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i
UNIVERSIDAD TÉCNICA PARTICULAR DE LOJA
MODALIDAD ABIERTA Y A DISTANCIA
MAESTRÍA EN AUDITORÍA DE GESTIÓN DE LA CALIDAD
DISEÑO, MEJORA E IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE CONTROL INFORMÁTICO DE MOVIMIENTOS DE PRODUCTOS
DIARIO EN REFINERÍA AMAZONAS
Trabajo de investigación previo la obtención del título de Magister en Auditoría de Gestión de la Calidad
Autor: Ing. Luis Fabián Corella Estrella Director: Dr. MSc. Patricio Agurto Centro Universitario: Quito
2011
ii
Dr. M Sc. Patricio Agurto
DIRECTOR DE TESIS
CERTIFICA: Que el presente trabajo de investigación realizado por el estudiante Ing. Luis Fabián
Corella Estrella, ha sido orientado y revisado durante su ejecución, por lo tanto está
aprobado.
Quito, junio 2011
f)………………………
iii
CESIÓN DE LOS DERECHOS
Yo (Luis Fabián Corella Estrella), declaro conocer y aceptar la disposición
del Art.67 del Estatuto Orgánico de la Universidad Técnica Particular de Loja
que en su parte pertinente textualmente dice: “Forman parte del patrimonio
de la Universidad la propiedad intelectual de investigaciones, trabajos
científicos o técnicos y tesis de grado que se realicen a través o con el
apoyo financiero, académico o institucional (operativo) de la Universidad”.
----------------------------------
AUTOR
iv
Dedicatoria
A mi esposa, hijos y familiares, quienes me han sabido
comprender apoyar y darme el tiempo necesario, en el
desarrollo de este trabajo,
v
Agradecimientos y reconocimientos
Yo, Ing. Luis Fabián Corella Estrella, dejo constancia de
mi profundo agradecimiento en primer lugar a Dios, por
ser mi luz, mi guía y gracias a su infinita misericordia y
bendición alcanzar cada una de mis metas.
A los señores profesores por los sabios conocimientos
impartidos, de este Postgrado.
A la Institución Agencia de Regulación de Control
Hidrocarburifero, al Ing. Vicente Gaspar P. por todo el
apoyo brindado.
A los profesores miembros del Tribunal, especial gratitud
se merece el Director de Tesis Dr. M Sc. Patricio
Agurto, por su revisión, dedicación y orientación para la
culminación exitosa de la misma.
vi
Índice del Contenido
CAPITULO I EL PROBLEMA
1.1Planteamiento del Problema (Oportunidad) 1
1.2Justificación 1
1.3Marco Referencial 3
1.3.1 Fundamentación Teórica
1.3.2 Marco Legal
1.4 Antecedentes 4
1.5 Metodología aplicada 4
1.5.1 Tipo de estudio descriptivo 5
1.5.2 Método de investigación, observación, inducción,
deducción, histórico y lógico 5
1.5.3 Técnicas de información y procedimientos para la
recolección de información 6
1.6Objetivo General y específicos 6
1.6.1Objetivo General
1.6.2Objetivos Específicos
1.7Esquema de contenidos 7
CAPITULO II
ASPECTOS GENERALES
2. MEDICION DE TANQUES DE PETROLEO 9
2.1Condiciones para una medición 11
2.2Clasificacion de los sistemas de medición 11
2.2.1Medicion Dinámica
2.2.2Medicion Estática
2.3 Normas aplicables para la medición 13
2.4 Almacenamiento 14
vii
2.4.1Tanques de almacenamiento de hidrocarburos
2.4.2 Tanques de almacenamiento clasificación 15
2.4.3Identificacion de los tanques 16
2.4.4 Tanques de techo fijo 17
2.4.4.1 Tanques de techo fijo (Domo Geodésico) con
membrana flotante. 18
2.4.4.2 Tanques de almacenamiento atmosférico 18
2.4.4.3 El domo geodésico de aluminio 21
2.5 Seguridad contra incendios 23
2.6 Protección ambiental 27
2.6.1 Mantenimiento 29
2.7 Medición al vacío 32
2.8 Sistemas de medición de tanques con radar 35
2.9 Toma de muestras de petróleo y productos de petróleo 37
CAPITULO III
DIAGNOSTICO Y EVALUACION DE PETROINDUSTRIAL (CIS)
3. DESCRIPCION DE LA EMPRESA 39
3.1 Estructura de la Organización 40
3.2 Organización funcional 40
3.3 Misión de Petroindustrial 41
3.4 Visión de Petroindustrial 42
3.5 Complejos Industriales 45
3.6 Complejo Industrial Shushufindi 45
3.7 Proceso General de Fabricación 45
3.7.1 Bases de Diseño 45
3.7.2 Calidad de fraccionamiento 46
viii
3.8 Descripción del proceso 47
3.9 Control de Producción de Refinería Amazonas 53
3.10 Promedio diario de eficiencia de la Refinería en Destilación de Crudo y control de tiempos en informes de M.R 56
3.11 Diagrama de Flujo Refinería Amazonas 58
3.12 Normas de Control de Calidad 59
CAPITULO IV
DISEÑO DEL SISTEMA DE CONTROL Y MEJORA DE LOS
PROCESOS OPERATIVOS EN EL CONTROL DE
MOVIMIENTOS DE PRODUCTOS EN REFINERIA
4. Base legal: ley de Hidrocarburos y Ley Reformada de Hidrocarburos
4.1 Manual de procedimientos 63
4.1.1 Cálculo de existencias de productos. 63
4.1.2 Procedimiento 63
4.2.1 Actas de entrega y recepción de productos limpios. 68
4.2.2 Procedimiento 68
4.3.1 Cálculo de movimientos de productos 71
4.3.2 Procedimiento 72
4.4.1 Reporte diario de producción de la Refinería Amazonas. 77
4.4.2 Procedimiento 77
4.5.1 Recepción de Nafta de Alto Octanaje 78
4.5.2 Descargas de auto tanques de Nafta de Alto Octanaje en el
Complejo Industrial Shushufindi, determinación del volumen,
recirculación y Certificado de Calidad. 79
4.6.1 Programa de transferencias de refinería y planta de gas. 80
4.6.2 Procedimiento 80
ix
CAPITULO V
ANALISIS E INTERPRETACION DE RESULTADOS
5. DATOS EXPERIMENTALES 86
5.1 Búsqueda de factores en tanques de Productos 86
5.2 Búsqueda de Volumen en tanques de Productos 90
CONCLUSIONES 99
RECOMENDACIONES 100
GLOSARIO DE TERMINOS 101 REFERENCIAS 112
ANEXOS 113
x
RESUMEN EJECUTIVO
El propósito fundamental de la ejecución del presente trabajo cuyo
tema es: “DISEÑO, MEJORA E IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE CONTROL INFORMATICO DE MOVIMIENTOS DE PRODUCTOS DIARIO EN REFINERIA AMAZONAS”Shushufindi provincia de Sucumbíos, es
poner en práctica los distintos conocimientos adquiridos en la Maestría de
Auditoria en Gestión de Calidad.
Se busca proponer una solución a las necesidades de información
confiable en el control de producción en el movimiento de diario de tanques
en Refinería Amazonas, ante la pérdida de tiempo en la elaboración de
informes diarios, origina que la información sea entregada muchas veces
con retraso a las autoridades.
Motivo por el cual se necesita una fuente de información confiable
para la toma de decisiones , por tal motivo se ha elaborado la presente tesis
bajo las exigencias de un trabajo académico, buscando los términos
adecuados de Gestión de Calidad acorde con las enseñanzas obtenidas a
través de los distintos módulos de la Maestría.
Por su finalidad es bibliográfica por la investigación en libros, revistas,
folletos etc.; aplicada ya que se lleva a la praxis, por las circunstancias es
experimental y por el lugar a desarrollarse es de campo debido a que se
sigue una secuencia de procedimientos.
La presente tesis consta de cinco capítulos:
En el Capítulo I se realiza un análisis de los conceptos principales,
planteamiento del problema, justificación, marco referencial, metodología
aplicada, técnicas de información y procedimientos para la recolección de la
información, objetivos general y específicos y el esquema de contenidos.
En el Capítulo II se realiza un análisis de los conceptos principales de
la materia relacionada es decir medición de tanques de petróleo, donde se
describe las condiciones para una medición, clasificación de los sistemas de
medición, normas aplicables para la medición, almacenamiento, seguridad
xi
contra incendios , protección ambiental, sistemas de medición, toma de
muestras de petróleo y productos de petróleo.
En el Capítulo III, se determina un diagnóstico y evaluación de
Petroindustrial, en el que se destaca su estructura organizacional, su misión,
visión, el proceso general de fabricación, control de producción, eficiencia de
la refinería, normas de calidad de productos refinados.
En el Capítulo IV, se presenta el diseño del sistema de control y
mejora de los procesos operativos en los movimientos de Materia prima y
Productos refinados en la Refinería Amazonas.
En el Capítulo V, se desarrolla los datos experimentales que se han
venido realizando a través de estos meses, y se aplica un sistema de
búsqueda de factores de corrección y volúmenes de tanques de materia
prima y productos refinados, se realiza un análisis de la información.
Conclusiones y Recomendaciones se ofrece a consideración de los
lectores, fundamentados en la ejecución del presente trabajo.
En el contenido del trabajo se presentan fotos: de la refinería con sus
dos unidades de destilación, tanques, medición de tanques por personal
técnico, diagramas de flujo para un mejor entendimiento y familiarización con
la información del movimiento de productos en Refinería, como son
formatos, cuadros estadísticos consolidados de producción y de laboratorio
1
CAPITULO I EL PROBLEMA
1.1 Planteamiento del Problema (Oportunidad)
La Dirección Nacional de Hidrocarburos (D.N.H), actualmente Agencia
de Regulación de Control de Hidrocarburos (ARCH), fue creada en el año
de 1978 mediante Ley de Hidrocarburos, actualmente paso a
denominarse Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
De conformidad con lo determinado en la Ley de Hidrocarburos de
1978, Decreto Supremo 2967, Registro Oficial 711 de 15 de Noviembre
de 1978.La cual indica en el “ Art. 11.- La Dirección Nacional de
Hidrocarburos (actual Agencia de Regulación y Control de
Hidrocarburos) es el organismo técnico administrativo dependiente del
Ministerio del ramo que controlará y fiscalizara las operaciones de
hidrocarburos en forma directa o mediante la contratación de
profesionales, firmas o empresas nacionales o extranjeras
especializadas.
La Dirección Nacional de Hidrocarburos (Agencia de Regulación y
Control de Hidrocarburos) velará por el cumplimento de las normas de
calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y seguridad,
sobre la base de los reglamentos que expida el Ministro del ramo”
Otorgándole la facultad para realizar labores de fiscalización y control
en el área de hidrocarburos a empresas públicas y privadas del Ecuador
1.2. Justificación
En la elaboración del DISEÑO, MEJORA E IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE CONTROL, INFORMATICO DE MOVIMIENTOS DE PRODUCTOS DIARIO EN REFINERIA AMAZONAS se utilizará las teorías
y conceptos básicos de Producción, Control de Calidad, Aseguramiento de la
Calidad, Normas; mediante las propuestas analizadas en las diferentes
2
asignaturas impartidas en el curso de maestría, recurriendo a análisis de la
información, entrevistas, investigaciones y otras a nivel de Refinería.
Las Normas1 prestan la asesoría necesaria para entender y asimilar
los conocimientos básicos de la medición de flujo en todos sus campos.
El estudio tiene gran importancia pues presenta la información muy
relevante que permitirá tener un mejor control en la parte contable de
Materia Prima y el Producto Terminado, además del control en calidad y
cantidad del producto determinado en la ley de Hidrocarburos
De Igual manera facilitan aún más la experiencia del trabajador en su
práctica a través de la capacitación, entrenamiento y orientación.
El “Manual of Petroleum Measurement Standard” está dividido en 21
capítulos que son los siguientes:
1. Vocabulario
2. Calibración de tanques
3. Medición de tanques (gauging)
4. sistemas de acreditación (proving)
5. Medición de hidrocarburos
6. Sistemas / conjuntos de medición
7. Determinación de temperatura
8. Muestreo
9. Determinación de densidades
10. Agua y sedimento
11. Propiedades físicas de hidrocarburos
12. Cálculo, cantidades de petróleo
13. Aspectos estadísticos de la medición y el muestreo
14. Medición de gas natural
1 Fundaecuador, INTERPRETACION, MANEJO Y CUMPLIMIENTO DE NORMAS API – ASTM, 2008
3
15. Uso del sistema internacional de unidades
16. Medición de hidrocarburos por peso o masa
17. Medición marina
18. Transferencia de custodia
19. Medición de pérdidas por evaporación
20. Medición de asignación (allocation)
21. Medición de flujo usando sistemas etc.
1.3. Marco Referencial
1.3.1 Fundamentación Teórica
La investigación de este proyecto tomará como referencia actual el
tiempo que se demora en ejecutar el informe diario de refinería por parte de
la parte interesada que es Petroindustrial y como control el Técnico de la
Agencia de Regulación de Control de Hidrocarburos, esto indudablemente
facilitará en obtener mejores resultados para la Empresa que es
Petroindustrial y para la Agencia y cumplimento de los objetivos de este
estudio.
1.3.2 Marco Legal
1.3.2.1 Ley de Hidrocarburos, 1978, Decreto Supremo2967,
Registro Oficial 711 de 15 de Noviembre de 1978.
1.3.2.2 Decreto Ejecutivo No 2024; Reglamento para la
autorización de actividades de Comercialización de
Combustibles de Hidrocarburos
1.3.2.3 Acuerdo Ministerial No 389; Reglamento Sustitutivo del
Reglamento de Operaciones Hidrocarburiferas.
1.3.2.4 Acuerdo Ministerial No 366, Reglamento para el Control
de calidad y cantidad de los combustibles líquidos derivados.
4
1.3.2.5 Acuerdo Ministerial No 14; Reglamento para el
transporte de petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto
transecuatoriano y la red de Oleoductos del Distrito Oriente.
1.3.2.6 Acuerdo Ministerial No 041; Derechos de servicios de
regulación y control prestados por la D.N.H en el segmento de
Derivados de Hidrocarburos.
1.3.2.7 Registro Oficial No 170 de 14 de septiembre de 2007
Ley Reformatoria de Hidrocarburos y al Código Civil.
1.3.3 Fundamentación conceptual
Se señalaran los términos técnicos o conceptos de mayor
utilización para el desarrollo de la tesis.
1.3.4 Idea a defender
La Regulación y el Control le corresponden a la Agencia de
Regulación y Control de Hidrocarburos, para lo cual se diseñará y
elaborará un programa informático que facilitará la información
obtenida, la confiablidad de los datos obtenidos y el tiempo de
respuesta que en este caso es el informe diario de movimiento de
productos de refinería.
1.4. Antecedentes
Este proyecto informático de control de Movimiento de Productos
derivados de Hidrocarburos, nace como alternativa para reemplazar a las
tareas que se vienen realizando por la DNH hoy denominada ARCH en el
control de producción, de forma manual utilizando calculadora, esto se lo ha
venido realizando desde que arrancó la producción en refinería, lo cual lleva
un buen tiempo en la realización de las actividades y con probabilidades de
que ocurran varios errores en el proceso de cálculo, este programa
informático permitirá minimizar los errores en las distintas etapas del
proceso.
1.5. Metodología aplicada
5
1.5.1 Tipo de estudio descriptivo, correlacional, explicativo
1.5.1.1 Tipos de Estudio
1.5.1.2 Exploratoria: Este tipo de estudio se utilizará a medida
que se analice el campo de acción de la empresa.
1.5.1.3 Descriptiva: En esta se describirá toda la actividad que
se realiza y que se va a realizar en el control de producción de
la refinería, y la eficiencia de las columnas de destilación
atmosférica.
1.5.1.4 Observación directa: La observación directa tiene casi
la misma relación con la exploratoria, pero esta es más a fondo,
va directo al punto preciso que se desea llegar, obteniendo la
información más importante a través de la observación para el
desarrollo de esta tesis.
1.5.2 Método de investigación, observación, inducción, deducción, histórico, y lógico.
1.5.2.1 Método de Investigación
Para la selección del método, el investigador analizo la
característica del trabajo y objeto de la investigación, para el
desarrollo de este proyecto de implementación y mejora en el
movimiento diario de tanques de Refinería Amazonas.
• Los objetivos
• El problema y la idea a defender
• Según el área que se abarcara y el tiempo
• Según la etapa dada
• Según las tareas a resolver
Bajo estas consideraciones el autor propone recurrir a los siguientes
métodos:
6
• El analítico sintético
• El inductivo deductivo
• EL histórico lógico
• La observación
1.5.3 Técnicas de información y procedimientos para la recolección de la información.
La información que elabora la Unidad de Programación de la
Refinería viene a constituir los documentos fuente para el diseño del
programa informático de control de movimientos de tanques diario de
productos derivados de hidrocarburos.
El trabajo se apoyará, además en la investigación documental
bibliográfica la cual permitirá construir la fundamentación teórica
científica de este trabajo
1.6. Objetivo General y específico
1.6.1 Objetivo General
Implementar un programa informático, de movimientos de productos
diario, para el almacenamiento de crudo, crudo reducido y combustibles
líquidos, que resolverá problemas de cálculos de ingreso y egreso de
productos de la refinería hacia los usuarios, cuya capacidad de diseño es de
20000 barriles/día para 2 módulos.
1.6.2 Objetivos específicos
1.6.2.1Implementar un programa informático para el control y
fiscalización de la producción en refinería.
1.6.2.2. Calcular el control másico en la refinería por cada tipo
de hidrocarburo.
1.6.2.3Disminuir el tiempo de realización del informe diario de
movimientos de productos en refinería.
7
1.6.2.4 Confiabilidad de la información al obtener datos con
menos errores, al reemplazar los datos realizados en forma
manual.
1.6.2.5 Aplicar las tablas de factores de corrección de volumen
en el movimiento de productos en refinería. (6A/6B) ASTM D-
1250
1.7. Esquema de contenidos
CapítuloII: Aspectos generales
CapítuloIII Diagnostico y Evaluación de Petroindustrial
CapítuloIV: Diseño del Sistema de control y mejora de los procesos
operativos en el Control de Movimientos de Productos en Refinería.
Capítulo V: Análisis e interpretación de resultados
Conclusiones
Recomendaciones
Referencias
Glosario de términos
Documentación de procesos2
En términos generales hay macro procesos (compras, producción,
ventas…) y micro procesos (facturación, carga de producto, recepción,
reclamos que son parte componente de procesos más extensos y unidades
de proceso que afectan a única producción (toma de inventarios en
Refinería)
La primera acción es determinar los macro procesos, aquellos que
pueden afectar a varios departamentos y que son la clave para la marcha de
la empresa más los obligados por el sistema como son las auditorias
1. Objeto
2 A. Senlle, Calidad y Excelencia, ISO 9000-2000 Gestión 2000.com
8
2. Alcance
3. Responsabilidades
4. Definiciones
5. Desarrollo
6. Procesos
7. Referencia
8. Anexos
Registros de Calidad3
Por definición un registro es un documento con información y datos
que poseen significado, que presenta resultados obtenidos o proporciona
evidencia de actividades desempeñadas.
Un registro es el testimonio de que algo se ha hecho se ha medido,
controlado mejorado o cambiado. Presenta evidencia objetiva, respalda la
existencia o veracidad de que el sistema de Gestión de Calidad está en
marcha y funciona.
Cada organización deberá crear y mantener al día los registros
necesarios a su política, intereses y sistemas de gestión de calidad.
3 Ídem
9
CAPITULO II
ASPECTOS GENERALES
2. Medición de tanques de petróleo
Determinar la cantidad neta para la compra, venta, recibo, entrega o
inventario de crudo, envuelve dos factores muy importantes. Estos son
volumen bruto, acertadamente medido y hacer los ajustes correctos
mediante la realización de muestreos representativos debidamente
analizados. La medición de volúmenes observados está afectada por la
exactitud de los equipos de medición y por la temperatura por encima o
debajo de los 60 ºF básicos. Se requiere precisión de los equipos de
medición y las lecturas de T= (temperatura) en el momento de medición.
Los ajustes correctos son determinados por la gravedad API @ 60ºF
y por la cantidad de materiales extraños o material en suspensión en el
crudo, lo cual es conocido como AyS.
El productor, el comprador o recibidor de la compañía está interesado
permanentemente en obtener medidas precisas del crudo propiamente
asentado y tan libre de agua y sedimento e impurezas como sea posible.
El procedimiento de medición, muestreo y pruebas del crudo es
realizado por personas conocidas en la industria como aforadores /
operadores.
Los procesos de medición, muestreo y pruebas del crudo están
establecida por medios teórico – prácticos y son publicados por el
Instituto Americano del Petróleo (API) como Estándar 2500, American
Society for Testing Materials (ASTM) y otros métodos que han sido
establecidos y aceptados cuando su aplicación lo amerite como
estándares.
10
Instrucciones suplementarias aplicables a estas mediciones, muestreo
y pruebas deben ser aprobadas por las partes involucradas. Lo más
recomendable son las pruebas de laboratorio, pero estas no son
prácticas en muchos campos petroleros donde las facilidades de
laboratorio dificultosas, sin embargo, se trata de realizar pruebas de
campo que registren resultados tan cercanos a los de laboratorio como
sea posible.
Los elementos de medición deben estar bien equipados para realizar
todas las rutinas de trabajo de la mejor manera.
Se debe seguir una rutina regular, apertura de medición de un tanque
o nivel inicial de líquido, antes de bombear/recibir petróleo, medir
temperatura del crudo, tomar muestra para la gravedad observada y
temperatura; y muestras para inspeccionar el AyS asentado en el fondo
del tanque.
Fig. 1 Tanques de almacenamiento de hidrocarburos Refinería
Amazonas En la medición, muestreo y pruebas de crudo, el aforador/operador
debe mantener en mente el peligro existente en la operación que realiza,
11
usar todas las precauciones para protección personal, así como la
protección de los activos de la empresa.
2.1 Condiciones para una medición
Son las condiciones de temperatura, presión, viscosidad, rata de flujo,
etc. que imperan al momento de la medición. Cualquier cambio en estas
condiciones puede afectar la precisión y repetitividad de la medición, debido
a que tanto los materiales de los aparatos de medición como las
características de los líquidos pueden experimentar variaciones con los
cambios en las condiciones.
2.2 Clasificación de los sistemas de medición
La clasificación de los sistemas de medición, se da según la condición de
movimiento en que se encuentra un líquido cuando se efectúan las
mediciones. Estas son:
Medición Dinámica
Medición Estática
2.2.1 Medición dinámica
El desarrollo de la industria del petróleo, ha conseguido mayores
niveles de producción, tanques de almacenamiento más grandes y
construcción de oleoductos de grandes longitudes y capacidades que
conllevaron a la medición de los productos en las corrientes de suministro.
Para esto se han desarrollado dispositivos de medición, conocidos como
medidores de flujo.
2.2.2 Medición estática
Esta se realiza cuando el líquido se encuentra reposando en alguna
unidad de almacenamiento.
Las mediciones de volumen en la industria petrolera, se realizan de
acuerdo con lo que establece el método ASTM D-1085-52T, la cual describe
12
los dos métodos para usarse al medir el contenido de los tanques de
petróleo y productos refinados.
El objeto de medir un tanque, es el de determinar el nivel exacto de
líquido en su interior. Las cantidades recibidas o despachadas son
determinadas a partir del cálculo de la diferencia en volumen de líquido
contenido en el tanque antes y después de completada la operación de
llenado y/o vaciado.
La medición del nivel de líquido en un tanque puede realizarse usando
dos métodos:
Medición Automática: son las medidas realizadas por medio de
dispositivos mecánicos o electrónicos que miden y visualizan en
forma continua o casi continua las lecturas del líquido en el tanque
o recipiente de almacenamiento.
Medida Manual: es la que se ejecuta por medio de una cinta y
plomada. Esta operación se la realiza sobre el techo del tanque
que va a ser medido.
Antes de describir los diferentes tipos de mediciones de
volumen que se realizan en los tanques de almacenamiento de
crudo y productos, conviene establecer algunas definiciones
relativas a ellas:
Punto de Referencia: Es un punto fijo o una marca cerca de la
cima del tanque desde donde se toman todas las medidas. Este
punto puede ser una marca pequeña o una pestaña fija localizada
dentro de la escotilla de aforo. (Fig. 1)
Placa de Aforo: Es el punto situado en el fondo del tanque,
directamente debajo del punto de referencia. (Fig. 1)
Altura de Referencia: Es la distancia vertical entre el punto de
referencia y la placa de aforo en el fondo del tanque. (Fig. 1)
13
Corte: Es una línea hecha sobre la cinta de aforo o sobre la
plomada, por el líquido que se ha medido en el tanque de
almacenamiento. (Fig. 1)
2.3 Normas aplicables para la medición
Las normas aplicables en la medición son las siguientes:
-ASTM American Society for Testing Materials
-API American Petroleum Institute
-FPA National Fire Protection Association
-STI Steel Tank Institute
-UL Underwriters Laboratories Inc. (E.U.A.)
-ULC Underwriters Laboratories of Canadá
Comúnmente se diseña/calibran según normas API que hacen
referencia a los materiales fijados por las normas ASTM, y se
siguen las normas de seguridad dadas por NFPA.
API 650: es la norma que fija la construcción de tanques soldados
para el almacenamiento de petróleo. La presión interna a la que
pueden llegar a estar sometidos es de 15 psig, y una T máx. de 90
°C.
Para productos que deban estar a mayor presión (Ej. LPG) hay
otras normas que rigen su construcción.
14
ESTACIÓN DE
LÍNEAS DE FLUJ
DESHIDRATACIÓN /
10000 Bl 10000
Bb
Recolectar Producir Transportar Almacenar Tratar
CABEZAL DEL POZ
POZO INYECTOR
TRATAMIENTO DE AGUAS
VAPO
EMBARQUE
CLIENTE
COMPRESIÓ
PLANTA DE
INYECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN Ó GAS A
VENTA
PROCESAMIENT
YACIMIENT
Aforar
Fig. 2 Movimiento del petróleo
2.4 Almacenamiento
2.4.1 Tanques de almacenamiento de hidrocarburos
Diariamente, en los patios de tanques y en los diferentes
terminales de la empresa, son recibidos los crudos y/o productos, los
cuales son almacenados en tanques para su tratamiento y/o
despacho y/o transferencias a otros terminales o puertos de
embarque, cuidando de mantener capacidad disponible para
posteriores operaciones.
Los tanques son depósitos o recipientes usados para
almacenar líquidos o gases y, a la vez, protegerlos contra algunas
influencias de la naturaleza.
15
Fig.3 Tanques de almacenamiento de techo flotante Refinería Amazonas
Constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los
servicios de hidrocarburos ya que:
• Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber
las variaciones de consumo
• Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de
despacharlo por oleoducto o destilación (adecuación del crudo antes
de su disposición).
• Brinda flexibilidad operativa a las refinerías.
• Actúa como punto de referencia en la medición de despachos de
producto, y son los únicos aprobados actualmente por aduana.
2.4.2. Tanques de almacenamiento clasificación
16
La clasificación de los tanques de almacenamiento de hidrocarburos
se da de la siguiente manera según la figura: 4.
Fig. 4 Clasificación de tanques de almacenamiento
2.4.3. Identificación de tanques
Diferentes maneras, es decir es potestad de la empresa
asignarle la numeración que más se identifique con sus normas.
Por ejemplo: Refinería Amazonas tiene la siguiente numeración
No CODIGO PRODUCTO
1 YT 801-A CRUDO
2 YT 801-B CRUDO
3 YT 801-C CRUDO
4 YT 801-D CRUDO
5 YT 802-B GASOLINA BASE
6 YT 802-D GASOLINA BASE
7 YT 802-E GASOLINA BASE
8 YT 802-A GASOLINA EXTRA
9 YT 802-C GASOLINA EXTRA
10 YT 803-A JET FUEL
11 YT-804 JET FUEL
Construcción
Uso
Producto
Vertical
Producción
Patios de Tanques
Refinerías
Terminales de Embarques
Techo Fijo Techo Flotante Interno
Techo Flotante Externo
Horizontal
Camiones
Crudo
Derivados
LPG
17
12 YT 803-B DIESEL 1
13 YT 805-A DIESEL 2
14 YT 805-B DIESEL 2
15 YT 805-C DIESEL 2
16 YT 806-A RESIDUO
17 YT 806-B RESIDUO
18 YT 806-C RESIDUO
19 YT 807-A SLOP
20 YT 807-B SLOP
Cuadro 1 Identificación de tanques Refinería Amazonas
Fig. 5 Identificación de Tanques Refinería Amazonas
2.4.4 Tanques de techo fijo
Se define tanque de techo fijo, a todo tanque cuyo techo esta
soldado o unido a las paredes del mismo y fijado con soportes y
vigas muy pesadas al piso manteniendo su rigidez.
Estos tanques debido a que el techo esta estacionario, posee un
punto de referencia que no es más que la altura del tubo de Aforo y
18
es determinada desde la placa del piso (Datum) hasta la parte
superior de la boca de aforo.
Fig. 6 Tanque de techo fijo
Estos tanques generalmente son de mediana y/o baja capacidad
de almacenamiento, ya que cuando se desea almacenar
grandes volúmenes de crudo se utilizan generalmente tanques de
techo flotante externo.
2.4.4.1 Tanques de techo fijo (Domo Geodésico) con membrana flotante
Son tanques auto-sostenibles donde su domo es construido de
aluminio, lo cual los hace más livianos que los tanques construidos
en acero, llevan una cubierta interna flotante, similar a un techo
flotante pero mucho más liviano.
2.4.4.2 Tanques de almacenamiento atmosférico
Los tanques de almacenamiento atmosférico representan para
la Industria Petrolera, activos de significativa importancia, pues ellos
forman parte indispensable en los procesos de producción, refinación
y transporte de crudos y sus derivados, y revisten un interés
19
estratégico en cuanto al inventario, que permite definir en gran medida
la flexibilidad operacional de las instalaciones.
Estos tanques diseñados conforme al API- 650 pueden ser de
techo fijo o flotante, dependiendo la selección, de uno u otro, de la
presión de vapor y el punto de inflamación de los productos a ser
almacenados, tomando como aspectos fundamentales el control de
mermas y la seguridad contra incendios.
Antes de la invención de los techos flotantes, los tanques de
techo fijo eran el estándar de la industria. Pero en ellos se producían
gran cantidad de pérdidas de productos por evaporación cuando la
presión de vapor de éstos era relativamente alta.
Las pérdidas por evaporación, en los tanques de techo fijo, son
fundamentalmente ocasionadas en las operaciones de llenado y
vaciado (pérdidas por movimiento). Durante el llenado, los vapores en
el espacio libre interior del tanque son desalojados al ambiente y
luego con el vaciado se succiona aire fresco hacia el interior del
tanque, propiciando una nueva evaporación.
El techo flotante estaba destinado a eliminar estos fenómenos,
por lo que ya, a mediados de los años 30 se comenzó a utilizar el
techo externo flotante como una solución efectiva.
El techo externo flotante, atrapa bajo sí los vapores del
producto pero debe resistir la acción del ambiente: lluvia, sol, nieve,
otros, esto lo convierte en una estructura sumamente pesada y que
necesita dispositivos especiales para su operación (sellos, drenajes,
protecciones, y otros).
Es bien conocido por los operadores y el personal responsable
del mantenimiento, los inconvenientes que genera las inclemencias
del ambiente, el agua de lluvia que se escurre por las paredes a
través de los sellos contamina el producto y trae consigo actividades
20
adicionales para los operadores, esa misma agua se acumula en
algunas zonas del techo y en presencia de cloruros son un excelente
agente de corrosión, que también conjuntamente con la radiación
solar deterioran la pintura trayendo consigo costos de mantenimiento
significativos.
No está de más mencionar los problemas que acarrea el
sistema de drenaje del techo, que ocasionalmente falla, obligando a
sacar el tanque de servicio para su reparación o reemplazo; esto
también ocurre con el sello perimetral que no escapa a estas
situaciones.
Además de los techos externos flotantes, otra opción estudiada
consideraba un TECHO FLOTANTE INTERNO de acero, que
requiere ser combinado con un techo fijo.
Fig. 7 Tanque de Techo flotante En los últimos años el desarrollo de las MEMBRANAS
FLOTANTES DE ALUMINIO, las ha llevado a ser estructuras más
resistentes y duraderas, manteniendo su bajo costo y convirtiéndolas
en la solución más efectiva para el control de mermas en la
actualidad.
21
Fig. 8 Membrana Flotante de Aluminio
El diseño de la Membrana es estructuralmente liviano y su alta
flexibilidad le permite soportar por más tiempo las posibles
deformaciones existentes o probables a futuro en tanques de larga
data.
Por estar bajo un techo fijo, no está expuesta a lluvia, polvo ni el
sol, lo que garantiza la no contaminación del producto y mayor vida
útil del sello, así como también las pérdidas por evaporación son
menores que en el caso del techo flotante externo, pues el techo
fijo rompe el efecto vacío que deja el viento al pasar sobre el tope del
tanque, el cual induce las pérdidas a través del sello.
Su bajo peso y construcción modular lo hacen fácil de instalar y
mantener, además de las ventajas de durabilidad que se obtienen del
uso del aluminio aún en los productos más corrosivos.
La principal importancia de esto, radica en que su construcción, le
permite ser aplicada a tanques existentes con muy poca o ninguna
modificación. Similarmente en el caso de techos flotantes externos
existentes, la sustitución por TECHOS FLOTANTES INTERNOS se
ha vuelto muy ventajosa con la introducción del DOMO GEODESICO
DE ALUMINIO como techo fijo.
2.4.4.3 El domo geodésico de aluminio
22
Es una estructura esférica, completamente modular y auto-
soportada, que sustituye a los techos fijos de acero con asombrosas
ventajas técnicas.
Durante muchos años el acero ha sido el material utilizado en la
fabricación de los techos fijos soportados y auto soportado.
Fig. 9 Domo Geodésico de Aluminio
Esas estructuras por lo general sumamente pesadas, traen
consigo problemas de mantenimiento por el deterioro de la pintura y la
corrosión a la que están expuestas las planchas y los elementos
estructurales sin dejar de lado los asentamientos localizados que
ocurren debajo de las columnas ocasionando la falla de las
soldaduras de las planchas del fondo produciéndose así problemas de
filtraciones que son fuentes de contaminación del sub-suelo y los
consecuentes inconvenientes operacionales.
A medida que ha transcurrido el tiempo los códigos y
estándares de ingeniería han sido revisados y/o modificados con el
objeto de adecuarlos a la experiencia acumulada de los resultados de
campo y actualizarlos a las nuevas tecnologías, considerando los
aspectos de seguridad, constructibilidad y mantenimiento.
23
Fig. 10 Tanque de hidrocarburo en condiciones de corrosión
Es así que después de más de 10 años de experiencia, es emitido
el Apéndice "G" del API-650, el cual incorpora el uso de los
DOMOS GEODESICOS DE ALUMINIO para tanques nuevos o
existentes, estableciendo los criterios de diseño, fabricación y
montaje.
En vista de todo lo expuesto se pretende exponer y sustentar las
ventajas que se obtendrán en cuanto a seguridad contra incendio,
seguridad en la construcción y en el mantenimiento, control de
mermas, protección ambiental, mantenibilidad y continuidad
operacional de los tanques de almacenamiento atmosférico.
2.5 Seguridad contra incendios
Existen normas para el diseño, prevención y extinción de
incendios que establece que previo a la decisión de colocar sistemas
de extinción debe realizarse un análisis del riesgo intrínseco de la
instalación, su importancia operacional, el valor de los activos y
tiempo de reposición, el riesgo a terceros, su ubicación para
emergencias y el tiempo de repuesta.
24
Fig.11 Tanque de almacenamiento de crudo con incendio
Es importante resaltar que un sistema de extinción por espuma en un
tanque NO ELIMINA EL RIESGO DE INCENDIO. Simplemente son medios
para combatirlo cuando estos ocurran.
La prevención radica fundamentalmente en el evitar que no se den las
condiciones para que se produzca un incendio y ello lo logramos actuando
sobre el triángulo de fuego: aire, combustible y fuente de ignición.
Es por ello que un factor importante en la clasificación de los riesgos
de incendio de un gas o de un líquido inflamable o combustible, es su rango
de inflamabilidad, algunas veces referido como su rango de explosividad.
Fig 12. Distribución de la gama de inflamabilidad
25
Límites de inflamabilidad: los líquidos inflamables tienen una
concentración mínima de vapor en el aire, por debajo de la cual no se
produce la propagación de la llama en contacto con una fuente de ignición.
Este es el límite inferior de inflamabilidad (LII). Existe también una
proporción máxima de vapor o gas en el aire, por sobre la cual no se
produce la propagación de la llama. Este es el límite superior de
inflamabilidad (LSI).
Fig. 13 Grafica temperatura vs % volumen en el aire
El rango de inflamabilidad o explosividad, es la diferencia que hay
entre los límites inferiores y superiores de inflamabilidad, expresados en
porcentaje de vapor o gas, por volumen de aire.
Las CUBIERTAS INTERNAS FLOTANTES generan una acción de
control sobre dos de los elementos del triángulo de fuego:
Aire - combustible, contribuyendo a que sobre la cubierta la mezcla esté
muy por debajo del límite inferior de inflamabilidad y debajo de ésta
tendremos una atmósfera saturada de vapores, que la hacen estar por
encima del límite superior de inflamabilidad.
26
Distintos estudios de concentración de hidrocarburos elaborados por
varias empresas han demostrado la ausencia de atmósferas explosivas en
tanques con CUBIERTAS INTERNAS FLOTANTES para distintos productos
y en varias condiciones de operación.
Otro factor a controlar, del triángulo de fuego, son las fuentes de
ignición.
Señala el código NFPA 30 en el aparte 2-7 "Services of Ignition" y
aparte 5-5.2 "Control of Ignition Sources" Los estudios sobre fuentes de
ignición en los tanques de techo flotante han establecido como principales
causas las siguientes:
a) Chispas estáticas
b) Chispas por choque acero - acero, en problemas de atascamiento
de los techos.
c) Descargas eléctricas (atmosféricas).
Fig.14 Fuentes de ignición
Un reporte realizado por API en 1985, con data de veinte (20) años,
mostró estadísticamente que solo un 6% de los incendios ocurridos en
tanques a nivel mundial, fueron en tanques de techo flotante interno. La
mayor causa para estos incendios fue la chispa generada por el choque
acero con acero (en aluminio no produce chispa, eliminando este riesgo).
Adicionalmente el uso del DOMO DE ALUMINIO, produce el efecto
de celda de Faraday, absorbiendo cualquier electricidad estática inducida
27
por las nubes y disipándola a tierra, evitando la descarga por diferencia de
potencial entre el tanque y la cubierta, ello gracias a que la conductividad
eléctrica del aluminio es 700% superior a la del acero, protegiendo demás al
techo de las descargas atmosféricas (rayos).
Fig.15 Conductividad térmica de metales Estos aspectos mencionados anteriormente sustentan el criterio de
seguridad intrínseca, pues se está actuando directamente sobre los
factores que pudieran ocasionar un incendio, por ello NFPA 30 en el punto
2-9.1 especifica, el no requerimiento de sistemas de extinción para
tanques con cubiertas internas flotantes y que cumplan con los criterios de
espaciamiento (ver sección 2-3, NFPA 30).
2.6 Protección ambiental
Actualmente en los Estados Unidos de América y muchos países
Europeos, la normativa ambiental está llevando a los operadores a instalar,
además de las cubiertas en tanques de techo fijo, los DOMOS GEODESICOS DE ALUMINIO en los tanque de techo flotante de tope
abierto con el objeto de romper el efecto vacío que induce las pérdidas por
los sellos al paso del viento.
28
Fig. 16 Tanque con Domo Geodésico de aluminio
Además de las emisiones a la atmósfera, los tanques también pueden
ser fuentes de contaminación del sub-suelo y por ende de acuíferos. Ya la
novena edición del API-650 de Julio de 1.993 (20), incorpora el apéndice "I",
que trata sobre los sistemas de detección de fugas y protección en los
fondos de tanques. El DOMO GEODESICO DE ALUMINIO usado como
techo fijo contribuye a minimizar la posibilidad de fallas de las soldaduras del
fondo ocasionados por las columnas al generar cargas de punzonado en las
fundaciones.
Fig.17 Mantenimiento de techo y fondo del tanque
29
2.6.1 Mantenimiento En los tanques de almacenamiento atmosférico los elementos que
tienen mayor deterioro y exigen mantenimiento periódico, son los fondos y los techos de acero soldado.
Las estructuras y las planchas de los techos fijos de acero están
expuestas a los vapores del producto almacenado y a los elementos
corrosivos presentes, como por ejemplo el Azufre.
Por otro lado la superficie exterior debe ser pintada para proteger el
acero del medio ambiente y la misma pintura sufre degradación y deterioro
frente a los rayos solares.
Aún peor que los techos fijos, están los techos flotantes de tope
abierto de acero frente a las inclemencias del ambiente.
El agua de lluvia se empoza en algunas zonas del techo y con la
presencia de cloruros se forma un excelente agente de corrosión, esa misma
agua y la radiación solar deterioran la pintura y los sellos del techo y por si
fuera poco, estos tanques requieren de un sistema de drenaje para el
techo, que ocasionalmente falla, obligando a sacar el tanque de servicio para
su reparación o reemplazo.
Los DOMOS GEODESICOS y las CUBIERTAS INTERNAS DE
ALUMINIO introducen una gran cantidad de ventajas desde el punto de vista
de mantenimiento de los tanques, pues el aluminio y sus aleaciones han
demostrado una altísima resistencia a la corrosión, aún en ambientes
donde el acero ha fallado en corto tiempo.
El aluminio está siendo probado y usado efectivamente desde hace
más de cien años y los resultados obtenidos han impulsado cada vez más su
uso en la construcción de plantas petroleras y petroquímicas, especialmente
en ambientes que son altamente agresivos y por ende corrosivos para el
acero.
30
Existen productos, como es de esperarse, que bajo condiciones de
temperatura y nivel de concentración, son incompatibles con el aluminio y
sus aleaciones, productos que en algún grado atacan la superficie del
material, produciendo corrosión.
En estos casos, no sería de ninguna manera aceptable la
especificación de aluminio, y otro material (acero inoxidable) podría ser
usado a expensas de mayor costo de fabricación.
La corrosión galvánica, que ocurre entre dos metales en contacto,
bajo la acción de un electrolito, es más propensa a ocurrir con el aluminio
debido a su alto potencial eléctrico, frente a la mayoría de los materiales,
siempre y cuando no se tomen precauciones
Fig. 18 Corrosion Galvanica
31
Una alta concentración de cloruros en el agua, no atacaría el
aluminio, sin embargo, sería un eficiente electrolito para propiciar la
corrosión galvánica entre el aluminio y otro material en contacto, como el
acero inoxidable o el acero al carbono. Cuando la unión de materiales no es
verificada cuidadosamente y las condiciones del electrolito no se consideran en el diseño, probablemente ocurrirá la corrosión mencionada.
Por esta razón, API-650, Apéndice H", en su punto H.7.4, hace
referencia al cuidado que se debe tener en el diseño de las uniones y de la
calidad del agua a usar para la prueba de la flotabilidad, cuando no se esté
seguro de su resistencia a la corrosión galvánica.
Por ejemplo la unión de las partes en las CUBIERTAS y DOMOS
diseñados por algunas empresas, se hace, mediante pernos de acero
inoxidable, recubiertos con una capa de cadmio. El cadmio, está ubicado en
la escala galvánica justo debajo del aluminio.
Lo que garantiza, que en presencia de un electrolito, el potencial
eléctrico producido es muy bajo y, en caso de existir, el flujo de iones sería
en sentido, desde el aluminio (en mayor volumen) hacia el acero inoxidable
(menor volumen).
El transporte eléctrico desde el material de mayor volumen, produce
un deterioro menor y tiende a estabilizarse más rápidamente, cuando el
material receptor se satura.
Este diseño ha sido usado ampliamente en todo el mundo y en
los más variados productos, con excelentes resultados, a lo que se debe
agregar, que se refiere a la situación en que el acople está completamente
sumergido en el electrolito, caso más desfavorable que la acción de vapores
o trazas de condensado bañando los materiales.
El DOMO GEODESICO DE ALUMINIO es una estructura auto-
soportada que va únicamente apoyada en la periferia sobre el ángulo de
tope, con lo cual se eliminan todas las columnas y por ende las cargas de
32
punzonado. En este sentido el material de relleno no estará sometido a este
tipo de cargas y en consecuencia se pueden admitir asentamientos
superiores, pues los radios de las depresiones se incrementan, trayendo
consigo ahorros significativos en la reparación de fundaciones.
2.7 Medición al vacío
Consiste en medir la distancia existente desde la superficie del líquido
hasta la marca de referencia. La deducción de esta medida de la altura de
referencia, dará la altura del líquido en el tanque.
Nota: Las medidas a vacío solo son confiables si la altura de referencia es la
misma en todos los casos.
Fig.19 Sistema de medicion
2.7.1 Procedimiento de medición al vacío
33
1.- Lea en la tabla de aforo la altura de referencia y anótela en su
libreta.
2.- Baje la cinta cuidadosamente dentro del tanque moviendo muy
despacio la plomada cuando esté próximo a la superficie del líquido.
3.- Cuando la plomada toque el líquido y deje de oscilar baje
lentamente 5 o 8 cm más haciendo coincidir una lectura entera de la
cinta con el punto de referencia del tanque.
4.- Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de
medición.
5.- Lea en la tabla de aforo la altura de referencia y anótela en su
libreta.
6.- Baje la cinta cuidadosamente dentro del tanque moviendo muy
despacio la plomada cuando esté próximo a la superficie del líquido.
7.- Cuando la plomada toque el líquido y deje de oscilar baje
lentamente 5 o 8 cm más haciendo coincidir una lectura entera de la
cinta con el punto de referencia del tanque.
8.- Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de
medición.
9.- Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de
medición.
10.- Extraiga la cinta del tanque y lea el corte del líquido sobre la
plomada.
11.- Repita esta procedimiento hasta obtener tres medidas
consecutivas.
34
Fig.20 Medicion al vacio
12.- Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de
medición.
13.- Extraiga la cinta del tanque y lea el corte del líquido sobre la
plomada.
14.- Repita este procedimiento hasta obtener tres medidas
consecutivas.
Fig. 21 Cinta de medición 2.7.2 Precauciones generales
35
1.- No use cintas en las que es difícil leer los números como
resultado del desgaste y la corrosión.
2.- Los productos refinados deben medirse con una cinta
cubierta con una pasta protectora para poder establecer con
claridad el corte en la plomada.
3.- No deje cintas para medir en los techos de los tanques,
deben lavarse y luego colgarse del mango.
2.8. Sistema de medición de tanques con radar4
El sistema de medición de tanques, es un avanzado sistema de medición de
tanques por radar con funciones de inventario y transferencia.
2.8.1 Características
2.8.1.1 Excelente fiabilidad
2.8.1.2 Mayor aprobación con transferencia de custodia
1.8.1.3 Rendimiento e instalaciones probadas en todas las cìas
petroleras
1.8.1.4 Protección contra el llenado excesivo
2.8.2 Aplicaciones
1.8.2.1 Tanques de almacenamiento de líquidos a granel en:
• Refinería
• Terminales de tanques independientes
• Terminales de comercialización
• Terminales de tubería
• Industria Petroquímica
• Terminales de gas licuado
La amplia gama de medidores de nivel Tank Radar Rex es apta para todo
tipo de tanques de techo fijo o flotante, presurizado o no.
4 www.rosemount-tankradar.com
36
El sistema de Tank Radar Rex mide y calcula los datos del tanque
correspondiente a:
• Cálculos de inventario
• Movimiento de petróleo
• Control de perdidas
• Control operativo y de mezcla
• Detección de fugas y protección contra el llenado
excesivo
El sistema se configura con las funciones que necesite el usuario .Las
funciones disponibles son:
• Medición de nivel , temperatura nivel de interfaz de agua
• Medición de presión de vapor y la presión hidrostática
• Volumen total observado (TOV) y densidad observada en la medida
• Funciones completas de inventario
2.8.3 Medición de nivel por radar
Las medidas Tank Radar ofrecen una excelente fiabilidad en la medición por
radar sin contacto.
Para la medición de nivel por radar se utilizan dos técnicas de modulación
principales.
2.8.3.1 Método de pulsos
Mide el tiempo que tarda un impulso en llegar hasta la superficie y en
volver.
2.8.3.2 Modulación en frecuencia de onda continúa
Este método es utilizado por los medidores de nivel por radar de alta
precisión.
Método FMCW
El medidor tipo radar transmite unas microondas hacia la superficie del
liquido .la señal de microondas tiene una frecuencia continuamente variable
37
en torno a 10 GHZ. Cuando la señal a llegado a la superficie del liquido y ha
regresado a la antena, se mezcla con la señal transmitida ha variado
ligeramente con el tiempo que la señal del eco tarda en llegar y regresar .Al
mezclar la señal transmitida con la recibida, el resultado es una señal de
baja frecuencia proporcional a la distancia hasta la superficie. Esta señal
proporciona un valor medido con gran precisión. El método recibe el nombre
FMCW (Modulación en frecuencia de onda continua)
2.9 Toma de muestra de petróleo y productos de petróleo Las muestras de petróleo y productos de petróleo son examinados por
varios métodos de ensayo para la determinación de las características físico
químicas. Sedimento y % de agua, densidad y sulfuro son generalmente
incluidas en las pruebas de petróleo crudo.
2.9.1 Condiciones de medición de petróleo crudo
Norma para el control, extracción de muestras, medición de y liquidación
para determinar las cantidades de petróleo crudo deshidratado.
2.9.2 Operaciones previas a la medición de volúmenes de petróleo
a) Los tanques destinados a almacenaje y/o medición de petróleo crudo,
deberán ser purgados a fin de desalojar en lo posible toda el agua
acumulada en sus fondos.
B) Finalizado la operación se procederá al cierre y precintado de todas las
válvulas de expurgue del tanque afectado
2.9.3 Medición del agua y sedimentos separados en el fondo
a) Pintar con melaza varilla de bronce
b) Bajar varilla graduada hasta el fondo del tanque desde el punto de referencia en la boca de medición
c) Reposar en fondo aproximadamente 5 minutos
d) Sacar varilla hasta la boca de medición
e) Rociar con kerosén la varilla en boca de medición
f) Comprobar por la variación de color el corte de agua
g) Registrar
2.9.4 Elementos de medición
38
Los elementos que se utilizan en la medición de tanques (cintas métricas,
plomadas, termómetros etc.) deberán encontrarse aprobadas por el INEN
(pesos y medidas) y contar con los respectivos certificados
2.9.5 Medición de temperatura
Determinar la temperatura del producto existente
2.9.6 Medición de lleno
La lectura directa de lleno del tanque, se realizara introduciendo una varilla
graduada por la boca de medición del mismo. La lectura es lineal expresada
en cm o mm. Cada tanque tiene una constante que su producto con el factor
lineal transforma la lectura en volumen
2.9. 7 Procedimiento de medición
La medición de existencias en tanques de petróleo crudo (medición de vacío,
sondaje de agua de fondo, determinación de la temperatura y extracción de
muestras para la obtención de agua y sedimentos en suspensión, densidad y
contenido de sales).
2.9.8 Muestras y ensayos
Las determinaciones analíticas de los hidrocarburos son importantes en su
condición de calidad. Las muestras en tanque para su posterior análisis
(densidad, agua, sedimentos y contenido de sales) se extraerán como
muestra corrida. Los envases conteniendo las muestras se identificaran
claramente identificando la fecha y tanque que fue extraída. Una de las
muestras se utilizara para la determinación de porcentaje de agua y
salinidad del producto en el laboratorio.
2.9. 9 Toma de muestras en tanques
a) Bajar lentamente desde la boca de medición del tanque sacamuestras de bronce de 750 cc.
b) Tocar fondo del tanque
c) Subir especiosamente hasta la boca de medición
d) Limpiar con kerosén cuerda y sacamuestras en boca de medición
e) Trasvasar en laboratorio a recipiente adecuado
f) Colocar en baño térmico
39
CAPITULO III
DIAGNOSTICO Y EVALUACION DE PETROINDUSTRIAL
Desde que inicio operaciones CEPE y hoy Ep Petroecuador ha
pasado por disitintas etapas de organización, esto ha determinado que
proyectos que estaban presentados han quedado para fechas posteriores
de implementacion o han quedado en el olvido, restando eficiencia,
eficacia y productividad en el manejo de estas empresas estatales .
3 DESCRIPCION DE LA EMPRESA5
En el Registro Oficial No 48 Suplemento del 16 de octubre de 2010, se expide la LEY DE EMPRESAS PÚBLICAS en la parte de: DISPOSICIONES TRANSITORIAS6 PRIMERA.- EMPRESAS PÚBLICAS O ESTATALES EXISTENTES:
Las empresas públicas o estatales existentes, tales como Empresa Estatal Petróleos del Ecuador, PETROECUADOR; Empresa de
Ferrocarriles Ecuatorianos (EFE); Correos del Ecuador; las empresas
municipales, entre otras, para seguir operando adecuarán su organización
y funcionamiento a las normas previstas en esta Ley en un plazo no mayor
a ciento ochenta días contados a partir de su expedición, sin que en el
proceso de transición se interrumpa o limite su capacidad administrativa y
operativa; para cuyo efecto, una vez que la Presidenta o Presidente de la
República o la máxima autoridad del gobierno autónomo descentralizado,
según sea el caso, emita el decreto ejecutivo, la norma regional u
ordenanza de creación de la o las nuevas empresas públicas, aquellas
dejarán de existir y transferirán su patrimonio a la o las nuevas empresas
públicas que se creen.
5 www.eppetroecuador.com
6 Registro Oficial No 48 16 de octubre de 2009 Suplemento
40
Transcurrido el plazo señalado en el inciso primero de esta
disposición transitoria, quedarán derogadas de forma expresa todas las
normas que contengan disposiciones de creación o regulación de las
empresas a las que se refiere esta Ley señaladas en el indicado inciso y de
todas las demás empresas que tengan carácter o naturaleza pública o
estatal, en cuanto al régimen aplicable a la constitución, organización,
funcionamiento, disolución y liquidación de dichas empresas.
El personal que actualmente trabaja en las empresas públicas o
estatales existentes continuará prestando sus servicios en las empresas
públicas creadas en su lugar, de conformidad con su objeto, bajo los
parámetros y lineamientos establecidos en esta Ley, no se someterán a
periodos de prueba. En consecuencia el régimen de transición previsto en
estas disposiciones, incluidas las fusiones, escisiones y transformaciones
no conllevan cambio de empleador ni constituyen despido intempestivo. En
caso de jubilación, desahucio o despido intempestivo, se tomarán en
cuenta los años de servicio que fueron prestados en la empresa extinguida
y cuya transformación ha operado por efecto de esta ley, sumados al
tiempo de servicio en la nueva empresa pública creada, con los límites
previstos en esta Ley.
3.1 Estructura de la organización
PetroIndustrial es la empresa estatal de industrialización de petróleos del
Ecuador, filial del Sistema Petroecuador, tiene por objeto la industrialización
de hidrocarburos en el territorio ecuatoriano, con el propósito de satisfacer la
demanda interna de combustibles en el país, preservando el equilibrio
ecológico mediante la prevención y control de la contaminación ambiental.
3.2 Organización Funcional Petroindustrial está estructurada por: el Consejo de Administración, la
Vicepresidencia, la Subgerencia de Operaciones, la Subgerencia de
Proyectos y dependencias técnico administrativas de gestión empresarial.
41
El Consejo de Administración de Petroecuador es el órgano superior de
dirección, encargado de formular las políticas y de controlar su cumplimiento.
El Vicepresidente de Petroindustrial es el representante legal de la
empresa y el responsable directo de la gestión técnica, financiera y
administrativa de la filial.
3.3 Misión 7
"La empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador EP PETROECUADOR
con las subsidiarias que creare, gestionará el sector hidrocarburífero
mediante la exploración, explotación, transporte, almacenamiento,
industrialización y comercialización de hidrocarburos, con alcance nacional,
internacional y preservando el medio ambiente ; que contribuyan a la
utilización racional y sustentable de los recursos naturales para el
desarrollo integral, sustentable, descentralizado y desconcentrado del
Estado, con sujeción a los principios y normativas previstas en la
Constitución de la República, la Ley Orgánica de Empresas Públicas, la
Ley de Hidrocarburos y Marco Legal ecuatoriano que se relacione a sus
específicas actividades".
3.4 Visión
"Ser la Empresa Pública que garantice el cumplimiento de metas fijadas por
la política nacional y reconocida internacionalmente por su eficiencia
empresarial de primera calidad en la gestión del sector hidrocarburífero,
con responsabilidad en el área ambiental y conformada por talento humano
profesional, competente y comprometido con el País"
3.4.1 Misión de PetroIndustrial
Producir combustibles y otros derivados del petróleo con estándares de
calidad mundial, preservando estrictamente el medio ambiente y
contribuyendo al desarrollo productivo del Ecuador.
7 www.eppetroecuador.com
42
3.4.2 Visión de PetroIndustrial
Empresa de industrialización de petróleo, de propiedad del Estado
Ecuatoriano, con capacidad estratégica, flexibilidad organizacional y cultura
empresarial competitiva a nivel mundial, que opera con estándares
internacionales de eficiencia y mantiene armonía con los recursos socio-
ambientales.
MODELO INTEGRADO DE GESTIÓN EMPRESARIAL 8
8 ídem
43
ESTRATEGIA EMPRESARIAL9
Incrementar la rentabilidad • Generar recursos a través del apalancamiento financiero. • Generar la estructura de costos. • Optimizar el desempeño administrativo de la Empresa. • Mejorar la imagen corporativa de la empresa.
Incrementar las reservas y producción de crudo • Optimizar la exploración, explotación del crudo.
Incrementar la cantidad, calidad y capacidad de refinación, abastecimiento y comercialización de derivados
• Mejorar la oferta con derivados de alta calidad. • Desarrollar mecanismos que eviten las diferencias volumétricas. • Optimizar la refinación, abastecimiento, traslado y comercialización de derivados.
Incrementar la participación en el mercado
internacional de Hidrocarburos • Mejorar la infraestructura para la exportación. • Estructurar líneas de negocios eficientes en explotación y
comercialización en el exterior. • Potenciar relaciones comerciales con países cercanos.
Incrementar la eficiencia de la EP PETROECUADOR • Implementar una cultura de procesos. • Implementar una nueva estructura organizacional. • Utilizar las TICs estratégicamente.
Incrementar la responsabilidad social, la protección ambiental, seguridad y salud ocupacional
• Generar una cultura de responsabilidad social y de prevención de riesgos laborales en la empresa.
• Prevenir, controlar y mitigar los impactos socio ambiental en todas las operaciones de la empresa.
9 ídem
44
• Implementar un sistema integral de seguridad física en la EP PETROECUADOR.
Incrementar el desarrollo del capital humano • Adoptar una cultura empresarial de excelencia, valores e innovación. • Desarrollar las competencias de talento humano. • Desarrollar la gestión del conocimiento.
.
COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI (CIS)
Fig. 22 Refineria Amazonas R1 y R2
Este centro industrial está conformado por la Refinería Amazonas y la
Planta de Gas Shushufindi. La Refinería inició su operación en el año 1987 y
actualmente su capacidad de procesamiento es de 20.000 BPD. La Planta
de Gas se construyó con capacidad para procesar 25 millones de pies
cúbicos de gas y se encuentra en operación desde 1984.
45
3.5 Complejos Industriales
Con un promedio diario de 152414 barriles refinados por día (junio de
2008), son la fuente de la mayor parte de combustible consumido por el
Ecuador, y al mismo tiempo son importantes fuentes de empleo en las
localidades en las que se localizan.
3.6 Complejo Industrial Shushufindi (CIS)
Este Complejo Industrial está conformado por la Refinería Amazonas y
la Planta de Gas Shushufindi.
La Refinería Amazonas inició su operación en 1987 procesando 10.000
BPD. En 1995 se amplió su capacidad de procesamiento a 20.000 BPD.
La Planta de Gas de Shushufindi se construyó con capacidad para
procesar 25 millones de pies cúbicos de gas y su operación inició en 1984.
Posteriormente se han realizado instalaciones complementarias para
captar el gas natural de los campos petroleros y transportarlo
conjuntamente con los licuables para su procesamiento en esta Planta de
Gas.
3.7 Proceso general de fabricación
3.7.1 Bases de Diseño
Capacidad de procesamiento de 1590 m3 (10000 BPDO) 6,2898
barriles/m3, personal de operación y mantenimiento deben conocer
plenamente el proceso –equipo especifico y medias de seguridad.
Contraste de crudos.- Para el diseño de la planta se utilizó un contraste de
crudos de Shushufindi de 31 API (28-29).
Gasolina Natural
Para el diseño de la planta se utilizaron las características de la gasolina
natural en la planta de gas.
46
PRUEBA VALOR DE LA ESPECIFICACION Octanaje (RON) Min 80 Contenido de TEL cm3/gal Max 3 Presión de vapor PSI Max 10 Destilación Max 70 10 % Max 70 50 % Max 130 90 % Max 190 D.P Max 220 % Azufre en peso Max 0.2 Corrosión tira de cobre Max No 3 Contenido de resinas mg/100 ml Max 5
Diesel
PRUEBA VALOR DE LAS ESPECIFICACIONES Color ASTM MAX 3 Destilación al 65 % MIN 250 Destilación al 90 % MAX 380 % Azufre en peso MAX 0.8 % Ceniza en peso MAX 0.02 Residuo de carbón % en peso MAX 0.3 % Agua y sedimento por volumen MAX 0.1 Punto de inflamación MIN 55 Corrosión tira de cobre MAX No 3 Viscosidad a 37.8 oC Cst 2.0 ab Índice de cétano MIN 45
Residuo
Grados API
Tasa de producción 44 % del volumen de crudo
Este sistema se diseñara tomando en cuenta que la unidad operara al
20 % del tiempo produciendo combustible de propulsión. El % de residuo
que necesariamente se produce no será superior al 44 % del crudo por
volumen.
La presión de vapor de la gasolina será de una calidad tal que al
mezclarse esta, con la gasolina natural producida en planta de gas
Shushufindi. La mezcla tendrá una presión máxima de vapor reid de 10 PSI
(libras/pulg2).
3.7.2 Calidad de Fraccionamiento
47
El punto de destilación ASTM de 95 % de la gasolina debe ser inferior
en 8.3 oC, al punto de destilación ASTM del 8 5 del Kerosene.
El punto de destilación ASTM del 95 % del Kerosene debe ser inferior
en 8.3 oC al punto de destilación ASTM del Diesel.
3.8 Descripción del proceso10
La refinería consiste en una Unidad de crudo, Instalaciones extra
locativas que incluyen un sistema de derivados, a más de las instalaciones
de servicio de apoyo.
Se acomodan los tanques del proyecto para alimentación de crudo de
(28-29 API actualmente) 31 API de gravedad (dato de diseño), de forma que
coincidan con los parámetros de ebullición especificados para cada producto
modificando los puntos de decante y la temperatura de alimentación. En el
caso de Kerosene, este se almacena directamente. En el caso de
combustibles de propulsión, se lo trata utilizando el filtro de arena para
combustible de propulsión C-V008 y el filtro de arcilla para combustible de
propulsión C-V009.
El crudo en el tanque de almacenamiento para crudo YT 801 A, B, C y
D. Se bombea con una bomba de alimentación de crudo YP 801 A/B, a
través de una serie de intercambiadores de calor, hasta el desalador de
crudo C-V007.
Se calienta el crudo hasta una temperatura de 56 oC en el
intercambiador de crudo residuo CE 001 hasta 95 oC (90 OC), en el
intercambiador de crudo de evaporación atmosférica a 102 OC (94 OC) en el
intercambiador de crudo /derivado de Nafta C-E003 a 106 oC (107 OC) en el
intercambiador de derivados de kerosene/crudo C-E004 y finalmente a 119 OC (121 OC) en el punto que entra al desalador de crudo.
El agua de procesamiento contenida en la bomba de servicio para
agua Y-P 301 A/B se precalienta de 22 OC a 78 OC en el intercambiador
desalante de agua con entrada y salida de CE 012, para luego alimentarlo,
10 Manual de Operaciones Refinería Amazonas
48
mediante un regulador de nivel, al tambor de compensación de agua
condensada C-V006. Dicha agua y el condensador provenientes de la
evaporación de la torre atmosférica de crudo, proporciona una agua
desalante la cual, mediante las bombas de agua condensada C-P006 A/B se
bombea a la línea de crudo que se encuentra delante del desalador e
intercambiador de crudo /evaporación atmosférica.
Una vez que dentro del desalador, se han mezclado el agua desalante
con el químico para disolver emulsiones, las sales y la mayor parte del agua
se separa del crudo; este se enfría en el intercambiador desalante de agua
con entrada y salida C-E012 y luego se envía al separador CPI y U401 A/B.
El crudo del desalador cuyo flujo se regula, se lleva a una temperatura
de 150 oC (154 oC), de los 116 oC (117 oC ) a los que se encontraba en los
intercambiadores de crudo/diesel CE005 A/B y finalmente, a 237 oC (242 oC)
en el intercambiador de residuo primario/crudo, por donde entra la
calentador abastecedor de crudo C-H001.Se lleva el crudo a una
temperatura de 357 oC, para alimentarlo a la torre atmosférica CV-001.
Este proceso está diseñado para evitar la vaporización del crudo en el
intercambiador de calor en secuencia, manteniendo una presión suficiente.
El llevar al crudo a una temperatura que no exceda los 245 oC, dentro
del intercambiador de calor en secuencia, minimiza la descomposición
térmica del crudo y mejora la efectividad del intercambiador al reducir el
contacto accidental durante dicho intercambio.
Todo calentamiento extremo de crudo se realiza en el calentador
abastecedor de Crudo C-H001, el cual se carga de combustible con gas
combustible de la planta de gas de Shushufindi, o con el residuo de la torre
atmosférica que se convierte en aceite combustible al tratarlo con vapor
atomizador.
El vapor saturado a 1035 kpAG se sobre calienta en la celda de
convección del calentador abastecedor de Crudo C-H001 y sirve como
fuente de calor para la parte inferior de la torre atmosférica C-V001 y del
limpiador de Diesel CV-002.
49
La torre atmosférica C-V001 tiene un diámetro interno de 2300 mm e
incluye 41 bandejas. La columna tiene revestimiento de metal monel en la
parte superior, hasta la altura de las 4 bandejas altas y a fin de reducir la
corrosión /erosión de la columna, la misma esta revestida con acero
inoxidable en la zona de alimentación, hasta el sector donde se encuentran
las 6 bandejas inferiores. La corrosión del sistema de evaporación se inyecta
y un eliminador de corrosión.
La evaporación de la torre atmosférica, tratada con amoniaco y una
inyección de eliminador de corrosión, se enfría a 106 oC (100 oC) con un
intercambio cruzado en el intercambio de crudo evaporación atmosférica C-
E002 y se baja aún más la temperatura a 68 oC (64 oC) en le enfriador aire
para evaporación atmosférica C-A004, en donde se almacena en el tambor
de reflujo C-V005, para luego separar el agua. Mediante la bomba de reflujo
C-P007 A/B, se bombea la evaporación como reflujo, a la bandeja más alta
de la columna, así como al enfriador de aire para productos de evaporación
atmosférica, donde se le lleva a una temperatura de 38 oC y con
intercambiadores, se la combina con gasolina natural de la planta de gas de
Shushufindi y con nafta pesada C-V004, para luego enviarla al tanque de
almacenamiento de gasolina YT 802 B/D/E.
La gasolina tiene una presión de vapor Reid inferior a 10 psi (libras
por pulgada cuadrada).
Mediante el regulador de nivel, se decanta el agua condensada al
tambor de compensación de agua condensada C-V006.
El gas del tambor de reflujo C-V005, que normalmente es de flujo
negativo, se envía al condensador de desfogue para evaporación
atmosférica C-A006, cuando dicho gas se produce durante la operación de
apertura de la válvula reguladora de presión, entonces el gas de desecho,
mediante le regulador de presión, va a la chimenea abocinada Y-F201, a
través del tanque de desfogue para líquidos de evaporación atmosférica C-
V014.
50
En el transcurso de una operación normal, no se producirá
condensado de GLP en el tanque de desfogue para líquidos de evaporación
atmosférica. De producirse en alguna operación el GLP que se recupere se
bombeara con la bomba de traspaso de GLP C-P008 A/B a la planta de gas
de Shushufindi, a una presión de 3792 kPaG.
Se extrae la nafta pesada de la torre atmosférica, se eliminan las
puntas ligeras en el limpiador de nafta C-V004, se la bombea con la bomba
de derivados para nafta pesada C-P005 A/B, a través del intercambiador
crudo/derivado de nafta C-E003, donde se lo enfría a 105 oC(99 oC), para
luego enfriarlo más aun , a 38 oC en le enfriador de derivados para nafta,
antes de mezclarla con nafta ligera y gasolina natural, las puntas ligeras se
devuelven a la torre atmosférica C-V001.
Se extrae el kerosene o combustible de propulsión de la torre, se
eliminan las puntas ligeras en el limpiador de kerosene/propulsión C-V003,
se lo bombea con la bomba de derivados para kerosene C-P004 A/B, a
través del intercambiador de crudo/derivado de kerosene CE-004, donde se
lo enfría a 111 oC(113 oC), para luego enfriarlo más aun , a 38 oC, en le
enfriador de derivados para kerosene C-A002, antes de enviarlo a depósito
de kerosene, o tratarlo para obtener combustible de propulsión a través del
filtro de arena para combustible de propulsión C.V008 y el filtro de arcilla
para combustible de propulsión C-V009,las puntas ligeras se devuelven a la
torre.
El reflujo de diesel se extrae de la torre mediante la bomba de diesel a
bombeo circular C-P002 A/B y luego, con el regulador de flujo, se lo envía al
intercambiador a bombeo circular de diesel/crudo C-E-007 A/B, donde se
disminuye su temperatura a 190 oC (203 oC), para luego devolverlo a la
torre.
En el curso de una operación normal, los residuos de la torre se
transfieren continua y directamente, por succión, a las bombas principales,
situadas en la estación central de Shushufindi.
51
Los fondos de la torre(residuos) son bombeados con la bomba de
residuos C-P001 A/B, al intercambiador de residuos primarios/crudo C-E008,
para enfriarlos a 270 oC (267 oC) ; luego van al re hervidor limpiador de
kerosene C-E009, donde se enfría a 257 oC (254 oC) al soltar calor por
volver a hervir ; pasan por el re hervidor limpiador de nafta C-E010, bajando
su temperatura a 251 oC( 247 oC) por haber nuevamente eliminado calor al
volver a hervir; siguen a través del intercambiador de residuos
secundarios/crudo C-E006, enfriándose a 208 oC(211 oC); prosiguen por la
caldera 3,5 K /residuos C-E011 para un enfriamiento a 180 oC(183 oC);
continúan al intercambiador de residuos terciario /crudo C-E013, donde se
enfrían a 153 oC y por ultimo van al intercambiador crudo/ residuo C-E001
donde adquieren una temperatura de 93 oC, antes de fluir a la estación
central de Shushufindi.
ESQUEMA DE PROCESOS DE REFINACIÓN
COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI
.
Fig.23 Esquema de procesos de refinación
Está ubicado en la Provincia de Sucumbíos en la región Oriental del
52
País, está formado por:
• Refinería Amazonas
• Planta de gas de Shushufindi
La Refinería Amazonas arrancó en 1987 con una capacidad de
10.000 BPD, en 1995 se duplicó su capacidad a 20.000 BPD. Está
formada por dos Unidades gemelas de destilación atmosférica.
La Planta de gas de Shushufindi, se diseñó para aprovechar el gas
natural asociado al Crudo extraído en los campos y producir GLP y
gasolina natural. Su máxima carga es de 25 millones de pies cúbicos
estándar de gas asociado, tiene capacidad para producir hasta 500
Tm/día de GLP y 2800 BPD de gasolina.
REFINERÍA AMAZONAS
El Complejo Industrial se complementa con dos unidades de destilación
atmosférica de 10.000 BPD de capacidad cada una, de las cuales se
obtiene como productos finales gasolina extra, diesel-1, jet-fuel, diesel-2 y
residuo, este último es devuelto a Petroproducción (se inyecta al Oleoducto
secundario Shushufindi-Lago-Agrio).
53
3.9 Control de producción y transferencias Refinería Amazonas A continuación detallo el programa de control de producción en Refinería
Amazonas.
FECHA : DICIEMBRE 25 DE 2010
HORA: 06H00-05H59No. : 356
PRODUCTO PROCEDENCIA DESTINO M3/H OBSERVACIONESCRUDO YT 801 C / A REFINERIA 1- 2 CAMBIAR AL MINIMO OPERACIONAL (2,5m)GASOLINA NATURAL PLANTA DE GAS REFINERIA SUSPENDIDOGASOLINA BASE REFINERIA 1 - 2 YT 802- D RECIBEDESTILADO 1 REFINERIA 1 - 2 YT 803B / 805 C CAMBIO AL MAXIMO OPERACIONALDIESEL-2 REFINERIA 1 - 2 YT 805- C RECIBERESIDUO REFINERIA 1 - 2 YT 806 C / 806 B CAMBIO A LAS 06H00RESIDUO REFINERIA 1 - 2 YT 806 A ENTREGA A OLEODUCTO LAS 24 HORASSLOP REFINERIA 2 YT 807-B RECIBE LAS 24 HORAS.
GASOLINA EXTRA YT 802 A LLENADERAS TOTAL 50 000 GLS.DIESEL 2 YT 805 B LLENADERAS TOTAL 140 000 GLSRESIDUO YT 806 C LLENADERAS DE 07H00, HASTA 17H00.
CRUDO OLEODUCTO YT 801-C CONCLUIDA CARGAS A REFINERIASCRUDO YT 801 B - A DRENE REPOSO Y DRENE DE AGUA DE FONDO.SLOP YT 807 A DRENE DRENAR AGUA DE FONDO.RESIDUO YT 806-A OLEODUCTO LAS 24 HORAS.
MUESTRAS PARA LABORATORIO DIA HORA PRODUCTO TANQUE OBSERVACIONES
2010.12.24 07H00 PRODUCTOS PLANTAS CONTROL DE CALIDAD10H00 PRODUCTOS PLANTAS CONTROL DE CALIDAD.11H00 RESIDUO PLANTAS API16H00 PRODUCTOS PLANTAS CONTROL DE CALIDAD17H00 RESIDUO YT 806 B API (CONTROL DE CALIDAD)20H00 PRODUCTOS PLANTAS CONTROL DE CALIDAD
FISCALIZACIONESDIA HORA PRODUCTO TANQUE OBSERVACIONES
2010.12.25
OBSERVACIONES: - REFINERIA AMAZONAS 1 Y 2 OPERAR AL 100%, CORTE JET FUEL
REFINERIA-1 : API : 18,2 - RECEPCION DE CRUDO ES DE 22 000 BARRILES POR DIA, MAXIMOREFINERIA-2 : API : 18,3 - BOMBAS DE DIESEL-2 A LLENADERAS MANTENER EN EL SISTEMA ENCENDIDO
(ON) PERMANENTEMENTE YA QUE DESDE EL PATIO SON ACTIVADAS - 07H00 ALINEAR DIESEL-2 A LLENADERAS POR BRAZO DE KEREX.Y DE JET FUEL - PARA CAMBIAR DE TICKET BLOQUEAR VALVULAS ANTES DE LOS CONTADORES.
R E F I N E R I A
ELABORADO : F. YEPEZ
PROGRAMA DE TRANSFERENCIAS
Cuadro 2 Control de Producción y transferencias en Refinería
Amazonas El programa de control de producción tiene en la parte superior
derecha la fecha , en la siguiente fila la hora , en la siguiente fila el numero
54
de control del programa, este programa es realizado diariamente, o sea en
el año tiene que haber 365 programas de control de producción y si el año
es bisiesto 366, este programa de Control de producción tiene: Programa
de transferencias y están identificadas por las columnas por producto,
procedencia, destino, M3/H y una casilla de observaciones, en la parte
superior del programa se tiene: EJ corresponde al 25/12/2010.
CRUDO.- la materia prima entregada es del tanque YT-Y01 C/A y el
destino es las refinerías R1 y R2.
GASOLINA BASE.- la producción es de la Refinería 1 y 2 y el tanque que
recibe la producción es El tanque YT 802-D.
DESTILADO 1.-, La producción es de la refinería 1 y 2 y el tanque que
está recibiendo es el tanque YT 803-B.
DIESEL 2.- la producción es de refinería 1 y 2 y el tanque que recibe es el
tanque YT-805-C.
RESIDUO.- la producción es de refinería 1 y 2 y el tanque que recibe son
los tanques YT 806-C y tanque YT 806-B, y está entregando producto del
tanque YT 806-A a oleoducto.
SLOP.- la producción es de refinería 1 y 2 y recibe el tanque YT 807-B.
En el programa de transferencias tenemos 3 productos que son gasolina
extra, diesel 2 y residuo.
GASOLINA EXTTA.- la entrega se lo realiza del tanque YT- 802-A, y el
destino es llenaderas despacho a auto tanques, en la parte de
observaciones nos da el valor de 50000 galones.
DIESEL 2.- la entrega se lo realiza del tanque YT 805-B y va a llenaderas
140000 galones.
RESIDUO.- la entrega se lo realiza del tanque YT 806-C.
En la parte inferior del programa de transferencias:
Crudo.- la procedencia es de Petroproduccion y es ingresado al tanque YT
801-C.
CRUDO.- Tanques YT- 801-B. YT 801-A, drene agua de fondo
SLOP.- Tanques YT 807-A, drene agua de fondo.
55
Muestras para Laboratorio.- Son tomadas, de acuerdo al calendario
establecido, en el día 25/12/2010, no hay Certificados de Calidad, el cual
es emitido por el laboratorio para el o los productos que se están
despachando por llenaderas a auto tanques, el producto que se realiza el
análisis, es verificado por el delgado del Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburifero.
Fiscalizaciones.- Se lo realiza diariamente y consiste en la comprobación
del nivel del liquido en el tanque, para después realizar le movimiento
contable del producto y emitir un acta fe fiscalización, la fiscalización se lo
realiza con un delgado de la Agencia de Control Hidrocarburifera.
3.10 Promedio Diario de Eficiencia de la Refinería en Destilación de Crudo mes de diciembre de 2010, abril de 2011.
DÍA EFICIENCIA E1 E2
1 94,71 2 97,28 3 96,54 4 92,52 5 94,63 6 95,85 7 88,49 8 98,95 9 98,50 10 99,66 11 98,46 12 95,47 13 98,67 14 99,15 15 99,81 16 99,88 17 48,61 99,94 18 82,99 19 82,36 20 88,95 21 95,30 22 97,00 23 100,00 91,13 24 97,71 97,71
56
25 99,69 99,69 26 101,50 101,50 27 100,48 100,48 28 99,45 99,45 29 30 31
TOTAL 1094,04 2238,46 PROMEDIO 91,17 97,32
EFICIENCIA REFINERIAS
EFICIENCIA
DIA E1 E2 MANUAL (MINUTOS) INFORMATICO(MINUTOS)
1 99.24 99.24 125 622 99.03 99.03 120 583 99.40 99.41 122 604 98.17 98.17 126 615 97.17 97.17 118 636 97.95 97.95 123 577 96.59 96.59 120 598 97.28 97.28 125 619 96.05 96.06 122 6410 96.21 96.21 119 5511 98.12 98.12 126 6212 100.19 100.19 127 6113 99.05 99.05 121 6414 98.65 98.65 124 6515 98.79 98.79 122 6116 97.92 97.92 120 6017 78.80 78.80 119 5818 84.67 84.67 120 5719 97.99 97.99 124 5420 97.95 97.95 127 5921 96.37 96.37 121 6222 96.37 96.37 122 6123 96.66 96.66 120 6024 94.96 94.97 119 6525 98.00 98.00 118 6326 98.34 98.34 117 6227 99.41 99.41 118 6128 99.60 99.60 121 6029 100.55 100.55 123 5930 99.79 99.79 124 58
TOTAL 2909.30 2909.31 TOTAL 3653.00 1812.00PROMEDIO 96.98 96.98 PROM.MINUTOS 121.77 60.40
PROM.HORAS 2.03 1.01
CONTROL DE TIEMPO INFORMES M.R
Cuadro 3 Eficiencia de refinerías R1 y R2 En el mes de diciembre de 2010, la Refinería ha tenido un
funcionamiento irregular, debido al mantenimiento programado para R1
57
y mantenimiento de R2 instalación de nuevos quemadores en el horno,
como se puede mirar en la tabla de eficiencias, existe días que no hay
datos debido a lo explicado anteriormente, podemos concluir que en el
mes de diciembre la eficiencia en R1 el promedio es de 91,17 % y en
R2 es de 97,32%; en el mes de abril de 2011 eficiencia en R1 es de
96,98 % y 96,98 % para R2.
En lo que respecta al tiempo empleado en realizar los informes es de
2,03 horas manualmente y aplicando el programa informático es de
1,01 horas obteniéndose un ahorro significativo de tiempo, dándonos
más confiabilidad en la información obtenida y en la presentación de
informes para la toma de decisiones.
58
3.11 Fig. 24 Diagrama de flujo Refinería Amazonas
Página 1
31 de diciembre de 2010Título
TANQUE DE PETROLEO
BOMBA
HORNO
DESALADORA E-6
COLUMNA DESTILACION ATMOSFERICA
E-8
E-9
P-1
INTERCAMBIADOR DE CALOR INTERCAMBIADOR DE CALOR
P-2
P-5
P-6
P-7
P-9
P-10
P-11
P-12
P-13
P-14 P-15
VLALVULA
P-16
VALVULA
P-17
VLAVULA
GASOLINA
P-19P-19
P-23P-24
P-25
P-26
P-22
P-27
VALVULA
DIESEL
P-29
P-30
P-31
VALVULA
KEROSEN
RESIDUO
DIAGRAMA DE FLUJO REFINERIA AMAZONAS
59
3.12 Normas de Control de Calidad de productos terminados TABLA 1. Requisitos de la gasolina de 80 octanos sin tetraetilo de plomo (TEL).
REQUISITOS UNIDAD Mínimo Máximo Método de ensayo
Número de octano Research Ensayo de destilación: 10% 50% 90% Punto final Residuo Relación de vapor líquido a 60°C Presión de vapor Reid Corrosión a la lámina de cobre Contenido de gomas Contenido de azufre Contenido de plomo (orgánico) Contenido de aromáticos Contenido de benceno Contenido de olefinas Estabilidad a la oxidación
RON
°C °C °C °C
% en V --
kPa** --
mg/100 cm3 % en peso
g/l % en V % en V % en V
mín.
80
-- 77 -- -- -- -- -- -- -- -- -- -- -- --
240
--
70 121 189 215 2 20 56
No. 1 4
0,20 +0,013
20,0 1,0
20,00 --
NTE INEN 2 102 NTE INEN 926 NTE INEN 926 NTE INEN 926 NTE INEN 926 NTE INEN 926 NTE INEN 932 NTE INEN 928 NTE INEN 927 NTE INEN 933 NTE INEN 929 NTE INEN 931 NTE INEN 2 146 * NTE INEN 2 146 NTE INEN 934
* Hasta que el INEN formule la Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN correspondiente, se recomienda utilizar la norma ASTM D 3606.
** 1 kPa 0,01 kgf/cm2 0,10 N/cm2 0,145 kgf/pul2 + Sin adición intencional
TABLA 2. Requisitos del diesel No. 2.
REQUISITOS UNIDAD MÍNIMO MÁXIMO MÉTODO DE ENSAYO
Punto de inflamación Agua y sedimento Residuo carbonoso sobre el 10% del residuo de la destilación Cenizas Temperatura de destilación del 90% Viscosidad cinemática a 37,8°C Azufre Corrosión a la lámina de cobre Índice de cetano calculado
°C % en volumen
% en peso
% en peso °C cSt
% en peso - -
51 - - - -
2,5 - -
45
- 0,05 0,15
0,01 360 6,0 0,7
No.3
-
NTE INEN 1 047 NTE INEN 1 494 NTE INEN 1 491 NTE INEN 1 492 NTE INEN 926 NTE INEN 810 NTE INEN 1490 ASTM 4294 NTE INEN 927 NTE INEN 1 495
60
MIN. MAX.
Número de Octano (Ron) INEN 2102 81 --
DESTILACION
10 % °C INEN 926 -- 70
50 % °C INEN 926 77 121
90 % °C INEN 926 -- 189
P.F.E. °C INEN 926 -- 215
Residuo % INEN 926 -- 2
Relación Vapor Líquido a 60°C V/L ASTM D-5188 -- 20
Presión de Vapor Reid KPA INEN-928 -- 56
Corrosión Lam. Cobre (3h a 50ºC) INEN-927 -- 1
Contenido de Gomas mg/100 cm3 INEN-933 -- 3,0
Contenido de Azufre % ASTM D-4294 -- 0,075
Contenido de Aromáticos % ASTM D-6730 -- 30
Contenido de Benceno % ASTM D 5580 -- 1,0
Contenido de Olefinas % ASTM D-6730 18
Estabilidad a la Oxidación min. ASTM D-934 240 --
Contenido de Oxígeno % ASTM D 4815 -- 2,7
Contenido de Plomo (organico) mg/l ASTM D-5185 -- No detectable
Contenido de Manganeso mg/l ASTM D-5185 -- No detectable
Contenido de Hierro mg/l ASTM D 5185 -- No detectable
Gravedad Especf. 15.6/15.6°C ASTM D-1298 REPORTE REPORTE
API 15.6/15.6°C ASTM D-287 REPORTE REPORTE
TABLA 3 Requisitos de la Gasolina Extra 81 Octanos
Observaciones : API OBSERVADO
P R U E B A METODOESPECIFICACION
R E S U L T A D O
DISEÑO, MEJORA E IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE CONTROL INFORMATICO DE MOVIMIENTO DE PRODUCTOS
DIARIO EN REFINERIA AMAZONAS
CODIGO:ARCH-CIS 001 M.R FECHA
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CAPITULO IV
DISEÑO DEL SISTEMA DE CONTROL Y MEJORA DE LOS PROCESOS OPERATIVOS EN EL CONTROL DE
MOVIMIENTOS DE PRODUCTOS EN REFINERIA.
4. Base Legal: Ley de Hidrocarburos y Ley reformada de Hidrocarburos, Reglamento de la Ley de Hidrocarburos
LEY DE HIDROCARBUROS, 1978.
Decreto Supremo 2967, Registro Oficial 711 de 15 de Noviembre de 1978.
Art. 11.- La Dirección Nacional de Hidrocarburos es el organismo técnico -administrativo dependiente del Ministerio del ramo que controlará y fiscalizará las operaciones de hidrocarburos en forma directa o mediante la contratación de profesionales, firmas o empresas nacionales o extranjeras especializadas.
La Dirección Nacional de Hidrocarburos velará por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y seguridad, sobre la base de los reglamentos que expida el Ministro del ramo
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4.1 Manual de procedimientos11 Introducción Este manual tiene por objeto general transmitir las prácticas habituales para
el movimiento diario de productos en tanques en Refinería Amazonas.
El diseño, mejora y aplicación de un programa informático presenta entre
otras las siguientes ventajas:
• Permite generar datos confiables y por ende validos
• Permite asegurar que los recursos profesionales sean empelados
eficientemente
• Permite disminuir el tiempo de proceso en la elaboración de los
informes diarios
4.1.1 Cálculo de existencias de productos ( Form : 002 ARCH-CIS M.R EXIST.)
• Informe que se elabora en la mañana con el objeto de establecer los
stocks de los productos en los tanques y programar las entregas,
recepciones, bombeos y despachos de acuerdo a las necesidades.
• Existen formatos pre-establecidos que se los llena manualmente para
el cálculo de la Existencias de Productos con la denominación y
distribución de los tanques, en donde consta el nivel en m, cm y mm;
actualmente en los formularios rediseñados donde se han agregado
varias celdas para cada tanque; se pone el nivel en mm, la
temperatura en °F, el API y la columna para el Volumen en M3 y
Barriles; este cálculo se realiza con los niveles tomados a las 6H00
horas.
4.1.2 Procedimiento
Ingresamos el nivel en mm reportado del tanque en las respectivas
unidades de medida de acuerdo al rediseño del formulario.
11 Procedimientos para programación y control para Gestión Empresarial
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• Ingresamos el valor del °API corregido a 60°C del tanque
correspondiente, valor que es reportado diariamente por el
Laboratorio de Control de Calidad de la Refinería Amazonas.
• La temperatura esta reportada en °C, pero para el reporte de las
Existencias requerimos en °F, por lo que deberá transformarse los °C
a °F para poder registrar el valor (ver Form: 001 ARCH-CIS M.R.)
• Una vez que tenemos registrado la temperatura °F y °API
procedemos a buscar el factor de corrección volumétrico a 60°F en
las tablas correspondientes, los mismos que son buscados por el
software e ingresado en la celda del Form: 001 ARCH-CIS M.R
correspondiente a cada tanque.
• Para calcular el volumen en M3 del producto buscamos en las Tablas
de calibración del tanque que están ingresadas en cada hoja del libro
de Excel, a que volumen en M3 corresponde el nivel dado en mm.
• Para obtener el Volumen en barriles multiplicamos el Volumen en M3
por el factor de corrección determinado en el Form: 001 ARCH-CIS
M.R.
• Cuando no existe movimientos de productos (ingresos-egresos) de
los tanques mantenemos el Stock final del día anterior.
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DIRECCION DE HIDROCARBUROS SUCUMBIOS COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI
BOLETA DE AFORO
TANQUE Nº……………. PARTIDA Nº…………………… PRODUCTO. …………….. TRANSFERENCIA Nº………..
PARA DESPACHO………………..DESTINO………………..
DATOS MEDIDA
INCIAL MEDIDA
FINAL FECHA HORA ALTURA (PUNTO DE REFERENCIA)
CINTA INTRODUCIDA
DIFERENCIA CINTA MOJADA MEDIDAS DEL LIQUIDO
MEDIDAS DE AGUA TEMP. PROMEDIO DEL TANQUE
GRAV. API/TEMP. MUESTRA
GRAVEDAD API A 60 ºF
LECTURA DE LLENADERAS
MEDIDAS DE RADAR
OBSERVACIONES ARCH-CIS- C.I.S.
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4.2.1 Entrega y recepción de productos limpios
Las entregas de productos limpios al Poliducto Shushufindi-Quito se hacen
constar en un documento, el mismo que es legalizado entre un
representante de Petroindustrial, un funcionario de la Agencia de Regulación
y Control Hidrocarburifero (ARCH) y un representante del Poliducto
Shushufindi-Quito
4.2.2 Procedimiento
• En la parte superior izquierda del form:004 ARCH-CIS consta el
nombre del producto refinado a entregar al Poliducto
• Código del Tanque : Anotar el número de tanque de acuerdo a lo
descrito en páginas 16-17”
• Para despacho a: Anotar “Poliducto Shushufindi-Quito
• Destino: Anotar Beaterio
• Partida: Anotar el número
Descripción
• Anotar la fecha de operación Inicial y Final de entrega
• Anotar la hora de operación Inicial y Final de entrega
• Anotar Altura ( punto de referencia) Inicial y Final
• Anotar cinta introducida Inicial y Final
• Anotar diferencia Inicial y Final
• Anotar cinta mojada Inicial y Final
• Anotar el nivel total en mm Inicial y Final
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• Volumen total Inicial y Final , dato obtenido de la base de datos en
Excel y del tanque bombeado con respecto al nivel en mm
• Corrección por techo flotante, representa un peso del techo flotante
ejercido sobre el líquido, y se obtiene con el dato de la temperatura
media del producto en el tanque y el API corregido, Inicial y Final.
• Volumen Total Corregido (litros), Es la diferencia entre el volumen
total y el techo flotante, Inicial y Final.
• Nivel de agua (litros) y sedimentos reportado en mm, dato obtenido
introduciendo la plomada en el fondo del tanque (la plomada contiene
la pasta detectora de agua).
• Volumen de agua (litros) y sedimentos libre, dato obtenido de las
tablas de calibración las mismas que están en la base de datos en
Excel, una hoja es para cada tanque.
• Volumen Natural (litros), es el volumen bruto corregido menos el
volumen de agua y sedimentos, Inicial y Final.
• Temperatura del producto en el tanque (°F), dato obtenido
introduciendo la probeta hasta una determinada altura del nivel del
líquido, Inicial y Final.
• Gravedad API/Temperatura de la muestra, se obtiene utilizando un
instrumento de medición, para la medición del API y la temperatura,
Inicial y Final.
• Gravedad (API) a 60°F, es la gravedad API a temperatura de la
muestra corregida a 60°F, Inicial y Final
• Factor de corrección Volumétrico, se obtiene entre la gravedad API a
60°F y la temperatura media del producto en el tanque, según la tabla
6B, la misma que está en la base de datos en Excel, una hoja de
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factores de corrección de acuerdo al rango de operación para cada
tanque.
• Volumen Neto (litros) a 60°F, se multiplica el Volumen Natural sin
agua y sedimentos por el factor de corrección volumétrico, valores
que constan en la base de datos en Excel correspondiente a factores
de corrección.
• Diferencia Neta total a 60°F, volumen Neto (litros) a 60°F inicial
menos el Volumen Neto (litros) a 60°F
• Entregado al poliducto (litros a 60 °F), datos proporcionados por los
medidores de volumen, ubicados en el Patio de Despachos de
Refinería Amazonas.
• Entregado al poliducto (M3 a 60 °F) Volumen Total se obtiene por la
diferencia entre lectura inicial y lectura final del medidor de volumen,
que representa el despachado por llenaderas, dividido para 1000.
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4.3.1 Cálculo de movimientos de productos (Form: 003 ARCH-CIS M.R)
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Es un informe adicional al movimiento de Existencia de Productos (Form:
002 ARCH-CIS M.R), de igual forma, elaborado por la ARCH para
determinar los movimientos (entradas/ingresos y salidas/egresos) que se
han producido en los tanques y establecer la relación de alimentación de
carga y la producción generada por las refinerías R1 y R2.
4.3.2 Procedimiento
• Existencia Inicial ingresamos la Existencia Final del formulario Form:
003 ARCH-CIS M.R “Movimiento de Productos” del día anterior ya
que esta viene hacer la Existencia Inicial.
• Existencia Final ingresamos los valores de la columna Volumen en M3
del formulario Form: 002 ARCH-CIS M.R “Existencia de productos”
del día que corresponde, el programa informático calcula la
existencia final.
• La diferencia entre el Inventario Final e Inventario Inicial, se obtiene
un valor que puede ser (+ y/o -), si es positivo es ingreso y si es
negativo es egreso.
Movimientos de Crudo:
• El Ingreso y/o recepción de Crudo desde Petroproducción (PP) a la
Refinería Amazonas al tanque correspondiente que se esté llenando,
documento habilitante boletas de crudo, legalizadas por un
funcionario de la Agencia de Regulación Hidrocarburifera ARCH,
Responsable de Petroindustrial, y un Delegado de RODA.
• En la columna Salida (Egreso) se registra las cargas crudo en M3 a
las Unidades R1 y R2 de Refinería Amazonas, la celda Diferencia es
entre Inventario final e Inventario inicial puede ser (+/-).
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• En la columna Salida (Egreso) se registra el valor de drenaje de agua
y sedimentos contenidos en los tanques de crudo, diferencia entre
Inventario Inicial e Inventario Final.
Movimientos de Gasolina Base:
• Entrada (Ingreso), se registrará la producción de Gasolina Base(P1 y
P2) más gasolina natural, de las Unidades R1 y R2 de Refinería
Amazonas
• Salida (Egresos) se registra los bombeos al Poliducto (POL)
Shushufindi-Quito, que luego se legaliza en un documento de
“Entrega y Recepción de Productos Limpios”, suscrito por las partes
involucradas, funcionario de la Agencia de Control y Regulación
Hidrocarburifera, Responsable de Programación de Petroindustrial y
Responsable del Poliducto.
Movimientos de Jet- Fuel A1:
• Entrada (Ingreso) se registra la producción de Jet-Fuel A1(P1 y P2),
de las Unidades R1 y R2 de Refinería Amazonas
• Salida(Egreso) se registra las entregas al Poliducto (POL)
Shushufindi-Quito, que luego se resume en un documento “Entrega y
Recepción de Productos Limpios” suscrito por las partes involucradas
antes mencionadas
• Salida (Egreso) se registran las entregas o salidas por llenaderas,
valores reportados por los responsables de la Unidad de Despacho
de productos refinados.
Movimientos Destilado-1:
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• Entrada (Ingreso) se registra la producción de Destilado-1(P1 y P2),
de las Unidades R1 y R2 de Refinería Amazonas.
• Salida (Egreso) se registra las entregas al Poliducto (POL)
Shushufindi-Quito, que luego se resume en un documento “Entrega y
Recepción de Productos Limpios” suscrito por las partes involucradas
anteriormente mencionadas.
• En la columna de Salida (Egreso) se registran las entregas o salidas
por llenaderas, valor reportado por la Unidad de despacho.
Movimentos de Diesel-2:
• Entrada (Ingreso) se registra la producción de Diesel-2(P1 y P2), de
las Unidades R1 y R2 de Refinería Amazonas.
• Salida (Egreso) se registra los bombeos al Poliducto (POL)
Shushufindi-Quito, que luego se resume en un documento “Entrega y
Recepción de Productos Limpios” suscrito por las partes involucradas
• Salida (Egresos) se registran las entregas o salidas por llenaderas,
valor reportado por la Unidad de Despacho.
• Salida (Egreso) se registra el envío al tanque Surtidor para el
consumo del parque automotor del Complejo Industrial Shushufindi,
consumo que es ocasional.
Movimientos de Residuo:
• Entrada (Ingreso) se registra la producción de Residuo (P1 y P2), de
las Unidades R1 y R2 de Refinería Amazonas.
• Salida (Egreso) se registra las entregas al Oleoducto (OLEO), el valor
se lo toma de las Boletas de Entrega de Residuo, las mismas que
están legalizadas por un funcionario de la Agencia de Regulación y
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Control Hidrocarburifero, Responsable de Petroindustrial y Delegado
de Roda.
Salida (Egreso) se registran las entregas o salidas por llenaderas de
Petrocomercial EP Petroecuador. Valor que es obtenido por diferencia
de lecturas Inicial y Final de los contadores A y B de residuo.
Movimientos de SIop:
• Entrada (Ingresos) se registra la producción de Slop (P1 y P2), de las
Unidades R1 y R2 de Refinería Amazonas.
• Salida (Egresos) se registra el valor de agua y sedimentos contenidos
en los tanques 807 A y 807 B, registrado como drene, ocasionalmente
existen movimientos de los tanques de Slop a los tanques de crudo.
Movimientos de Gasolina Extra:
• Entrada (Ingresos) se registra la cantidad de Gasolina Súper(Nafta de
alto Octanaje) recibida en el Complejo Industrial Shushufindi (CIS)
proveniente de el Terminal el Beaterio o del Terminal Esmeraldas, la
misma que se utiliza para la preparación de la Gasolina Extra
• Entrada (Ingreso) se registra el valor de la Gasolina Natural,
proveniente de la Planta de Gas de Shushufindi, utilizada para la
preparación de la Gasolina Extra de 81 octanos.
• Entrada (Ingreso) también se registra el valor de la Gasolina Base (P1
y P2), producción de las Unidades R1 y R2 de Refinería Amazonas,
utilizada para la preparación de la Gasolina Extra de 81 octanos.
• Salida (Egreso) se registran los despachos o salidas por llenaderas,
para los despachos de producto refinado tiene que salir con
Certificado de Calidad cumpliendo los requisitos de las NTE-INEN.
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• Salida (Egreso) también se registran las entregas al tanque Surtidor
para el consumo del parque automotor del Complejo Industrial
Shushufindi (CIS).
• En la parte inferior nos da el total de producción de productos
refinados y el % de cada unidad de refinería R1 y R2 la cual está
operando, Además nos da el total de carga utilizada en cada refinería
R1 y R2.
• En el movimiento de productos ya sea materia prima como productos
refinados debe ir cuadrando, quedando en cero la pérdida o ganancia,
en algunos tanques existen pequeñas diferencias sea positivas o
negativas.
• Al lado izquierdo de cada producto, existe un total de producción de
cada uno.
• Al final del cuadro existe un total de existencia de productos,
Existencia inicial y Existencia final esta a su vez viene a ser la
Existencia inicial del siguiente día
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4.4.1 Reporte diario de Refinería Amazonas
Este es un informe resumen, tomando los datos del informe de Movimientos
de Productos Form: 003 ARCH-CIS M.R en el que constan recepciones de
crudo, entregas, carga de crudo, producciones, las existencias, el
funcionamiento de los generadores de energía eléctrica y los calderos de la
Refinería.
4.4. 2 Procedimiento Recepción y Evacuación
• Recepción de Crudo en M3
• Las evacuaciones de Residuo y Gasolina Base al Oleoducto en M3
• Las evacuaciones de Jet-Fuel A1, Destilado-1, Gasolina Base, Diesel-
2 al Poliducto Shushufindi-Quito en M3
• La Evacuación o despacho de Residuo por Llenaderas de
Petrocomercial M3.
• Entrega y/o despacho de Gasolina Extra, Destilado-1, Jet-Fuel A1 y
Diesel-2 por Llenaderas del CIS M3
• Recepción de Gasolina Súper o Nafta de Alto Octanaje (NAO) a
través de auto tanques M3.
• Entrega de Gasolina Natural a Refinería para la preparación de la
Gasolina Extra en M3 información obtenida del informe de GLP.
Carga. Producción
• Carga de Crudo en M3 (P1 y P2)
• La producción de Gasolina Base(P1 y P2), Residuo(P1 y P2),
Destilado 1 (P1 y P2), Diesel-2 (P1 y P2), Jet-Fuel A1 (P1 y P2) y
Slop (P1 y P2)
Existencias
• Las existencias de Crudo, Residuo, Gasolina Base, Gasolina Extra,
Diesel-2, Destilado-1, Jet-Fuel y Slop, valores que se toman de la
suma de los niveles de los tanques que se encuentran en la columna
“Existencia Final” del Movimiento de Productos Form: 003 ARCH-CIS
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Servicios Auxiliares deberá constar
• El reporte que entrega Turbinas con el funcionamiento de los
turbogeneradores y su consumo en KW/H.
• El reporte de funcionamiento de los calderos de la Refinería
• Al final constarán las observaciones más relevantes de la Refinería
Amazonas.
4.5.1 Recepción de Nafta de Alto Octanaje (NAO) en el Complejo Industrial Shushufindi
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Con la finalidad de preparar Gasolina Extra de 81 octanos de acuerdo con la
Norma de Calidad del INEN en el Complejo Industrial Shushufindi, se recibe
2 veces por semana aproximadamente 16 auto tanques de Nafta de Alto
Octanaje (NAO).
4.5.2 Descarga de auto tanques de Nafta de Alto Octanaje (NAO) en el Complejo Industrial Shushufindi, determinación del volumen de recirculación y Certificado de Calidad.
• Una vez que los auto tanques han llegado al CIS; se hace pasar al
sitio de descarga, se retiran los sellos y se toman muestras de los
tanqueros en cada compartimiento para envío al laboratorio y análisis.
• La fiscalización de los auto tanques lo realizan un representante de
Programación y Control conjuntamente con un funcionario de la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifera.
• El volumen se determina mediante medición con varilla que tiene
cada auto tanque de acuerdo a los certificados de calibración, el
terminal del Beaterio y/o Esmeraldas despacha el producto a 60°F.
• Para determinar la temperatura se introduce el termómetro (tipo Taza)
a media altura, y luego de 5 minutos se toma la lectura la misma.
• A través de un Instructivo Operacional se solicita a los operadores de
la Refinería Amazonas que conjuntamente con Seguridad Industrial
procedan a descargar cada uno de los auto tanques, con la bomba
YP 809 A o B, con las que se recircula el producto.
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• Una vez obtenidas las medidas de volumen, con el valor de API del
producto que consta en la Guía de Remisión enviada por el Beaterio
y/o Esmeraldas y con la temperatura obtenida en el CIS se procede a
buscar el factor de corrección volumétrica en la tabla correspondiente,
la misma que consta en la base de datos en Excel.
• Para obtener el volumen total de galones a 60°F, multiplicamos el
factor de corrección por el volumen total de galones recibidos en el
CIS.
• Se realiza la supervisión de cada auto tanque que el volumen haya
sido evacuado totalmente.
• Con el volumen total obtenido de todos los tanqueros recibidos se
procederá a realizar el cálculo de la nafta base y Gasolina natural a
añadirse para la mezcla y así obtener el octanaje de 81.
• Se recircula la mezcla entre 7 y 8 horas, luego de una hora de
concluida la recirculación, laboratorio toma la muestra del tanque en
preparación para el análisis y posterior Certificado de Calidad
4.6.1 Programa de transferencias de Refinería Amazonas y Planta de Gas Shushufindi
Este reporte se lo elabora con los niveles de los tanques de las 17H00, sirve
para programar los movimientos; despachos, recepciones y bombeos de los
productos por las distintas vías y/o destinos, se programa de acuerdo a los
stocks de productos en los tanques, cuestiones operativas, necesidades y
requerimientos
4.6.2 Procedimiento
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• La recepción de Crudo para Refinería 1 y 2 se realizará entre los
tanques disponibles para el efecto y de acuerdo a los niveles de los
mismos.
• El control de producción, entregas y/o recepción de Gasolina Base
de las Refinerías 1 y 2 dependerán del nivel de los tanques,
producción de R1 Y R2.
• El control de producción, entregas y/o recepción de Destilado-1,
Diesel-2, Jet Fuel A1 y Slop de las Refinerías 1 y 2 dependerá del
nivel de los tanques, producción de R1 y R2.
• El control de producción de Residuo, entrega y/o recepción al SOTE
dependerá del stock de los tanques.
• El control de entregas de Gasolina Extra por Llenaderas, dependerá
del stock en tanques y de la calidad del producto, a través de los
Certificados de Calidad.
• La programación de los despachos de Diesel-2, Destilado 1 y Jet Fuel
A1 por llenaderas, dependerá de los stocks de los tanques, de la
calidad del producto y del requerimiento.
• La programación de los despachos de Residuo por llenaderas, de
Petrocomercial dependerá de los stocks de los tanques y del
requerimiento.
• La programación de los bombeos al Poliducto se realizará de acuerdo
a lo solicitado en el Memorando de Evacuación de productos y de
acuerdo a la disponibilidad.
• Los Certificados de Calidad de los productos se realizarán a primeras
horas de la mañana y de acuerdo a los requerimientos de bombeo y
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despachos y necesidades determinadas por la Coordinación de
Programación y Control de acuerdo a la programación establecida.
• Las fiscalizaciones de los tanques lo realizaran, un funcionario de la
ARCH, representante de Programación y Control de Petroindustrial,
de acuerdo a la programación establecida.
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CAPITULO V
ANALISIS E INTERPRETACION DE RESULTADOS
Se empleará Microsoft Excel para procesamiento y análisis de resultados, el
mismo que nos determinará si los procesos están bajo control, obteniendo
información muy importante para el control de la Refinería Amazonas.
5. Datos Experimentales
Durante varios meses, noviembre, diciembre del año 2010, enero, febrero,
marzo, abril, mayo del año 2011 se ha venido realizando el seguimiento del
programa informático para realizar el movimiento diario de tanques en
Refinería Amazonas, durante ese lapso de tiempo se ha ido corrigiendo
errores de forma del programa y errores ya en la elaboración del informe
diario que realiza la unidad de Programación de Refinería Amazonas, tales
como medidas de volumen en los diferentes tanques, factores de corrección
para determinar el volumen neto de cada tanque, y en general el
movimiento contable de los productos.
Presento en forma metodológica el procedimiento seguido para el
movimiento de tanques en el mes de mayo del 2011 en Refinería Amazonas.
Ejemplo: del día 12 de mayo de 2011.
El día 12 de mayo de 2011, realizó el programa de movimiento de tanques
en Refinería Amazonas, para lo cual primero utilizamos el FORM: 001-
ARCH-CIS – MR, el mismo que va ingresando los datos de cada tanque de
medición de API y la temperatura en OC, programa que calcula la
temperatura en OF dato que tiene el tanque, el programa calcula y busca el
factor de corrección de volumen el mismo que está vinculado a los otros dos
formularios de existencias Form: 002 ARCH-CIS Exist. M.R y de movimiento
de productos Form; 003 ARCH-CIS M.R.
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5.1Busqueda de factores en materia prima y productos refinados,
A continuación presento un detalle de cómo el programa o busca los factores
de corrección de volumen en cada tanque de materia prima y de productos
refinados, teniendo API y temperatura en OF.
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 28,5 0,98163TEMP 101,8
DatosYT 801-A
CRUDO
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 28,7 0,98172TEMP 101,5
CRUDODatos
YT 801-B
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 28,4 0,97927TEMP 107,2
CRUDODatos
YT 801-C
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 28,8 0,98099TEMP 103,1
CRUDODatos
YT 801-D
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 59,4 0.97651TEMP 94,3
YT 802-BDatos
PRODUCTOS REFINADOS
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FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 65,6 0,98133TEMP 86
YT 802-DDatos
PRODUCTOS REFINADOS
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 63,3 0,98485TEMP 81,5
YT 802-EDatos
PRODUCTOS REFINADOS
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 62,4 0,98179TEMP 86
YT 802-ADatos
PRODUCTOS REFINADOS
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 62,7 0,98288TEMP 84,4
YT 802-CDatos
PRODUCTOS REFINADOS
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 42,7 0,98498TEMP 89,8
YT 803-ADatos
PRODUCTOS REFINADOS
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 43,3 0,98269TEMP 94,1
PRODUCTOS REFINADOS
YT 804Datos
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 42,1 0,98222TEMP 95,5
YT 803-BDatos
PRODUCTOS REFINADOS
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FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 35,8 0,9811TEMP 100,4
YT 805-ADatos
PRODUCTOS REFINADOS
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 37,2 0,98663TEMP 88,3
YT 805-BDatos
PRODUCTOS REFINADOS
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 34,9 0,98511TEMP 92,1
YT 805-CDatos
PRODUCTOS REFINADOS
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 16,5 0,94844TEMP 188,2
PRODUCTOS REFINADOS
YT 806-ADatos
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 15,1 96270TEMP 154,2
PRODUCTOS REFINADOS
YT 806-BDatos
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 17,7 0.94679TEMP 190,9
PRODUCTOS REFINADOS
YT 806-CDatos
FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 11,1 0,99082TEMP 84,2
PRODUCTOS REFINADOS
YT 807-ADatos
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FACTORES DE CORRECCION DEL VOLUMENPOR EFECTO DE LA TEMPERATURA ENLIQUIDOS A 60°F FACTOR
API 40,8 0,98318TEMP 94,1
YT 807-BDatos
PRODUCTOS REFINADOS
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FECHA PRODUCCION FECHA EMISION
12/05/2011 15/05/2011
PRODUCTO TANQUE °C °F API 60O F FACTOR38,8 101,8 28,5 0,98163
32 0,0000038,6 101,5 28,7 0,98172
32 0,0000041,8 107,2 28,4 0,97927
32,0 0,0000039,5 103,1 28,8 0,98099
0,0000034,6 94,3 59,4 0,97651
30,0 86,0 65,6 0,98133
27,5 81,5 63,3 0,98485
30,0 86,0 62,4 0,98179
29,1 84,4 62,7 0,98288
32,1 89,8 42,7 0,98498
34,5 94,1 43,3 0,98269
DESTILADO 1 35,3 95,5 42,1 0,98222
38,0 100,4 35,8 0,98110
31,3 88,3 37,2 0,98663
33,4 92,1 34,9 0,98511
86,8 188,2 16,5 0,94844
67,9 154,2 15,1 0,96270
88,3 190,9 17,7 0,94679
29,0 84,2 11,1 0,99082
34,5 94,1 40,8 0,98318
Form: 001-ARCH-CIS M.R
SLOP
PETROLEOCRUDO
YT 801 A
YT 801 B
YT 801 C
YT 801 D
YT 802 B
YT 802 D
YT 804
YT 803 B
YT 805 A
YT 802 C
YT 803 A
TRANSFORMACION DE °C A °F
INGRESAR DATOS
YT 807 B
GASOLINA BASE
GASOLINA EXTRA
JET FUEL
DIESEL 2
RESIDUO
YT 805 B
YT 805 C
YT 806 A
YT 806 B
YT 802 E
YT 806 C
YT 807 A
YT 802 A
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5.2 Búsqueda del volumen de los tanques de Materia prima y Productos Refinados
Calculado los factores para corrección de volumen, se procede a ingresar los
datos de nivel en mm de cada tanque, el programa informático calcula el
volumen Bruto correspondiente, a su vez multiplicado por el factor de
corrección volumétrico nos da el volumen neto de cada tanque ya sea de
materia prima y/ o productos refinados, los mismos que son detallados a
continuación:
MEDIDA 1192,1VALOR cm 1192 5095,43VALOR mm 0,1 0,42
VOLUMEN TOTAL M3 YT 801-A 5095,85
CALCULO DE VOLUMEN
PRODUCTO: CRUDO
TANQUE: YT-801-ACOMPLEJO INDUSTRIAL - SHUSHUFINDI
MEDIDA 464,4VALOR cm 464 1977,63VALOR mm 0,4 1,7VOLUMEN TOTAL M3 YT 801-B 1979,33
CALCULO DE VOLUMEN
COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDITANQUE:YT-801-B
PRODUCTO: CRUDO
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MEDIDA 928,3VALOR cm 928 3929,52VALOR mm 0,3 1,27
VOLUMEN TOTAL M3 YT 801-C 3930,79
COMPLEJO INDUSTRIAL - SHUSHUFINDI
CALCULO DE VOLUMEN
TANQUE:YT-801-CPRODUCTO: CRUDO
MEDIDA 1200,8VALOR cm 1200 5088,29VALOR mm 0,8 3,39VOLUMEN TOTAL M3 YT 801-D 5091,68
CALCULO DE VOLUMEN
COMPLEJO INDUSTRIAL - SHUSHUFINDITANQUE: YT-801-DPRODUCTO:CRUDO
MEDIDA 883,9VALOR cm 883 2086,4VALOR mm 0,9 2,14VOLUMEN TOTAL M3 YT 802-B 2088,54
CALCULO DE VOLUMEN
TANQUE:YT-802-BCOMPLEJO INDUSTRIAL - SHUSHUFINDI
PRODUCTO: GASOLINA BASE
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MEDIDA 529,3VALOR cm 529 1873,80VALOR mm 0,3 1,11VOLUMEN TOTAL M3 YT 802-D 1874,91
CALCULO DE VOLUMEN
COMPLEJO INDUSTRIAL - SHUSHUFINDITANQUE: YT 802-D
PRODUCTO:GASOLINA BASE
MEDIDA 394,6VALOR cm 394 1375,38VALOR mm 0,6 2,14VOLUMEN TOTAL M3 YT 802-E 1377,52
COMPLEJO INDUSTRIAL - SHUSHUFINDI
CALCULO DE VOLUMEN
TANQUE: YT 802-EPRODUCTO:GASOLINA BASE
MEDIDA 443,8VALOR cm 443 1046,96VALOR mm 0,8 1,9VOLUMEN TOTAL M3 YT 802-A 1048,86
CALCULO DE VOLUMEN
COMPLEJO INDUSTRIAL - SHUSHUFINDI
TANQUE:YT-802-APRODUCTO: GASOLINA EXTRA
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MEDIDA 680,5VALOR cm 680 1598,51VALOR mm 0,5 1,19VOLUMEN TOTAL M3 YT 802-C 1599,70
CALCULO DE VOLUMEN
GASOLINA EXTRA
COMPLEJO INDUSTRIAL - SHUSHUFINDITANQUE YT-802-C
MEDIDA 88,7VALOR cm 88 88,1
VALOR mm 0,7 0,62
VOLUMEN TOTAL M3 YT 803-A 88,72
CALCULO DE VOLUMEN
TANQUE: YT-803-ACOMPLEJO INDUSTRIAL - SHUSHUFINDI
PRODUCTO:JET FUEL
MEDIDA 101,3VALOR cm 101 58,27VALOR mm 0,3 0,14VOLUMEN TOTAL M3 YT 804 58,41
CALCULO DE VOLUMEN
PRODUCTO: JET FUEL
COMPLEJO INDUSTRIAL - SHUSHUFINDITANQUE: YT-804
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MEDIDA 412,8VALOR cm 412 378,44VALOR mm 0,8 0,71VOLUMEN TOTAL M3 YT 803-B 379,15
COMPLEJO INDUSTRIAL - SHUSHUFINDI
CALCULO DE VOLUMEN
PRODUCTO : DIESEL 1TANQUE: YT-803-B
MEDIDA 880,5VALOR cm 880 2078,63VALOR mm 0,5 1,17VOLUMEN TOTAL M3 YT 805-A 2079,80
CALCULO DE VOLUMEN
PRODUCTO:DIESEL 2TANQUE:YT 805-A
COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI
MEDIDA 73,8VALOR cm 73 193,99VALOR mm 0,8 1,87VOLUMEN TOTAL M3 YT 805-B 195,86
CALCULO DE VOLUMEN
COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDITANQUE: YT-805-BPRODUCTO:DIESEL 2
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MEDIDA 1001VALOR cm 1001 2375,3VALOR mm 0 0VOLUMEN TOTAL M3 YT 805-C 2375,30
COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI
CALCULO DE VOLUMEN
TANQUE:YT-805-CPRODUCTO:DIESEL 2
MEDIDA 874,2VALOR cm 874 3145,79VALOR mm 0,2 0,71VOLUMEN TOTAL M3 YT 806-A 3146,50
CALCULO DE VOLUMEN
COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI
PRODUCTO:RESIDUOTANQUE: YT-806-A
MEDIDA 178,1VALOR cm 178 673,45VALOR mm 0,1 0,35VOLUMEN TOTAL M3 YT 806-B 673,80
COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI
CALCULO DE VOLUMEN
PRODUCTO:RESIDUOTANQUE:YT- 806-B
DISEÑO, MEJORA E IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE CONTROL INFORMATICO DE MOVIMIENTO DE PRODUCTOS
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MEDIDA 866,5VALOR cm 866 3133,52VALOR mm 0,5 1,78VOLUMEN TOTAL M3 YT 806-C 3135,30
COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI
CALCULO DE VOLUMEN
TANQUE: YT-806-CPRODUCTO:RESIDUO
MEDIDA 331,9VALOR cm 331 170,2VALOR mm 0,9 0,44VOLUMEN TOTAL M3 YT 807-A 170,64
COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI
CALCULO DE VOLUMEN
PRODUCTO : SLOP TANQUE:YT-807-A
MEDIDA 423,8VALOR cm 423 218,18VALOR mm 0,8 0,39VOLUMEN TOTAL M3 YT 807-B 218,57
CALCULO DE VOLUMEN
COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDITANQUE:YT-807-B
PRODUCTO : SLOP
Calculados los volúmenes de los tanques, los datos son vinculados al FORM
002 ARCH-CIS-EXIST., quedando el formulario de la siguiente forma:
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SUCUMBIOS
FECHA EMISION:
15/05/2011
MEDIDA DE CIERRE TEMP APITANQUE cm M3 Brt M3 Nt °F 60 F
0 #N/A #N/A 32 0,000001192,1 5.095,85 5002,24 101,8 28,5 0,98163
0 #N/A #N/A 32 0 0,00000PETROLEO 464,4 1.979,33 1943,15 101,5 28,7 0,98172
CRUDO 0 #N/A #N/A 32 0 0,00000928,3 3.930,79 3849,30 107,2 28,4 0,97927
0 #N/A #N/A 0 0 0,000001200,8 5.091,68 4994,89 103,1 28,8 0,98099
0,00883,9 2.088,54 2039,48 94,3 65,4 0,97651
-0,70529,3 1.874,91 1839,91 65,6 0,98133
0,00394,6 1.377,52 1356,65 81,5 63,3 0,98485
0,00443,8 1.048,86 1029,76 62,4 0,98179
0,00680,5 1.599,70 1572,31 62,7 0,98288
0,00JET FUEL 88,7 88,72 87,39 42,7 0,98498
0,00101,3 58,41 57,40 43,8 0,98269
0,00
DESTILADO 1 412,8 379,15 372,41 42,1 0,982220,00
880,5 2.079,80 2040,49 35,8 0,981100,00
DIESEL 2 73,8 195,86 193,24 37,2 0,986630,00
1001 2.375,30 2339,93 35,8 0,985110,00
874,2 3.146,50 2984,27 15,2 0,948440,00
RESIDUO 178,1 673,80 648,67 15,1 0,962700,00
866,5 3.135,30 2968,47 17,7 0,946790,00
331,9 170,64 169,07 11,1 0,99082SLOP 0,00
423,8 218,57 214,89 40,8 0,98318Form: 002 ARCH-CIS EXIST. 35703,92
ELABORADO POR:
AGENCIA DE REGULACION Y CONTROL DE HIDROCARBUROS
PRODUCTOVOLUMEN
FACTOR
94,1
84,2
190,9
154,2
188,2
92,1
88,3
FECHA PRODUCCION: 12/05/2011
86,0
EXISTENCIA DE PRODUCTOS EN CIS
100,4
95,5
94,1
89,8
84,4
86,0GASOLINA BASE
GASOLINA EXTRA
YT 801 A
YT 801B
YT 801 C
YT 801 D
YT 802 B
YT 802 D
YT 802-E
YT 802 A
YT 802 C
YT 806 A
YT 806 B
YT 806 C
YT 807 A
YT 807 B
YT 803 A
YT 804
YT 803 B
YT 805 A
YT 805 B
YT 805 C
Calculado el volumen neto de cada tanque y vinculados con el FORM 003
ARCH-CIS M.R, se procede a ingresar los datos necesarios para realizar el
Movimiento diario de productos en refinería, el inventario inicial viene del día
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anterior que es el inventario final y los datos que es necesario ingresar son
los datos de las boletas de crudo y residuo, las mismas que se encuentran
en Petro producción que bombea el crudo a la Refinería Amazonas, a su vez
el residuo es bombeado al oleoducto, los datos de poliducto son obtenidos
por diferencia entre inventario final menos inventario inicial, la entregas a
llenaderas son reportadas por despacho de combustibles, datos que son
pasados por un contador de fluidos en este caso Gasolina extra, Diesel 2 y
Residuo, todas estas entregas son avaladas por los certificados de calidad
que emite el Laboratorio Refinería Amazonas.
El movimiento de productos diario de Refinería Amazonas, es verificado con
los datos que procesa Petroindustrial los mismos que deben ser idénticos,
hasta ahí termina el proceso de movimiento de tanques.
A continuación presento el movimiento de productos de refinería de la fecha
antes indicada en el FORM 003 ARCH-CIS M.R, el programa calcula, la
eficiencia diaria de la refinería para las unidades R1 y R2.
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AGENCIA DE REGULACION Y CONTROL DE HIDROCARBUROS
FECHA PRODUCCION 12/05/2011 FECHA
REPORTE 15/05/2011
DIFERENC PERDIDA OESTADO INICIAL FINAL (+ -) GANANCIATANQUE
#N/A #N/A #N/A #N/A5005,84 5002,24 -3,60 0,00
DR 3,60P1 1344,51 #N/A #N/A #N/A #N/AP2 1344,52 4632,18 1943,15 -2689,03 0,00
PETROLEOP1 243,18 #N/A #N/A #N/A #N/A
CRUDO PP 2768,48 P2 243,17 1567,17 3849,30 2282,13 0,00
#N/A #N/A #N/A #N/APP 441,75 4551,55 4994,89 443,34 1,59
GN 206,83 0,00 -282,49P1 282,49 1267,66 2039,48 771,82 0,00P2 282,50
0,00 0,00POL 784,23 2624,14 1839,91 -784,23 0,00
0,00 0,00667,70 1356,65 1356,65 0,00 0,00
0,00 0,00LL 184,75 1211,59 1029,76 -181,83 2,92
GS 187 0,00 -68,00GN 68,00 1214,60 1572,31 357,71 0,00P1 51,35P2 51,36
0,00 0,0087,39 87,39 0,00 0,00
0,00 0,000,00 POL 236,00 293,40 57,40 -236,00 0,00
DESTILADO 1 0,00 48,970,00 POL 48,97 421,38 372,41 -48,97 0,00
P1 419,95 0,00 -419,95P2 419,95 1200,59 2040,49 839,90 0,00
0,00 0,00LL 372,05 565,29 193,24 -372,05 0,00
P1 7,69 0,00 -7,70855,29 P2 7,70 LL 453,10 2777,64 2339,93 -437,71 0,00
P1 12,60 0,00 -12,61P2 12,61 2959,06 2984,27 25,21 0,00
0,00 0,00LL 385,71 1034,38 648,67 -385,71 0,00
P1 818,68 CIS 22,50 0,00 -818,681662,57 P2 818,68 OLEO 1584,05 2937,66 2968,47 30,81 0,00
0,00 0,00DR 44,88 213,95 169,07 -44,88 0,00
P1 2,28 0,00 -2,294,57 P2 2,29 210,32 214,89 4,57 0,00
Form: 003 ARCH-CIS M.R 36132,44 35703,92PRODUCCIO 3190,13 0,5000
ELABORADO POR: LFC R1) 1587,69 Pct1) 99,85 %R2) 1587,69 Pct2) 99,85 %
3175,38
GASOLINA EXTR
JET FUEL
DIESEL
RESIDUO
SLOP
YT 802 A
YT 801 D
YT 802 B
YT 802 E
GASOLINA BASE
MOVIMIENTO DE PRODUCTOS EN CIS
EXISTENCIA
YT 801 A
SALIDAENTRADATANQUEPRODUCTO ID ID
SUCUMBIOS
YT 806-C
YT 807 A
YT 807 B
YT 802 D
YT 803 B
YT 805 A
YT 806 B
YT 801 C
YT 801B
YT 803 A
YT 804
YT 806 A
YT 802 C
YT 805 B
YT 805 C
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Análisis de la información
Del seguimiento de la información obtenida a través de varios meses, una
vez diseñado la propuesta de mejora en el movimiento de productos en
tanques de Refinería Amazonas, se tienen excelentes resultados.
Obtenidos los resultados y realizado el seguimiento se va a pasar a la
implementación del programa informático, esto indudablemente llevará
muchos beneficios para la organización ARCH-CIS, ya que esto nos permite
estandarizar los mejoramientos logrados, además cuando se cuenta con una
planificación adecuada la información obtenida es más confiable y en menor
tiempo.
CONCLUSIONES.-
De la información que se ha ido obteniendo día a día y durante varios meses
podemos manifestar que existe una disminución de tiempo sustancial
aproximadamente de un 100 % de ahorro en tiempo.
Mejora del sistema de información debido a que los cálculos se los realiza
directamente en la hoja electrónica de Excel, permitiéndonos rapidez en los
resultados evitando utilizar la calculadora y hacerlo manualmente.
La información obtenida es confiable, se ha minimizado los errores que se
tenían al manipular la información de movimiento diario de productos de
refinería.
La información obtenida es archivada en una base de datos permitiéndonos
en cualquier momento buscar un archivo y obtener resultados inmediatos,
diferenciándose esta información con la obtenida manualmente, además
esta información está alimentando la base de datos diarios.
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El programa aplica las tablas de factores de corrección de volumen en el
movimiento de crudo y productos refinados en refinería Amazonas. Tablas
(6A/6B) ASTM D-1250.
Este programa informático es relevante para la entidad de regulación ARCH,
lo que nos permite aplicarlo en empresas públicas y privadas.
RECOMENDACIONES.-
Promover la implementación del programa, no solo en Refinería Amazonas
también en otras refinerías del país, para lo cual es necesario educar al
personal, dar entrenamiento métodos de control y seguimiento.
Implementar un sistema informático similar al de movimiento de materia
prima y productos refinados, para el movimiento de GLP en Planta de Gas
Shushufindi.
El personal que manipule este programa debe ser un profesional técnico,
preferible en Ingeniería Química y/o Ingeniería Industrial, que tenga
conocimientos de Operaciones Unitarias, Termodinámica, Procesos.
Implementar un sistema de control con medidores digitales ya sea en
barriles o metros cúbicos; para crudo, residuo y productos refinados, datos
que alimenten directamente al movimiento diario de productos en refinería, lo
que nos permitiría tener datos inmediatos.
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GLOSARIO DE TÉRMINO TECNICOS
PRESION ABSOLUTA = PRESION BAROMETRICA + PRESION MANOMETRICA
• Presión Barométrica
Es el nivel de la presión atmosférica por encima del vacío perfecto.
• Presión manométrica
Es la presión que se mide por encima de la presión atmosférica,
utilizada como la presión de base. La presión manométrica puede ser
positiva o negativa, en el último caso se presenta vacío
• Presión atmosférica12
Es aquella que al nivel del mar y a una temperatura de 00C, equilibra
una columna de mercurio de 760 mm, a esta presión se le designa con
el nombre de 1 atm.
• 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 critica
Es la distancia entre el punto donde el techo flotante está apoyado en sus
soportes normales y el punto donde el techo está flotando libremente
• Medida a fondo
12 Interpretación, manejo y cumplimento de Normas API-ASTM
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Es la profundidad del líquido en un tanque. Medida desde la
superficie del líquido hasta el punto de medición.
• Medición en vacío
Es la distancia desde el punto de referencia hasta la superficie del
líquido en un tanque.
• 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 específico
• Agua en suspensión Es el agua dentro del petróleo o derivado que esta finamente
dispersa como pequeñas góticas.
• 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. Etc.
Accesorio
• Cualquier dispositivo que refuerce la utilidad de un sistema de
medición incluyendo lectores, registradores, monitores y equipos de
condicionamiento de líquido o de flujo.
Aforo
• Proceso mediante el cual se mide la altura de un líquido en un
recipiente. Profundidad del líquido en un tanque de almacenamiento.
(Véase: Aforo de vacío, Sondeo)
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Aforo de agua
• Profundidad del agua libre en un recipiente por sobre la bandeja de
remojo.
Aforo de vacío
• Proceso para determinar el espacio de volumen Desocupado en un
recipiente. Por ende, aforo de vacío es un método de medición del
Contenido del tanque, midiendo la distancia desde la superficie del
líquido hasta el punto de referencia.
Aforo/sondeo (medición) equivalente, tanque
• El sondeo equivalente es la Profundidad de un líquido en un tanque
correspondiente a un vacío dado. Se obtiene Restando el vacío
observado a la altura total medida desde el punto de referencia hasta
el Fondo del tanque.
• Cabezal de aforo del medidor automático de tanque Caja donde se
pueden Encontrar el indicador y transmisor del medidor automático de
tanque.
Cinta de aforo
• Cinta metálica graduada que se utiliza para medir la profundidad del
líquido en un tanque.
Escotilla de aforo de tanque
• (Véase Escotilla de medición, tanque.)
Pasta de aforo
• Pasta que, aplicada a la plomada y/o a la cinta o regla de medición,
Indica el nivel en el que el menisco del líquido marca la porción
graduada.
Plomada de aforo
• Pesa sujeta a la cinta metálica de medición y que es lo
Suficientemente pesada para mantener la cinta estirada de forma tal
que facilite la Penetración de cualquier sedimento que se pudiese
encontrar en el punto de referencia del Tanque.
Punto de aforo del tanque
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• Lugar en el fondo de un recipiente en donde toca la Plomada durante
el proceso de aforo y desde donde se toman las mediciones del
producto Y agua. Por lo general, el punto de aforo del tanque y el
punto de referencia son iguales; pero, de no ser as., la diferencia
entre estos debe ser indicada en la tabla de capacidad.
Punto de referencia para aforo
• (a) El punto donde se determina la altura de Referencia y desde el
cual se toman los aforos o mediciones directas. (b) En carro tanques
A presión, el punto de referencia es un indicador fijo ubicado en la
boca de visita Adyacente al tubo de medición, un punto al que están
referidas todas las medidas.
Tubo de aforo
• (También llamado: Tubo fijo o Pozos fijos)
• Sección vertical de tubería
• Que se extiende desde la plataforma de medición hasta cerca del
fondo de los tanques Equipados con techos flotantes internos o
externos. Los tubos de aforo también se pueden encontrar en buques
y barcazas.
Varilla o barra de aforo
• Pieza rígida de madera o metal que contiene una escala de medición
usualmente graduada en unidades de volumen.
Agua
• Agua disuelta
• Agua en solución en el petróleo y productos derivados del petróleo.
Agua entrampada
• Agua suspendida en el aceite. El agua entrampada incluye
emulsiones pero no incluye agua disuelta.
Agua libre
• Agua que existe como una fase separada.
Agua y sedimento
• (Abreviado S&W)
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• Todo material que coexiste con el petróleo Líquido sin ser parte del
mismo; y que requiere ser medido, entre otras razones, por la
Contabilidad de las ventas. Este material foráneo puede incluir agua
libre y sedimento (FW&S) y agua emulsificada o en suspensión y
sedimento (SW&S). La cantidad de
• Material en suspensión (SW&S) es determinada por el método de
centrifugación u otros Métodos de laboratorio aplicados a petróleo
líquido. (V.ase también Agua libre).
Agua, fondo
• Agua acumulada (o algunas veces añadida) en el fondo del
hidrocarburo En tanques de almacenamiento.
Localizador de agua (regla localizadora de agua)
• Barra graduada, usualmente de metal, a la cual se le puede aplicar
pasta detectora de agua. Esta pasta o papel cambia de color al
contacto con el agua, lo que permite medir la profundidad del agua
contenida
• en un tanque al introducir la barra hasta el fondo del mismo.
Medición de corte de agua
• Procedimiento de localización de la interface agua-aceite Con el
propósito de determinar el volumen de agua libre en un tanque de
almacenamiento
Pasta detectora de agua • Pasta que contiene un químico que cambia de color al Contacto con el
agua. Cuando esta pasta se aplica a una regla localizadora de agua o
plomada De corte de agua, proporciona una indicación del nivel de
agua libre en un recipiente.
Altura de referencia
• Distancia desde la placa de cota cero o fondo del tanque hasta el
Punto de referencia para aforo.
Altura de referencia observada
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• Distancia medida desde el fondo del tanque o la placa de cota cero
hasta el punto de referencia establecido.
Amplificador
• Dispositivo que incrementa la magnitud de un elemento, como por
ejemplo, una señal eléctrica. El uso de un amplificador incrementa la
señal transmitida o recibida con propósitos que incluyen la operación
de dispositivos de indicación, conteo, registro y controlo cualquier otro
instrumento que reciba dicha señal. (Véase también Pre-amplificador).
Argumento matemático
• Variable independiente para una función f(X) y valores de la variable
independiente en una tabla numérica, tales como los .ángulos en una
tabla de funciones trigonométricas o los números en una tabla de
logaritmos. (V.ase también Funciones).
Atmósfera
• (abreviada atm) Unidad estándar de presión equivalente a una
columna de mercurio de 760 mm de altura y 0ºC, bajo una
aceleración gravitacional de 980.665 Centímetro-gramo-segundo
(unidades CGS). La presión ejercida por 101.325 kilo pascales de
Mercurio a 0ºC (32ºF) (equivalente a 14.696 libras por pulgada
cuadrada absoluta).
Barril • Abreviado bbl. Unidad de volumen para hidrocarburos igual a 42
galones americanos. 9702,0 pulgadas cúbicas.
Báscula • Dispositivo para determinar la masa o peso de un cuerpo,
dependiendo del aparato o del procedimiento empleado.
Boleta de corrida
• Documento generalmente utilizado para registrar el nombre del
arrendamiento o instalación, ubicación, cantidad y datos de calidad de
petróleo crudo, destino, armas de los aforadores/testigos, etc.,
aplicable a un acopio particular o una operación de transferencia de
custodia. (Véase también Boleta de, medición).
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Boleta de medición
• (Véase: Medición, boleta de).
Brida ciega (dispositivo de obstrucción)
• Disco de metal que se instala en una tubería sostenido por bridas; se
utiliza para evitar que haya flujo en dicha tubería.
Brida de placa de orificio
• Elemento tubular bajo presión, como un conjunto de bridas de orificio
o conexión, utilizado para mantener en posición la placa de orificio en
el sistema.
Tomas de brida
• Posición de un par de tomas. La toma central de corriente arriba se
encuentra a 1 pulgada (2,54 centímetros) antes de la cara de la brida
contra el flujo y la toma central corriente abajo se encuentra a 1
pulgada (2,54 centímetros) después de la cara de la brida a favor de
la corriente.
Bronce estándar
• Bronce de densidad especifica utilizado en la fabricación de pesas
para balanzas de precisión.
• Bulbo
• Elemento detector de temperatura en un dispositivo medidor de
temperatura oC
Calibración de tanque
• La calibración del fondo de un tanque puede ser: (a) La determinación
del volumen del tanque debajo de la placa primaria, que es
considerada como cero (0) en la tabla de medida del tanque o (b) la
cantidad de líquido en un tanque debajo del punto de medición.
(Véase también Método de calibración de tanque por medición,
Calibración liquida de tanque, Tanque sobre-calibrado, Tanque sub-
calibrado) (o también Sobre-calibración, del tanque y Sub-calibración,
del tanque)
Calibración de un instrumento
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• Proceso o procedimiento para ajustar un instrumento, como por
ejemplo un medidor, para que su indicación o registro sea
satisfactoriamente cercano a un estándar de referencia. Los datos del
probador del medidor pueden ser utilizados tanto para calibrar el
medidor como para calcular un factor de medidor.
Calibración de un probador
• Procedimiento para determinar el volumen de un probador.
Calibración de un recipiente
• Proceso o procedimiento para determinar la capacidad volumétrica
exacta o las capacidades parciales de una medida de capacidad
estándar; probador de tanque o probador de oleoducto.
Calibración liquida de tanque
• Método de calibración de tanque mediante el cual la capacidad se
determina llenándolo (o vaciándolo) con volúmenes de líquido
determinados exactamente.
Caliper
• Dispositivo utilizado en calibración de tanques para medir la distancia
entre dos puntos sobre la superficie exterior o interior de un tanque
donde no es posible utilizar una cinta de medición directamente
debido a una obstrucción, como por ejemplo una estructura
protuberante.
Método de calibración de tanque por medición
• Método de calibración de tanque mediante el cual la capacidad
volumétrica se calcula a través de medidas externas y/o internas
hechas de las dimensiones del mismo.
Tabla de calibración del tanque
• (Véase Capacidad, Tabla de tanque)
Tanque sobre-calibrado
• Se dice que un tanque esta. sobre calibrado cuando su capacidad real
es menor que la que se muestra en su tabla de calibración o en su
indicador de capacidad.
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Tanque sub-calibrado
• Se dice que un tanque esta. sub-calibrado cuando su capacidad real
es mayor que la que se muestra en su tabla de calibración o indicador
de capacidad.
Cantidad medida (a través de un medidor)
• Volumen bruto medido corregido de acuerdo con las condiciones
acordadas de referencia de presión y temperatura. (Véase también
Medición).
Capacidad
• Volumen de un recipiente o tanque llenado a un nivel especifico.
Capacidad de rango
• Capacidad de un medidor o dispositivo de medición de flujo para
operar entre un rango mínimo y máximo de flujo dentro de una
tolerancia aceptable. La capacidad de rango generalmente se expresa
como una relación entre el flujo máximo y mínimo.
Capacidad máxima del casco
• Indica que un tanque está lleno a su máxima capacidad de casco.
Capacidad nominal (de un tanque)
• Volumen designado de un recipiente.
Indicador de capacidad (en un tanque probador)
• Dispositivo instalado en un tanque probador para indicar la posición
de la superficie del líquido con relación a la marca de referencia
correspondiente a la capacidad nominal del mismo, permitiendo as. la
determinación de su contenido líquido.
Tabla de capacidad
• Comúnmente se conoce como tabla de capacidad del tanque o tabla
de calibración, que muestra las capacidades o volúmenes en un
tanque a varios niveles de líquido medidos desde el punto de
referencia.
Cilindro graduado
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• Cilindro de vidrio que se utiliza para medir, usualmente graduado en
milímetros.
Cinta de medidor automático de tanque
• Cinta de metal utilizada para conectar el Elemento de detección del
nivel del líquido y el mecanismo de medición.
Cinta de medición automática
• Elemento flexible de medición o de conexión que se Utiliza para
medir el nivel del líquido en tanques por el método de medición
automática. Véase también: Aforo, cinta de; Anillos, cinta de edición
de (tank strapping), Medidor automático de tanque cinta de, Pinza de
cinta (cinta para strapping de tanques), Posicionador de cinta (tank
strapping).
Circuito de muestreo
• También conocido como circuito rápido o manga de corriente; desvío
de flujo de bajo volumen que proviene de una tubería principal.
Columna de mercurio del termómetro
• (Véase Termómetro, columna de mercurio del).
Compensación
• Provisión de un dispositivo, circuito, o materiales especiales
suplementarios para contrarrestar fuentes de errores conocidos.
Compensador automático de temperatura
• Accesorio del medidor de volumen que le permite registrar el volumen
equivalente a una temperatura de referencia o base al medir el
volumen a temperatura de flujo.
Compensador de gravedad
• Escala de doble .índice contra la cual se mueve un indicador de
referencia, para corregir las variaciones en la densidad relativa desde
un punto base calculado para agua a 60oF (15oC). El compensador se
marca en unidades tanto de densidad relativa como de Gravedad API.
Compresibilidad aparente
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• Suma algebraica de la compresibilidad real de un líquido y cambio de
volumen por unidad de volumen del recipiente en que se encuentra, el
cual es causado por un cambio unitario en la presión a una
temperatura constante.
Compresibilidad de un líquido
• Cambio de volumen por unidad de volumen de un líquido, el cual es
causado por un cambio unitario en la presión a una temperatura
constante.
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REFERENCIAS
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Fundaecuador, Interpretación, Manejo y Cumplimiento de Normas API-ASTM, 2008
JURAN J.M, GRYNA Frank, Manual de Control de Calidad
GESTION 2000, Calidad y Excelencia ISO 9000 2000
ORTUÑO Ángel, Introducción a la Química Industrial
GAITHER Norma, Administración de Producción y Operaciones
Normas INEN de Calidad de combustibles
Normas de Calidad de Tanques de Almacenamiento
Normas API-ASTM
Ley de Hidrocarburos, 1978, Decreto Supremo2967, Registro Oficial 711 de
15 de Noviembre de 1978.
Ley del Sistema Ecuatoriano de la Calidad Registro Oficial No. 26 del 22 de febrero de 2007.
Acuerdo Ministerial No 366, Reglamento para el Control de calidad y
cantidad de los combustibles líquidos derivados.
CAMISON César, Conceptos de Calidad y Enfoques de Gestión
Manuales de Operación de Refinería Amazonas
Guías de los Módulos de la Maestría en Auditoria de Gestión de la Calidad, UTPL 2011.
CORELLA L., Estudio de Factibilidad para la Producción, Fraccionamiento y Comercialización de I-131, usado en Medicina Nuclear a nivel Nacional. Etc.
DISEÑO, MEJORA E IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE CONTROL INFORMATICO DE MOVIMIENTO DE PRODUCTOS
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ANEXOS GRAFICOS
Fig. 1 Tanques de almacenamiento de hidrocarburos Refinería Amazonas 10
Fig. 2 Movimiento del petróleo 14
Fig.3 Tanques de almacenamiento de techo flotante Refinería Amazonas 15
Fig. 4 Clasificación de tanques de almacenamiento 16
Fig. 5 Identificación de Tanques Refinería Amazonas 17
Fig. 6 Tanque de techo fijo 18
Fig. 7 Tanque de Techo flotante 20
Fig. 8 Membrana Flotante de Aluminio 21
Fig. 9 Domo Geodésico de Aluminio 22
Fig. 10 Tanque de hidrocarburo en condiciones de corrosión 23
Fig.11 Tanque de almacenamiento de crudo con incendio 24
Fig. 12. Distribución de la gama de inflamabilidad 24
Fig. 13 Grafica temperatura vs % volumen en el aire 25
Fig.14 Fuentes de ignición 26
Fig.15 Conductividad térmica de metales 27
Fig. 16 Tanque con Domo Geodésico de aluminio 28
Fig.17 Mantenimiento de techo y fondo del tanque 28
Fig. 18 Corrosion Galvanica 30 Fig.19 Sistema de medicion 32 Fig.20 Medicion al vacio 34 Fig.21 Cinta de medición 34 Fig. 22 Refineria Amazonas R1 y R2 44
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Fig. 23 Esquema de procesos de refinación 51 Fig. 24 Diagrama de flujo Refinería Amazonas 58
Cuadro 1 Identificación de tanques Refinería Amazonas 17 Cuadro 2 Control de Producción y transferencias en Refinería Amazonas 53 Cuadro 3 Eficiencia de refinerías R1 y R2 57
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A continuación detallo los consolidados de movimientos de Refinería
Amazonas del mes de abril de 2011.
Algunas tablas de referencia de crudo y productos refinados,
consolidado de información de laboratorio para Gasolina Extra y
Diesel 2 del mes de abril de 2011.
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Materia prima Crudo
API @ 60°F
°F 28.0 28.1 28.2 28.3 28.4 28.5 28.6 28.7 28.8 28.9 °F
Volume Correction for the Effect of Temperature on Liquid (Ctl) to 60°F
94.0 0.98517 0.98515 0.98513 0.98511 0.98509 0.98507 0.98506 0.98504 0.98502 0.98500 94.0 94.1 0.98512 0.98511 0.98509 0.98507 0.98505 0.98503 0.98501 0.98499 0.98497 0.98496 94.1 94.2 0.98508 0.98506 0.98504 0.98502 0.98501 0.98499 0.98497 0.98495 0.98493 0.98491 94.2 94.3 0.98504 0.98502 0.98500 0.98498 0.98496 0.98494 0.98492 0.98490 0.98489 0.98487 94.3 94.4 0.98499 0.98497 0.98496 0.98494 0.98492 0.98490 0.98488 0.98486 0.98484 0.98482 94.4
94.5 0.98495 0.98493 0.98491 0.98489 0.98487 0.98485 0.98484 0.98482 0.98480 0.98478 94.5 94.6 0.98491 0.98489 0.98487 0.98485 0.98483 0.98481 0.98479 0.98477 0.98475 0.98473 94.6 94.7 0.98486 0.98484 0.98482 0.98480 0.98479 0.98477 0.98475 0.98473 0.98471 0.98469 94.7 94.8 0.98482 0.98480 0.98478 0.98476 0.98474 0.98472 0.98470 0.98468 0.98466 0.98465 94.8 94.9 0.98477 0.98475 0.98474 0.98472 0.98470 0.98468 0.98466 0.98464 0.98462 0.98460 94.9
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95.5 0.98451 0.98449 0.98447 0.98445 0.98443 0.98441 0.98439 0.98437 0.98435 0.98434 95.5 95.6 0.98447 0.98445 0.98443 0.98441 0.98439 0.98437 0.98435 0.98433 0.98431 0.98429 95.6 95.7 0.98442 0.98440 0.98438 0.98436 0.98434 0.98433 0.98431 0.98429 0.98427 0.98425 95.7 95.8 0.98438 0.98436 0.98434 0.98432 0.98430 0.98428 0.98426 0.98424 0.98422 0.98420 95.8 95.9 0.98434 0.98432 0.98430 0.98428 0.98426 0.98424 0.98422 0.98420 0.98418 0.98416 95.9
96.0 0.98429 0.98427 0.98425 0.98423 0.98421 0.98419 0.98417 0.98415 0.98413 0.98411 96.0 96.1 0.98425 0.98423 0.98421 0.98419 0.98417 0.98415 0.98413 0.98411 0.98409 0.98407 96.1 96.2 0.98420 0.98418 0.98416 0.98414 0.98412 0.98410 0.98408 0.98406 0.98404 0.98402 96.2 96.3 0.98416 0.98414 0.98412 0.98410 0.98408 0.98406 0.98404 0.98402 0.98400 0.98398 96.3 96.4 0.98412 0.98410 0.98408 0.98406 0.98404 0.98402 0.98400 0.98398 0.98396 0.98394 96.4
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procesos Versión: (00)
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97.9 0.98346 0.98344 0.98342 0.98340 0.98338 0.98335 0.98333 0.98331 0.98329 0.98327 97.9
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Productos refinados Gasolina base
API @ 60°F
°F 65.0 65.1 65.2 65.3 65.4 65.5 65.6 65.7 65.8 65.9 °F
Volume Correction for the Effect of Temperature on Liquid (Ctl) to 60°F
86.0 0.98142 0.98140 0.98139 0.98137 0.98136 0.98134 0.98133 0.98132 0.98130 0.98129 86.0 86.1 0.98134 0.98133 0.98132 0.98130 0.98129 0.98127 0.98126 0.98124 0.98123 0.98121 86.1 86.2 0.98127 0.98126 0.98124 0.98123 0.98121 0.98120 0.98119 0.98117 0.98116 0.98114 86.2 86.3 0.98120 0.98119 0.98117 0.98116 0.98114 0.98113 0.98111 0.98110 0.98108 0.98107 86.3 86.4 0.98113 0.98111 0.98110 0.98109 0.98107 0.98106 0.98104 0.98103 0.98101 0.98100 86.4
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DISEÑO, MEJORA E IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE CONTROL INFORMATICO DE MOVIMIENTO DE PRODUCTOS
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