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• Jose Valentin Cortes Loredo

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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ATITALAQUIA ING. QUÍMICA

´´ ANALISIS Y ESTUDIO DE LA PLANTA

PRIMARIA 2 REFINERIA MIGUEL HIDALGO TULA, HGO.´´ Grupo: Diseño en Ingeniería Química 2014 9VQ CERÓN RAMÍREZ ANAHÍ CORTES LOREDO JOSÉ VALENTÍN PÉREZ MONTES TANYA YVETTE

M. en C. Ma. JUANA MARTÍNEZ ALVARADO

DICIEMBRE 2014

Contenido INTRODUCCIÓN .................................................................................................................. 4 OBJETIVO ............................................................................................................................. 4 GENERALIDADES ............................................................................................................... 5 Localización de la planta .................................................................................................... 5 Distribución de la planta ..................................................................................................... 8 ESTUDIO DE MERCADO .................................................................................................... 9 Industria en el mundo ......................................................................................................... 9 Infraestructura................................................................................................................... 21 Capacidad instalada .......................................................................................................... 22 CLASIFICACIÓN DE LA INDUSTRIA ............................................................................ 26 Descripción de clientes ..................................................................................................... 27 ORGANIZACIÓN GENERAL DEL PROYECTO ............................................................. 29 Producción ........................................................................................................................ 29 Ventas internas ................................................................................................................. 35 DESCRIPCIÓN FISICOQUIMICA DEL PRODUCTO ..................................................... 38 DIAGRAMA DE BLOQUES .............................................................................................. 39 DESCRIPCION GENERAL DEL PROCESO .................................................................... 40 DIAGRAMA DE PROCESOS............................................................................................. 44 NOMENCLATURA DEL DIAGRAMA ............................................................................. 47 CODIGOS Y ESTANDARES ............................................................................................. 61 DESCRIPCION DE EQUIPOS ............................................................................................ 70 Nomenclaturas ...................................................................................................................... 73 Definiciones .......................................................................................................................... 74 REFERENCIAS ................................................................................................................... 76

Ilustraciones Ilustración 1 Grafica de la capacidad de destilación por país 1996 vs 2006 .......................... 9 Ilustración 2 Gráfica de la capacidad de refinación por proceso 2006 ................................. 10 Ilustración 3 Cuadro de número por refinerías 2006 ............................................................ 11 Ilustración 4 Cuadro de las refinerías más grandes a nivel mundial 2007 ........................... 11 Ilustración 5 Cuadro de las empresas con la mayor capacidad de destilación primaria de refinación 2007 ..................................................................................................................... 12

Ilustración 6 Proyectos de nuevas refinerías por región ....................................................... 13 Ilustración 7 Proyectos de incrementos de capacidad en refinerías existentes por región ... 14 Ilustración 8 Grafica de incremento en el proceso de crudo pesado 2007-2016 .................. 16 Ilustración 9 Grafica del impacto de los proyectos estratégicos en la producción de gasolinas, 2006-2016 ............................................................................................................ 16 Ilustración 10 Cuadro de historia de la refinación en México .............................................. 20 Ilustración 11 Cuadro de la infraestructura del sistema Nacional de Refinación ................. 21 Ilustración 12 Refinerías, poliductos y oleoductos ............................................................... 22 Ilustración 13 Grafica de la evolución de la capacidad instalada por tipo de proceso 1997 vs 2007 ...................................................................................................................................... 23 Ilustración 14 Capacidad de destilación primaria instalada por refinería 2007 .................. 24 Ilustración 15 Cuadro de la capacidad instalada por refinería 2007 ..................................... 25 Ilustración 16 Principales procesos de refinación del petróleo ............................................ 27 Ilustración 17 Proceso de los sectores posteriores al sector 7 .............................................. 28 Ilustración 18 Grafica de proceso de crudo por refinería 1997-2007 ................................... 29 Ilustración 19 Gráfica de proceso de crudo 2007 ................................................................. 30 Ilustración 20 Grafica de proceso de crudo tipo 1997 -2007 ............................................... 30 Ilustración 21 Cuadro de la producción de petrolíferos 2006-2007 ..................................... 31 Ilustración 22 Producción de petrolíferos 2007 ................................................................... 32 Ilustración 23 Producción de petrolíferos 2007 porcentajes ................................................ 33 Ilustración 24 Utilización de las plantas primarias 2007 ...................................................... 34 Ilustración 25 Ventas de petrolíferos 2006 vs 2007 Miles de barriles diarios .................... 35 Ilustración 26 Valor de las ventas de petrolíferos 1997-2007 .............................................. 36 Ilustración 27 Ventas de gasolina por zona .......................................................................... 37 Ilustración 28 Diagrama de bloques de la planta primaria 2 sector 7 de la Refinería Miguel Hidalgo ................................................................................................................................. 39

INTRODUCCIÓN Es muy importante una buena organización en toda empresa ya que de esta depende el movimiento óptimo de los recursos materiales, económicos y humanos para el logro de los objetivos directivos, en tiempo y forma, y la disminución del tiempo de respuesta para cualquier adversidad que llegue a surgir y también para obtener la mayor ganancia posible. Por lo tanto nos vemos en la necesidad de analizar con fines educativos la planta de destilación atmosférica con capacidad de 165 mil BPD de procesamiento de crudo cretácico 100% o una mezcla de crudo cretácico y crudo marino en proporción de 50/50, fue diseñada por el instituto mexicano del petróleo para petróleos mexicanos, bajo el contrato IMP-1167. Dicha unidad se localizará en la refinería de Tula, Hgo.

OBJETIVO

Realizar un estudio y análisis del Sector 7 planta primaria 2 de la Refinería Miguel Hidalgo con fines educativos para aplicar ingeniería en un proceso tangible y adquirir nuevos conocimientos.

GENERALIDADES

Localización de la planta

La Refinería Miguel Hidalgo se encuentra localizada en el Estado de Hidalgo, en el municipio de Tula de Allende, a 82 km. al norte de la Ciudad de México. Sus instalaciones ocupan un área total de 749 hectáreas, que se encuentran estrátegicamente situadas por encontrarse entre los principales productores de aceite crudo y el mayor consumidor de combustible. La refinería Miguel Hidalgo, fue la primera refinería planeada de forma integral con plantas de proceso de hidrocarburo de alta capacidad. Su construcción se llevó a cabo en varias etapas. La primera etapa se inauguró el 18 de marzo de 1976. Esta refinería es considerada como una de las más importantes en el país por su capacidad instalada, y la porción del mercado que controla, ya que procesa el 24% de crudo total que se refina en México. Tula cuenta actualmente con una capacidad de refinación de 325,000 barriles por día. El área productiva está integrada por 10 sectores de proceso que incluyen plantas de proceso, plantas ecológicas, sistemas de bombeo y almacenamiento de productos y un sector de servicios auxiliares. Sabiendo que en la refinería se manejan productos altamente inflamables a muy diversas condiciones de presión y temperatura, se cuida que el personal a todos los niveles, cuente con los conocimientos para que opere segura y confiablemente el equipo que está a su

cargo. Todos los trabajadores de la refinería son capacitados en la prevención y combate de siniestros en la Escuela Regional Contraincendios. Para un conocimiento real y un eficiente control de los procesos productivos, Pemex imparte seminarios y cursos diseñados para las necesidades de los profesionales de cada una de las áreas de sus plantas. Los recursos humanos son muy importantes para Pemex y en particular, para esta refinería que ha realizado diversas obras en beneficio de los trabajadores y sus familias, así como la población en general. La Refinería cuenta con dos clínicas de emergencia, un hospital de especialidades médicas, un centro de desarrollo infantil, dos escuelas primarias, una zona habitacional para emplea-dos de confianza y dos colonias para personal sindicalizado, un hotel y una asociación deportiva entre otras.

Con el objeto de contribuir a mantener las condiciones favorables en nuestro entorno, la Refinería Miguel Hidalgo, ha implementado todo un sistema de protección ambiental, que va desde la construcción de plantas tratadoras de fluidos, hasta un programa de cultura ecológica por parte de los trabajadores.

Se han instalado sistemas para el reutiliza miento de varios deshechos, como es el caso de los gases producto de la regeneración del catalizador de las Plantas Catalíticas que son empleados en la producción de vapor, evitando con esto enviar a la atmósfera gases a altas temperaturas.

Las inversiones más recientes por parte de Pemex en la Refinería Miguel Hidalgo suman 753 millones de dólares. Aunado a lo anterior, se han invertido 2 millones de pesos en cada

una de las membranas flotantes para tanques y terminales de ventas y 500,000 pesos en cada uno de los sistemas de llenado de auto tanques y carro tanques por el fondo de cada terminal. Siendo la calidad una de las prioridades de Pemex Refinación, en Tula se cuenta con un área de laboratorios con equipo de punta para el análisis de las diferentes gasolinas, cuya información permite constantemente, mejorar la calidad de éstas. Con el fin de no quedar rezagados ante el desarrollo que impone la creciente demanda de energéticos, tanto en la calidad como en cantidad y oportunidad, Pemex Refinación, puso en marcha el Plan de Modernización de la Instrumentación de todos los procesos de la Refinería Miguel Hidalgo, que tiene como objetivo instalar Sistemas de Control Distribuido y Avanzado a todas las plantas de la primera etapa de la refinería e integrarlas en dos Cuartos de Control Centralizado. Para enfrentar los cambios que el país demanda, la Refinería Miguel Hidalgo, ha decidido desarrollar e implementar un sistema de calidad en busca de la mejora continua, que permita obtener energéticos que satisfagan las necesidades de nuestros clientes, cumpliendo con estándares y normas a nivel internacional, operando con eficiencia, seguridad y rentabilidad, protegiendo el medio ambiente y proporcionando al personal un espacio de trabajo satisfactorio. La Refinería Miguel Hidalgo cuenta con certificados de calidad en los productos: Turbosina, Propileo, Gasóleo Industrial, Pemex Diésel y Gasolina Pemex Magna. Es importante destacar que el Certificado de calidad de la gasolina Pemex Magna tiene validez internacional. Ya que cumple con las normas de aseguramiento de calidad ISO-9002 en estas líneas de producción, próximamente se certificará como empresa.

Distribución de la planta La distribución de la planta va conforme a La ley orgánica que norma las actividades de hidrocarburos en el territorio nacional Ley N°26221 De acuerdo a esta ley se establece las condiciones de diseño de la planta que contiene hidrocarburos y es por ello que en el siguiente diagrama y conforme a las normas se: Especifica cómo debe estar distribuida la planta primaria 2 sector 7 de la Refinería Miguel Hidalgo .

ESTUDIO DE MERCADO Industria en el mundo En general, el desarrollo de los centros de refinación se encuentra cerca de los centros de consumo, debido a que es más económico transportar el petróleo crudo que sus derivados. Mundialmente aunque la mayor producción de petróleo se encuentra en el Medio Oriente, la mayor capacidad de refinación se localiza en Europa, Asia y Norteamérica, en la ilustración 1 se graficaron la capacidad de cada país del año 1996 vs 2006.

Ilustración 1 Grafica de la capacidad de destilación por país 1996 vs 2006

Existen distintos procesos que hacen que una refinería sea capaz de procesar una mayor proporción de crudos pesados y obtener mejores rendimientos respecto a productos de mayor valor. Muchos de estos procesos consisten en el rompimiento de las cadenas largas de hidrocarburos contenidas en los productos pesados como el combustóleo. En ambos

casos, las corrientes pesadas se someten a condiciones tales que general el rompimiento de las cadenas grandes de hidrocarburos en cadenas más pequeñas que poseen un valor más alto en el mercado, en la ilustración 2 se gráfica la capacidad de refinación por proceso (craqueo catalítico, craqueo térmico y reformación) en el año 2006.

Ilustración 2 Gráfica de la capacidad de refinación por proceso 2006

Actualmente, existen alrededor del mundo 681 refinerías de las cuales el 21.9% están localizadas en Estados Unidos de América. Nuestro país cuenta con seis refinerías en su territorio en la ilustración 3 se explica un cuadro por refinerías que tiene cada país registrados hasta el año 2006.

Ilustración 3 Cuadro de número por refinerías 2006

El 7.6% de la capacidad de refinación a nivel mundial lo tienen las diez refinerías más grandes del mundo en la ilustración 4 se representa un cuadro con las refinerías más grandes a nivel mundial registrados en el año 2007. La refinería con mayor capacidad de México es Salina Cruz, la cual tiene solamente la tercera parte de la capacidad que tiene la de mayor capacidad en el mundo.

Ilustración 4 Cuadro de las refinerías más grandes a nivel mundial 2007

Si comparamos a nivel de empresa, la que tiene una mayor capacidad de destilación primaria es Exxon Móvil con el 7.3% de la capacidad mundial. Pemex tiene el 1.8% de la capacidad mundial, en la Ilustración 5 podemos observar un cuadro de las empresas con la mayor capacidad de destilación primaria de refinación registradas en el año 2007.

Ilustración 5 Cuadro de las empresas con la mayor capacidad de destilación primaria de refinación 2007

.

Los altos márgenes de rentabilidad de la industria han ocasionado la aparición de nuevos proyectos de ampliación y desarrollo de nuevas refinerías en los planes de las compañías se pueden observar en la ilustración 6. Los proyectos que tienen una mayor probabilidad de realizarse y que contemplan la construcción de nuevas refinerías, se localizan en África, Asia Pacífico, Europa (en los países de la Ex Unión Soviética, Medio Oriente y en Norteamérica). Para el periodo 2010-2015, se espera que se construyan 14 nuevas refinerías alrededor del mundo que incrementarían en 2,087 mbd la capacidad de refinación. Las regiones que mayor participación tendrán en cuanto a aumento en capacidad serán Asia Pacífico y Medio Oriente, cuyos incrementos representan 38.3% y 42.0% respectivamente, del total del aumento en la capacidad mundial

Ilustración 6 Proyectos de nuevas refinerías por región

Por su parte, los proyectos relacionados (se pueden observar en la ilustración 7) con el incremento en la capacidad de refinerías existentes añadirán 1,576 mbd a la capacidad de refinación mundial hacia 2015. Este aumento supone realizar ampliaciones en 27 refinerías, en este caso, a diferencia de la construcción de nuevas refinerías, estas inversiones se contemplan en un número más amplio de países y regiones. Cabe resaltar que en ampliaciones en refinerías existentes el mayor incremento es en Norteamérica con 34.4% del total en este rubro.

Ilustración 7 Proyectos de incrementos de capacidad en refinerías existentes por región

En México, los proyectos estratégicos a desarrollar durante los próximos años son:

La reconfiguración de Minatitlán contempla un incremento en la capacidad de la refinería así como la adición de una coquizadora que permitirá un mayor procesamiento de crudo Maya. La refinería de Salina Cruz también dispondrá, después de su reconfiguración, de un esquema de alta conversión con coquización, lo que reducirá la producción de combustóleo e incrementará la elaboración de destilados. La conversión de residuales en Salamanca y Tula contemplan asimismo una configuración con coquización, disminuyendo así la oferta de combustóleo en el centro del país. La nueva capacidad adicionará mayor infraestructura en la destilación atmosférica, además de que incluye una configuración con coquización que aumentará la elaboración de gasolinas y destilados. La reconfiguración de Minatitlán permitirá que en 2009 aumente en 116.2mbd el procesamiento de crudo pesado, en comparación con 2007. Por otro lado, el proyecto de conversión de residuales en Salamanca aumentará en 20.0 mbd la demanda por este tipo de crudo entre 2007 y 2012. En el caso de Tula, el incremento será de 66.3 mbd a lo largo del periodo 2006-2013. La reconfiguración de Salina Cruz, en 2014, ampliará en 42.7 mbd el procesamiento de este tipo de crudo respecto a 2006 en este centro de trabajo.

Ilustración 8 Grafica de incremento en el proceso de crudo pesado 2007-2016

Ilustración 9 Grafica del impacto de los proyectos estratégicos en la producción de gasolinas, 2006-2016

En cuanto a la producción de petrolíferos se puede esperar que en el caso de Minatitlán, que al concluir los trabajos de reconfiguración, ésta contará con una capacidad de proceso de 285 mil barriles diarios de petróleo crudo (en la ilustración 8 se muestra la gráfica de incremento en producción de petróleo crudo) ; aumentará su producción de gasolinas en 59 mbd (20 mil de Pemex Magna y 39 mil de Pemex Premium) y de diesel y turbosina por un total de 36 mil barriles diarios. La reconversión de residuales de Salamanca aportará 22.8 mbd adicionales en 2016 respecto al año de referencia. La refinería de Tula añadirá 50.1 mbd a su producción de 2006. La reconfiguración de Salina Cruz permitirá elevar su producción de gasolinas en 33.2%, es decir, en 2016 (la gráfica de la ilustración 9 se muestra el impacto de los proyectos estratégicos en la producción de gasolinas) se tendrá un volumen de 32.2 mbd superior a 2006. La nueva capacidad contribuirá con 16.4% de la producción nacional al final del periodo.

INDUSTRIA EN MEXICO La industria de la refinación en nuestro país presenta distintos retos, entre los que se encuentran la creciente demanda de los productos derivados del petróleo vinculada al desarrollo económico del país ( en la ilustracion 10 se representa un cuadro con una breve descripción de la historia de la refinación en el país); elcompromiso en el cuidado del medio ambiente a través de la elaboración de combustibles cada vez más limpios; maximizar el valor del petróleo procesado mejorando eficiencias y rentabilidad. Aunado a esto existe una incertidumbre respecto a la disponibilidad de crudos cada vez más pesados que requerirían de procesos más complejos para la obtención de los petrolíferos que requiere el país. Otro de los grandes retos que enfrenta la industria de refinación del país en el futuro cercano será el ampliar la capacidad de distribución y almacenamiento de

productos petrolíferos; en este sentido, se planea ampliar y reubicar terminales de almacenamiento, ampliar los sistemas de carga y descarga, rehabilitar los tanques y sistemas de seguridad y renoval la flotilla de reparto local. A esta planeación se suma la posible entrada en o peración de una nueva refinería hacia 2015 que incrementará la producción nacional de petrolíferos.

Ilustración 10 Cuadro de historia de la refinación en México

Infraestructura PEMEX- Refinación, es el organismo que produce, distribuye y comercializa petrolíferos en todo el territorio mexicano. Los anteriores procesos se llevan a cabo a través del Sistema Nacional de Refinación (descritos en las ilustraciones 11 y 12), el cual se integra por:

Ilustración 11 Cuadro de la infraestructura del sistema Nacional de Refinación

Ilustración 12 Refinerías, poliductos y oleoductos

Capacidad instalada Durante el periodo 1997-2007 la capacidad instalada (ver ilustración 13) por tipo de proceso en el SNR se ha incrementado en casi todos sus procesos, sobresale el aumento en la capacidad del proceso de hidrodesulfuración, como resultado de la política de elaboración de combustibles con menor contenido de azufre. Por otro lado, la incorporación de coquizadoras, como parte de los proyectos de reconfiguración, ha permitido integrar nueva infraestructura de este proceso en dos refinerías (Madero y Cadereyta), para incrementar la obtención de destilados provenientes de los residuos de vacío así como el procesamiento de una mayor proporción de crudo pesado.

Ilustración 13 Grafica de la evolución de la capacidad instalada por tipo de proceso 1997 vs 2007

La capacidad de destilación atmosférica (descrita en las ilustraciones 14 y 15) pasó de 1,525 a 1,540 miles de barriles diarios (mbd) en todo el sistema de refinación. Debido a que las naftas obtenidas de la destilación atmosférica presentan bajos octanajes, se requiere de procesos que incrementen el número de octanos en las mismas; uno de los que sirve a este fin es la reformación. Mediante este proceso, es posible modificar la estructura química de los compuestos que conforman las gasolinas, produciendo reacciones que generen aromáticos e isoparafinas de mayor número de octanos. La capacidad de reformación se ha

incrementado 73 mbd. Otro de los procesos que permite la elaboración de gasolinas, distinto a la reformación y la desintegración catalítica, es el de isomerización, a través del cual se transforman hidrocarburos lineales en ramificados, obteniendo así gasolinas de alto octano. Adicionalmente, mediante el proceso de alquilación, se puede insertar una cadena parafínica en una molécula olefínica obteniendo también gasolina de elevado octanaje. La capacidad de estos dos procesos se incrementó en 35 mbd en forma conjunta.

Ilustración 14 Capacidad de destilación primaria instalada por refinería 2007

Ilustración 15 Cuadro de la capacidad instalada por refinería 2007

CLASIFICACIÓN DE LA INDUSTRIA

La industria cuya actividad principal es la elaboración de productos transformados para ello materia primas, suele clasificarse según distintos criterios como el sector, el número de trabajadores, materia prima y desarrollo. Conforme el sector al que es destinada la industria, suele clasificarse en industrias de base, las cuales inician la transformación del producto para que posteriormente otras industrias lo conviertan en un producto terminado. También se incluye dentro de esta clasificación las de bienes de equipos, que son aquellas manufacturas que usan los productos de las industrias bases y los usan para la fabricación de equipos y máquinas. Y por último dentro de esta categorización se encuentran las industrias de bienes de consumo, las cuales se dedican a elaborar productos destinados directamente al mercado. De acuerdo con la cantidad de trabajadores, la industria suele clasificarse en Gran industria, cuando se supera una cantidad de 1000 trabajadores, la Mediana industria, cuando se cuentan con una cantidad de entre 50 a 1000 empleados y la Pequeña industria, en estas la cantidad de empleados no logra superar a los 50. En relación a la materia prima, que se utilice durante el proceso de producción, se encuentran las industrias Pesada, que trabaja una elevada cantidad de materias primas que son convertidas en productos semi-elaborados; Semi-ligera, que utilizan productos semielaborados en el proceso de producción por lo que su porcentaje de materia prima utilizada es menor a la industria pesada; y la industria Ligera, cuya cantidad de materia primas para trabajo es muy baja. Finalmente, la industria suele clasificarse además por su nivel de desarrollo en la producción. En esta categoría se encuentran las industrias maduras, cuya

producción se estanca debido a no haber alcanzado su máximo nivel de desarrollo y las industrias de punta, que son las que atraviesan una etapa de crecimiento y expansión en su producción, como las telecomunicaciones e informática. (Internacional, 2012)

Descripción de clientes En el sector 7 primaria 2 se realizan los primeros cortes del crudo lo cual hace como clientes directos a los demás sectores de la Refinería Miguel Hidalgo (como se puede observar en la Ilustración 16 donde se describen los principales procesos de refinación del petróleo). Los cuales tienen como función darle la calidad a los productos derivados del crudo para el consumo del cliente.

Ilustración 16 Principales procesos de refinación del petróleo

En la ilustración siguiente se muestra en los procesos de los sectores posteriores al sector 7

Ilustración 17 Proceso de los sectores posteriores al sector 7

ORGANIZACIÓN GENERAL DEL PROYECTO

Producción

Durante 2007, el Sistema Nacional de Refinación (SNR) procesó 1,270 miles de barriles diarios. Tres de las seis refinerías mostraron incrementos, de las cuales destaca Tula con un volumen procesado 6% mayor al registrado en 2006; le sigue en importancia, Cadereyta con 1.5% y en menor medida Minatitlán. En contraste, las refinerías de Salina Cruz, Madero y Salamanca disminuyeron su proceso 6.4%, 5.3%.y 4.5% como se puede observar en las ilustraciones 18 y 19.

Ilustración 18 Grafica de proceso de crudo por refinería 1997-2007

Ilustración 19 Gráfica de proceso de crudo 2007

De los 1,270 MBD procesados por el Sistema Nacional de Refinación, el 56.2% fue crudo ligero y 38% crudo pesado ver ilustración 20.

Ilustración 20 Grafica de proceso de crudo tipo 1997 -2007

Ilustración 21 Cuadro de la producción de petrolíferos 2006-2007

La producción de petrolíferos y gas LP de refinerías, en el 2007, fue de 1,511.4 miles de barriles diarios, 2.3% menor a la del 2006 (descrito en el cuadro de la ilustracion 21) . Cabe señalar que todos los productos, salvo el Pemex Diesel y los Querosenos, registraron disminuciones con respecto a los volúmenes producidos durante el mismo periodo de 2006. La elaboración de gasolinas fue de 456.4 miles de barriles diarios, volumen similar al de 2006. La producción de diesel fue de 334 miles de barriles diarios, 1.8% superior a la del 2006. Por otro lado, a partir de octubre de 2006, En cumplimiento a las normas de contenido de azufre en combustibles la gasolina Pemex Premium, comenzó a ser sustituida en todo el país, por gasolina Pemex Premium Ultra Bajo Azufre (UBA). La gasolina Pemex

Magna UBA se introducirá a partir de octubre de 2008 en las zonas metropolitanas del Valle de México, Monterrey y Guadalajara y desde enero de 2009 en el resto del país. El Pemex Diesel UBA de 15 ppm de azufre en comparación con las 500 ppm anteriores comenzó a venderse en enero de 2007 en la frontera norte del país.La producción total de gasolinas para uso automotor mantuvo un nivel similar al de 2006, este fue el resultado de un aumento de 2.9% en la producción de Pemex Magna, 12.1 miles de barriles diarios más que el año anterior y una baja de 25.4% en el volumen de la Pemex Premium, 8.9 miles de barriles diarios menos que el 2006. Cabe destacar, que la gasolina Pemex Premium es de ultra bajo azufre (UBA) y proviene de las refinerías de Salina Cruz, Cadereyta, Madero y Salamanca, y en menor proporción de Tula. En el caso del combustóleo, la producción durante el 2007 registró 301.5 miles de barriles diarios, 7.4% menos que el año anterior. En el primer semestre de 2007, el retorno de productos petrolíferos por maquila de crudo en el exterior, fue de 3.4 miles de barriles diarios, contra 57.4 miles de barriles del mismo

Ilustración 22 Producción de petrolíferos 2007

periodo del año previo, en virtud de que en marzo concluyó el contrato con la refInería de Deer Park. En el 2007, de la elaboración de productos en refinerías el 30% correspondió a la producción de gasolina, el 22% a producción de diesel y el 20% a producción de combustóleo. Comparando 1997 con 2007, la producción de gasolina y diesel ha aumentado y la producción de combustóleo ha disminuido.

Ilustración 23 Producción de petrolíferos 2007 porcentajes

.

Si comparamos el petróleo crudo procesado con el nivel de capacidad de las plantas primarias que tiene cada refinería podemos obtener un indicador de nivel de utilización de la planta. Las refinerías que utilizaron en mayor proporción la capacidad instalada de sus plantas primarias durante el 2007 fueron Minatitlán y Tula.

Ilustración 24 Utilización de las plantas primarias 2007

Ventas internas La dinámica mostrada por la demanda ha provocado que el abasto del mercado nacional se complemente con importaciones de manera creciente, situación que reclama mejoras y la expansión de la infraestructura existente.

Ilustración 25 Ventas de petrolíferos 2006 vs 2007 Miles de barriles diarios

A pesar de la contracción de 13% en las ventas de gasolina Pemex Premium durante el 2007, el volumen de comercialización interna de petrolíferos creció 3% respecto a 2006, debido, principalmente, al crecimiento de la demanda de gasolina Pemex Magna, del Pemex Diesel y de la turbosina en 9.5%, 5.6% y 11.0%, respectivamente.

Los ingresos obtenidos por la venta interna de petrolíferos ascendieron a 475,707 millones de pesos, 9.6% más que en 2006. De estos ingresos, el 53% correspondió a gasolinas automotrices, 20 a diesel, 11 al gas licuado y la diferencia a otros productos.

Ilustración 26 Valor de las ventas de petrolíferos 1997-2007

Ilustración 27 Ventas de gasolina por zona

DESCRIPCIÓN FISICOQUIMICA DEL PRODUCTO PRODUCTO

DEFINICIÓN

TIPO

uso

Gasolinas

En su forma comercial es una mezcla volátil de hidrocarburos líquidos, con pequeñas cantidades de aditivos, apropiada para usarse como combustible en motores de combustión interna con ignición por chispa eléctrica, con un rango de destilación de, aproximadamente, 27 a 225 ºC.

Combustible

Automotriz

Turbosina

Combustible para avión. Destilado del petróleo similar a la querosina. Líquido claro, olor a aceite combustible, insoluble en agua. Conocido también con los nombres de jet fuel y combustible de reactor.

Combustible Especial

Aviación

Kerosina

Segundo corte o fracción de la destilación del petróleo crudo (el primero es la nafta o gasolina); su color, contenido de azufre y características de ignición varían según las propiedades del crudo que provienen. Su peso específico está dentro de un rango de 0.80 a 0.83 y su punto de ignición de 66º C a 80º C.

Combustible

Doméstico Industrial

Combustóleo

Líquido oscuro, viscoso, con olor característico a chapopote, de composición compleja de hidrocarburos pesados, obtenido de la mezcla de las corrientes de residuo de vacío, aceite pesado y aceite ligero de la desintegración catalítica. Como todo este tipo de compuestos, es insoluble en agua.

Combustible

Industrial

DIAGRAMA DE BLOQUES En el siguiente diagrama de bloques se ilustra las condiciones en la que opera la planta primaria 2 del sector 7: sus condiciones iniciales así como cada operación unitaria a la que está sujeta el crudo para la obtención de diferentes productos derivados del petróleo. Por lo cual podemos observar las secciones con lo que podemos describir como llega el crudo a bombas de carga hasta el final de las funciones de operación como las cuales son los tanque de almacenamiento o distribución del producto a otras plantas de la Refinería Miguel Hidalgo

Ilustración 28 Diagrama de bloques de la planta primaria 2 sector 7 de la Refinería Miguel Hidalgo

DESCRIPCION GENERAL DEL PROCESO

La unidad de destilación atmosférica está diseñada-para obtener máximo rendimiento de destilados (naftas o gasolina y diesel). Utilizando el proceso de destilación fraccionada de crudo, en este proceso -el crudo es sometido a precalentamiento en dos trenes de intercambio térmico, desalado, despunte y un calentamiento final para alcanzar la temperatura necesaria que permita la separación de la mezcla de hidrocarburos, el diseño de la planta incluye fraccionamiento y tratamiento de nafta, tratamiento de gas licuado 0-lpg y otra sección para el tratamiento de aguas amargas. El proceso se inicia con el precalentamiento del crudo, proveniente de tanques de almacenamiento, en dos trenes de intercambio térmico contra los productos de la destilación para alcanzar la temperatura-requerida a fin de llevar a cabo el desalado del crudo, que es del orden de 139 a 165°c, dependiendo el tipo de crudo a procesar. Esta operación se efectúa en los intercambiadores de calor: tren "A"': A-EA 1 A/B, A-EA 3 A/D, A-EA 5, A-EA 7, A-EA 9 A/B-Y A-EA 11 A/B. TREN "B": A-EA 2 A/B, A-EA 4 A/B, A-EA 6, A-EA 8, A-EA 10 A/B Y A-EA 12 A/B. Después de precalentarse el crudo, se desala en dos trenes de desalado en paralelo con dos etapas en serie cada uno, aquí se eliminan las sales como nac1-y el h20, a un valor mínimo del orden de: menos de-1 IB NACL/1000 BLS de crudo y menos de 0,5% agua ysedimentos, con el fin de evitar daños por corrosión principalmente en los equipos de calentamiento y destilación. Enseguida el crudo desalado se precalienta hasta 219 -225°c, en los intercambiadores de calor contra residuo A-EA 13 A/H (tren "b"), para -alimentarse a la zona de vaporización de las torres de despunte A-DA 1 Y A-DA 2,

Del fondo de cada torre de despunte, se obtiene el-crudo despuntado el cual se envía a los calentadores a fuego directo, A-BA 1 Y A-BA 2 para calentarse a 368°c que es la temperatura requerida para ali. Mentarse a la zona de vaporización de la torre atmosférica a-da 3. El producto del domo de cada torre de despunte constituye la nafta de despunte, que se envía

a

fraccionamiento, y el gas amargo, que se comprime para enviarse al gas

combustible. En la torre de destilación atmosférica a-da 3 se lleva a cabo el fraccionamiento del crudo para obtener los diferentes "cortes" de hidrocarburos como -son: por el domo, nafta o gasolina primaria (tfe- -165°c máximo), del plato no. 9 turbosina, del plato no. 17 kerosina, del plato no. 25 diesel (95% a -360°c máximo), del plato no. 33 gasóleo pesado. La turbosina, la kerosina y el diesel se envían desde-su punto de extracción hacia su agotador a-da 4, a-da 5, y a-da 6, respectivamente, con el fin de ajustar su especificación como producto. El calor requerido para el agotamiento, se proporciona en los rehervidores de residuo A-EA 22, A-EA-23 Y A-EA 24 A/B. Alternativamente para el agotamiento se dispone de vapor de baja presión sobrecalentado, que se inyecta por debajo del plato no. 4 de cada torre agotadora. El producto de fondos de la torre atmosférica A-DA3, que es lo que constituye el crudo reducido, des pues de ceder calor se envía como carga a la planta de destilación al vacío, contrato IP-1P-1168.

El fraccionamiento de nafta tiene como función estabilizar la nafta de despunte al separarle los hirocarburos ligeros (gas licuado o LPG y gas) en -la torre desbutanizadora a-da 51. El LPG se envía a tratamiento dietanolamina (solución acuosa al 20% peso) y a tratamiento con solución cáustica. -el gas se envía a la red de gas combustible. La nafta desbutanizada que se obtiene por el fondo de la torre a-da 51, se envía a tratamiento cáustico y posteriormente a almacenamiento. La sección de tratamiento con dea ha sido diseñada para eliminar el sulfuro de hidrógeno (h^s), por absorción, de la corriente de hidrocarburos (lpg)-procedente del domo de la torre desbutanizadoraA-DA 51, en el contactorA-DA 61. La solución se regenera y se recircula al proceso, de manera que sólo se reponen las pérdidas. La dea -rica tiene una concentración de 0.36moles de h2s/ mol de dea y la dea regenerada contendrá un máximo de 0.10 moles dei^s/mol de dea. En la regeneración de la dea rica se usará como mínimo 1 lb va--por/gal de solución. El endulzamiento de nafta tiene como objetivo eli-minar el h0s y convertir los mercaptanos a disulfuros que permanecen en el producto. De manera que se logre la prueba de corrosión de 1 máximo (0 PPM H2S) y la prueba doctor negativa (RSH MENOR DE 4 -PPM). El proceso consiste' de dos etapas principa¬les de extracción líquido-líquido que son: prelava do de la nafta para remoción de h2s y oxidación catalítica de los mercaptanos a disulfuros, el prelavado de la nafta se realiza con una solución cáustica al 4% peso (6° be) de acuerdo con las reacciones siguientes: H2S + 2 NaOH 2H20 + Na2S H2S + Na2S

2NaHS

La segunda reacción se lleva a cabo después de completarse la primera reacción,

La oxidación catalítica de los mercaptanos a disulfuros se divide en dos partes: en la primera se — efectúa la extracción de los mercaptanos mediante-solución cáustica al 19% peso. 25°be. De acuerdo -con la reacción siguiente: RSH + NaOH NaSR + H2O Una vez que los mercaptanos reaccionan y han sido extraídos por la solución cáustica. Se lleva a cabo la reacción de oxidación de los mismos para formarlos disulfuros. De acuerdo con la reacción siguiente: H NaSR + 02 + 2H2O QKLL- 4 NaOH + 2RSSR

Los disulfuros formados no son solubles en la sosa cáustica, por los cual se separan de la misma vuelven a incorporarse en la corriente de hidrocarburos, regenerando simultáneamente la solución cáustica. Por otra parte, la reacción requiere de un catalizador del tipo quelato complejo de metal, el catalizador del IMP consiste de una ftalociamina de cobalto sulfonada en una concentración de 150 a 250-ppm. El oxígeno requerido se proporciona en forma de aire. El tratamiento de LPG con solución cáustica tiene-como objetivo eliminar el contenido de f^s y mercáptanos, de modo que se cumpla con las especificaciones correspondientes a la prueba de corrosión -al cobre" (1 máximo), contenido de f-^s (o'ppm) y --contenido de azufre total (200 ppm máximo). El — proceso consiste de tres etapas principales. A. Prelavado cáustico del lpg para la eliminación de h2s, utiliza una solución de sosade 4% en peso (6°be).

B. Separación de los mercaptanos del lpg mediante extracción líquido-líquido; utiliza una solución cáustica al 19% peso (25°be)-a fin de lograr la conversión de mercaptanos a mercapturos, evitando la formación -de emulsiones estables. Este tratamiento-consiste de dos etapas en serie. El tratamiento cáustico del lpg también cuenta con un sistema de regeneración de la solución cáustica donde se utiliza aire y catalizador de oxidación- la concentración del catalizador es de 200 a 300-ppm y es del IMP a base DF-FTALOCIAMINA de cobalto sulfonada.

DIAGRAMA DE PROCESOS

Diagrama de flujo de proceso es muy amplia la imagen por lo que se dividira por las siguientes secciones para su entendimiento Primera seccion de la zona del desalado:

Segunda seccion corte en las columnas despuntadoras:

Tercera seccion zona de tren de intercambio de calor y llegada del crudo de tanques de almacenamiento

Cuarta seccion zona de calentadores y columna fraccionadora

NOMENCLATURA DEL DIAGRAMA

Símbolos de líneas para instrumentos

Simbologías para válvulas de control

Símbolos para posición del actuador en caso de falla de suministro.

FA A falla abre. FC A falla cierra. FI A falla posición indeterminada. FM

A

falla

se

bloquea

(mantiene

su

última

posición).

CODIGOS Y ESTANDARES De acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos existen los diferentes códigos y normas para el diseño y operación de una planta en la refinación del crudo en México. Las cuales se hacen notar en el siguiente texto: La ley orgánica que norma las actividades de hidrocarburos en el territorio nacional Ley N°26221 DE LAS REFINERIAS Y PLANTAS DE PROCESAMIENTO Artículo 16o.- Las refinerías y plantas de procesamiento de hidrocarburos, en tanto no se tengan normas nacionales, deberán ser diseñadas y construidas de acuerdo con los códigos y estándares internacionales reconocidos en la industria de la refinación y procesamiento de hidrocarburos, en especial en los aspectos relativos a la seguridad del personal e instalaciones, control de la contaminación ambiental y conservación de energía. Los códigos y estándares para los principales componentes de las plantas de procesamiento cuyo uso es aceptado en el país, se indican en el presente Reglamento. DISPOSICION DE PLANTA Artículo 25o.- La disposición de planta (layout) de las refinerías y plantas de procesamiento, deberá realizarse, tomando en consideración los criterios de prevención y lucha contraincendios, así como de la operabilidad y mantenimiento con seguridad de los equipos, siguiendo las normas y estándares de la NFPA, o equivalentes. ESPACIAMIENTO REGLAMENTADO Artículo 26o.- El espaciamiento entre unidades de proceso, servicios, tanques de almacenamiento, áreas exteriores y otros equipos de las refinerías y plantas de procesamiento deberá realizarse siguiendo las distancias recomendadas por la Asociación de Aseguradores de Petróleo (OIA) para este tipo de unidades y el Reglamento de Almacenamiento de Hidrocarburos. Serán igualmente válidas las distancias específicas recomendadas en los códigos y estándares de uso aprobado en el presente Reglamento, tal como las normas API y NFPA. Espaciamiento significa la distancia horizontal sin obstrucciones entre las partes más próximas de equipos o instalaciones. ESPACIAMIENTO MENOR. PRECAUCIONES Artículo 27o.- En caso de que sea inevitable usar espaciamientos menores a los establecidos en el presente Reglamento, se deberá evaluar y compensar el mayor riesgo que implica esta decisión con otras medidas de seguridad, como el uso de muros, o equipo adicional contraincendios

LOCALIZACION Artículo 28o.- Las unidades de proceso de las refinerías y plantas de procesamiento de hidrocarburos, deberán localizarse a distancias de la línea de propiedad y edificaciones no menores a las recomendadas en los estándares NFPA o equivalentes, según las características de inflamabilidad de los fluidos, presión y tamaño de los recipientes y equipos involucrados. DISPOSICION DE EQUIPOS Artículo 29o.- La disposición de equipos dentro de las Unidades de Proceso deberá realizarse tomando en consideración los requerimientos de accesibilidad para operación, mantenimiento, seguridad y lucha contraincendios, dando énfasis a las rutas de evacuación rápida del personal en casos de emergencia. El personal deberá tener por lo menos dos rutas de escape desde cualquier punto de una unidad, salvo en las partes altas de columnas de poco diámetro, donde no sea práctico instalar dos escaleras. UBICACION DE LOS EQUIPOS Artículo 30o.- Los equipos a ubicarse por encima del nivel del piso deberán ser localizados por encima de la altura de un hombre de talla alta, o muy por debajo, para evitar una condición insegura que ocasione golpes de cabeza al personal que pretenda cruzar el espacio libre. CUARTOS DE CONTROL Artículo 31o.- Los cuartos de control de las refinerías deberán ser: a) Construidos sin ventanas, con no menos de dos puertas y ser resistentes a explosiones. b) Localizados a no menos de 15 metros del equipo más cercano, de preferencia en el límite de la Unidad de Proceso, cerca de una pista o pasadizo de acceso. En el caso de cuartos de control de unidades integradas la distancia no será menor a 30 m. c) Presurizados y en caso de contar con aire acondicionado con toma de aire a por lo menos 12 metros sobre el nivel del piso, para evitar el ingreso de descargas accidentales de hidrocarburos o gases tóxicos. d) Localizada en lo posible corriente arriba de la dirección del viento. No deberá instalarse equipo de proceso sobre el cuarto de control, o almacenarse hidrocarburos o instalarse pases de tubería con hidrocarburos. SISTEMAS DE SEGURIDAD Artículo 32o.- Los sistemas de generación y distribución de vapor, energía eléctrica, agua cruda, agua tratada y aire comprimido, deberán localizarse lo más lejos posible de las unidades de proceso, por seguridad. Los generadores de vapor y electricidad deberán estar a no menos de 35 m de distancia de los equipos de proceso o tanques de almacenamiento de bajo punto de inflamación, a fin de que puedan seguir operando en caso de fuego o

explosiones de equipos adyacentes. Equipos paquetes de generación de vapor no críticos que son usados principalmente en arranques de planta pueden ser localizados dentro de las áreas de proceso. TANQUES. LOCALIZACION SEGUN PRODUCTOS Artículo 37o.- Los tanques y recipientes de almacenamiento de hidrocarburos deberán ser localizados y espaciados según la naturaleza de los productos que almacenan, en diques de contención de acuerdo con las normas y disposiciones que se establecen en el Reglamento de Almacenamiento de Hidrocarburos. TANQUES DE ALMACENAMIENTO. LOCALIZACION Artículo 38o.- Los tanques y recipientes de almacenamiento de hidrocarburos deberán ser localizados a distancias de la línea de propiedad y edificaciones no menores a las indicadas en el Reglamento de Almacenamiento de Hidrocarburos y NFPA o equivalente. RECIPIENTES A PRESION Artículo 40o.- Los recipientes a presión deberán: a) Ser diseñados, construidos, inspeccionados y probados de acuerdo con el código y estándares ASME, Calderos y recipientes a presión, sección VIII, División 1 ó 2, API 510 o equivalentes. b) Ser provisto de conexiones para su drenaje total y venteo. c) Ser provisto de un número suficiente de entradas hombre y entradas de mano para inspección y mantenimiento, y orientados para permitir su fácil acceso. d) Ser cuidadosamente inspeccionado durante y después de su fabricación por inspectores Calificados. En especial se deberá inspeccionar la calidad del material y soldadura y testificar las radiografías y pruebas de relevo de esfuerzos. e) Ser provisto de una placa de acero inoxidable con toda la información requerida en el ASME, sección VIII y localizada en un lugar de fácil lectura. f) En caso de que el recipiente a presión se use como recipiente de almacenamiento y tenga que ser localizado dentro de las unidades de proceso, mantener una distancia no menor a 23 metros de otros equipos o unidades adyacentes. Debe localizarse en los límites de la unidad, lo más alejado posible de hornos y fuentes de ignición. BOMBAS Artículo 41o.- Las bombas deberán: a) Ser diseñadas, construidas, inspeccionadas y probadas de acuerdo con los siguientes códigos y estándares: - Para bombas centrífugas, el API 610, HIS y AGMA 420.04 y 421.06, o equivalentes.

- Para bombas de desplazamiento positivo, tales como rotatorias, reciprocantes o de volumen controlado, los API 674, 675 y 676 y HIS, o equivalentes. b) Ser localizadas lo más alejadas de posibles fuentes de ignición, por ser fuente de fuga de material inflamable. c) Si maneja combustibles a temperaturas mayores a 315oC, ser segregadas de otras bombas. d) Si las bombas de relevo se usan para protección personal o protección de equipo, ser provistas de un sistema de arranque automático. e) Ser provistas de sellos mecánicos si manipulan hidrocarburos. f) Ser normalmente accionadas por motor eléctrico. Las bombas de relevo que deben operar durante los cortes de suministro eléctrico deberán usar turbinas a vapor. g) Para bombas de servicio general de refinería que manipulan hidrocarburos se usarán bombas centrífugas API de servicio normal. Para el manipuleo de productos que no sean de hidrocarburos, o cuando manipulando hidrocarburos se cumplen las siguientes condiciones, es aceptable el uso de bombas API de tipo ligero: - Que la presión diferencial sea menor a 90 m de agua. - Que la bomba tenga servicio intermitente, máximo 8 horas por día. h) Las bombas centrífugas y los equipos corriente abajo serán diseñados para una presión máxima de descarga igual a la máxima presión de succión más la máxima presión diferencial, con el máximo diámetro de impulsor a su velocidad específica. COMPRESORES Artículo 42o.- Los compresores deberán: a) Ser diseñados, construidos, inspeccionados y probados de acuerdo con los siguientes códigos y estándares: - Para compresores centrífugos, los API 613, 614, 617, 670 y 671, o equivalentes. - Para compresores reciprocantes, el API 618, AGMA 420.04, y 421.06 ANSI y ASME, calderos y recipientes a presión, sección VIII, o equivalentes. b) Si son compresores de más de 150 Kw, ser agrupados en una área, debidamente espaciados para minimizar la exposición al fuego de equipos adyacentes. c) Tener por lo menos dos frentes de acceso para combate contraincendio TURBINAS A VAPOR Artículo 43o.- La turbinas a vapor deberán ser diseñadas, seleccionadas, instaladas y probadas de acuerdo con los códigos y estándares API 611 en el caso de turbinas para uso

general en refinerías y API 612 en el caso de turbinas de uso especial en refinerías, API 677 y API 613, AGMA 420.04 y 421.06, NEMA SM20, TEMA y ASME secciones VIII y IX, o equivalentes. INTERCAMBIADORES DE CALOR Artículo 44o.- Los intercambiadores de calor deberán: a) Ser diseñados, construidos, inspeccionados y probados de acuerdo con los códigos y estándares TEMA Clase R y Clase C, ASME Calderos y recipientes a presión, Sección VIII división I, Sección II y Sección IX, ANSI, AWS, API 660 y 661. b) Si son provistas de válvulas de bloqueo en las entradas y salidas del intercambiador, deberá instalarse una válvula de alivio en el lado frío para prevenir excesiva expansión térmica. c) Tener suficientes drenajes para mantenimiento. d) Ser provisto de una placa de acero inoxidable con toda la información requerida en el ASME, sección VIII, y localizada en un lugar de fácil lectura. TANQUES DE ALMACENAMIENTO Artículo 45o.- La selección de material, diseño, fabricación, erección y prueba de tanques cilíndricos verticales de acero de almacenamiento deberá ser realizado de acuerdo con los códigos y estándares ASTM, API 650, 620 y 2510, ASME y ANSI o equivalentes. ANTISISMICOS Artículo 46o.- Los tanques deberán ser diseñados a prueba de sismos, según el API 650 apéndice E. CALDERAS Artículo 47o.- Los calderas deberán ser diseñados, construidos, inspeccionados y probados de acuerdo con los códigos y estándares ASME, Calderas y Recipientes a Presión, Sección I, AISC, ANSI B31.1 y B31.3, o equivalentes. Las calderas deberán diseñarse para su operación a su punto de eficiencia óptima. La altura de la chimenea deberá ser lo suficiente para dispersar los efluentes gaseosos de acuerdo con los requerimientos del Reglamento de Protección Ambiental de Actividades de Hidrocarburos TORRES DE ENFRIAMIENTO Artículo 48o.- Las torres de enfriamiento de tiro inducido deberán ser diseñados de acuerdo con los códigos y estándares CTI, NFPA 214, ANSI, ACMA, NEMA y NBS o equivalentes. COMPRESORES DE AIRE Artículo 49o.- Los compresores de aire de planta y de instrumentos deberán ser diseñados e instalados de acuerdo con los códigos y estándares API 672, AGMA 420.04 y 421.06 o

equivalentes. Los compresores de aire de instrumentos deberán tener un sistema de relevo con arranque o provisión de aire automático. SECADORES DE AIRE Artículo 50o.- Los secadores de aire de instrumentos tipo absorción deberán ser diseñados de acuerdo con los códigos y estándares ASME y ANSI y la calidad del aire deberá cumplir las normas del estándar ISA-S7.3.

SISTEMA DE TUBERIAS Artículo 51o.- Los sistemas de tuberías deberán ser diseñados, construidos, inspeccionados y probados de acuerdo con los códigos y estándares API Spec 5 L, 601, RP 520, RP 550; ANSI B16.5, 16.9, 16.11, 16.21, 31.3, 36.10 y 36.19; ASTM y ASME Sección I y Sección VIII, NFPA o equivalentes, así como los siguientes requerimientos: a) Las líneas deberán seguir las rutas más cortas y con el menor número posible de accesorios, dejando provisiones para expansión y flexibilidad. b) Todas las líneas dentro de las unidades, excepto las líneas de ácido, soda cáustica y líneas con flujo pulsante, deberán ser aéreas, en soportes de tubería. c) Las líneas que no puedan ir en forma aérea deberán ser instaladas sobre durmientes. d) Las líneas fuera de las unidades de proceso y las líneas de ácido, soda cáustica y líneas de flujo pulsante deberán ser instaladas en durmientes. e) Las tuberías deberán ser diseñadas considerando la expansión y contracción térmica para las condiciones de arranque, operación, paro y limpieza con vapor, evitando excesivas tensiones en las tuberías, válvulas y equipos. Se usará normalmente curvas de radio amplio y cambios de dirección de tuberías. Las juntas de expansión serán usadas solamente en casos limitados cuando hay restricciones de espacio. f) Las válvulas de alivio de vapores de hidrocarburos de cualquier peso molecular deberán ser conectadas a sistemas cerrados, que incluyan recipientes de separación de líquidos (blow down) y antorchas de quemado de gases y vapores (Flare), diseñado de acuerdo con el API RP 520 y RP 521. g) Se deberá proveer de un sistema de evacuación de hidrocarburos líquidos si los equipos y líneas contienen más de 3.8 m cúbicos de líquido. Todo el líquido debe ser drenado máximo en treinta minutos. h) Las válvulas de seguridad de líquidos inflamables o de riesgo deben ser descargados a sistemas cerrados.

SISTEMAS DE DESAGÜES Artículo 52o.- Las Refinerías y Plantas de Procesamiento de Hidrocarburos deberán tener los siguientes sistemas separados de colección de desagües, según corresponda a la complejidad y tipo de unidad de proceso: a) Desagüe aceitoso, para colectar las aguas contaminadas con hidrocarburos, tales como las aguas de proceso que tienen contacto con hidrocarburos como las aguas de desaladoras, condensadores, enfriadores, etc., así como el agua contraincendio, agua de lluvia, agua colectada de las áreas de proceso y tanques, trincheras, etc. b) Desagüe limpio, para colectar las aguas normalmente libres de hidrocarburos, tales como las aguas de drenaje de sistemas cerrados de agua de enfriamiento, condensado, agua de lluvia de techos de tanques, etc. c) Desagüe Químico, para colectar las aguas que contiene ácidos y álcalis, incluyendo aguas de drenaje y enjuague de equipos que usan reactivos y materiales químicos. d) Desagüe Sanitario, para colectar los efluentes de aguas servidas. e) Otros efluentes, que contienen asfaltos, ceras, parafinas y residuos pesados que solidifican a temperatura ambiente. DISPOSICION DE LOS SISTEMAS Artículo 53o.- La disposición de los sistemas de desagüe deberá ser la siguiente: a) Los desagües aceitosos serán colectados y enviados a un sistema de separación de agua/aceite. La separación se efectuará en instalaciones tales como Separadores API, CPI, flotación con aire, oxidación biológica y otros sistemas de separación que sean necesarios previo a su disposición final. b) Los desagües limpios serán colectados y descargados en la localización especificada en el proyecto. c) Los desagües químicos serán colectados y enviados a pozos de neutralización previa su disposición final. d) Los desagües sanitarios serán colectados por separado y enviados a fosas sépticas o instalaciones de tratamiento previo a su descarga en el desagüe limpio o red pública de desagüe. e) Los desagües de otros efluentes indicados en el artículo 53o. e) deberán ser colectados y enviados a sistemas especiales de separación de hidrocarburos, previos a la disposición final del efluente. f) Algunas aguas de proceso contaminadas con ácido sulfhídrico, amoníaco, fenoles y otros contaminantes (aguas amargas), previo al proceso de separación aceite/agua deberán someterse a un sistema de despojamiento con vapor u otro medio, para reducir el nivel de estos contaminantes.

INSTALACIONES DE TRATAMIENTO Artículo 54o.- Las instalaciones de tratamiento indicadas en el artículo precedente deberán ser diseñadas y operadas para reducir el contenido de contaminantes a los niveles máximos permisibles establecidos en el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos. Así mismo la cantidad y calidad de los efluentes sólidos y gaseosos se ceñirá a las normas establecidas en dicho Reglamento. SISTEMA DE INSTRUMENTACION Y CONTROL Artículo 55o.- La selección, diseño, e instalación de instrumentos y sistemas de control, deberá realizarse de acuerdo con los códigos, estándares y prácticas de diseño recomendadas en el ANSI B 16.5, 31.3 y C2; NEMA ICS-6 e ICS-2; API RP 550 y 551; NFPA 70; ISA S51.1 y el Manual de Estándares de Medición de Petróleo del API, o equivalentes. SISTEMAS ELECTRICOS Artículo 56o.- Los sistemas eléctricos deberán ser seleccionados, diseñados e instalados de acuerdo con el Código Eléctrico del Perú, y los códigos y estándares NFPA No. 70 (NEC), NES de la NBS, API, ANSI, NEMA e IEEE o equivalentes. CLASIFICACION DE AREA Artículo 57o.- Los sistemas eléctricos deberán ser seleccionados, diseñados e instalados de acuerdo con la clasificación de Área que le corresponda. La clasificación de Área para instalaciones eléctricas deberá estar de acuerdo con la última edición de los estándares API RP-500. CONEXION A TIERRA Artículo 58o.- Los sistemas de conexión a tierra de las instalaciones eléctricas, estructuras y equipos deberán ser diseñados y construidos de acuerdo con el Código Eléctrico del Perú y los códigos y estándares NFPA No. 70 (NEC), NFPA No. 78, NBSA, IEEE No. 1442 o equivalentes. SISTEMAS DE ILUMINACION Artículo 59o.- Los sistemas de iluminación deberán ser diseñados e instalados de acuerdo con las especificaciones del Código Eléctrico del Perú y códigos y estándares NFPA 70NEC, NEMA y API RP 540, o equivalentes. CIMENTACIONES Y ESTRUCTURAS Artículo 60o.- El diseño de las cimentaciones de torres, recipientes y equipos, tanques de almacenamiento, estructuras de acero, soportes de tubería, edificios, pavimento y construcciones de concreto, deberá realizarse de acuerdo con los siguientes códigos y estándare

- ACI-318-83 Código de Requerimientos de Construcción para Concreto Reforzado, BCRRC. - ACI-318.1-83 Código de Requerimientos de Construcción para Concreto Estructural, BCRSPC. - AISC Especificaciones para el diseño, fabricación, y erección de acero estructural para construcciones. - ANSI A58.1-1982 Cargas Mínimas de Diseño para edificios y otras estructuras. - UBC 1978 Código Uniforme de Construcción para diseño sísmico. RECUBRIMIENTO A PRUEBA DE FUEGO Artículo 61o.- Todos los recipientes, estructuras de acero, soporte de recipientes, hornos, enfriadores de aire, soportes de tuberías y otros equipos que contengan material inflamable, instrumentos y cables eléctricos que sean vitales durante emergencias, líneas de descarga de válvulas de alivio y fuentes de material radioactivo, deberán ser recubiertos con material a prueba de fuego, hasta una altura apropiada siguiendo los códigos y estándares ACI 305R, 318 y 506; ASTM C156, C171, C309, E84, E119, E136, E605; FM; ICBO; IBC; UL y API Publicación 2218 o equivalentes. AISLAMIENTO TERMICO Artículo 62o.- Se deberá proveer de aislamiento térmico a todo equipo o tubería caliente con el cual pueda entrar en contacto el personal, así como para minimizar las pérdidas de calor y conservar la energía en tanto se justifique económicamente. El espesor del aislamiento térmico para protección del personal debe ser lo suficiente para reducir la temperatura superficial a 93°C o menos. SISTEMA CONTRA INCENDIO Artículo 63o.- Las Refinerías y Plantas de Procesamiento de Hidrocarburos deberán ser provistas de instalaciones y equipos para la lucha Contraincendio acordes con su tamaño, complejidad y características de los productos que manufacturan, de acuerdo con las normas establecidas en el Reglamento de seguridad para las Actividades en Hidrocarburos.

DESCRIPCION DE EQUIPOS En la descripción de equipos se debe de contemplar la tubería y la instrumentación como podemos ilustrar en el siguiente diagrama

Ilustración 29 Diagrama de Tuberías e Instrumentación

Imagen

NOMBRE

Equipo principal

Objetivo

Bombas de carga

TV´S Y AGA´S 1/R, 2/R

Establecer la comunicación adecuada para el recibo de carga de crudo frio del tanque de almacenamiento a la planta

Desaladoras

AFA-1 A/B AFA-2 A/B

Desalar el crudo en un 95% y menos de 2 PTB y menos 4% de agua libre

Intercambiadores

AEA-1 A/B AEA-2 A/B AEA13 A/H AEA14 A/H

De Calor

Torre despuntadora

ADA-1/2

Calderas ABA-1/2

Torre ADA-3 Atmosférica

Precalentar el crudo frio de 20°C a 139°C - 165°C dependiendo del tipo de crudo a procesar AEA-1 Saliendo de la desaladora se calienta el crudo a 219°C 225°C en lo intercambiadores contra residuo AEA-13 A/H

Obtener el 70%-80% de la gasolina contenida en el crudo, para no forzar los calentadores a fuego directo Calentar el crudo a 360°C 368°C para alimentarlo a la torre ADA3

Fraccionar el crudo obtener los destilados a presión atmosférica y agotarlos con vapor o mediante rehervidores

El tipo de desaladora que se utiliza en la planta primaria 2 sector 7 se utiliza el siguiente equipo: Oleofobicas.- que son las encargadas de quitar, salmuera, sedimentos, solidos filtrables (sulfuros y óxidos metálicos) El fenómeno de separación que ocurre en un desalado es el sometimiento de emulsión agua-crudo a este campo eléctrico produce la polarización de las moléculas de agua convirtiendo a las gotas individuales en dipolos inducidos, esto es, un extremo de la gota quedara cargada positivamente y el otro negativamente y su orientación dependerá de la carga eléctrica de los electrodos que generan el campo eléctrico. Las fuerzas de atracción eléctrica que ejercen los electrodos sobre cada gota individual producirá el alargamiento de las gotas en forma esferoide ovaladas debilitando la película de aceites que rodea las gotas hasta romperlas, luego los extremos de las gotas que tienen cargas opuestas se atraerán produciéndose la coalescencia de las gotas, esto es, las gotas se irán uniendo entre si formando gotas más grandes. De esta forma, el agua se separa del crudo debido a su mayor densidad precipitándose al fondo del recipiente desalador .

Nomenclaturas

A. Siglas de códigos y estándares: ACI Instituto Americano de Concreto. AGMA Asociación Americana de Fabricantes de Engranajes. AICS Instituto Americano para Construcción de Acero. ANCA Asociación para Acondicionamiento y Movimiento de Aire. ANSI Instituto Americano de Estándares Nacionales. API Instituto Americano de Petróleo. ASME Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos. ASTM Sociedad Americana de Pruebas y Materiales. AWS Sociedad Americana de Soldadura. CTI Instituto de Torres de Enfriamiento. HI Instituto Hidráulica. HIS Instituto de Estándares de Hidráulico. ICBO Conferencia Internacional de Oficiales de Construcción. IEEE Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos. ISA Sociedad Americana de Instrumentación. NEMA Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos. NFPA Asociación Nacional de Protección Contraincendio. TEMA Asociación de Fabricantes de Intercambiadores Térmicos. UBC Código Uniforme de Construcción. UL Laboratorios Underwriter.

Definiciones Asfaltos.- Productos sólidos o semisólidos derivados del petróleo, constituidos por compuestos de alto punto de ebullición, de textura viscosa. Auditoría Técnica.- Proceso analítico que consiste en exámenes técnicos, realizados por personas jurídicas inscritas en el Registro de Empresas de Auditoría e Inspectoría de la Dirección de Fiscalización de la Dirección General de Hidrocarburos, de acuerdo con el Decreto Supremo No. 012-93-EM --Reglamento del Decreto Ley No. 25763. Grasas.- Productos constituidos por bases lubricantes derivadas del petróleo que han sufrido un proceso de saponificación. Contaminantes.- Materiales, sustancias o energía que al incorporarse y/o actuar en el ambiente, degradan su calidad original a niveles no propios para la salud y el bienestar del ser humano, poniendo en peligro los ecosistemas naturales. Instalaciones.- Conjunto de equipos, maquinarias, recipientes y edificaciones que se utilizan para realizar actividades de Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos. Lubricantes.- Productos derivados del petróleo crudo de alto índice de viscosidad, consistente en hidrocarburos de alto punto de ebullición combinado con aditivos. Línea de Propiedad.- Línea que delimita la propiedad con la vía pública o propiedades de terceros. Petróleo Crudo.- Mezcla de hidrocarburos que tiene un punto de inflamación menor a 65.6 grados centígrados y que no ha sido procesado en Refinerías. Petroquímica.- Industria que utiliza hidrocarburos o sus derivados como materias primas para producir productos químicos. Petroquímica Básica.- Industria petroquímica que realiza la primera transformación de los hidrocarburos. Plantas de Procesamiento de Hidrocarburos.- Término general para instalaciones industriales que transforman hidrocarburos en sus derivados, que pueden ser combustibles o no combustibles. En el presente Reglamento incluye las plantas indicadas en el artículo 1o. Punto de Inflamación.- La menor temperatura a la cual un hidrocarburo líquido con suficientes vapores puede inflamarse en presencia de una fuente de ignición. Refinería.- Instalaciones industriales en las cuales el petróleo crudo, gasolinas naturales u otras fuentes de hidrocarburos son convertidos en productos combustibles como el Gas Licuado de Petróleo (GLP), gasolinas, kerosene, diesel y combustibles industriales. Puede incluir productos no combustibles como lubricantes, asfaltos y solventes. Responsable del Proyecto.- Persona natural o jurídica definida en el artículo 2o. del presente Reglamento.

Servicios y áreas exteriores.- Sistemas de generación y distribución de servicios industriales necesarios para la operación de las unidades de proceso, tales como vapor, energía eléctrica, agua cruda y tratada, así como los sistemas de almacenamiento, tratamiento de efluentes, quemadores, etc., que están ubicados fuera de las Unidades de Proceso. Unidades de Proceso.- Instalaciones donde se realiza una secuencia integrada de operaciones físicas o químicas de separación, purificación o conversión de hidrocarburos o derivados, que forman una sección integrada de una Refinería o Planta de Procesamiento de Hidrocarburos. Por ejemplo, unidades de destilación, reformación, craqueo catalítico, alquilación, polimerización, etc.

REFERENCIAS • Petróleos Mexicanos. Glosario de términos usados en la Industria Petrolera. • Petróleos Mexicanos. Diccionario de Términos de Refinación • SENER. Prospectiva de petrolíferos 2002-2011. • SENER. Prospectiva de petrolíferos 2007-2016. • BP. Statistical review of world energy, June 2007 • EIA. Energy Information Administration. Portal de internet. • SENER. Primer Informe de Labores 2007 • PEMEX. Portal de internet.