería Esmeraldas es en base a la norma NTE INEN 935:2009, es decir que no están

trabajando con la norma actualizada que es la NTE INEN 935:2010.

65

3.11.2 Gasolina súper

Es utilizada en vehículos cuyos motores tienen una relación de compresión alta, los

hidrocarburos, especialmente iso-parafínicos y aromáticos presentes en este tipo de

gasolina, resisten altas presiones y temperaturas sin llegar al rompimiento de moléculas.

Al eliminarse el tetraetilo de plomo en la formulación de las gasolinas, la industria

petrolera recurrió a la utilización de compuestos oxigenados y de hidrocarburos

aromáticos. Estos productos presentan el problema que ante una combustión incompleta

su evacuación a la atmósfera, a través del tubo de escape del vehículo, provoca una

contaminación igual o peor que la ocasionada por el tetraetilo de plomo, de ahí que se

hiciera necesaria la utilización de los convertidores catalíticos en los vehículos que usan

este tipo de combustibles.

Figura 25. Tanque de gasolina súper



66

Figura 26. Características técnicas de la gasolina súper para comercialización REE



67

Figura 27. Requisitos de la gasolina súper NTE INEN 935:2010



Como podemos observar, el certificado de calidad de la gasolina súper emitido por

Refinería Esmeraldas es en base a la norma NTE INEN 935:2009, es decir que no están

trabajando con la norma actualizada que es la NTE INEN 935:2010.

68

3.11.3 Diesel 2

3.11.3.1 Características

Este diesel proviene de la unidad de Destilación Atmosférica.

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, isoparafínicos, 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.

3.11.3.2 Usos

Por su alto poder calorífico, es utilizado como combustible de uso industrial,

especialmente en la industria y para motores de combustión interna de auto

ignición.

Figura 28. Tanque de diesel 2



69

Figura 29. Características técnicas del diesel 2 para comercialización REE



70

Figura 30. Requisitos del Diesel No.2 NTE INEN 1 489:99

Fuente: Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 1 489:99


Una observación positiva que no podemos pasarla por alto es que para el diesel 2 si

están trabajando con la norma actualizada que es la NTE INEN 1 489:99 y en dicha

norma no pide reportar los parámetros siguientes:

Densidad Relativa.

Densidad API.

Asfaltenos.

Color.

Pero en los certificados de calidad para el diesel 2 que emite la Refinería Esmeraldas si

se los especifica, de esta manera se garantiza la calidad del producto.

71

3.11.4 Jet fuel A1

3.11.4.1 Usos

Producto utilizado en el sector de la aviación en motores tipo turbo reactor.

3.11.4.2 Características técnicas del jet fuel A1

Es una fracción de petróleo que se obtiene por destilación atmosférica y

contienen componentes que destilan entre los 200 a 300° C.

Los hidrocarburos más importantes que se encuentran presentes son: parafinas e

isoparafinas, aromáticos mono y biciclicos, naftenos así como hidrocarburos con

estructura mixta nafteno aromática.

Los hidrocarburos aromáticos se encuentran en una proporción máxima del

22%, esta condición es importante para obtener una buena combustión.

El punto de inflamación debe ser de mínimo 41° C para evitar que la presencia

de vapores muy volátiles produzcan riesgo de incendio.

El Jet se torna en un color amarillo-verdoso cuando contiene compuestos

oxigenados que resultan de la oxidación de componentes con doble enlace

(olefinas, ciclohexadiene, etc.), compuestos que se oxidan fácilmente de ahí que

es necesario someter al Jet a procesos de refinación que separen estos

componentes, hasta obtener un producto blanco cristalino.

72

Figura 31. Características técnicas del jet fuel a-1 para comercialización REE



73

Figura 32. Requisitos fisicoquímicos Jet A-1 NTE INEN 2 070:2006

Fuente: Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2 070:2006


Si podemos observar el certificado de calidad para el Jet A-1 emitido por la Refinería

Esmeraldas es con la norma NTE INEN 2 070:1996 ya estando vigente la norma NTE

INEN 2 070:2006.

74

Pero si se está cumpliendo con el Reglamento de almacenamiento, transporte y

distribución expedido por la DAC (Dirección de Aviación Civil) y que consta como

requisito en la norma NTE INEN 2070:2006

3.11.5 Gas licuado de petróleo GLP

3.11.5.1 Características

Es una mezcla de propano (propano, propileno) y butano (normal, iso y buteno) en una

proporción de 40% y 60 %, respectivamente. Se obtiene mediante el procesamiento del

gas asociado de los campos de producción de petróleo y en procesos de refinación.

El GLP es incoloro e inodoro, razón por la cual para su comercialización es necesario

agregar odorizantes como los mercaptanos, que por su mal olor permiten identificar las

fugas de gas.

3.11.5.2 Usos

Su alto poder calorífico y combustión limpia, hacen de este producto un combustible

multifuncional para la industria, comercio, transporte y doméstico.

75

Figura 33. Características técnicas del GLP para comercialización REE



76

Figura 34. Requisitos del GLP NTE INEN 675:1982



Una observación positiva que no podemos pasarla por alto es que para el GLP si están

trabajando con la norma actualizada que es la NTE INEN 675:1982 y en dicha norma

no pide reportar los parámetros siguientes:

Densidad Relativa.

Peso molecular promedio.

Pero en los certificados de calidad para el GLP que emite la Refinería Esmeraldas si se

los especifica, de esta manera se garantiza la calidad del producto.

CAPÍTULO IV

77

CAPÍTULO IV

4. SISTEMA Y ÁREA DE LLENADO Y DESPACHO (ISLA DE CARGUIO) DE

PRODUCTOS LIMPIOS

Se inicia haciendo una descripción de los equipos y partes que conforman el sistema y

área de llenado y despacho.

4.1 Descripción de los equipos y partes

El Sistema o Área de Llenado y Despacho se halla conformado por: 11 Islas de Carguío

o Plataformas de llenado, una báscula de pesada, para L.P.G. y asfaltos, una bomba de

sumidero y 2 tanques probadores de medidores tipo seraphin.

4.1.1 Plataforma N° 1

Esta plataforma corresponde al despacho de gasolina regular y gasolina especial, y

está conformada principalmente por las siguientes partes y equipos:

Medidores de temperatura: Y-Th-5007 y Y-Th-5008

Filtros y eliminadores de aire

Medidores de desplazamiento positivo: Y-FMD-5009 y Y-FMD-5010 con

brazos de extensión

Contadores-impresores de tickets calibrados en decalitros.

Brazos de llenado con válvulas de carga

Conexión a tierra

78


Esta plataforma corresponde al despacho de gasolina especial, gasolina regular y jet

fuel. Las principales partes y equipos son:


Filtros con eliminador de aire

Medidores de desplazamiento positivo Y-FMD-5012 y Y-FMD-5018 con

brazos de extensión

Filtro de elementos con su indicador de presión diferencial

(sólo para jet fuel) DPI

Contadores impresores de tickets calibrados en decalitros

Brazos de llenado con válvula de carga

Conexión a tierra.


Esta plataforma corresponde al despacho de diesel y kerosene; los equipos y partes

principales son:



Medidores de desplazamiento positivo: Y-FMD-5028 y Y-íMD-5029 con brazos

de extensión

Contadores-impresores de tickets calibrados en decalitros.


Conexión a tierra.

79


Esta plataforma corresponde al despacho de kerosene y diesel (Un solo brazo de

llenado); los equipos y partes principales son:

Medidor de temperatura Y-Th-5031

Filtro y eliminador de aire

Medidor de desplazamiento positivo: Y-FMD-5032 con brazo de extensión

Contador-impresor de tickets calibrados en decalitros

Brazo de llenado con válvula de carga

Conexión a tierra.


Esta plataforma corresponde al despacho de fuel oíl; los equipos y partes principales

son:

Medidores de temperaturas: Y-Th-5075 y Y-Th-5076


Medidores de desplazamiento positivo: Y-FMD-5038 y Y-FMD-5039 con brazos

de extensión

Contadores-impresores de tickets calibrados en decalitros


Conexión a tierra.


Esta plataforma corresponde al despacho de fuel oíl pesado; los equipos y partes

principales son:

80

Medidores de temperatura: Y-Th-507? y Y-Th-5078


Medidores de desplazamiento positivo: Y-FMD-5044 y Y-FMD-5045 con brazos

de extensión

Contadores impresores de tickets calibrados en decalitros


Conexión a tierra

4.1.7 Plataforma N° 7- A

Esta plataforma corresponde al despacho de L.P.G. con su brazo de retorno de vapor.

Los equipos y partes principales son:


Filtro

Medidor de desplazamiento positivo: Y-FMP-5033

Brazo de llenado, con conexión de carga

Brazo de retorno de vapor


Conexión a tierra

4.1.7.1 Plataforma N° 7-B

Esta plataforma corresponde también, al despacho de L.P.G. con su brazo de retorno de

vapor. Los equipos y partes principales son:


81

Filtro

Medidor de desplazamiento positivo Y-FMD-5055

Brazo de llenado con conexión de carga



Conexión a tierra.


Esta plataforma corresponde al despacho de L.P.G. con su brazo de retorno de vapor.

Los equipos y partes principales son:

Medidor de temperatura: Y-Th-5056

Filtro

Medidor de desplazamiento positivo Y-FMD-5057

Brazo de llenado con conexión de carga



Conexión a tierra.

4.1.9 Plataforma N° 9 (2 brazos)

Esta plataforma corresponde al despacho de asfalto tanto de curado rápido cuanto de

curado medio. Los equipos y partes principales son:

Mecanismo de conexión a tierra con luz indicadora

Estación remota de arranque y parada con luz indicadora

Brazo de llenado con camisa de vapor y válvula de carga

82

Venteo de 1".

4.1.10 Plataforma N° 10 (l Solo brazo)

Esta plataforma corresponde al despacho de asfalto de penetración. Los equipos y partes

principales son:

Mecanismo de conexión a tierra con luz indicadora

Estación remota de arranque y parada con luz indicadora

Brazo de llenado con camisa de vapor y válvula de carga.

Venteo de 1"

Figura 35. Brazos de llenado



83

Tabla 7. Bases del diseño para el sistema de llenado y despacho

PRODUCTO

RELACIÓN:

CARGA

BRAZO

VELOCIDAD

DE CARGA:

(M3/hr)

VELOCIDAD

DE CARGA

INCIAL

(M3/hr)

TEMPERATUR

A (ºC)

BRAZO DE

CARGA

PLATAFORMA

Nº (ISLA DE

CARGUÍO)

Gasolina regular 136 40 37.8 Y-LM-5001 1

Gasolina especial 136 40 37.8 Y-LM-5002 1

Gasolina regular –

especial

136 40 37.8 Y-LM-5003 2

Jet Fuel 136 40 37.8 Y-LM-5004 2

Kerosene 136 50 37.8 Y-LM-5005 3

Diesel 136 50 37.8 Y-LM-5006 3

Kerosene/Diesel 136 37.8 Y-LM-5007 4

Fuel Oíl liviano 136 51.7 Y-LM-5008 5

Fuel Oíl liviano 136 51.7 Y-LM- 5009 5

Fuel Oíl pesado

(Nº6)

136 79.4 Y-LM-5010

y 5011

6

Asfalto de curado

rápido y medio

68 Y-LM-5018

y 5019

9

Asfalto de curado

rápido y medio

68 148.9 Y-LM-5020 10

L.P.G. 68 Max 51.7 Y-LM-5012 7ª

L.P.G 68 Max 51.7 Y-LM-5014 7B

L.P.G 68 Max 51.7 Y-LM-5016 8



84

4.2 Descripción y control del flujo

El llenado y despacho de los productos de la Refinería en el área de llenaderas: Gasolina

regular, gasolina especial, kerosene, jet fuel, diesel, fuel oíl liviano, fuel oíl pesado,

asfalto: de curado rápido, cuando medio y penetración y L.P.G. se realiza a través de las

bombas y brazos de carga respectiva.

La cantidad del producto, con excepción del asfalto es controlada y registrada por

medidores de desplazamiento positivo.

La cantidad de asfalto y L.P.G. es medida y determinada a través de una báscula, por

diferencia de peso.

Todas las bombas de carga para auto-tanque excepto las de L.P,G están equipadas con

instrumentos de disparo (interrupción) por altas temperaturas, los cuales paran o

interrumpen la operación normal de las bombas cuando la temperatura de la carcasa se

eleva por un exceso de operación y condiciones en las cuales por cualquier causa la

bomba siga funcionando con la válvula de descarga cerrada.

Además las bombas de carga de L.P.G. están protegidas contra el exceso de operación

en dichas condiciones por una línea de retorno que sale desde la descarga de las bombas

hacia las esferas de L.P.G.

85

4.2.1 Llenado de los productos

4.2.1.1 Gasolina regular y especial

La gasolina regular almacenada en los tanques Y-T8021 y Y-T8022 se envían al brazo

de llenado Y-LM-5001 a través del medidor de desplazamiento positivo que consiste

del medidor (con ajuste de parada) y de su válvula (con ajuste de parada) por medio de

la bomba Y-P5001-A para finalmente ser cargada al auto-tanque.

La gasolina especial almacenada en los tanques Y-T8023 y Y-T8024 se envía al

brazo de llenado Y-LM-5002 a través del medidor de desplazamiento positivo

constituido por el medidor propiamente dicho (con ajuste de parada) y de su válvula

(con ajuste de parada) por medio de la bomba Y-P5002 para luego ser cargada al auto-

tanque

La bomba de carga Y-P5001-B y el brazo de llenado Y-LM-5002 constituyen el

equipo de relevo para transferencia y carga de la gasolina regular y de la gasolina

especial.

La cantidad de gasolina regular y especial es, controlada por los medidores de

desplazamiento positivo Y-EMD-5009, 5010 y 5012 y que corresponden a las bombas y

brazos de llenados indicados anteriormente y cuyo procedimiento esta descrito en el

instructivo operacional respectivo.

86

El operador debe estar seguro que la combinación de las bombas de carga y brazos de

llenado deberá ser como se indica a continuación. Otras combinaciones no son

operables.

PRODUCTO BOMBA DE CARGA BRAZO LLENADO

Gasolina regular Y-P5001 A Y-LM-5001

Gasolina especial Y-P5002 Y-LM-5002

Gasolina regular/especial Y-P5001 B Y-LM-5002

Las bombas Y-P5001 A y B y Y-P5002 están provistas de los mecanismos de disparo

por alta temperatura Y-TSH-5004, Y-TSH-5005 y Y-TSH-5006 respectivamente.

4.2.1.2 Jet fuel

El Jet fuel almacenado en el tanque Y-T8025 es enviado al brazo de llenado Y-LM-

5004 a través del medidor de desplazamiento positivo conformado por el medidor

(con ajuste de parada) y de su válvula (con ajuste de parada) y del filtro Y-ME-5001

por medio de la bomba Y-P5003A y B y cargado el auto-tanque. Las bombas tienen

un mecanismo de disparo por alta temperatura Y-TSH-5015 y Y-TSH-5016 respecti-

vamente.

La cantidad de Jet fuel es controlada por el medidor de desplazamiento positivo Y-

PMU-5018.

Se provee de filtro para el Jet fuel con el objeto de remover el agua libre y más

impurezas antes de ser despachado.

87

4.2.1.3 Kerosene y diesel

El kerosene almacenado en los tanques Y-T8026 y Y-T8027 es enviado por la bomba

Y-P5004 A al brazo de llenado Y-LM-5005 a través del medidor de desplazamiento

positivo que controla la cantidad de kerosene entregada y corta automáticamente una

vez cumplida la cantidad requerida.

La cantidad de llenado de kerosene es controlada por el medidor positivo Y-EMD-5028.

El diesel almacenado en los tanques Y-T8028 y Y-T8029 es enviado a su brazo de

llenado Y-LM-5006 a través del medidor de desplazamiento positivo Y-IMD-5029 el

cual controla la cantidad de diesel a ser transferido por la bomba Y-P5005 y su posterior

entrega al auto-tanque .

La bomba de carga Y-P5004 B y el brazo de llenado Y-LM-5007 son equipos comunes

de reserva que pueden ser utilizados para el llenado tanto de kerosene como de diesel.

Se debe tomar en cuenta que la combinación de las bombas de carga y brazos de llenado

deben ser como se indica a continuación.

PRODUCTO BOMBA DE CARGA BRAZO LLENADO

Kerosene Y-P5004 A Y-LM-5005

Diesel Y-P5005 Y-LM-5006

Kerosene o diesel Y-P5004 B Y-LM-5007

Cualquier otra combinación no es operable.

88

El operador no deberá pasar por alto el procedimiento de carga

descrito en el instructivo operacional respectivo.

Las bombas Y-P5004 A y B, Y-P5005 están provistas de los mecanismos de disparo por

alta temperatura Y-TSH-5023, Y-TSH-5024 y Y-TSH-5025 respectivamente.

4.2.1.4 Fuel oíl liviano

El fuel oíl almacenado en el tanque Y-T8030 es enviado a su brazo de

llenado Y-LM-5008 a través de su medidor de desplazamiento positivo Y-

FMD-5038 que controla la cantidad de fuel oíl que es transferido por la

bomba de carga Y-P5006 para luego ser llenado el auto-tanque.

El fuel oíl almacenado en el tanque Y-T8031 es enviado a su brazo de

llenado Y-LM-5009 a través del medidor de desplazamiento positivo Y-

fMD-5039 por medio de la bomba Y-P5018 para luego ser cargada al

auto-tanque.

Sin embargo el fuel oíl liviano puede ser llenado al auto-tanque usando la

bomba Y-P5018 y el brazo Y-LM5009. La bomba Y-P5006, el brazo Y-

LM-5008 pueden también ser usados para el llenado del fuel oíl liviano

más en cualquier caso la combinación de las bombas de carga y brazos de

llenado están indicados a continuación y el procedimiento de carga

establecido en el instructivo de operacional deberá ser estrictamente

seguido:

89

BOMBAS BRAZOS DE LLENADO

Y-P5006 Y-LM_5008

Y-P5018 Y-LM-5009

Estas bombas están equipadas con mecanismos de disparo por alta temperatura Y-5036

y 5037 respectivamente.

4.2.1.5 Fuel oíl pesado Nº 6

El fuel oíl pesado almacenado en los tanques Y-T8033 es transferido al brazo de

llenado Y-LM-5010 o Y-LM-5011 a través del medidor de desplazamiento positivo Y-

EMD-5044 o Y-EMD-5045 por las bombas Y-P5007 o Y-P5008 y llenado al auto-

tanque.

A pesar de que se dispone de 2 bombas y 2 brazos de llenado para el despacho del fuel

oíl pesado, sus combinaciones deben ser limitadas a lo que se indica a continuación.

BOMBAS BRAZO DE LLENADO

Y-P5007 Y-LM-5010

Y-P5008 Y-LM-5011

Los medidores de desplazamiento positivo Y-PMD-5044 y 5045 contro-

lan la cantidad de carga de fuel oíl pesado.

Las bombas Y-P5007 y 5008 están provistas de los mecanismos de

paro por alta temperatura: Y-TSH-5042 y 5043 respectivamente.

90

4.2.1.6 Asfalto de curado medio y asfalto de curado rápido

El asfalto de curado medio (CM) almacenado en el tanque AO-V11 es

transferido a los brazos de llenado Y-LM-5018 y entregado a los auto-tanques por

medio de la bomba Y-P5015.

El asfalto de curado rápido (CR) es transferido desde el tanque AO-V12 al brazo

de llenado Y-LM-5019 y entregado a los auto-tanques a través de la bomba Y-

P5016

El asfalto de curado medio también puede ser transferido mediante la bomba Y-P5016

a través del brazo de llenado Y-LM-5019.

El asfalto de curado rápido puede ser cargado al auto-tanque por medio de la bomba

Y-P5015 y brazo de llenado Y-LM-5018.

Sin embargo la combinación de bombas de carga y brazos de llenado están limitadas a

lo siguiente:

BOMBAS BRAZOS DE LLENADO

Y-P5015 Y-LM-5018

Y-P5016 Y-LM-5019

91

La operación de las bombas de carga Y-P5015 y 5016 deberá ser hecha manualmente

mediante el botón de arranque teniendo en cuenta que se prenda la luz de indicación

en la plataforma de carga N° 9 al hacer la conexión al auto-tanque.

Las bombas de carga estarán bloqueadas sin la conexión a tierra del auto-tanque y no

arrancarán a menos que la conexión a tierra sea restablecida.

Una vez que el bloqueo de conexión a tierra es restablecido, la bomba arrancará, por lo

tanto el operador deberá observar la luz indicadora de conexión durante el trabajo de

carga, de tal manera que el bloqueo de conexión a tierra puede ser corregido lo más

pronto posible cuando se apaguen las luces indicadoras.

Cuando la conexión a tierra del auto-tanque es establecida la lámpara verde se prende

y cuando no está establecida se prende la lámpara roja.

La luz indicadora del botón remoto de arranque y parada señala si la bomba respectiva

está funcionando o no.

La cantidad de asfalto de curado rápido y curado medio cargado es medida por la

báscula Y-ME-5005 por diferencia de peso.

Las bombas Y-P5015 y 5016 están equipadas con los mecanismos de paro por alta

temperatura: Y-TSH-5065 y Y-TSH-5066 respectivamente.

92

4.2.1.7 Asfalto de penetración

El asfalto de penetración almacenado en los tanques AO-V6, AO-V7, AO-V8, AO-

V9 y AO-V10 es transferido al brazo de llenado Y-LM-5020 hacia los auto-tanques

por medio de las bombas Y-P5019 A o B.

Una parte de este asfalto retorna a la unidad de oxidación de asfaltos.

Ambas bombas, la Y-P5019 A y B pueden ser usadas en combinación con el brazo de

llenado Y-LM-5020.

La operación de estas bombas deberá ser realizada de la misma manera que las bombas

Y-P5015 y Y-P5016 como queda indicado anteriormente. Esto es, la Y-P5019 A o B

deberá ser arrancada mediante el botón remoto de arranque con luz indicadora después

que la conexión a tierra sea establecida y parada cuando se ha llenado el auto-tanque.

La cantidad de asfalto de penetración cargado o despachado será también medida y

determinada usando la báscula Y-ME-5005 por diferencia de peso.

Las bombas de carga Y-P5019 A y B están provistas por los mecanismos de disparo por

alta temperatura: Y-TSH-5071 y Y-TSH-5072 respetivamente.

4.2.1.8 L.P.G. (gas licuado de petróleo)

El L.P.G. almacenado en las esferas Y-T8036 - 8045 es transferido hacia los brazos

de carga Y-LM-5012, Y-LM-5014 y Y-LM-5016 a través de los medidores de

93

desplazamiento positivo: Y-RAD-5033 - 5055 y 5057 y por medio de las bombas de

carga Y-P5009, 5010 y 5011 es llenado en los auto-tanques.

Vapores de LPG expulsados desde el interior del auto-tanque retornan a las esferas de

almacenamiento Y-T8056 - 8045 a través del brazo de retorno de L.P.G.: Y-LM-5013 y

5012.

Una parte de LPG retorna a las esferas desde la línea de la descarga de las bombas de

carga mediante el control diferencial de presión: Y-DPC-5047, 5049 y 5051 los cuales

reducen la presión del L.P.G. que está retornando.

Los vapores de L.P.G. de la carcasa de las bombas también retornan a las esferas de

almacenamiento.

Puesto que L.P.G. es incoloro, se debe inyectar un producto odori-zante (etil-

mercaptano) y esto se realiza inyectando a una razón de 2 libras por cada 10.000

galones americanos (0,9 kilos por 37,85 m3) por medio de las bombas de inyección

Y-P5012, 5013 y 5014.

La cantidad de odorizante a ser inyectado depende del período de operación de la

bomba y este período de operación es controlado por un registrador de tiempo

(reloj) localizado en cada plataforma de llenado de LPG.

94

El medidor de desplazamiento positivo no indica exactamente la cantidad correcta de

LPG entregado o cargado ya que parte del LPG que es introducido en el auto-tanque

se evapora y retorna a las esferas de almacenamiento a través del brazo de retorno de

vapores de L.P.G.

Por lo tanto, la cantidad cargada de LPG será estimada en forma aproximada por el

medidor y confirmada exactamente por la balanza, por diferencia de peso.

Cuando el L.P.G. es cargado al auto-tanque, la combinación de las bombas de

carga, brazos de llenado y bombas del producto odorizante será limitado a lo

siguiente:

BOMBA DE CARGA BRAZO DE LLENADO BRAZO DE RETORNO

Y-P5009 Y-LM-5012 Y-LM-5013 Y-P-5014

Y-P5010 Y-LM-5014 Y-LM-5015 Y-P-5013

Y-P5011 Y-LM-5016 Y-LM-5017 Y-P-5012

4.3 Equipos especiales en llenaderas

Como equipo especial se puede mencionar a lo siguiente:

4.3.1 Bomba de sumidero de área de carga

Todo derramamiento de los productos que se produzca en el área de carga, llenado y

despacho es colectado en el foso sumidero de concreto para luego ser enviado a los

tanques de slop Y-T8011 y 8012 por medio de la bomba del sumidero Y-P5017, la cual

95

deberá ser arrancada cuando el nivel de la fosa o sumidero esté alto o viceversa, la

bomba deberá ser parada cuando el nivel de los productos recolectados en el sumidero

esté bajo.

Se disponen de 2 trailers portables en los cuales van montados los tanques probadores

de 4542 litros = 1.200 galones americanos.

El uno es empleado en la calibración de los medidores de desplazamiento positivo para

la corriente de hidrocarburos livianos Y-ME-5003 (tanque probador de productos

blancos)

El otro para la calibración de los medidores de desplazamiento positivo para la corriente

de hidrocarburos pesados Y-ME-5004 (tanque probador de productos negros)

4.4 Parada de emergencia

Las emergencias pueden suscitarse por fallas del equipo o por fallas del sistema de

utilidades (servicios auxiliares) lo cual causará la total o parcial parada del sistema, la

iniciativa del operador será decisiva y de capital importancia, y las decisiones serán

tomadas en base a la experiencia y de la situación que se presente en el momento.

Un total conocimiento del sistema de la unidad es la mejor garantía para que el operador

pueda manejar con seguridad y eficiencia cualquier situación o condición anormal que

pueda presentarse.

96

Un completo conocimiento y familiarización de las condiciones de emergencia del área

así como de las alarmas y mecanismos de alerta, a-o-y advertencia es de suprema

importancia por parte de los operadores

En cada emergencia la acción tomada deberá satisfacer los siguientes requerimientos:

La acción tomada no debe comprometer la seguridad de los otros operadores o de uno

mismo.

La acción tomada deberá colocar a todos los equipos del sistema en condiciones

seguras.

Las presiones de diseño, temperaturas y flujos no deben ser excedidas y por lo

tanto los valores de trabajo operacional de estas variables deben ser

perfectamente conocidas.

La acción tomada deberá normalizar la operación tan pronto como sea posible

después que las condiciones de emergencia han sido rectificadas.

La rápida detección de una falla de los servicios auxiliares es esencial y hábitos de una

operación normal deberán ser establecidos de conformidad con todo lo que

anteriormente se ha indicado.

97

Puesto que las fallas de los servicios auxiliares son a menudo de corta duración, la

acción de emergencia será orientada a tomar cuidado la situación inmediata sin

olvidarse de reiniciar la operación lo más rápido posible y con todas las normas y

condiciones de seguridad.

4.5 Fallas de servicios auxiliares

En los servicios auxiliares se presentan varias fallas.

4.5.1 Falla del agua de enfriamiento

Todas las bombas no requieren de agua de enfriamiento para su operación, pero la Y-

P5017 (bomba del sumidero de recolección) si requiere.

Por lo tanto esta bomba (5017) no puede ser operada en el caso de que no se disponga

de agua de enfriamiento.

4.5.2 Falla del sistema de energía eléctrica

La falla de energía eléctrica provocara una completa parada del Sistema de llenado y

despacho a auto –tanques.

Cuando la falta de energía ocurra durante las operaciones de llenado y despacho, estas

deberán ser paralizadas y reiniciadas después de la restauración de energía eléctrica de

acuerdo a lo que se indica a continuación:

98

4.6 Trabajo que se requiere en los medidores de desplazamientos positivo

Registran la cantidad despachada hasta el momento de la falla

Presiones el botón de reajuste del “contador con ajustes de parada” y registre la

cantidad en el ticket.

Reinicie la secuencia de cargado desde el comienzo para determinar la cantidad

requerida de carga después de confirmar que las condiciones están apropiadas para

el trabajo.

4.7 Medidores de desplazamiento positivo (NORMA API –MPMS CAPITULO 5

SECCIÓN 2 MEASUREMENT OF LIQUID HYDROCARBONS BY

DISPLACEMENT METERS)

Un medidor de desplazamiento positivo es un equipo de medición de flujo que separa

un líquido en volúmenes discretos y los contabiliza de forma separada

La exactitud de la cantidad medida depende de tres factores principales:

Que el volumen de la cámara de medición permanezca constante.

Que todo el líquido que entra al medidor vaya a la cámara de medición.

Que el flujo transferido pase por el medidor solo una vez

En estos medidores existen dos áreas básicas donde pueden ocurrir errores en la

medición:

El volumen de la cámara de medición puede cambiar debido a:

99

Depósito de cera o adherencia viscosa.

Desgaste que causa un cambio en el volumen

El porcentaje de pérdida alrededor o a través de la cámara de medición puede cambiar

debido a:

Cambio en la viscosidad del líquido.

Desgaste que agranda o reduce las áreas de espacios libres.

Los medidores de desplazamiento positivo miden la cantidad de fluido que circula por

un conducto, dividiendo el flujo en volúmenes separados y sumando los volúmenes que

pasan a través del medidor. Las partes mecánicas del instrumento se mueven

aprovechando la energía del fluido y dan lugar a una pérdida de carga. La precisión

depende de los huelgos entre las partes móviles y las fijas y aumenta con la calidad de

mecanización y con el tamaño del instrumento.

En cada medidor, se pueden destacar tres componentes comunes:

- Cámara, que se encuentra llena de fluido.

- Desplazador, que bajo la acción del fluido circulando, transfiere el fluido desde

el final de una cámara a la siguiente.

- Mecanismo (indicador o registrador), conectado al desplazador, que cuenta el

número de veces que el desplazador se mueve de una parte a otra en la cámara

de trabajo.

100

Un problema importante que se debe tener en cuenta al fabricar un medidor de

desplazamiento positivo es conseguir una buena estanqueidad de las partes móviles,

evitando un par de rozamiento inaceptable y que la cantidad de líquido de escape a

través del medidor sea moderada. Por esta razón, es necesario calibrar el medidor de

desplazamiento a varios caudales, dentro del margen de utilización, con un fluido de

viscosidad conocida.

Figura 36. Medidor de desplazamiento positivo

Fuente: FMC Technologies


4.7.1 Instalación

Seleccionar una base adecuada para apoyar el medidor, que éste no quede sobre la

tubería a excepción de los medidores instalados verticalmente que si están sostenidos

por la tubería.

101

Disponer de tubos de salida de tal manera que se evite la formación de un sifón, que

impediría el drenaje del líquido.

Proteger al medidor y al sistema de tubería contra los efectos de la expansión térmica, lo

cual debe instalarse una válvula de alivio térmica adecuada.

Evitar esfuerzo de la tubería sobre el medidor

Instalar un desaireador o eliminador de gases para impedir la entrada de aire o vapor en

el medidor.

Remover el mecanismo interior o pasar el flujo por un by-pass si el sistema se va a

someter a una prueba de presión de agua.

Limpiar el interior de la tubería antes de poner en funcionamiento el medidor.

No calibrar con agua ni permitir que esta quede en el interior del medidor.

Estar completamente seguro de la dirección del flujo, mirando por el alojamiento

correspondiente a la brida.

Instalar una válvula de control de contrapresión aguas abajo del medidor.

102

Figura 37. Instalación de un banco de medidores de desplazamiento positivo



4.7.2 Principio de operación

Estos medidores son giratorios y de desplazamiento positivo. La carcasa es labrada a

precisión y contiene un rotor que gira sobre rodamientos de bolitas, e incluye álabes

distribuidos en forma pareja. Al fluir el líquido a través del medidor, el rotor y los

álabes (paletas) giran alrededor de una leva fija, haciendo que estos se desplacen hacia

afuera. El movimiento sucesivo de los álabes forma una cámara de medición de

volumen exacto entre dos de los álabes, el rotor, la carcasa, y las tapas inferior y

superior. Cada rotación del rotor produce una serie continua de estas cámaras cerradas.

Ni los álabes, ni el rotor, hacen contacto con las paredes estacionarias de la cámara de

medición. Una de las características sobresalientes del medidor Smith es el hecho de

103

que el flujo pasa sin perturbaciones durante la medición. No se desperdicia energía

agitando innecesariamente el líquido.

El líquido no medido (área sombreada) ingresa al medidor. El rotor y los álabes

giran hacia la derecha. Los álabes A y D se encuentran totalmente extendidos,

formando la cámara de medición. Los álabes B y C están retraídos.

Figura 38. Principio de operación medidor PD primera etapa

Fuente: FMC Technologies - Boletín MN01011S


El rotor y los álabes han efectuado una octava de revolución. El álabe A se

encuentra totalmente extendido. El álabe B está parcialmente extendido. El álabe

C se ha retraído completamente. El álabe D se encuentra parcialmente retraído.

Figura 39. Principio de operación medidor PD segunda etapa



104

Ha ocurrido un cuarto de revolución. El álabe A se encuentra extendido todavía

y ahora el B está ahora extendido. Existe ahora un volumen exacto y conocido

de líquido en la cámara de medición.

Figura 40. Principio de operación medidor PD tercera etapa



Una octava de revolución más tarde, el líquido medido está saliendo del

medidor. Está a punto de formarse otra cámara de medición entre los álabes C y

B. El álabe A se encuentra retraído, y el C está empezando a salir.

En tres octavos de revolución se han formado dos cámaras de medición, y otra

está a punto de formarse. Este ciclo continúa repitiéndose mientras fluya el

líquido.

Figura 41. Principio de operación medidor PD cuarta etapa



105

4.8 Medidor volumétrico tipo turbina (NORMA API –MPMS CAPITULO 5

SECCIÓN 3 MEASUREMENT OF LIQUID HYDROCARBONS BY TURBINE

METERS)

Los medidores de turbina consisten en un rotor que gira al paso del fluido con una

velocidad directamente proporcional al caudal. La velocidad del fluido ejerce una fuerza

de arrastre en el rotor; la diferencia de presiones debida al cambio de área entre el rotor

y el cono posterior ejerce una fuerza igual y opuesta. De este modo el rotor está

equilibrado hidrodinámicamente y gira entre los conos anterior y posterior sin necesidad

de utilizar rodamientos axiales evitando así un rozamiento que necesariamente se

produciría.

Existen dos tipos de convertidores para captar la velocidad de la turbina. En el de

reluctancia la velocidad viene determinada por el paso de las palas individuales de la

turbina a través del campo magnético creado por un imán permanente montado en una

bobina captadora exterior. El paso de cada pala varia la reluctancia del circuito

magnético. Esta variación cambia el flujo induciendo en la bobina captadora una

corriente alterna que, por lo tanto es proporcional al giro de la turbina.

En el tipo inductivo el rotor lleva incorporado un imán permanente y el campo

magnético giratorio que se origina induce una corriente alterna en una bobina captadora

exterior.

En ambos casos, la frecuencia que genera el rotor de turbina es proporcional al caudal

siendo del orden de 250 a 1200 ciclos por segundo para el caudal máximo. Por ejemplo,

si un rotor de seis palas gira a 100 revoluciones por segundo, genera 600 impulsos por

106

segundo. El número de impulsos por unidad de caudal es constante. La turbina está

limitada por la viscosidad del fluido, debido al cambio que se produce en la velocidad

del perfil del líquido a través de la tubería cuando aumenta la viscosidad. En las

paredes, el fluido se mueve más lentamente que en el centro, de modo que, las puntas de

las palas no pueden girar a mayor velocidad. En general, para viscosidades superiores a

3-5 centistokes se reduce considerablemente el intervalo de medida del instrumento.

La precisión es muy elevada, del orden de ± 0,3 %. La máxima precisión se consigue

con un régimen laminar instalando el instrumento en una tubería recta de longitudes

mínimas 15 diámetros aguas arriba y 6 diámetros aguas abajo. El campo de medida

llega hasta la relación 15 a 1 entre el caudal máximo y el mínimo y la escala es lineal. El

instrumento es adecuado para la medida de caudales de líquidos limpios o filtrados.

Debe instalarse de tal modo que no se vacié cuando cesa el caudal ya que el choque del

agua a alta velocidad contra el medidor vacio lo dañaría seriamente. La sobre velocidad

por exceso de caudal puede ser también perjudicial para el instrumento. La frecuencia

generada por el medidor de turbina se transmite a un convertidor indicador o totalizador.

Figura 42. Medidor volumétrico tipo turbina helicoidal



107

4.9 Medidor másico tipo coriolis (NORMA API –MPMS CAPITULO 5 SECCIÓN

6 MEASUREMENT OF LIQUID HYDROCARBONS BY CORIOLIS METERS)

Este es un medidor que recientemente esta normado por API y el gran limitante es que

esta diseñado para la medición de flujos másicos pequeños.

Se basa en el teorema de Coriolis que dice que la aceleración absoluta de un móvil es la

resultante de la relativa, la de arrastre y la de Coriolis. Los medidores de caudal másico

basados en este teorema son de dos tipos. El primer tipo consta de un tubo en forma de

, el cual se hace vibrar perpendicularmente al sentido del desplazamiento del flujo.

Esta vibración controlada crea una fuerza de aceleración en la tubería de entrada del

fluido y una fuerza de deceleración en la de salida, con lo que se genera un par que

provoca la torsión del tubo, que es proporcional a la masa instantánea del fluido

circulante. El segundo tipo está formado por dos tubos paralelos; estos se hacen vibrar

de forma controlada a su frecuencia de resonancia. Con los sensores adecuados

(generalmente ópticos) se detecta la fase de la vibración y con ella el caudal masa, ya

que es proporcional. Cuando el caudal masa es cero, la diferencia de fase también es

nula. La gran ventaja de los caudalímetros basados en la aceleración de Coriolis es que

son inmunes a prácticamente todo: presión (tanto nominal como posibles pulsaciones),

temperatura (excepto variaciones bruscas), densidad, viscosidad, perfil del flujo, y flujos

multifase (con sólidos en suspensión). Un posible problema es la vibración, que si no

está controlada y no actúa en forma correcta sobre los elementos preparados para tal fin,

se puede transmitir a los tubos y, consecuentemente, someterlos a un proceso de fatiga

que conduciría a finalizar con un deterioro prematuro.

108

Figura 43. Medidor tipo coriolis



4.10 Calibración de medidores

Las lecturas resultantes de los medidores no son exactas, debido a desajustes normales

en los mecanismos del medidor, originado en la fabricación, la instalación o como

resultados inherente a la operación misma de los medidores.

En consecuencia,

EL volumen que se registra es diferente al volumen que realmente circula por el

medidor.

La calibración de un medidor con probadores es un procedimiento mediante el cual se

determina el factor de calibración de un medidor para líquido o gas. Normalmente se

aplica a medidores de desplazamiento positivo y de turbina tanto para líquidos como

para gases, porque tienen lecturas directas. El volumen indicado por el medidor se

109

compara con un volumen conocido o con medidor maestro para obtener un factor de

corrección del medidor.

Los sistemas de probadores están referenciados en el API- MPMS capítulo 4 que es una

guía para el diseño, instalación, calibración y operación de los sistemas de prueba para

medidores utilizados en la mayoría de la industria petrolera.

Figura 44. Instalación típica de un probador

Fuente: Programa de Entrenamiento para Operaciones de Ductos


4.10.1 Dispositivos de calibración

Los dispositivos más comunes para la calibración de medidores son

1.- Tanque probador volumétrico (serafines).

2.- Probadores de desplazamiento mecánico:

110

Probador Bidireccional

Probador Unidireccional

Probador Compacto

3.- Medidor maestro

4.11 Calibración de los medidores de desplazamiento positivo

- La calibración consiste en comparar las lecturas originadas por el medidor frente

a un volumen conocido. Poner en base a la norma (NORMA API –MPMS

CAPITULO 5 SECCIÓN 2 MEASUREMENT OF LIQUID

HYDROCARBONS BY DISPLACEMENT METERS).

Ecuación 2. Modelo para calibrar los medidores de desplazamiento positivo



MF = Volumen del prover a condiciones estándarVolumen indicado (medidor) a condiciones estándar

Prover base volume x Ctsp x Cpsp x Ctlp x CplpMF = ____________________________________

Indicate volume x Ctlm x Cplm

111

Donde:

Cts: El efecto de la temperatura en el material de construcción de la carcasa

Cps: Corrección por efecto de la presión en el material de construcción de la carcasa

Ctl: Corrección por efecto de la temperatura en el líquido

Cpl: Corrección por efecto de la presión en el líquido

4.12 Procedimiento para el cálculo del factor del medidor

4.12.1 Datos del probador

Certificado del Volumen del Probador

De este certificado, se deben obtener los siguientes datos:

Volumen del Probador : VP ( Bls)

Diámetro Exterior (pulg.)

Diámetro Interior (pulg.)

Espesor (pulg.)

Tipo del Material de Construcción

4.12.2 Datos del medidor

K-Factor

112

4.12.3 Cálculo del factor de corrección por efecto de la temperatura sobre el

material ( CTS)

Ecuación 3. Modelo para calcular el Factor de corrección por efecto de la

temperatura sobre el material

CTS = {1+ (T- 60)*Gc}



Donde:

CTS: factor de corrección por efecto de la temperatura sobre el material (cts.)

60: Temperatura estándar en grados Fahrenheit.

T: Temperatura del líquido

Gc: Coeficiente de Expansión Térmica de Superficie; 1.86x10 -5 para “carbon steel”

2.65x10 -5 para “stainless steel”

113

Figura 45. Coeficiente de expansión térmica



4.12.4 Determinación del factor de corrección por efecto de la presión en el

producto (CPLM Y CPLP)

Ecuación 4. Modelo para calcular el Factor de corrección por efecto de la presión

en el producto

CPL = 1 / {1- [(P- Pe) * F]}



114

Donde:

P: Presión en Psig

Pe: Presión de equilibrio (0 para líquidos con presión de vapor inferior a presión

atmosférica)

F: Factor de compresibilidad

Factor de compresibilidad. Para hidrocarburos entre 0-90 API se encuentran tabulados

en el API MPMS cap. 11.2.1 y para hidrocarburos con densidad relativa entre 0.350 –

00637 se calcula según los describe el API MPMS cap. 12.2.2.

Para hidrocarburos es F x 100,000. Debe expresarse con tres dígitos.

F: Factor de compresibilidad

El factor de compresibilidad se puede determinar también por la siguiente fórmula:

F= (Exp (-1,9947 + 0,00013427*T + 0,79392/ GS^2 + 0,002326*T/ GS^2))

GS : Gravedad Especifica

4.12.5 Determinación del factor de corrección por efecto de la presión sobre el

material (CPS)

Ecuación 5. Modelo para calcular el Factor de corrección por efecto de la presión

sobre el material

CPS = 1+ {(P*ID) / (E*WT)}



115

Donde:

CPS: factor de corrección por efecto de la presión sobre el material

P: Presión del liquido en la tubería (Psig)

ID: Diámetro Interior (pulg)

E: Modulo de Elasticidad del Material

Tipo del Material de Construcción: Se determina por la formula. 2.9 x 10 7 para

stainless steel

WT: Espesor (pulg.)

4.12.6 Determinación del factor de corrección por efecto de la temperatura sobre el

material ( CTS)

Ecuación 6. Modelo para calcular el Factor de corrección por efecto de la

temperatura sobre el material

CTS = {1+ (TP-60)*Gc}



116

Donde:

CTS: factor de corrección por efecto de la temperatura sobre el material

TP: Temperatura en el Probador.

Gc: Coeficiente de Expansión Térmica (por ºF)

Redondear a Cinco cifras decimales.

4.12.7 Determinación del factor de corrección combinado para el probador ( CFp)

Ecuación 7. Modelo para calcular el Factor de corrección combinado para el

probador

CCFp = CTLP * CPLP * CPSp * CTSp



4.12.8 Determinación del factor de corrección combinado para el medidor (CCFM)

Ecuación 8. Modelo para calcular el Factor de corrección combinado para el

medidor

CCFM = CTLP * CPLP



1.- Volumen del Medidor (VM)

Pulsos Promedios (Pulsos generados durante prueba) / K- factor (Pulsos/Bls)

117

2.- Volumen Corregido del Medidor

Volumen Corregido del Medidor = VM* CCFM

3.- Volumen Corregido del Probador

Volumen Corregido del Probador = Vp * CCFp

4.12.9 Cálculo del factor del medidor (MF)

El modelo para calcular el factor del medidor (METER FACTOR) es el siguiente:

Ecuación 9. Modelo para calcular el Factor del Medidor



De donde, el numerador =

Corresponde a:

Vbp: volumen base del probador a 60°F y 0 Psi.

CTS: Factor de corrección por temperatura del probador.

CPS: Factor de corrección por presión del probador.

CTLp: Factor de corrección por temperatura del fluido en el probador.

CPLp: Factor de corrección por presión del fluido en el probador.

118

El denominador corresponde a la siguiente expresión:

Acumulado de Pulsos: Promedio de pulsos generados al desplazarse la esfera entre los

switches del probador.

K-Factor: Valor constante que corresponde a los pulsos/bis del medidor.

CTLm: Factor de corrección por temperatura del fluido en el medidor.

CPLm: Factor de corrección por presión del fluido en el medidor.

4.13 Calibración de los medidores de desplazamiento positivo en la REE

Este es el procedimiento de calibración de un medidor de desplazamiento positivo

indicado en la norma API: “calibración por medio de probador volumétrico “, según,

API Cap. 4. 4/7 y 12.2.

4.13.1 Herramientas y equipos para la calibración

Las herramientas en el momento de calibrar son las siguientes: se necesita un probador

volumétrico que esté debidamente certificado para hacer mediciones de volumen, este

probador volumétrico tiene que estar respectivamente nivelado para que no exista

ninguna distorsión. Se necesita un termómetro para medir la temperatura del

combustible dentro del probador volumétrico y dentro de la línea de conducción. Se

necesita conexión a tierra del probador volumétrico. Mangueras para llenar el probador

volumétrico y para conducir el producto después de cada corrida. También es necesario

tener una bomba para llevar el producto después de cada corrida así como también para

llenar el probador volumétrico.

119

Figura 46. Probador volumétrico o Serafín



4.13.2 Datos para calibración

Para realizar la calibración se necesitan los siguientes datos:

Medidor: aquí se coloca o escribe el tipo de combustible.

Producto: se escribe que combustible se está midiendo.

Marca del medidor: en este caso Smith Meter.

Modelo del medidor: en este caso accuload III.

Numero de serie del medidor: aquí se escribe el número de serie del medidor que se

está calibrando.

Numero de serie del registrador: colocamos el número de serie del registrador. El

registrador lleva el dato de los galones que se han despachado.

120

Lectura inicial del totalizador: esta lectura es importante ya que cuando se calibra es

importante tener el dato de cuantos galones de combustible se usaron para hacer la

calibración.

Lectura final del totalizador: esta lectura también es importante ya que la lectura final

menos la inicial nos da el total de galones usados para la calibración.

Volumen del probador volumétrico: indica el volumen de calibración del probador

volumétrico.

Temperatura al que fue calibrado el probador volumétrico: como se indico

anteriormente el probador volumétrico también debe estar calibrado y la temperatura al

que fue calibrado es uno de los datos mas importantes para hacer la calibración.

Material del probador volumétrico: en base a este se saca el factor de expansión del

material.

Gravedad API: Este dato lo proporciona la abastecedora de combustible.

4.14 Accuload III

Accuload III-N4 es un instrumento basado en un microprocesador que es capaz de

manejar hasta dos brazos y tres medidores.

La unidad posee la flexibilidad de manejar aplicaciones de carga directa, mezcla de

proporción directa, mezcla de flujo en línea mezcla secuencial de hasta 6 productos en

la misma línea de carga.

121

Figura 47. Accuload III



4.14.1 Características

4.14.1.1 Accuload III-N4

Operación con uno o dos brazos simultáneamente

Hasta 3 entradas de pulsos simples o duales del medidor de producto

Hasta 4 entradas del medidor de aditivo con E/S local y hasta 24 entradas

del medidor de aditivo con E/S remoto.

4.14.1.2 Accuload III-S o Q

Accuload III es un instrumento basado en microprocesador que se puede configurar para

controlar de uno a seis brazos de carga, ya sea como dispositivo de producto de cargo

directa o de mezclas. Accuload III tiene la flexibilidad de manejar múltiples

122

aplicaciones de mezcla: mezcla de hasta 6 productos, en línea o mezcla secuencial de

hasta 6 productos.

4.14.1.3 Accuload III-S


Hasta 14 entradas de medidor de aditivo

Figura 48. Accuload III-S



4.14.1.4 Accuload III-Q


Caja a prueba de explosión

Hasta 24 entradas de medidor de aditivos

Autodetección del hardware instalado

123

Figura 49. Accuload III-Q



4.15 Consideraciones básicas para todos los medidores de flujo

En cualquier medidor hay tres áreas concernientes al problema de medición y al

medidor en sí. FLUIDO: significa las características del material a ser medido (un

ejemplo es un fluido de dos fases, liquido y gas no pueden ser medidos sin que sean

separados). FLUJO: significa que el movimiento del material en la tubería está

preparado para medirlo (un ejemplo de esto es que el flujo inmediatamente corriente

abajo de un regulador no está preparado para ser medido). MEDICIÓN: significa

alguna clase de medidor puesto en una línea donde se pueda observar una lectura desde

cual pueda ser inferido un flujo en la tubería).

4.15.1 El fluido

EL fluido en si puede distinguirse en varias categorías, la primera de la cual es

comprensible e incomprensible. En términos generales los fluidos comprensibles

pueden ser los gases, y los incomprensibles los líquidos. En algunos casos especiales

124

ciertos fluidos son manipulados en condiciones en las cuales son llamados gases pero

actúan como líquidos y gases pero no son mezclas de los dos estados, por ejemplo

dióxido de carbono y el etileno.

4.15.2 Fase simple

El fluido debe estar en fase simple esto quiere decir que el fluido debe ser un liquido o

un gas en el punto donde se va a medir ya sea en la placa orificio o en el área de rotor de

una turbina. La razón para indicar esto es que muy a menudo el fluido en estos puntos

esta a la presión más baja que puede verse en ese punto del proceso. Tratándose de un

líquido cuya presión de flujo es muy cercana a su presión de vapor, puede producirse

vaporización parcial del líquido en el elemento de medida. Si esto sucede (aunque hay

una fase simple corriente arriba), hay un flujo de dos fases en el medidor y por

consiguiente estamos ante un problema porque el medidor no puede medir tal flujo.

Bajo especiales consideraciones, las mediciones de líquidos con vapores podrían ser

llevadas a cabo si la cantidad de vapores es menor del 5% en volumen en el líquido.

Deberá ser medido como un líquido con tolerancias adicionales y con los factores de

corrección apropiados.

Por otro lado un gas, no debe contener más del 2% en peso de sólidos o líquidos (por

ejemplo, agua en vapor).

4.15.3 Fluidos no estándares

Un fluido que no guarde las características de tal, no tiene sentido la clase de medidor

que se escoja, no será exacto. Esta exactitud no proviene del medidor sino que será

125

debido a que el fluido no está en condiciones de ser medido. A más que un fluido de

estar en fase simple, debe ser homogéneo. El fluido no debe estar moviéndose en la

tubería en masas aglomeradas de petróleo y agua.

Deberá presentar una estructura consistente a través de la tubería, esto también se aplica

a la temperatura que deberá ser constante a través de la tubería. No debe estar en capas,

lo que puede suceder a regímenes de flujo muy bajos. En algunos casos se ha podido

observar diferencia de hasta 10°F entre el tope y el fondo de la tubería en flujos de

vapor de agua. Para obtener una medida correcta se debe instalar un mezclador estático

antes del elemento de medición de temperatura. Situaciones similares pueden

presentarse en mediciones de gas natural donde debido a flujos muy reducidos (por

recortes imprevistos en las entregas) algunas medidas de temperatura no son iguales en

el tope y al fondo del medidor.

Entonces se requiere que el fluido sea homogéneo tanto en composición como en la

temperatura. Si esto no se cumple, se incurrirá en error en la operación misma de

medición o en los factores de corrección aplicados.

4.15.4 Fluidos pulsantes

El transporte de fluidos por tuberías se hace por medio de compresores para mover

gases y bombas para líquidos, estos son fuentes de fluctuaciones en el flujo y también

en la presión. Los reguladores son otro ejemplo de aparatos que pueden causar

pulsaciones, esto origina errores en la medida y afecta adversamente en algún grado el

medidor. Por lo tanto, el fluido no debe ser pulsante cuando está siendo medido. Para

126

evitar esto se pueden utilizar accesorios que amortigüen las pulsaciones. De esto se

puede dar cuenta que no es posible adelantar un criterio sobre la exactitud con la que se

puede medir un fluido sin antes conocer la aplicación para un sistema particular.

Pulsaciones pueden producir errores de hasta un 30% en la medida sin ser causa del

medidor, sino de su aplicación.

Los medidores de desplazamiento positivo, medidores de turbina y todos los medidores

reaccionan en algún grado a la pulsación de flujo, uno más que otros. De tal manera,

que para medición correcta, no debería intentarse medir un “flujo pulsante”.

4.15.5 Limitaciones físicas

Hoy otras limitaciones como la presión, temperatura, el espacio físico y los materiales

de los cuales pueden ser fabricados los medidores para los fluidos que van a ser

medidos. Estos son parámetros para escoger un medidor, algunos medidores no pueden

ser fabricados en ciertos materiales requeridos para resistir la corrosión o la erosión.

Hay presiones y temperaturas de trabajo que están fuera de los límites de la capacidad

de algunos de los medidores.

4.15.6 Gases condensados

De igual manera, los gases en condensación tienen el mismo tipo de problemas al medir

flujo. En la producción de gas natural un separador seca los líquidos de un gas a una

temperatura dada y el gas queda justo en el punto de condensación. Si corriente abajo

del separador se reduce la temperatura, se puede condensar mas liquido y estaremos

ante el mismo problema que el del vapor. Esto es común en la medición de gas en los

127

campos de producción. Nuevamente aquí las inexactitudes provienen de las

características del fluido y no del medidor.

4.15.7 Líquidos críticos

Cualquier líquido cerca de su punto crítico presente el mismo tipo de problema y

origina las mismas dificultades para medirlo. Aquí sucede lo inverso en el cual ocurren

grandes cambios en la densidad al tiempo que el gas se forma con un incremento muy

pequeño en temperatura.

Es posible tener una emisión de vapor en un medidor, aunque técnicamente la

temperatura este por debajo del vapor, debido a que hay una gran turbulencia en el

medidor que hace que inicie la vaporización. En vista de que existe baja presión

localizada en un punto del medidor en el cual no es posible medirla, la presión

observada es mayor que la presión actual.

CAPÍTULO V

128

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones

Se debe mantener un histórico de mantenimiento y al mismo tiempo tener acceso al

histórico operacional del tanque, es decir a llenados y vaciados; así como recepción

y despacho de producto a fin de que se pueda aplicar correctamente la Norma API-

MPMS 19 – Evaporative Loss Measurement con la finalidad de cuantificar las

pérdidas por evaporación.

No existen planos P&ID de todas las instalaciones, lo que no permite conocer la

ubicación de tuberías instrumentos e instalaciones, por lo que este conocimiento está

a expensas de los operadores, pero cuando no esté el operador que conoce, se pierde

este conocimiento.

No se evidencia la existencia de material para control de derrames en el sitio.

Se deberá realizar trabajos de mantenimiento y verificación de condiciones de

operacion para todos los tanques de almacenamiento a fin de establecer el

cumplimiento de los parámetros de color, pintura del tanque, condiciones

atmosféricas, diseño de válvulas (estado de las mismas) de acuerdo a las normas PE

SHI-009, PE SI – 010, CEPE-SI-OO9, PE-SHI-O10, PE-SHI-O11, PE-SHI-O12.

129

Falta de un medidor entre el área de SETRIA y Llenaderas. Para que los operadores

de llenaderas puedan ver qué cantidad de producto les está enviando SETRIA.

Se verifica daño severo en los medidores del blending de gasolinas, los cuales no

funcionan ni tampoco estan calibrados.

De acuerdo a las tablas presentadas se verifica que no se cumplen con las normas

para combustibles en algunos casos, ya que no están actualizadas y en algunos

parámetros presentados en las tablas podemos ver incumplimiento. Las normas

utilizadas para gasolinas por Refinería Esmeraldas son: NTE INEN 935:2009 para

gasolina extra, lo mismo para gasolina súper, NTE INEN 2 070:1996 para jet fuel.

Existencia de un remanente de producto en tanques de tetra etilo de plomo, lo que

constituye un pasivo ambiental.

130

5.2 Recomendaciones

Se recomienda que en las llenaderas se verifique con los planos P&ID los equipos

realmente existentes y su estado en el campo.

Es recomendable acogerse a lo establecido como uso normal de tanques de

almacenamiento, así, según la norma API-650 se debe almacenar gasolinas en

tanques de techo flotante y destilados en tanques de techo fijo evitando pérdidas por

evaporación.

Se requiere coordinar oficialmente con REE el cumplimiento de varios de los

planes del Plan de Manejo Ambiental, como son el control de contingencias y

emergencias, el manejo de desechos líquidos y sólidos de la instalación, ya que las

llenaderas seguirán influenciadas por el desarrollo de las operaciones de REE.

Colocar un medidor o contador que controle la cantidad de producto que setria

envía a llenaderas.

Se deberían aplicar las normativas actualizadas dadas por el INEN en todos los

productos. Tales como: NTE INEN 935:2010 para gasolinas extra y súper, NTE

INEN 2 070:2006 para Jet fuel A-1.

Se debería desmontar la planta de tetra etilo de plomo, ya que en los tanques existe

remanente de producto y esto es altamente peligroso para la salud.

Todo el manejo de productos químicos por ser peligrosos y toxico debe realizarse

de acuerdo a la norma técnica INEN 2 266:2009; esta norma establece los

requisitos que se deben cumplir para el transporte, almacenamiento, y manejo de

materiales peligrosos.

131

Realizar mantenimiento predictivo y correctivo dada la obsolescencia de los

equipos, previo a una evaluación de los mismos.

132

BIBLIOGRAFÍA GENERAL

1. BÁEZ, Luisa, “Diccionario de Términos Petroleros de la Refinería Estatal de

Esmeraldas”

2. CALLE, Luis, “Química y Característica del Petróleo y Productos Básicos”

3. FUNDAECUADOR, “Manual de Aforamiento te Tanques”

4. D. BERGER, KENNETH E. Anderson, “ Petróleo moderno”

5. http://es.wikipedia.org/wiki/Petroecuador

6. http://www.gestiopolis.com/recursos5/docs/eco/apligesti

7. HYDROCARBON, Processing, “Refining Processes 2004”

8. INEN, “Norma Técnica Ecuatoriana. NTE INEN 1489:99”

9. INEN, “Norma Técnica Ecuatoriana. NTE INEN 2 070:2006”



12. HERNÁNDEZ, Eli, “Manual del Área de Llenaderas, Esmeraldas-Ecuador 2003”

13. PEDROLA, J; SUBIRA, F, “El inventariado en tanques. Revista Ingeniería

Química. Septiembre-Octubre, 1999”

14. REFINERÍA, Esmeraldas, “Manual del Área de SETRIA”

15. SMITH METER, “Manual de medidores de Desplazamiento Positivo, 2005”

http://es.wikipedia.org/wiki/Petroecuador

http://www.gestiopolis.com/recursos5/docs/eco/apligesti

http://www.monografias.com/trabajos12/elcapneu/elcapneu.shtml#PRENSA

http://www.monografias.com/trabajos14/historiaingenieria/historiaingenieria.shtml

http://www.monografias.com/Quimica/index.shtml

133

GLOSARIO

ABASTECIMIENTOS.- Entrega ordenada de los elementos necesarios para prevenir

una emergencia por parte de una central de distribución, hacia los lugares de consumo.

ACCIDENTE.- Evento no premeditado aunque muchas veces previsible que se presenta en

forma súbita, altera el curso regular de los acontecimientos, lesiona o causa la muerte a las

personas y ocasiona daños en sus bienes y entorno.

ACCIDENTE DE TRABAJO.- Toda lesión corporal que sufra el trabajador con

ocasión o como consecuencia del trabajo que realiza por cuenta ajena.

AGITADOR.- Homogenizador de líquidos.

ASFALTO.- Residuos de hidrocarburos, generalmente es el producto de los fondos de

la torre de destilación al vacío.

BLENDING.- Es el proceso de preparación de las gasolinas mediante la mezcla de los

diferentes tipos de naftas.

BRIDA.- Acoplador, adaptador; accesorio utilizado en la extremidad de una tubería

para fijarla a otra. Las bridas se utilizan para conectar o sellar secciones de tubería.

BOMBA CENTRIFUGA.- Bomba en la cual el movimiento del fluido se lleva a cabo

primordialmente por acción de la fuerza centrífuga (acción de rotación).

CABEZAL DE TUBOS.- Colector común al que dos o más tuberías están conectadas.

Los cabezales de tubos en un calentador tienen tapones, que pueden ser removidos para

su limpieza.

CAVITACIÓN.- Condición en el interior de una bomba dentro de la cual el líquido que

está siendo bombeado se vaporiza parcialmente debido a la temperatura, caída de

presión, etc. Se identifica por la operación ruidosa y presión variable, puede ocasionar

desgaste en los impulsores o en la carcasa; a menudo puede remediarse aumentando la

134

presión de la bomba: generalmente elevando el nivel del líquido alimentado a la bomba

o también disminuyendo la velocidad del flujo a través de esta.

COMBUSTIBLES.- Materia que al ser quemada con el aire o con el oxígeno

directamente (comburente), suministra energía.

CONTINGENCIA.- es el estado de aquellos hechos que desde un punto de vista lógico

no son ni verdaderos ni falsos. La contingencia es lo opuesto a necesidad: un acto o

hecho contingente es lo que podría no haber ocurrido o tenido lugar, un acto o hecho

que no es necesario (no podría no haber ocurrido).

DESTILACIÓN.- Es un proceso que se realiza en las de torres de fraccionamiento, en

donde el petróleo antes de ingresar es previamente calentado y debido a las diferencias

de volatibilidades de los hidrocarburos estos van separándose hacia la parte superior e

inferior de la torre, esto está ligado al punto de ebullición de cada uno de los

compuestos.

ESFERA HORTON.- Tanque esférico patentado, utilizado para almacenar

hidrocarburos de alta volatilidad, bajo presión, como butano, isopentano, etc.

FUEL OÍL.- Hidrocarburo pesado utilizado como fuente de energía en hornos, calderos

etc.

GRADO DE OCTANO RON.- Es una prueba para determinar las propiedades

antidetonantes de una muestra de gasolina. El numero de octano es el porcentaje de iso

octano y heptano que iguala al compartimiento de la mezcla.

INFLAMABLE.- Que arde con facilidad y desprende llamas inmediatamente.

LABORATORIO.- Lugar donde se efectúan las pruebas de control de calidad de los

productos.

http://es.wikipedia.org/wiki/Necesidad

135

LÍQUIDOS COMBUSTIBLES.- Líquidos con punto de inflamación mayor o igual a

37,8°C (100°F)

MUESTRA.- Parte representativa de un producto elaborado.

NAFTA.- Producto liquido, liviano del petróleo.

MEROX 100.- Proceso para obtener jet fuel (que cumpla las exigencias, que lo hagan

aceptable al consumo aéreo internacional)

MEROX 200.- Tratamiento de la gasolina para la saturación de mercaptanos, reducir la

contaminación ambiental.

MEROX 300.- Tratamiento químico de LPG.

NPSH (Net Positive Suction Head): Cabeza neta positiva de succión, nos indica que

tanta succión se debe tolerar antes que la presión en el intake de la bomba alcance la

presión de vapor y se produzca la cavitación del líquido.

OLEODUCTO.- Cañería diseñada para transportar petróleo.

PATIO DE TANQUES.- Lugar donde se encuentran los tanques de almacenamiento y

distribución de productos intermedios y terminados.

PETROINDUSTRIAL.- Es la filial de Petroecuador responsable de la industrialización,

refinación del crudo en el territorio nacional.

OLEODUCTO.- Cañería diseñada para transportar petróleo

PERDIDA.- Carencia, privación de lo que se poseía. Daño o menoscabo que se recibe

en algo.

PERDIDA PERMANENTE POR ALMACENAMIENTO.- Es la pérdida por

evaporación del vapor almacenado resultante de la expansión térmica y de la

contracción de mezcla aire-vapor del tanque resultante del ciclo diario de calentamiento.

Esta pérdida también se conoce como la pérdida por respiración y ocurre sin ningún

cambio del nivel de líquido en el tanque.

136

PERDIDAS POR TRABAJO.- Es la pérdida por evaporación del vapor almacenado

resultante de un cambio de nivel de líquido en el tanque, e incluye tanto la pérdida por

llenado y de la pérdida por vaciado.

PETRÓLEO.- El petróleo está constituido por una gran cantidad de compuestos

orgánicos formados principalmente por sustancias unidas por enlaces covalentes c – c y

c – h, conocidos como hidrocarburos, siendo el más sencillo y de menor peso molecular

el metano. E n pequeñas cantidades se encuentran compuestos sulfurados, oxigenados,

nitrogenados, sales, organometálicos, sedimentos, y agua emulsionada consideradas

como impurezas del petróleo.

PUNTO DE INFLAMACIÓN.- Temperatura mínima a la cual un vapor desprende

vapores en concentración suficiente, para formar con el aire una mezcla inflamable

cerca de la superficie del líquido.

REFINERÍA.- La refinería es un complejo industrial en donde el petróleo es sometido

a diferentes procesos mediante los cuales podemos obtener diferentes combustibles tales

como gasolinas, gasóleos, keroseno, diesel, GLP, etc.

RIESGOS.- Riesgos del trabajo son las eventualidades dañosas a que está sujeto el

trabajador, con ocasión o por consecuencia de su actividad.

SETRIA.- (sección de transferencia y almacenamiento) es la más importante dentro del

sistema de refinación y obtención de hidrocarburos, pues es en la que se inicia el

proceso mediante la recepción, preparación y entrega de crudo a las unidades de

destilación primarias y la preparación de cargas para el resto de unidades de proceso.

SUSTANCIAS EXPLOSIVAS.- son aquellas que producen una expansión repentina

por turbulencia originada por la ignición de cierto volumen de vapor inflamable

137

acompañada por un ruido junto con fuerzas físicas violentas capaces de dañar

seriamente las estructuras por la expansión rápida de los gases.

TANQUES DE TECHO FIJO.- Los tanques de techo fijo son recipientes que tienen

un cuerpo cilíndrico vertical y un techo fijo.

TANQUES DE TECHO FLOTANTE.- Recipiente para almacenamiento de líquidos a

granel, con un cuerpo cilíndrico vertical y también tiene un techo flotante que descansa

sobre los líquidos almacenados.

TOMA.- Una conexión, que permite retirar producto liquido de un costado o del fondo

de un recipiente.

TOMA MUESTRAS.- Dispositivo para extraer muestras de aceite de un tanque a

varios niveles.

TUBERÍA.- Conjunto de tubos unidos entre sí, en cuyo interior se mueve un fluido de

uno a otro punto.

VÁLVULA CHECK.- Válvula que permite el flujo del fluido solamente en una

dirección, cerrándose automáticamente cuando se produce una inversión de flujo.

VÁLVULA DE COMPUERTA.- Sirve para abrir o cerrar (totalmente), una corriente

de flujo.

VÁLVULA DE CONTROL.- Esta válvula permite la regulación de flujo,

preferentemente para operaciones frecuentes.

VÁLVULA DE RELEVO.- Las válvulas de relevo manejan fluidos no comprensibles,

(líquidos), como agua y aceite.

VAPOR REID.- Método para determinar la presión de vapor (de productos volátiles).

ANEXOS

138

Anexo 1. Programa de transferencias de productos intermedios y finales de la REE



139

Anexo 2. Informe diario de existencias y despachos



140

Anexo 3. Movimiento diaria de productos en tanques



141

Anexo 4. Programa para preparación de gasolina súper



142

Anexo 5. Evacuación de productos despachados y recepción de nafta por

llenaderas



143

Anexo 6. Capacidad y fondaje operativos de los tanques de REE



144

Anexo 7. Planta de tetra etilo de plomo TEL



145

Anexo 8. Acta de calibración de contómetro de diesel 2

ÁREA DE LLENADERAS

ACTA POR VERIFICACIÓN DEL CONTOMETRO DE DIESEL 2

Esmeraldas, 03 de junio del 2010

En Refinería Esmeraldas, Área de Llenaderas, siendo las 15h00 del 23 de mayo del 2010, el supervisor de

Llenaderas Tlgo. Eli Hernández comunicó al Ing. Byron Monzón Supervisor Áreas Externas, realice la

verificación del volumen despachado por el medidor YFMD-5032 de Diesel 2 del brazo 5007, por

presentar diferencia con respecto al volumen determinado por varillaje en los autotanques de placas

PUA0857 y PZO0961.

Para verificar la cantidad del volumen despachado por el medidor se utilizó un serafín patrón el cual

evidenció la diferencia antes mencionada; por tal motivo se procedió a la calibración de dicho medidor:

BRAZO DE LLENADERAS DIESEL 2 Nº 5007

Volumen a 60ºF (gls) Observaciones

Lectura (i) Lectura (f) Volumen Total

20708051 20708065 14 Utilizadas para encerar el Serafín

20708065 20717871 9806 Tanquero PUA0857 utilizado para la calibración

Una vez finalizado los trabajos de calibración del medidor fue necesario compensar los volúmenes que

debían cargar los autotanques de acuerdo a la cantidad emitida en la orden de carga. La compensación de

los volúmenes se detalla a continuación

VOLUMEN COMPLETADO A LOS AUTOTANQUES

PLACA Lectura (i) Lectura (f) Volumen Total

PUA0857 20717871 20717919 48 galones a 60ºF

PZO0961 20717919 20717925 06 galones a 60ºF

TOTAL 54 galones a 60ºF



146

Anexo 9. Bombas en mal estado



147

Anexo 10. Contadores del blending dañados



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