Area de Procesamiento de Crudo de 18.000 BPD

 

Título

AREA DE PROCESAMIENTO DE CRUDO DE 18.000 BPD (A−301) Aprobador: Código:

  PP−2−PRO/CAR−0014−T

Fecha de aprobación:

RSCZ/PRO/CAR Gestor:

RSCZ/PRO/CAR

08/01/2014 Firma:

JUAN JOSE SALINAS CHAMBI

1. OBJ OBJETI ETIVO VO Determinar el funcionamiento funcionamiento de la unidad de crudo de 18.000 BPD (A−301) la cual es fraccionar el crudoelen sus distintos componentes por amedio una destilación fraccionada atmosférica que separa petróleo crudo en tres fracciones saber:deLivianas, Intermedias y Pesadas.

ALCANC ANCE E 2. ALC Este procedimiento norma todas las actividades de operación que se realizan en el A−301 para la mejor forma de operación.

DOCUMENTO MENTOS S COMPL COMPLEMENT EMENTARIOS ARIOS 3. DOCU 3.1. NOR 3.1. NORMAS MAS No aplica. 3.2 3.2.. PRO PROCED CEDIIMIENTOS DE TRABAJO TRABAJO EP−2−PRO/CAR−0001: CONTROL D EP−2−PRO/CAR−0001: DEL EL PERIODO DE CALIBRACIÓN DE INSTRUMENTOS DE MEDICION PP−2−PRO/C AR−0015: OPERAC PP−2−PRO/CAR−0015: OPERACIÓN IÓN DE BOMBAS EN EL ÁREA DE PROCESAMIENTO DE CRUDO (A−301) PE−2−MAN/MI−0007: PE−2−MAN/M I−0007: MANTENIMIE MANTENIMIENTO NTO AJUSTE Y CONTRASTACION DE VALVULAS DE CONTROL Y POSICIONADOR EP−2−PRO/CAR−0008: DESCRIPCIO EP−2−PRO/CAR−0008: DESCRIPCION N Y FUNCIONAMIENTO DE LOS PANELES EN SALA DE CONTROL CARBURANTES PP−2−PRO/C AR−0003: REGISTR REGISTROS OS DE CONTROL DE GESTION EN EL SECTOR DE PROCESOS EP−2−PRO/CAR−0013: PRODUCTO NO CONFORME PE−2−PRO/CAR−0129: PLANILLAS DE REGI STRO DE CONTROL EN EL AREA DE PROCESOS

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PG−2−GES−0 008: MANUAL DEL S PG−2−GES−0008: SISTEMA ISTEMA DE GESTION INTEGRADO DE LA REFINERIA GUILLERMO ELDER BELL PE−2−PRO/C AR−0172: DOSIFICA PE−2−PRO/CAR−0172: DOSIFICACION CION DE PRODUCTOS QUIMICOS A LA 3T−1001 Y 3T−1002 PE−2−PRO/ C CAR−0129: AR−0129: PLANIL PLANILLAS LAS DE REGISTRO DE CONTROL EN EL AREA DE PROCESOS PG−2−ING/LAB−0002: GERENCIAMIENTO DE LAS ACTIVIDADES DEL LABORATORIO LEGISLACIÓN ACIÓN 3.3. LEGISL No aplica. DEFINICIO NICIONES NES Y SIGLAS SIGLAS 4. DEFI 4.1. DEFIN DEFINICIO ICIONES NES PETROLEO CRUDO: Líquido CRUDO: Líquido oleoso, más ligero que el agua, de color oscuro y de olor fuerte, que se encuentra formando a veces grandes manantiales en los estratos superiores de la corteza terrestre, es una mezcla de hidrocarburos, arde con facilidad que sometido a una destilación fraccionada da comoorgánica resultado gran cantidad de siendo productos volátiles.a El petróleo se originaenpor la descomposición deuna animales y plantas sometidas grandes presiones el interior de la corteza terrestre. 4.2.. SIG SIGLAS LAS 4.2 DL: Destilado DL:  Destilado Liviano DM: Destilado DM:  Destilado Medio  Destilado Pesado DP: Destilado DP: 5. RESPON RESPONSABIL SABILIDAD IDADES ES Son responsables de la operación, procesos de puesta en marcha y paro de la Unidad de Crudo de 18.000 BPD los operadores de la misma: OPERADOR A: Operadores A: Operadores de sala de control carburantes. OPERADOR B:  B:  Operadores de campo. COTUR: Coordinadores COTUR:  Coordinadores de Turno.

6. MED MEDIDA IDAS S DE SMS Tabla 1− ASPECTOS E IMPACTOS AMBIENTALES Aspectos ambientales significativos Emisiones atmosféricas Efluentes líquidos industriales

Impactos

Acción(es) de bloqueo

Alteración de la calidad del aire Alteración de la calidad de las aguas superficiales

Monitoreo y control de emisiones de hornos. Purgado de equipos y canalización de efluentes a

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Efluentes líquidos hidrocarburos

drenajes del área. Purgado de equipos y Alteración de la calidad de canalización de efluentes a las aguas superficiales drenajes del área.

Tabla 2− ASPECTOS ASPECTOS DE SALUD Y SEGURIDAD Peligros para la salud y Daños Acción(es) de bloqueo seguridad Exposición a ruido Golpes y cortes Heridas y Acciones de emergencia de lucha por objetos o herramientas traumatismos contra incendios. Caida Ca ida de pers persona onass a di dist stint intoo nniv ivel el Tr Trau auma matitism smos os Protección Individual. Especificación Incendio Quemaduras para su uso). Plan de Contingencias. Heridas Explosión Quemaduras Uso adecuado de EPI. PP−2−SMS−0018 (EPI−Equipo  (EPI−Equipo de Traumatismos PP−2−SMS−0018 Contactos térmicos Quemaduras Protección Individual. Especificación para su uso). Contactos eléctricos Quemaduras * Implementaciones de acciones de bloqueo específicas son mostradas en el procedimiento EP−2−PRO−0001.. (Gestión de los Estándares de la RSCZ) EP−2−PRO−0001 Las tablas han sido extraídas de la planilla de AI/PD de  AI/PD de  de cada gerencia DESARR ARROLL OLLO O 7. DES 7.1. UNIDAD DE DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA La Refinería recibe petróleo crudo de distintas zonas de producción como ser. Río grande, Caranda, Chorety, por medio de la Transportadora de Hidrocarburos YPFB Hidrocarburos  YPFB TRANSPORTE y TRANSPORTE y los almacena en tres Tanques 3TK−2900, 3TK−2901 y el 3TK−10002. Estos tanques son de techo flotante, para garantizar un aislamiento casi hermético y evitar la evaporación del petróleo. También cada tanque cuenta con un sistema de seguridad contra incendio 7.2. FRACCIONAMIENTO UNIDAD 18.000 BPD El petróleo es bombeado desde los tanques de almacenamiento por medio de una bomba centrífuga eléctrica 3P−1007/A, a través de una serie de intercambiadores de calor con el fin de economizar energía de calentamiento. El orden en que el Crudo pasa por los Intercambiadores es el siguiente: INTERCAMBIADOR INTERCAMBIAD OR PRODUCTO CON EL QUE INTERCAMBIA 3I−1007 Gasolina de cabeza de la 3T−1001  3I−1005 Destilado Medio de 3T−1005  3I−1003 Destilado Medio de la Torre 3T−1001 3I−1003−A Destilado Medio de la Torre 3T−1001  3I−1002 Destilado Pesado de la Torre 3T−1006  3I−1001

Producto de fondo de la Torre 3T−1001

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En los Intercambiadores 3I−1007, 3I−1005, 3I−1003, 3I−1003−A, 3I−1002, el Petróleo Crudo va por los tubos y el producto de intercambio va por la carcaza. En el Intercambiador 3I−1001 el Crudo va por la carcaza y el producto de la Torre 3T−1001 va por los tubos. Luego del Intercambiador 3I−1001 el Crudo tiene aproximadamente 170−195° 170−195°C C de temperatura llega hasta el Horno 3H−1001 donde recibe calor hasta alcanzar la vaporización. Aproximadamente el Crudo sale a una temperatura de 325 ºC. El Crudo entra en la torre de fraccionamiento 3T−1001 en el sector denominado Zona de flash. Los vapores de los productos livianos ascienden hacia la parte superior de la torre y el líquido de producto pesado cae hacia el fondo de la misma. La 3T−1001 internamente está instalada de la siguiente manera: tres lechos de relleno estructurado,, cinco distribuidores de líquidos y fase gaseosa, Grades de soporte de los lechos de estructurado relleno y limitadores de lecho. La unidad tiene 12 platos. Cabeza Destilado Liviano = Relleno estructurado. Destilado Liviano D. Medio = 8 platos. Destilado Medio D. Pesado= Relleno estructurado. OVER Flash = Relleno estructurado. Stripper RAT = 4 Platos. CARGA DE PETROLEO CRUDO CRUDO IGUAL Y/O MAYOR A 18.000 BPD: Considerar que para controlar la temperatura de cabeza de 3T−1001 se tenga que habilitar el by−pass de FV−1024 válvula de reflujo a 3T−1001, que las condiciones del control de temperatura de cabezaelestén fallando, insuficiente reflujo para controlar la temperatura de cabeza de 3T−1001, habilitar by−pass de FV−1024, mínimamente de tal manera de controlar la temperatura de cabeza de 3T−1001, de acuerdo a requerimiento operativo. FV−1024, debe de continuar en automático para no perder el control de la temperatura requerida. (Se puede decir que normalmente la 3P−1006/A reporta un reflujo de 6.9 a 7.1 uf. Máximo y habilitando el by−pass sólo necesitamos la diferencia de hasta 7.3 uf. +/− + /− aprox.) Cuando se este bajando la carga de PETROLEO CRUDO considerar el bloquear el by−pass de FV−1024, cuidando que las condiciones de control de temperatura de cabeza de 3T−1001 estén estables. NOTA.− Esta operación (habilitar By−pass 3FV−1024) se realizará de acuerdo a necesidad  y/o instrucciones operativas.

PRODUCTO CTO DE FONDO FONDO 7.3. PRODU El producto de fondo de la 3T−1001 es el crudo reducido, que impulsado por la Bomba 3P−1001/A fluye por los tubos de intercambiador 3I−1001, luego por el Enfriador 3AE−1001−A  /B para luego ser enviado al almacenamiento en los Tanques 3TK−2921 y 3TK−2922. 3TK−2922 . DESTILADO LADO PESADO PESADO 7.4. DESTI Este producto es retirado de la 3T−1001 y es enviado al stripper ó rectificador de Destilado Pesado 3T−1006. En ésta unidad los livianos son eliminados con vapor de 10 Kg/cm2 que tiene por objeto eliminar los livianos para cumplir con las especificaciones de punto de inflamación. El vapor y los livianos vuelven a la columna de fraccionamiento. El Destilado Pesado es retirado del fondo del stripper 3T−1006 e impulsado por la Bomba 3P−1002/A hacia dos lugares:

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Una parte fluye como reposición al acumulador de aceite caliente 3D−1211. La corriente principal cede calor al Crudo de carga en el Intercambiador 3I−1002, luego pasa por un Aeroenfriador 3AE−1002. Luego el producto se mezcla con los volúmenes sobrantes de Destilado Liviano y Destilado Medio para ir a los tanques de almacenamiento de Diesel Oil 3TK−2918 y 3TK−2919.

7.5. DESTI DESTILADO LADO MEDIO MEDIO Éste producto es retirado de la 3T−1001 y: Una parte de la corriente se lo usa para regular la temperatura de 3I−1003/A la columnayde Crudo. La Bomba 3P−1005/A se encarga de llevar este producto al intercambiador luego regresa a la columna 3T−1001 como reflujo intermedio. La corriente restante es retirada de la 3T−1001 y se dirige al stripper de Destilado Medio 3T−1005. El producto es rectificado con vapor de 10 Kg/cm 2. O sea que los productos livianos y el vapor vuelven a la columna 3T−1001. El Destilado Medio sale del stripper y es bombeado por las bombas 3P−1003/A a través del Intercambiador 3I−1005, luego por el Enfriador 3E−1004 A/B para después ser almacenado como Kerosene, o al sistema de Diesel o al sistema de Jet− Fuel. 7.6. DESTI DESTILADO LADO LIVIAN LIVIANO O Este producto es retirado de la 3T−1001 y es enviado al stripper 3T−1004. Los livianos son eliminados con vapor de 10 Kg/cm 2 , luego los productos livianos y los vapores vuelven a la columna 3T−1001. El Destilado Liviano sale del stripper 3T−1004 y es bombeado por la Bomba 3P−1004/A a través del Enfriador 3E−1015 A/B para luego ser enviado al sistema de Jet Fuel, o al sistema de Kerosene o a Nafta. 7.7. PRODU PRODUCTO CTO DE CABEZ CABEZA A Éste producto sale por la cabeza de la columna 3T−1001, luego es enfriado en el Intercambiador 3I−1007, se condensa en los condensadores 3AE−1005 3AE−1005−A/B/C/D/E, −A/B/C/D/E, y en el Enfriador 3E−1016 −A/B. Después entra al acumulador 3D−1001. El vapor del agua condensada sale a través del separador de agua (bota) del acumulador 3D−1001, purgándose al acumulador atmosferico 3D−1210 por la 3LV−1005. Luego el producto es bombeado por la Bomba 3P−1006/A y se divide en dos corrientes.   Una corriente es el reflujo de cabeza de la Torre 3T−1001 que ingresa a la columna por la bandeja número 1.  enviada Lacomo otra carga corriente enviada al acumulador 3D−1002 por la LV−1006 y del 3D−1002 a la es 3T−1002 Debutanizadora. El gas del acumulador 3D−1001 fluye hacia el Compresor 3C−1001/A. Éste equipo comprime el gas enviándolo al acumulador 3D−1002 La Presión de la Torre 3T−1001 es controlada por un instrumento de rango dividido. A una señal de baja presión de la columna columna de Crudo, ( PV−1034 A) éste instrumen instrumento to permite el retorno del gas que sale del Compresor 3C−1001/A, a la salida de condensador 3AE−1005. A una señal de alta presión el gas se ventea hacia el sistema de quema de gases (tea) (PV −1034 B) Para disminuir la corrosión por los compuestos sulfurado y mantener el ph entre 7.0 y 7.2 variable de acuerdo a instrucciones operativas de la interfase de la cabeza, se inyectan productos químicos a la columna como ser Inhibidor de Corrosión ó compuestos con Amoníaco.   Tabla 3− PRESI PRESIONES ONES DE TRAB TRABAJO AJO DE EQUIP EQUIPOS OS 3T−1001

2SECCION −2.3 Kg./DE cm2CRUDO Pag 5 de 16

 

3D−1001 3D−1002 3C−1001/A

0,8 −1,8 Kg./cm2 4,5 −6 Kg./cm2 Succión : 1 −2 Kg./cm2 Descarga: 4 6 Kg./cm2

7.8. TRAT TRATAMIEN AMIENTO TO DE JET FUEL Primeramente debemos mencionar que el Jet Fuel es un producto que resulta de la mezcla de 85% de Destilado Liviano y un 15% de Destilado Medio. Pudiendo variar este porcentaje en un 2% de acuerdo a las especificaciones del Jet Fuel. Debemos mencionar, además, que el producto final JETFUEL A−1 se lo elabora solo en la Unidad de Crudo de 18.000 BPD y no así en la Unidad de Crudo de 6.000 BPD. Previamente se le hace un tratamiento para separar el agua. Primero la carga es enviada al acumulador 3D−1008 y/o al 3D−1018 A (Dependiendo del volumen de Jet−Fuel a producir), el agua se elimina en los separadores y se envía al sistema de alcantarilla mediante purgas. El producto líquido de carga del 3D−1008 y/o del D−1018 A, es impulsado por las Bombas de Jet Fuel 3P−1017/A y/o 3P−1015/A y va hacia los Deshidratadores 3D −1010 y 3D−1010 A y luego hacia las Torres de Salmuera 3T−1008/3T−1007 y por último a las Torres de Tierra Fuller 3T−1011/3T−1010 Luego se almacena en los Tanques 3TK−2927 y 3TK−2928. Se anexa el diagrama de flujo correspondiente y planillas de control.  

Tabla 4− PRESIONES DE TRABAJO DE EQUIPOS SECCION DE JET FUEL A−1 3D−1008 0,8 4,0 Kg./cm2 3D−1018−A 1,5 30 PSIG Entrada: 40 −120 PSIG 3D−1010 Salida: 40 100 PSIG 3D−1010−A Entrada: 40 −120 PSIG

7.9. FRACCIONAMIENTO DE LIVIANOS Los productos de cabeza de la torre 3T−1001 son enfriados y condensados parcialmente al pasar por el intercambiador de 3E−1016 calor 3I−1007 (Crudo), poracumulandose el aeroenfriador 3AE−1005 finalmente por el enfriador A/B, para terminar en el 3D−1001 A/B/C/D/E y  En éste proceso se inyectan al producto de la cabeza de la torre 3T−1001 productos químic químicos os tales como el WET−202 que controla el PH del agua residual y WET−203 que inhibe la corrosión en las líneas y equipos. El acumulador 3D−1001 trabaja con una presión aproximada entre 0.5 2 Kg./cm2 y bajo ésta condición se forma una fase gaseosa y otra líquida. La fase gaseosa del acumulador 3D−1001 alimenta al compresor 3C−1001/A cuya descarga que fluctúa en el rango de 4,0 Kg. /cm2 y 5,5 Kg. /cm2 mantiene la presión en el acumulador 3D−1002. Ésta misma línea regresa al D−1001 antes del AE−1005 A/B para mantener la presión en dicho acumulador mediante la válvula de presión PV−1034 A La válvula PV−1034 A trabaja en coordinación con otra válvula de presión PV−1034 B que se encarga de controlar la presión del acumulador 3D−1001 cuando se excede de lo normal desalojando hacia el venteo al flare.

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La fase líquida del acumulador 3D−1001 es enviada como reflujo hasta la bandeja 1 de la torre 3T−1001 impulsada por la bomba 3P−1006/A a una temperatura aproximada entre 50 y 65° 65°C, C, y controlada por la válvula de flujo FV−1024. Por otra parte, lo que resta de éste producto se va al acumulador 3D−1002, controlado por la válvula de nivel LV−1006 del acumulador 3D−1001. Existen otras líneas para casos de emergencia por las que mediante válvulas manuales puede enviarse éste producto a los tanques de Slop, ó también a los tanques de nafta liviana N.L. 3TK−2906/07. En la parte inferior del acumulador 3D−1001 hay una bota donde se acumula todo el agua de arrastre, la cual es purgada por una válvula de nivel controlada LV−1005 dirigida hacia el acumulador 3D−1210 del A−302, también se une a la línea de purga del 3D−1101, igualmente se puede purgar manualmente al drenaje ó por una válvula de 2 que esta ubicada antes de la LV−1005. El producto gaseoso del acumulador 3D−1003 mantiene la presión del acumulador 3D−1002 (4.5−5.5 Kg. /cm2) con la válvula de presión PV−1039 A cuando así lo requiere. Por otro lado hay una línea de gas que desaloja hacia el acumulador 3D−2401 (4.0 kg. /cm2) del A−302 por medio de la PV−1039B. Por último el acumulador 3D−1002 tiene una válvula de seguridad que ventea al flare cuando hay una sobrepresión y está controlada por la válvula de seguridad PSV−1002. El producto líquido del acumulador 3D−1002 es enviado a una temperatura aproximada de 50−65 °C °C como carga a la torre Debutanizadora 3T−1002 mediante la bomba 3P−1009/A. Todo esto es controlado por la válvula de flujo FV−1026. El acumulador 3D−1002 también tiene una bota acumuladora de agua de arrastre, que se purga manual y periódicamente cada dos horas. 7.10. PROCESO DE LA TORRE DEBUTANIZADORA DEBUTANIZADORA 3T−1002 Es una columna de fraccionamiento de 30 platos ó bandejas diseñada para separar por la cabeza los hidrocarburos más livianos como ser: C1, C2, C3, C4, NC4 y un mínimo de 1,5% de C5 y por el fondo la gasolina denominada liviana G.L. C5, C6, y la gasolina media G.M. C7, C8, C9. Ésta torre 3T−1002 trabaja con una pres presión ión media entre 9 10 Kg./cm2. La carga del acumulador 3D−1002 llega a la bandeja 16 impulsada por la 3P−1009/A previamente calentada al pasar por el intercambiador 3I−1009 (fondo de 3T−1002). El fondo de la torre 3T−1002 es calentado por un sistema de reboiler con aceite caliente (Hot Oil) que viene del A−302 mediante un 3I−1010 incorporado, controlado por la válvula de flujo FV−1027. El producto de cabeza baja enfriándose en el 3AE−1006 A/B y luego en el 3E−1011 para luego acumularse en el 3D−1003 (9,2−10 Kg./cm2) También éste acumulador tiene una bota de agua de arrastre que se purga manual y periódicamente cada dos horas. El producto químico WET−204 es inyectado al pro ducto que sale de la cabeza de la torre 3T−1002(según procedimiento PE−2−PRO/CAR−0172 procedimiento PE−2−PRO/CAR−0172.. Dosificación de Productos Químicos a la 3T−1001 y 3T−1002), para prevenir la corrosión interna. La gasolina del acumulador 3D−1003 sirve por una parte como reflujo de la torre 3T−1002 impulsada por la bomba 3P−1014/A y controlada por la válvula de flujo FV−1029 y llega por encima del plato 1, El producto restante es enviado a la Unidad Recuperadora de Gases impulsado por la bomba 3P−1010/A. El producto del fondo de la torre 3T−1002 sale a una temperatura aproximada de 170 ° °C C la cuál pasa por el intercambiador 3I−1009 (carga) y por diferencia de presiones sirve como carga a la torre 3T−1003 ingresando por el plato 16, controlada por la válvula de nivel LV−1008. 7.11. PROCESO DE LA TORRE SPLITTER NAFTA 3T−1003

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La función de ésta torre es la de separar la gasolina en dos tipos de nafta, Nafta Liviana (por la cabeza) y, Nafta Media (por el fondo). La Nafta Liviana es más difícil de reformar, en cambio la Nafta Media ofrece una mayor producción de aromáticos en la reformación catalítica. Ésta torre consta de 30 Platos y trabaja a una presión de 1,4 Kg./cm 2 El producto de cabeza baja enfriándose en el 3AE−1010 A/B y se acumula en el 3D−1004. De aquí y mediante la bomba 3P−1012/A se envía el producto como reflujo a la torre 3T−1003, ingresando por sobre el plato 1, controlado por la válvula de flujo FV−1035. Otra parte también impulsada por la bomba 3P−1012/A que luego de enfriarse en el 3E−1013 va a los tanques de almacenamiento de Nafta Liviana 3TK−2906/07, controlado por la válvula de nivel LV−1011. Igualmente, esta misma Gasolina Liviana sin ingresar al 3E−1013 puede ir como carga a la torre 3T−3201 y/o 3T−3207 del Área 300 cuando se va a producir el Isopentano IC5, I C5, redestilado de nafta liviana. El corte lateral que se produce en la 3T−1003, sale de la bandeja 15 hacia la 3P−1020/A una parte retorna hacia la linea de carga por la 3FV−1041 y la otra pasa al 3AE−1020−A/B y el 3E−1021 para ser controlado por la valvula de nivel 3LV−1016 y despues ir a los tanques de Gasolina Media3TK−2910/11 o Tanques de carga Hydrobon 3TK−2902/03/40/41 El fondo de la torre 3T−1003 es calentado con aceite caliente (Hot Oil) mediante un sistema de Reboiler 3I−1014 incorporado que viene del Área 302 y es controlado por la válvula de flujo FV−1033 El producto del fondo de la torre 3T−1003 que sale aproximadamente con 150 °C es impulsado por la bomba paraUna ser enfriado enenvía el 3AE−1008 A/B y luego en el 3E−1012 A/B para dividirse en 3P−1011/A, dos ramales: parte se a los tanques 3TK−2902/03/40/41 de almacenamiento almacenam iento de carga Hydrobon controlada por la válvula de nivel LV−1010, y la otra va a los tanques 3TK−2910/ 11 de almacenamiento de Nafta Media (N.M) controlada por la válvula de flujo FV−1032.   Tabla 5− PRESIONES DE TRABAJO DE EQUIPOS ZONA DE ESTABILIZACION 3T−1002 9 −10 Kg./cm2 3T−1003 1,3 −1,5 Kg./cm2 3D−1003 9 −10 Kg./cm2 3D−1004 0,9 1.5 Kg./cm2 aprox.

7.12. UNIDAD DE DE RECUPERACIÓN DE GASES El Propano (C3H8) y Butano (C4H10) son dos gases que salen de la Unidad Recuperadora de Gases independientemente independientemente el uno del otro a Tanques de Almacenam Almacenamiento. iento. Para es esto to se ccuenta uenta con una torre Deetanizadora 3T−1101, y con otra torre (Splitter) 3T−1102. Desde el acumulador 3D−1003 sale una fase gaseosa que va al acumulador 3D−1101, que también recibe gas de acumulador 3D−1207/1307 (Área 302/303). De allí el compresor 3C−1101/A comprime para enviarlo al 3E−1102 pasando luego al 3D−1102 y mantener una presión diferencial de 2.0 kg./cm2 controlado por el PDV−1105. El acumulador 3D−1102 tiene una válvula de control de presión PV−1106 que ventea los gases excedentes al acumulador 3D−2401 (A−302). En la parte baja se acumula agua, que se purga manualmente. Del acumulador 3D−1003 también sale una parte líquida impulsada por las bombas 3P−1010/A, controlada por la válvula de nivel LV−1009, que va al enfriador 3E−1102, y se acumula en el

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acumulador 3D−1102, que también recibe líquido del 3D−1207/1307 (Área 302/303). De allí va como carga a la torre 3T−1101 impulsada por las bombas 3P−1101/A pasa por los secadores 3D−1103/04, y controlada por la válvula de flujo FV−1102 llega a la torre 3T−1101 sobre la bandeja 18. Dichos Secadores tienen relleno de cerámicos de diferente diámetro (tamiz molecular) para absorber toda la humedad que haya podido ser arrastrada, para evitar la formación de hidratos y para especificar el punto de congelamiento del Propano. El producto de Cabeza de la torre 3T−1101 pasa por el 3E−1105 y se acumula en el acumulador 3D−1106 de ahí es succionado por la bomba 3P−1102/A que devuelve el producto a la cabeza de la torre 3T−1101 como reflujo hasta la bandeja 2, controlado por la válvula de nivel LV−1104, el control de fraccionamiento de la columna se la realiza con la temperatura de fondo, apoyado con datos de laboratorio. Por la cabeza de la 3T−1101 se eliminan C1, C2 y son enviados al 3D−2401, para posteriormente ser utilizado como combustible. El acumulador 3D−1106 tiene una línea de gas que va al acumulador 3D−2401 (Area 302) controlada con la válvula de presión PV−1118. El fondo de la torre 3T−1101es calentado con vapor de media (150 PSI) a través del Reboiler 3I−1102 cuyo flujo es controlado por FV−1106. El producto de fondo sirve como carga a la torre 3T−1102 por diferencia de presiones, luego de ser enfriada en el enfriador 3E−1104, y controlada con la válvula de nivel LV−1103 de la torre 3T−1101. Ésta carga puede ingresar en la torre 3T−1102 en los platos 17 ó 23. El producto de Cabeza de la torre 3T−1102 es el gas Propano (C3H8) y sale de la parte superior de la torre acumulándose en el Acumulador 3D−1107 luego de ser enfriado en el enfriador 3E−1107. Al acumulador 3D−1107 llega una línea directa de gas caliente de la cabeza de la torre 3T−1102 que sirve para mantener la presión mediante la válvula PV−1122. También el 3D−1107 tiene una válvula de alivio al flare en caso de sobrepresión El producto es bombeado desde el 3D−1107 con las bombas 3P−1103/A por una parte a los tanques de almacenamiento 3TK−2930/31 mediante la válvula de flujo FV−1111 y otra parte como reflujo a la torre 3T−1102 a la altura de la bandeja 1 controlada por la válvula de flujo FV−1112. El fondo de la torre 3T−1102 es calentado con vapor de media (150 PSI) a través del Reboiler 3I−1103 controlado por FV−1110. El producto de fondo pasa por el enfriador 3E−1106 y controlado por la válvula LV−1105 de nivel de la 3T−1102 va al tanque de almacenamiento por diferencia de presión de la columna a los tanques 3TK−2932/33.   Tabla 6− PRESIONES DE TRABAJO DE EQUIPOS UNIDAD DE RECUPERACION 3T−1101 3T−1102 3D−1101 3D−1102 3D−1103 3D−1104 3D−1106 3D−1107 3D−2401

DE24GASES −26 16.5 −17,5 9 −10 24 −27 27 −30 27−30 24 −26 15.0 −17,0 3,6−4.2

Kg./cm2 Kg./cm2 Kg./cm2 Kg./cm2 Kg./cm2 Kg./cm2 Kg./cm2 Kg./cm2 Kg./cm2

7.13. CONTR CONTROL OL DE LA DESTILACIÓN DESTILACIÓN

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Tabla 7 .− Destilacion Crudo DESTILACION ATMOSFERICA CRUDO Punto inicial de Destilación P.I  5% Volumen recuperado 10% Volumen

A

760 mmHg

94

55 % Volumen recuperado

320

122

60 % Volumen recuperado

351

recuperado 15% Volumen recuperado 20% Volumen recuperado 25% Volumen recuperado 30% Volumen recuperado 35% Volumen recuperado 40% Volumen

150

65 % Volumen recuperado

385

164

70 % Volumen recuperado

438

182

75 % Volumen recuperado

544

194

80 % Volumen recuperado

614

209

85 % Volumen recuperado

680

recuperado 45% Volumen recuperado 50% Volumen recuperado RENDIMIENTO Gasolina Liviana Gasolina Media Destilado Liviano Destilado Medio Destilado Pesado

241 Punto Final

708

(%Vol.) (%Vol.) (%Vol.) (%Vol.) (%Vol.)

212°F 320°F 375°F 500°F 680°F

34,0 21,0 9,0 13,0 13,0

CérurddiodaRseducido P

%V Vooll..)) ((%

Sup. a 680°F

37,,00

229

263 293

Destilado Liviano Se debe controlar la temperatura del Destilado Liviano que sale de la 3T−1001 en 188°C a 197°C. Se debe controlar los siguientes registros que son reportados por laboratorio, dentro de los siguientes rangos: Tabla 8− RANGOS DE ESPECIFICACION DL ESPE ES PECI CIFI FICA CACI CION ON RA RANG NGO O API

49.0

53.5

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Pto. Inflamación Punto inicial 5% 10% 50% 90% 95% Punto final

95°F 285 °F 305 °F 310 °F 340 °F 380 °F 400 °F 430 °F

104 °F 310 °F 325 °F 335 °F 365 °F 410 °F 420 °F 460 °F

Destilado Medio La temperatura del Destilado Medio que sale de 3T−1001 se controla en el rango de 240º C a 250°C. Se debe controlar los siguientes registros que son reportados por laboratorio, dentro de los siguientes rangos:

Tabla 9− RANGOS DE ESPECIFICACION DM ESPE ES PECI CIFI FICA CACI CION ON RA RANG NGO O API 42 46 Pto. Inflamación 126 °F 160 °F Punto inicial 330 °F 380 °F 5% 380 °F 415 °F 1500% % 90% 95% Punto final

440400 ° °F F 470 °F 530 °F 570 °F

443700 ° °F F 500 °F 570 °F 600 °F

Destilado Pesado La temperatura con que sale el Destilado Pesado a 3T−1001 se controla entre 285º C a 300° 300°C. C. Se debe controlar los siguientes registros que son reportados por laboratorio, dentro de los siguientes rangos: Tabla10− RANGOS DE ESPECIFICACION DP  ES ESPE PECI CIFI FICA CACI CION ON RA RANG NGO O AtPoI. Inflamación P 23360.0°F 23690.0°F Punto inicial 350 °F 480 °F 5% 470 °F 530 °F 10% 500 °F 545 °F 50% 570 °F 620 °F 90% 690 °F 735 ºF 95% 720 °F 750 °F Punto final 740 °F 760 ºF Destilación de cabeza splitter nafta Tabla 11− RANGOS DE ESPECIFICACION CSN ESPE ES PECI CIFI FICA CACI CION ON RA RANG NGO O API 75 85 Pto. Inflamación TVR 9,0 15

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Punto inicial 5% 10% 50% 90% 95% Punto final

80 °F 105 °F 110 °F 130 °F 175 °F 190 °F 200 °F

110 °F 115 °F 120 °F 140 °F 190 ºF 210 °F 235 ºF

Destilación Corte Lateral Tabla 12− RANGOS DE ESPECIFICACION CORTE LATERAL ESPE ES PECI CIFI FICA CACI CION ON RA RANG NGO O API 62.0 68.0 TVR 1.0 3.8 Pto. Inflamación Punto inicial 140°F 160°F 5% 160°F 170 °F 10% 175°F 220 °F 50% 220 °F 260°F 90% 265 °F 280 ºF 95% 280°F 290 °F Punto final 300 °F 310 ºF Destilación fondo splitter nafta Tabla 13− RANGOS DE ESPECIFICACION FSN ESPE ES PECI CIFI FICA CACI CION ON RA RANG NGO O API 58 63 TVR 0,5 1,5 Pto. Inflamación Punto inicial 200 °F 220 °F 5% 220 °F 230 °F 10% 220 °F 230 °F 50% 235 °F 250 °F 90% 265 °F 280 ºF 95% 270 °F 290 °F Punto final 360 °F 385 ºF Color del diesel oil TABLA 13− C COLOR OLOR DIESEL ESPE ES PECI CIFI FICA CACI CION ON RA RANG NGO O Color saybolt 1.0 Cada 2 hr ó a requerimiento CORRECCIONES Menor 4 Sacar mas cantidad de Diesel oil Sacar destilado medio Mayor a 4,5 Bajar la salida a tanque de destilado pesado Bajar la salida de destilado medio del stripper

4.5

NOTA  INGRESAR AL SAP con la transaccion ZQM 0002 o QA33  INGRESAR

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En el sistema SAp se verificaran todos los datos de rutina, especiales, tanques, semiterminados, terminados, todos y cuando el sistema este fuera de servicio, se recibirán estos datos a través del correo electrónico. Ocasionalmente Ocasionalmente vía teléfono como emergencia o en la unidad "Z" enviando la dirrecion en el correo. En base a estos análisis realizados por laboratorio, el operador realizará las correcciones a los productos de acuerdo a sus especificaciones y así obtener los productos finales dentro de las especificaciones. Datos de planillas de control de Destilado Liviano, Medio y Pesado en planillas. En sala de control: Tabla 14− Descripcion de instrumentos sala de control INSTRUMENTO VARIABLE C CO ONTROLADA FC−1007 Vapor a fondo de 3T−1001 FC−1011 Vapor a Stripper de DL FC−1012 Vapor a Stripper de DM FC−1013 Vapor a Stripper de DP FC−1010 Reflujo Intermedio de 3T−1001 FC−1014 Destilado Pesado de Stripper FC−1017 Destilado Medio de Stripper FC−1018 Destilado Medio a Tratamiento de Jet−Fuel FC−1019 Destilado Medio a Diesel Oil FC−1020 Destilado Liviano de Stripper FC−1021 Destilado Liviano a tratamiento de Jet−Fuel FC−1022 Destilado Liviano a Hydrobon En área 301: PI−1020/21 kg/cm2 Bomba de Destilado Liviano 3P−1004/A PI−1018/19 kg/cm2 Bomba de Destilado Medio 3P−1003/A 2 PI−1016/17 kg/cm  Bomba de Destilado Pesado 3P−1002/A Los datos de los diferentes controladores se toman en el campo a hrs. 04ºº, 8ºº, 12ºº, 16ºº, 20ºº y 00ºº según los horarios definidos en las planillas de control definidas para cada área PE−2−PRO/CAR−0129 (Planillas de Registro de Control en el Área de Procesos. Datos de laboratorio Los análisis de laboratorio serán realizados de acuerdo al siguiente procedimiento y en los horarios establecidos en el mismo PG−2−ING/LAB−0002 mismo PG−2−ING/LAB−0002 (Departamento  (Departamento de las Actividades del Laboratorio).

ESQUEMÁTICOS DEL ÁREA DE PROCESO DE CRUDO DE 16.500 7.14. DIAGRAMAS ESQUEMÁTICOS BPD(A−301) Doble Temp y ejecutar ANEXO A 7.15. ALAR ALARMA MA HORNO HORNO 3H−1001:

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Cuando la alarma del horno 3H−1001 se active se deberá realizar el seguimiento y registro de parámetros para identificar la causa de la activación. Los parámetros a registrar son los siguientes: Tabla 14− Parametros control 3H−1001 PARAMETRO PERIODICIDAD Termocupla Activada cada 20 minutos Carga de Crudo Una vez Temper Tem peratur aturaa Entrada Entrada de dell 3H−1 3H−1001 001 cad cadaa 20 minu minutos tos Temp Te mper eratu atura ra Sali Salida da del del 3H− 3H−10 1001 01 cada cada 20 mi minu nuto toss Densidad °API Una vez Humos (%O2) Una vez Una vez concluida la anomalía registrar un GRA 8. ANEXOS NRO 1 2 3

ANEXO AN ANEX EXO OA ANE ANEXO XO B ANEX ANEXO OC

TITULO DE DEL AN ANEXO DIE IESE SELL OIL OIL A− A−30 301. 1.DO DOC C ZON ZONA A FRA FRACCI CCIONA ONAMIE MIENTO NTO 3T− 3T−100 10022 Y 3T− 3T−100 1003.PP 3.PPT T UN UNID IDAD AD DE RE RECU CUPE PERA RACI CION ON DE GA GASE SES.P S.PPT PT

4 5 6 7

ANEX ANEXO OD AN ANEX EXO OE AN ANEX EXO OF ANE ANEXO XO G

RE RECU CUPE PERA RACI CION ON DE GA GASE SES. S.XL XLS S DE DEST STILA ILACI CION ON PR PRIM IMAR ARIA IA DE CR CRUD UDO. O.XL XLS S DE DEST STILA ILACI CION ON PR PRIM IMAR ARIA IA DE CR CRUD UDO2 O2.X .XLS LS CON CONDIC DICION IONES ES DE OPE OPERAC RACIÓN IÓN 3T− 3T−1003 1003(CO (CORTE RTE LAT LATERA ERAL).P L).PPTX PTX

9. REGISTROS No Aplica. 10. SUMARIO DE REVISIONES REVISION FECHA 0 29/05/2001 A 29/06/2001 B 25/07/2001 C 14/08/2001 D 20/08/2001 E 28/08/2001 F 06 06/1 /10/ 0/20 2001 01 G 18/03/2002 H I J

DESCRIPCION Emisión Original Primera corrección revisión 1| Vencimiento Revisión tablas. Cambio de iconos. Incl Inclus usió iónn pará paráme metr tros os de bomb bombaa de prod produc ucto to de fond fondos os correcciones revisión planeada: cambio de las Temperaturas de °C a °F e incremento 22/04/2002 de las unidades de : fraccionamiento de livianos, URG, Diagramas de flujo 05/09/2002 Adecuación ISO 14001 30 30/1 /10/ 0/20 2002 02 corr correc ecci ción ón de ra rang ngos os de de dest stililac ació iónn de ga gaso solilina nass

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K L M

O

P Q R S T

31/10/2003 revisión de control 15/10/2004 A AD DECUACION Revisión de VCT. Adecuación. Se colocaron nombres a los PP−43−0397,PE0756,PP−43−0362.Se agregó el EP−43−0169.Se 05/07/2006 modificó elnombre del PG−43−0075.Se activaron link a los procedimientos. Revisión de procedimiento, según programa, Adecuación del encabezado de acuerdo a PG−43−0001−A GESTIÓN DE LOS ESTÁNDARES DE TRABAJO DE LA RSCZ 21/09/2007 Cambio de capacidad de la UDC. A 16.500 BPD. Y parámetros de temperatura de DL, DM, DP.. Sistemática de seguimiento y registro cuando se activa la alarma del horno 3H−1001 29 29/0 /09/ 9/20 2008 08 Re Revvisió isiónn An Anua ual,l, sin sin ob obse serv rvac ació ión. n. Actualización de los Procedimiento de Trabajo mediante PG−1−GSMS−0002−A Contenido y Formato de los Procedimientos de 07/11/2008 Trabajo, siguiendo la mejora continua mediante el control de documentoscon el complemento del: 2. Alcance. 15 15/0 /09/ 9/20 2011 11 re revi vission ion an anua ual,l, ad adec ecua uaci cion on de an anex exos os 12/0 12/03/2 3/201 0122 En el punt puntoo 77.8 .8 se corr corrig igen en la lass pres presion iones es de tra traba bajo joss de lo loss equi equipo poss 08 08/0 /01/ 1/20 2014 14 * S See modi modific ficóó eell ttítu ítulo lo y eell P Punt unto.1 o.1 Obj Objeti etivo vo de acu acuerd erdoo aall R Reva evamp mp del A−301 la nueva carga procesada de 16.500 BPD a  18000 BPD . * Punto 7.DESARROLLO 2. Se modifica el título a FRACCIONAMIENTO  UNIDAD 18.000 BPD. Se aumenta el  3I−1003−A (Destilado Medio de la Torre 3T−1001). Se aumenta una nota para trabajar con cargas mayores a 18.000BPD. * Punto 7. 5.− DESTILADO MED MEDIO IO se aumenta el 3I−1003−A. * Punto 7. 7.− PRODUCTO DE CABEZA se aumenta los 3AE−1005−C/D/E 3AE−1005−C /D/E (nuevos). Se modifica el agua del 3D−1001 se purga al acumulador atmosférico 3D−1210 por medio de la 3LV−1005. Se modifica el rango de ph de 7.0 y 7.2 y la presión de trabajo de la 3T−1001 2.0− 2.3 Kg/cm2 de acuerdo a instrucciones operativas. * Punto 7. 8.− TRATAMIENTO DE JET FUEL se modifica el porcentaje 85% de Destilado Liviano y 15% de Destilado Medio de acuerdo al Revamp del A−301. * Punto 7. 9.− FRACCIONAMIENO DE LIVIANOS se aumenta los 3AE−1005−C/D/E. Se modifican los químicos para la 3T−1001 por el  controlador de PH y WET−203  inhibidor  inhibidor de corrosión. WET−202  controlador * Punto 7. 10.− Se aumenta el quimico  WET−204  a   a 3T−1002. Se aumenta la 3P−1014/A (auxiliar ) y se borra la 3P−1012 como reflujo a la 3T−1002. * Punto 7. 11.− PROCESO DE LA TORRE SPLITTER NAFTA 3T−1003 Se aumenta la descripcion del proceso de obtencion del  corte lateral . * Punto 7. 13.− CONTROL DE LA DESTILACION DESTILACION se cambia los TAG de los instrumentos de sala de control Se aumenta tabla N°12 N°12 de control de la destilacion de CORTE  LATERAL.

* ANEXOS.−

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Se aumenta al diagrama de obtención de Diesel Oil el 3I−1003−A. Se anexa el diagrama de obtención del Corte Lateral.

11. LISTA DE DISTRIBUCION RSCZ/PRO, RSCZ/PRO/CAR, RSCZ/PRO/SET 12. FECHA DE ANALISIS CRITICO La próxima fecha de análisis crítico es 25/03/2015

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