PROCESAMIENTO DE CRUDOS PESADOS

ESCUELA SUPERIOR POLITECNICA DE CHIMBORAZO

PROCESAMIENTO DE CRUDOS PESADOS

1 INSTRUMENTACIÓN INDUSTRIAL

ESCUELA SUPERIOR POLITECNICA DE CHIMBORAZO FACULTAD DE MECANICA

ESCUELAS INGENIERIA EN MANTENIMIENTO E

INGENIERIA INDUSTRIAL

INSTRUMENTACIÓN INDUSTRIAL TEMA:

DIAGRAMA DE INSTRUMENTOS DEL PROCESAMIENTO DE CRUDOS PESADOS

INTEGRANTES: DANIEL CHOLANGO GINO GUEVARA TATIANA ORTIZ DIEGO RODRIGUEZ PATRICIO SALGERO DOCENTE: ING. MARCO HARO.

RIOBAMBA – ECUADOR




PROCESAMIENTO DE CRUDOS PESADOS (PETROECUADOR)

ANTECEDENTES

En las escuelas de ingeniería de Mantenimiento e Industrial se dicta la asignatura de Instrumentación

Industrial, la cual abarca los temas referentes a lectura e interpretación de planos de instalaciones

industriales, con el reconocimiento de sus diferentes instrumentos.

Desde ahí nace la iniciativa del grupo Júpiter ; ya que en vista que el sector petrolero es de suma

importancia y nos ofrece un amplio campo de aplicación en ambas especialidades, el tratar y presentar

el diagrama de procesamiento de crudos pesados de la unidad numero 2.

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL:

- Determinar el funcionamiento y componentes de la unidad número 2 de la central de

procesamiento de crudos pesados.

OBJETIVOS ESPECIFICO:

- Reconocer los diferentes instrumento presentes en el diagrama

- Dar a conocer las funciones que cumplen dichos instrumentos involucrados en este proceso

MARCO TEORICO

Concepto de petróleo

El petróleo etimológicamente es petrae = piedra y oleum = aceite. Es una mezcla muy compleja de sustancias orgánicas especialmente hidrocarburos, es una sustancia combustible negra, viscosa y líquida. Se origina con la descomposición de las sustancias orgánicas; también se lo llama "aceite mineral". Su color puede ser amarillo, verde o casi negro. Se encuentra en el interior de la tierra

Teoría inorgánica del origen del petróleo

Según los trabajos de Mendeleiev y Moissan se explica que en el momento de la formación de la corteza terrestre, el carbono se combinó con los metales y formó carburos metálicos que quedaron aprisionados en el corazón de la tierra a elevadísimas temperaturas, el agua de lluvia entró en contacto con éstos carburos formando el metano y con él los demás hidrocarburos.

Teoría orgánica del origen del petróleo

Teoría Animal: (Engler). Sostiene que en el fondo del mar o en el corazón de la tierra ha quedado sepultados la fauna marina, organismos que por la alta temperatura de la tierra han sufrido una lenta descomposición, terminando en ácidos grasos, los que pierden el CO2 y forman petróleo.

http://www.monografias.com/trabajos15/origen-tierra/origen-tierra.shtml




Teoría Vegetal: (Kramer). Sostiene que el petróleo proviene de la descomposición lenta de la materia vegetal; bosques habrían sido sepultados en el corazón de la tierra y la celulosa habría sufrido una descomposición anaeróbica, perdiendo CO2 y formando petróleo.

Teoría Mixta del origen del petróleo

Sostiene que el petróleo tiene su origen en la teoría orgánica animal y vegetal, es decir que el origen del petróleo proviene de la descomposición de animales y vegetales marinos por lo que al extraer el petróleo se han encontrado restos de flora y fauna marina.

Clasificación del petróleo por contenido de parafina, por contenido de azufre y por gravedad. Explíquelos

Por contenido de parafina:

- Petróleo de base parafínica: baja cantidad de parafina y alto índice de hidrógeno con relación al carbono.

- Petróleo de base asfáltica: contiene en grandes proporciones asfalto.

- Petróleo de base mixta: conformada de 1 base parafínica y de 1 base asfáltica.

Por contenido de Azufre: Pueden ser Agrios o Dulces

Por la gravedad:

- Livianos: Tienen gravedad superior a 30 grados API, presentes en la costa.

- Medianos: Fluctúan entre 22 y 29 grados API, presentes en el oriente.

- Pesados: Poseen entre 10 y 21 grados API.

Diferencias e importancia del petróleo agrio y dulce

- Agrios: contienen gran cantidad de azufre (más de 30.000 ppm) y en el campo comercial son considerados de mala calidad, debido a su propiedad corrosiva.

- Dulces: no tienen azufre o presentan menos de 30.000 ppm por lo que son mejor cotizados.

Tipos de petróleo que tiene el Ecuador y donde están localizados

Localización Tipo

Shuara °API 28-33

Shushuqui °API 28-32




Secoya °API 29-33

Charapa °API 20-36

Cuyabeno °API 27

Sangahuari °API 23-30

Bermejo °API 30-36

Tetete °API 30-32

Propiedades del petróleo.

- Viscosidad: Los petróleos crudos tienen diferentes viscosidades; algunos son muy fluidos y otros muy viscosos. Los aceites compuestos de hidrocarburos de las series CnH2n-2 y CnH2n-4 son viscosos. Los petróleos pesados en general están compuestos por gran cantidad de estos hidrocarburos. Viscosidad cinemática a 50°C: 1013 cSt

La viscosidad aumenta con el peso específico. La viscosidad de los aceites del mismo peso específico pero de diferente origen, no es la misma. Esto se debe a su diferente composición química.

- Solubilidad: Es insoluble en agua, sobre la cual sobrenada por su peso específico menor. A esto se debe su peligrosidad cuando se derrama en los puertos, o cuando es necesario combatir incendios en los tanques de almacenaje.

Es soluble en benceno, éter, cloroformo, y otros solventes orgánicos.

- Ebullición: Puede variar de acuerdo a la clase de petróleo que se trate y la concentración de hidrocarburos que posean.

- Fluorescencia: Posee cierta fluorescencia. Da tonos azules en petróleos rudos y otras tonalidades en petróleos américanos.

- Punto de Inflamación: 93ºC

- Punto de Combustión: Siempre en mayor la inflamación entre 20 y 30° C.

- Arrastre de vapor de agua: Es importante para su refinación y destilación; los componentes se dejan arrastrar por el vapor de agua.

- Densidad: Los crudos pueden pesar menos que el agua (livianos y medianos) o tanto o más que el agua (pesados y extrapesados). De allí que la densidad pueda tener un valor de 0,75 a 1,1. Estos dos rangos equivalen a 57,2 y -3 ºAPI.

- Conductividad eléctrica: Pequeña en hidrocarburos líquidos

http://www.monografias.com/trabajos13/visco/visco.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/problemadelagua/problemadelagua.shtml

http://www.monografias.com/trabajos5/prevfuegos/prevfuegos.shtml



http://www.monografias.com/trabajos5/estat/estat.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/nuevmicro/nuevmicro.shtml




INSTRUMENTOS QUE SE UTILIZAN PARA EL CONTROL DEL PROCESO

INSTRUMENTO FUNCION DEL INSTRUMENTO

Indicador de cantidad de caudal con función computalizada y

localización primaria accesible al operador y pertenece al bucle 105.

Relé de caudal, instrumento con función computalizada y montaje

de campo accesible al operador que pertenece al bucle 105.

Indicador de temperatura con función computalizada de

localización primaria accesible al operador que pertenece al bucle de

control 106.

Registrador de caudal con función computalizada de localización

primaria accesible al operador que pertenece al bucle de control

108.

Registrador de caudal con función computalizada de localización

primaria accesible al operador que pertenece al bucle de control

105.




Válvula de seguridad, instrumento simple con montaje de campo

accesible al operador que pertenece al bucle de control numero 5 y

es el único instrumento de este tipo.

Válvula de seguridad, instrumento simple con montaje de campo

accesible al operador que pertenece al bucle de control numero 5 y

es el segundo instrumento de este tipo.

Indicador de presión, instrumento simple de una variable con

montaje de campo accesible al operador y pertenece al bucle de

control numero 109.

Indicador de nivel, instrumento simple de una variable con montaje

de campo accesible al operador y pertenece al bucle de control

numero 110.

Válvula de caudal, instrumento simple de una variable con montaje


numero 107.




Indicador de temperatura, instrumento con función computalizada

de localización primaria accesible al operador que pertenece al bucle

de control 189.

Relé de caudal, instrumento con función computalizada y montaje

de campo accesible al operador que pertenece al bucle 107.

Indicador de cantidad de caudal con función computalizada y

localización primaria accesible al operador y pertenece al bucle 107.

Indicador de cantidad de caudal, instrumento con función

computalizada con localización primaria accesible al operador que

pertenece al bucle de control 107.

Control registrador de caudal, instrumento con función

computalizada con localización primaria accesible al operador que

pertenece al bucle de control 107.

Control indicador de nivel, instrumento con función computalizada

con localización primaria accesible al operador que pertenece al

bucle de control 110.




Control indicador de caudal, instrumento con función computalizada



Control indicador de caudal, instrumento con función computalizada





numero 115.

Indicador de temperatura, instrumento simple de una variable con


control numero 114.

Indicador de temperatura, instrumento con función computalizada

de localización primaria accesible al operador y pertenece al bucle

de control numero 113.






numero 111.



control numero 117.



control numero 116.

Mesclador.

Válvula de globo.

Válvula de compuerta.

Válvula check.

Instrumento nuevo o modificado.




ESQUEMA GENERAL DEL OLEODUCTO

Para explicar los resultados el proyecto se va a dividir en subsistemas

Además se requiere de monitoreo de presión del múltiple de salida con el fin de cerciorarse que el

fluido tenga una presión suficiente como para llegar a la entrada del mezclador y combinarse con

los demás productos, además también para verificar que la presión no sea excesiva y pueda hacer

colapsar algún sistema hidráulico, dado que las bombas son de desplazamiento positivo pueden

dar presiones muy elevadas.

Dado que las bombas son de desplazamiento positivo entregan un caudal constante sin importar

las condiciones de la salida por lo que para controlar el flujo de entrada al mezclador se requiere el

uso de una línea de recirculación que retorne el exceso al múltiple de entrada de las bombas por lo

tanto el control del flujo para este producto se tiene que hacer tanto con válvulas de control tanto

a la entrada del mezclador como en la línea de recirculación, en donde se cuenta con un lazo de

control que obtiene la consigna del controlador del mezclador y mediante un lazo de control regula

las válvulas según sea necesario.

Con respecto a las proyecciones en la línea de cada bomba debe contar con indicadores de

posición tanto en la succión como en la descarga, contar con sensor de baja flujo en la succión,

contar con una válvula de seguridad en la descarga de la bomba con el fin de evitar daños por un

cierre abrupto de la tubería el cual debe contar con un sensor de alto flujo, debe contar con

indicador de presión en la descarga de la bomba, indicar de temperatura del liquido, sensor de bajo

flujo en la descarga, además de un sensor de alta presión y un transmisor de presión, estas señales

serán enviadas al controlador del sistema de bombeo que a su vez con conecta mediante una red

Control Net al PLC.

Recepción y filtración:

El oleoducto se origina en lo que se denomina líneas de recepción, una característica que lo identifica es la presencia de la trampa de rascadores, a través de la cual no circula crudo en operación normal del oleoducto.

Las líneas de recepción se encuentran protegidas por sobrepresión con indicadores de presión local y remota, interruptores por alta y válvulas de alivio.

Se procede a cerrar la válvula motorizada de conexión a trampa de raspadores y abrir la válvula motorizada de ingreso de crudo a la estación. Se selecciona uno de los brazos de filtración que están conformados por filtros de cesta.

Medición

Después de la filtración el crudo pasa por el desaireador, cuya función es eliminar los arrastres de aire y/o gas




El sistema de desaireación posee válvulas de bloqueo, bypass manual para su mantenimiento y válvulas de venteo para despresurización.

Al igual que la filtración el sistema de medición debe contar con un brazo de reserva. Cada brazo de medición cuenta con un filtro tipo cesta, un medidor de desplazamiento positivo y una válvula de mariposa para el control de flujo operada automáticamente, de tal manera que garantice el mismo caudal a través de cada brazo de medición

Se envían a la sala de control las señales de caudal a través de cada medidor, la temperatura del crudo, la presión en línea, la presión diferencial en el filtro. Cada brazo está protegido por sobrepresión por una válvula.




Almacenamiento

La presión a lo largo del sistema de medición se ajusta mediante una válvula controladora de presión. Normalmente en caso de fallo de esta válvula se cuenta con un bypass con valvula de globo para efectuar el control manual.

Bombeo

Los tipos de bombas utilizadas con mayor frecuencia en oleoductos son las centrifugas y las alternativas




La configuración general del bombeo es:

- Bombas booster - Bombas de transferencia

Las bombas booster sirven a dos propósitos:

Proveer adecuado NPSH a las bombas de transferencia

Hacer trasiegos que no requieran mucha presión

Este esquema de bombeo incluye la configuración en colectores de la succión y la descarga para dar la flexibilidad operativa a lo largo de la vida del campo de producción

Trampas de rascadores

Usualmente se instala una trampa de recepción y una de lanzamiento en las respectivas líneas de entrada y se salida de las estaciones iniciales o intermedias del oleoducto; tambien en los tramos donde hay cambio de diámetro de la líneas. Su proposito es enviar y recibir al rascador, comunmnte denomindo “chancho”. Esta operación llamada “pigging”.Se realizan entre otras por las siguientes razones:

- Mejorar el rendimiento pérdida de presión-cauldal del oleoducto. - Medio de separación y lipieza cuando requiere cambiar de producto transportado. - Presencia de agua en la línea que debe ser retirada periodicamente con el fin de minimizar la corrosión.

En las líneas que transportan el crudo a la unidad de tratamiento (flowlines)

- Utilizado como medio que restrinja el tamaño del “slug catcher” requerido, ya que esta operación llevado a cabo a intervalos frecuentes, puede reducir el inventario de líquido acumulado en las líneas y así limitar el tamaño del máximo “slug”







En el diagrama podemos observar diferentes acoples de válvulas:

Válvulas para el calibrador

Lo constituyen dos válvulas de bypass instaladas aguas arriba y aguas debajo de la válvula de salida del medidor. Durante la operación normal la válvula en línea está abierta y las de bypass cerradas. Al cerrar la válvula en línea y abrir las del bypass el flujo del medidor pasa a través del lazo calibrador

Válvulas de contrapresión

Típicamente es una válvula de diafragma actuada eléctricamente, una valvula de globo normalmente cerrada que mantiene la presión en la unidad. El ajuste debe ser 5-15 psi por encima de la presión del oleoducto

Válvula de retención

Esta válvula previene el flujo inverso a través de la Unidad. El flujo inverso puede ocasionar que el crudo sea medido dos veces o que entre aire a la unidad, el cual puede averiar el medidor

CONCLUSIONES:

- Se determino las diferentes etapas del procesamiento de crudos pesados, mediante la lectura del plano industrial

- Resulta de suma importancia conocer las normas ISA 55 para poder entender lo diagramas de instalaciones industriales

- Determinamos las funciones que realizan los instrumentos y accesorios. - Mediante un diagrama de instalación industrial se puede conocer las localizaciones de los

diferentes componentes; los instrumentos de medición y el control de las variables de los múltiples procesos.

RECOMENDACIONES:

- Para que sea más fácil la interpretación del plano se recomienda indagar previamente sobre el tema

- Una manera sencilla de interpretar el plano es sacar un listado previo de los componentes y sus funciones

- Se debe tener mucho cuidado el momento de identificar los lazos ya que al ser un diagrama tan complejo, resulta fácil la confusión de los mismos

ANEXOS

DIAGRAMA COMPLETO




FV111

TI

113

FIC111

XVC

FV115

LS

FIC

115

CRE

FC

ELEC/T

TI114

1

P

CRE

CRE

CRE

CRE

CRE

CRE

CRE

1

P

RW

RM

ELEC/T

CRE

CRE

FC

3" p13071- A2A1-S40

3" p13071- A2A1-S40

3" p13071- A2A1-S40

2" NEUTRO

MED IO

6" P- 13021-A1A2

( TV1- R)

2" N EUTRO

MEDIO

6" P- 13021

A1A2-BC2

EC13- P1-P1

D01G

EC13- P1-P1

D01G

EC13- P1-P1

D01G

EC13- P1-P1

D01G

EC13- P1-P1

D01G

EC13- P1-P1

D01G

6"T

CW

R-1

3006-M

s1-P

25

Localizacion de Grado

SERVICIOREFRIGERADOR CENTRAL

TIPO BUE

SHELL TUBO

TEMP. D E DISEÑO

PRESIO N DE

D ISEÑO

240°C 121°C

1907 Kg/cm².G 8.1 Kg/cm².G

VL-E4 VE

NOTAS GENERALES

Para notas generales ver

plano N.- A0-1170-00-D00A Los instrumentos de esta

unida llevaran el prefijo VL

SIMBOLOGIA

LIN EA NUEVA

LIN EA EXISTENT

LIN EA FUTURA

LIN EA N UEVA CO N TRAZADO D E VAPO R

LIN EA EXISTEN TE CO N N UEVO TRAZADO DE

VAPO R

LIN EA EXISTEN TE CO N N UEVO TRAZADO DE

VAPO R

LIN EA EXISTEN TE CO N ENCAMISADO

LIN EA N UEVAEXISTENTE CO N EN CAMISADO

NNNNN

PUNTO DE

MONTAGE

NNNNN

PUNTO DE CORTE

NNNNN

PUNTO DECONEXION

CUALQUIERA DE STOS ELEMENTOSREPRESENTADOS

NNNNN

NN

NNN NNNNN

N

SIGNIFICA QUE ES NUEVO O MODIFICADO

EC13- P1-P1

D01G




Bibliografía

www.monografias.com/trabajos16/petroleo-cateo.shtml

www.menergia.gov.ec/php/whole_art.php?whole=CAP0000749

http://www.monografias.com/trabajos/petroleo2/petroleo2.shtml

http://www.azeler.es/GasolinaPlus.html

http://es.wikipedia.org/wiki/Gasolina

www.sote.com.ec/indice.php - 2k

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http://es.wikipedia.org/wiki/Gasolina

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