INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ATITALAQUIAING. 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 Dicha unidad se localizará en la refinería de Tula. fue diseñada por el instituto mexicano del petróleo para petróleos mexicanos. en tiempo y forma. Hgo. económicos y humanos para el logro de los objetivos directivos. 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. y la disminución del tiempo de respuesta para cualquier adversidad que llegue a surgir y también para obtener la mayor ganancia posible.INTRODUCCIÓN Es muy importante una buena organización en toda empresa ya que de esta depende el movimiento óptimo de los recursos materiales. . 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. bajo el contrato IMP-1167. La refinería Miguel Hidalgo. en el municipio de Tula de Allende.GENERALIDADES Localización de la planta La Refinería Miguel Hidalgo se encuentra localizada en el Estado de Hidalgo. ya que procesa el 24% de crudo total que se refina en México. que se encuentran estrátegicamente situadas por encontrarse entre los principales productores de aceite crudo y el mayor consumidor de combustible. cuente con los conocimientos para que opere segura y confiablemente el equipo que está a su . La primera etapa se inauguró el 18 de marzo de 1976. fue la primera refinería planeada de forma integral con plantas de proceso de hidrocarburo de alta capacidad. Esta refinería es considerada como una de las más importantes en el país por su capacidad instalada. sistemas de bombeo y almacenamiento de productos y un sector de servicios auxiliares. al norte de la Ciudad de México. Sus instalaciones ocupan un área total de 749 hectáreas.000 barriles por día. 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. a 82 km. Tula cuenta actualmente con una capacidad de refinación de 325. Su construcción se llevó a cabo en varias etapas. y la porción del mercado que controla. El área productiva está integrada por 10 sectores de proceso que incluyen plantas de proceso. plantas ecológicas. un centro de desarrollo infantil. Se han instalado sistemas para el reutiliza miento de varios deshechos. ha implementado todo un sistema de protección ambiental. evitando con esto enviar a la atmósfera gases a altas temperaturas. 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. dos escuelas primarias. hasta un programa de cultura ecológica por parte de los trabajadores. Aunado a lo anterior. Para un conocimiento real y un eficiente control de los procesos productivos. La Refinería cuenta con dos clínicas de emergencia. que va desde la construcción de plantas tratadoras de fluidos. se han invertido 2 millones de pesos en cada . un hotel y una asociación deportiva entre otras.cargo. así como la población en general. la Refinería Miguel Hidalgo. Con el objeto de contribuir a mantener las condiciones favorables en nuestro entorno. Todos los trabajadores de la refinería son capacitados en la prevención y combate de siniestros en la Escuela Regional Contraincendios. Los recursos humanos son muy importantes para Pemex y en particular. Las inversiones más recientes por parte de Pemex en la Refinería Miguel Hidalgo suman 753 millones de dólares. un hospital de especialidades médicas. para esta refinería que ha realizado diversas obras en beneficio de los trabajadores y sus familias. Pemex imparte seminarios y cursos diseñados para las necesidades de los profesionales de cada una de las áreas de sus plantas. una zona habitacional para emplea-dos de confianza y dos colonias para personal sindicalizado. mejorar la calidad de éstas. que permita obtener energéticos que satisfagan las necesidades de nuestros clientes. operando con eficiencia. Gasóleo Industrial. Es importante destacar que el Certificado de calidad de la gasolina Pemex Magna tiene validez internacional. Pemex Refinación. próximamente se certificará como empresa. cumpliendo con estándares y normas a nivel internacional.000 pesos en cada uno de los sistemas de llenado de auto tanques y carro tanques por el fondo de cada terminal. ha decidido desarrollar e implementar un sistema de calidad en busca de la mejora continua.una de las membranas flotantes para tanques y terminales de ventas y 500. La Refinería Miguel Hidalgo cuenta con certificados de calidad en los productos: Turbosina. Con el fin de no quedar rezagados ante el desarrollo que impone la creciente demanda de energéticos. Ya que cumple con las normas de aseguramiento de calidad ISO-9002 en estas líneas de producción. cuya información permite constantemente. Para enfrentar los cambios que el país demanda. tanto en la calidad como en cantidad y oportunidad. seguridad y rentabilidad. 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. protegiendo el medio ambiente y proporcionando al personal un espacio de trabajo satisfactorio. Pemex Diésel y Gasolina Pemex Magna. Propileo. en Tula se cuenta con un área de laboratorios con equipo de punta para el análisis de las diferentes gasolinas. la Refinería Miguel Hidalgo. Siendo la calidad una de las prioridades de Pemex Refinación. .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 . debido a que es más económico transportar el petróleo crudo que sus derivados. 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. En ambos . el desarrollo de los centros de refinación se encuentra cerca de los centros de consumo.ESTUDIO DE MERCADO Industria en el mundo En general. Mundialmente aunque la mayor producción de petróleo se encuentra en el Medio Oriente. Muchos de estos procesos consisten en el rompimiento de las cadenas largas de hidrocarburos contenidas en los productos pesados como el combustóleo. 9% están localizadas en Estados Unidos de América. craqueo térmico y reformación) en el año 2006. 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. 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.casos. en la ilustración 2 se gráfica la capacidad de refinación por proceso (craqueo catalítico. . Ilustración 2 Gráfica de la capacidad de refinación por proceso 2006 Actualmente. existen alrededor del mundo 681 refinerías de las cuales el 21. Ilustración 4 Cuadro de las refinerías más grandes a nivel mundial 2007 .Ilustración 3 Cuadro de número por refinerías 2006 El 7. La refinería con mayor capacidad de México es Salina Cruz.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 cual tiene solamente la tercera parte de la capacidad que tiene la de mayor capacidad en el mundo. Si comparamos a nivel de empresa. . en la Ilustración 5 podemos observar un cuadro de las empresas con la mayor capacidad de destilación primaria de refinación registradas en el año 2007.8% de la capacidad mundial. la que tiene una mayor capacidad de destilación primaria es Exxon Móvil con el 7.3% de la capacidad mundial. Pemex tiene el 1. Ilustración 5 Cuadro de las empresas con la mayor capacidad de destilación primaria de refinación 2007 . Medio Oriente y en Norteamérica). Asia Pacífico. Europa (en los países de la Ex Unión Soviética. cuyos incrementos representan 38. Las regiones que mayor participación tendrán en cuanto a aumento en capacidad serán Asia Pacífico y Medio Oriente. se espera que se construyan 14 nuevas refinerías alrededor del mundo que incrementarían en 2. Los proyectos que tienen una mayor probabilidad de realizarse y que contemplan la construcción de nuevas refinerías.0% respectivamente.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. Para el periodo 2010-2015. del total del aumento en la capacidad mundial Ilustración 6 Proyectos de nuevas refinerías por región .3% y 42. se localizan en África.087 mbd la capacidad de refinación. Este aumento supone realizar ampliaciones en 27 refinerías.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. en este caso. a diferencia de la construcción de nuevas refinerías. los proyectos estratégicos a desarrollar durante los próximos años son: . 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. Ilustración 7 Proyectos de incrementos de capacidad en refinerías existentes por región En México.4% del total en este rubro. La reconfiguración de Salina Cruz. La reconfiguración de Minatitlán permitirá que en 2009 aumente en 116. en comparación con 2007. La nueva capacidad adicionará mayor infraestructura en la destilación atmosférica. después de su reconfiguración. En el caso de Tula. La conversión de residuales en Salamanca y Tula contemplan asimismo una configuración con coquización. en 2014.3 mbd a lo largo del periodo 2006-2013. de un esquema de alta conversión con coquización.2mbd el procesamiento de crudo pesado. además de que incluye una configuración con coquización que aumentará la elaboración de gasolinas y destilados. Por otro lado. ampliará en 42. .7 mbd el procesamiento de este tipo de crudo respecto a 2006 en este centro de trabajo. el proyecto de conversión de residuales en Salamanca aumentará en 20.0 mbd la demanda por este tipo de crudo entre 2007 y 2012. La refinería de Salina Cruz también dispondrá.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. lo que reducirá la producción de combustóleo e incrementará la elaboración de destilados. el incremento será de 66. disminuyendo así la oferta de combustóleo en el centro del país. 2006-2016 .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. La reconfiguración de Salina Cruz permitirá elevar su producción de gasolinas en 33. La refinería de Tula añadirá 50.2 mbd superior a 2006. maximizar el valor del petróleo procesado mejorando eficiencias y rentabilidad.1 mbd a su producción de 2006. es decir.2%. 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). 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. INDUSTRIA EN MEXICO La industria de la refinación en nuestro país presenta distintos retos. 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) .En cuanto a la producción de petrolíferos se puede esperar que en el caso de Minatitlán. La reconversión de residuales de Salamanca aportará 22.8 mbd adicionales en 2016 respecto al año de referencia. 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. elcompromiso en el cuidado del medio ambiente a través de la elaboración de combustibles cada vez más limpios. que al concluir los trabajos de reconfiguración. 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. La nueva capacidad contribuirá con 16.4% de la producción nacional al final del periodo. 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 . en este sentido. 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. .productos petrolíferos. se planea ampliar y reubicar terminales de almacenamiento. ampliar los sistemas de carga y descarga. . Ilustración 10 Cuadro de historia de la refinación en México . distribuye y comercializa petrolíferos en todo el territorio mexicano. es el organismo que produce. el cual se integra por: Ilustración 11 Cuadro de la infraestructura del sistema Nacional de Refinación .Refinación. Los anteriores procesos se llevan a cabo a través del Sistema Nacional de Refinación (descritos en las ilustraciones 11 y 12).Infraestructura PEMEX. Ilustración 12 Refinerías. sobresale el aumento en la capacidad del proceso de hidrodesulfuración. como parte de los proyectos de reconfiguración. como resultado de la política de elaboración de combustibles con menor contenido de azufre. la incorporación de coquizadoras. Por otro lado. 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. para incrementar la obtención de destilados provenientes de los residuos de vacío así como el procesamiento de una mayor proporción de crudo pesado. ha permitido integrar nueva infraestructura de este proceso en dos refinerías (Madero y Cadereyta). . Mediante este proceso. La capacidad de reformación se ha .540 miles de barriles diarios (mbd) en todo el sistema de refinación.525 a 1. es posible modificar la estructura química de los compuestos que conforman las gasolinas. uno de los que sirve a este fin es la reformación. se requiere de procesos que incrementen el número de octanos en las mismas.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. produciendo reacciones que generen aromáticos e isoparafinas de mayor número de octanos. Debido a que las naftas obtenidas de la destilación atmosférica presentan bajos octanajes. Adicionalmente. Ilustración 14 Capacidad de destilación primaria instalada por refinería 2007 . mediante el proceso de alquilación. Otro de los procesos que permite la elaboración de gasolinas. es el de isomerización. obteniendo así gasolinas de alto octano. a través del cual se transforman hidrocarburos lineales en ramificados. 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. distinto a la reformación y la desintegración catalítica.incrementado 73 mbd. Ilustración 15 Cuadro de la capacidad instalada por refinería 2007 . y la industria Ligera. materia prima y desarrollo. Y por último dentro de esta categorización se encuentran las industrias de bienes de consumo. También se incluye dentro de esta clasificación las de bienes de equipos. cuando se supera una cantidad de 1000 trabajadores. la industria suele clasificarse en Gran industria. Semi-ligera. suele clasificarse según distintos criterios como el sector. que trabaja una elevada cantidad de materias primas que son convertidas en productos semi-elaborados. las cuales inician la transformación del producto para que posteriormente otras industrias lo conviertan en un producto terminado. cuya cantidad de materia primas para trabajo es muy baja. cuya . la industria suele clasificarse además por su nivel de desarrollo en la producción. las cuales se dedican a elaborar productos destinados directamente al mercado. que se utilice durante el proceso de producción.CLASIFICACIÓN DE LA INDUSTRIA La industria cuya actividad principal es la elaboración de productos transformados para ello materia primas. cuando se cuentan con una cantidad de entre 50 a 1000 empleados y la Pequeña industria. el número de trabajadores. la Mediana industria. Finalmente. En relación a la materia prima. que utilizan productos semielaborados en el proceso de producción por lo que su porcentaje de materia prima utilizada es menor a la industria pesada. suele clasificarse en industrias de base. Conforme el sector al que es destinada la industria. que son aquellas manufacturas que usan los productos de las industrias bases y los usan para la fabricación de equipos y máquinas. en estas la cantidad de empleados no logra superar a los 50. se encuentran las industrias Pesada. De acuerdo con la cantidad de trabajadores. En esta categoría se encuentran las industrias maduras. que son las que atraviesan una etapa de crecimiento y expansión en su producción. 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). (Internacional. Ilustración 16 Principales procesos de refinación del petróleo .producción se estanca debido a no haber alcanzado su máximo nivel de desarrollo y las industrias de punta. Los cuales tienen como función darle la calidad a los productos derivados del crudo para el consumo del cliente. como las telecomunicaciones e informática. 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 . Ilustración 18 Grafica de proceso de crudo por refinería 1997-2007 .4%. las refinerías de Salina Cruz. Cadereyta con 1. de las cuales destaca Tula con un volumen procesado 6% mayor al registrado en 2006.y 4. el Sistema Nacional de Refinación (SNR) procesó 1.3%. Madero y Salamanca disminuyeron su proceso 6.ORGANIZACIÓN GENERAL DEL PROYECTO Producción Durante 2007. 5. le sigue en importancia.270 miles de barriles diarios. Tres de las seis refinerías mostraron incrementos. En contraste.5% y en menor medida Minatitlán.5% como se puede observar en las ilustraciones 18 y 19. 270 MBD procesados por el Sistema Nacional de Refinación. el 56. Ilustración 20 Grafica de proceso de crudo tipo 1997 -2007 .2% fue crudo ligero y 38% crudo pesado ver ilustración 20.Ilustración 19 Gráfica de proceso de crudo 2007 De los 1. en el 2007. registraron disminuciones con respecto a los volúmenes producidos durante el mismo periodo de 2006. Por otro lado. 2. por gasolina Pemex Premium Ultra Bajo Azufre (UBA).4 miles de barriles diarios. fue de 1. comenzó a ser sustituida en todo el país. La elaboración de gasolinas fue de 456. a partir de octubre de 2006.4 miles de barriles diarios.511.3% menor a la del 2006 (descrito en el cuadro de la ilustracion 21) . volumen similar al de 2006. La gasolina Pemex .Ilustración 21 Cuadro de la producción de petrolíferos 2006-2007 La producción de petrolíferos y gas LP de refinerías. 1.8% superior a la del 2006. En cumplimiento a las normas de contenido de azufre en combustibles la gasolina Pemex Premium. La producción de diesel fue de 334 miles de barriles diarios. Cabe señalar que todos los productos. salvo el Pemex Diesel y los Querosenos. 4 miles de barriles diarios.4 miles de barriles del mismo Ilustración 22 Producción de petrolíferos 2007 . el retorno de productos petrolíferos por maquila de crudo en el exterior.Magna UBA se introducirá a partir de octubre de 2008 en las zonas metropolitanas del Valle de México.5 miles de barriles diarios. Cabe destacar. y en menor proporción de Tula. este fue el resultado de un aumento de 2.La producción total de gasolinas para uso automotor mantuvo un nivel similar al de 2006.9 miles de barriles diarios menos que el 2006. En el primer semestre de 2007.4% menos que el año anterior.1 miles de barriles diarios más que el año anterior y una baja de 25. Madero y Salamanca. fue de 3. la producción durante el 2007 registró 301. 7. 8. 12. Monterrey y Guadalajara y desde enero de 2009 en el resto del país.4% en el volumen de la Pemex Premium.9% en la producción de Pemex Magna. 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. Cadereyta. que la gasolina Pemex Premium es de ultra bajo azufre (UBA) y proviene de las refinerías de Salina Cruz. En el caso del combustóleo. contra 57. el 22% a producción de diesel y el 20% a producción de combustóleo. Comparando 1997 con 2007. 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. . Ilustración 23 Producción de petrolíferos 2007 porcentajes . la producción de gasolina y diesel ha aumentado y la producción de combustóleo ha disminuido.periodo del año previo. Ilustración 24 Utilización de las plantas primarias 2007 .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. 0%. debido. . 5.Ventas internas La dinámica mostrada por la demanda ha provocado que el abasto del mercado nacional se complemente con importaciones de manera creciente. del Pemex Diesel y de la turbosina en 9.6% y 11. situación que reclama mejoras y la expansión de la infraestructura existente. principalmente. 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. al crecimiento de la demanda de gasolina Pemex Magna.5%. respectivamente. 11 al gas licuado y la diferencia a otros productos. 9. el 53% correspondió a gasolinas automotrices. Ilustración 26 Valor de las ventas de petrolíferos 1997-2007 .Los ingresos obtenidos por la venta interna de petrolíferos ascendieron a 475.6% más que en 2006.707 millones de pesos. De estos ingresos. 20 a diesel. 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 aquí se eliminan las sales como nac1-y el h20. tratamiento de gas licuado 0-lpg y otra sección para el tratamiento de aguas amargas. Después de precalentarse el crudo. despunte y un calentamiento final para alcanzar la temperatura necesaria que permita la separación de la mezcla de hidrocarburos. se desala en dos trenes de desalado en paralelo con dos etapas en serie cada uno. Esta operación se efectúa en los intercambiadores de calor: tren "A"': A-EA 1 A/B. Utilizando el proceso de destilación fraccionada de crudo. a un valor mínimo del orden de: menos de-1 IB NACL/1000 BLS de crudo y menos de 0. A-EA 10 A/B Y A-EA 12 A/B. A-EA 3 A/D. El proceso se inicia con el precalentamiento del crudo. que es del orden de 139 a 165°c. A-EA 6. el diseño de la planta incluye fraccionamiento y tratamiento de nafta. proveniente de tanques de almacenamiento. A-EA 9 A/B-Y A-EA 11 A/B. A-EA 5. en este proceso -el crudo es sometido a precalentamiento en dos trenes de intercambio térmico.5% agua ysedimentos. A-EA 7. Enseguida el crudo desalado se precalienta hasta 219 -225°c. desalado.DESCRIPCION GENERAL DEL PROCESO La unidad de destilación atmosférica está diseñada-para obtener máximo rendimiento de destilados (naftas o gasolina y diesel). . A-EA 4 A/B. para -alimentarse a la zona de vaporización de las torres de despunte A-DA 1 Y A-DA 2. A-EA 8. dependiendo el tipo de crudo a procesar. TREN "B": A-EA 2 A/B. con el fin de evitar daños por corrosión principalmente en los equipos de calentamiento y destilación. en los intercambiadores de calor contra residuo A-EA 13 A/H (tren "b"). 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. 4 de cada torre agotadora. 9 turbosina. 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. Alternativamente para el agotamiento se dispone de vapor de baja presión sobrecalentado. que es lo que constituye el crudo reducido. del plato no. . 25 diesel (95% a -360°c máximo). con el fin de ajustar su especificación como producto. que se envía a fraccionamiento. El calor requerido para el agotamiento. Mentarse a la zona de vaporización de la torre atmosférica a-da 3. y a-da 6. la kerosina y el diesel se envían desde-su punto de extracción hacia su agotador a-da 4. La turbosina. se obtiene el-crudo despuntado el cual se envía a los calentadores a fuego directo. del plato no. y el gas amargo. que se inyecta por debajo del plato no. contrato IP-1P-1168. nafta o gasolina primaria (tfe. a-da 5. El producto del domo de cada torre de despunte constituye la nafta de despunte. A-BA 1 Y A-BA 2 para calentarse a 368°c que es la temperatura requerida para ali.Del fondo de cada torre de despunte. respectivamente. del plato no.-165°c máximo). A-EA-23 Y A-EA 24 A/B. que se comprime para enviarse al gas combustible. des pues de ceder calor se envía como carga a la planta de destilación al vacío. 17 kerosina. del plato no. El producto de fondos de la torre atmosférica A-DA3. se proporciona en los rehervidores de residuo A-EA 22. 33 gasóleo pesado. 36moles de h2s/ mol de dea y la dea regenerada contendrá un máximo de 0. en el contactorA-DA 61. 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. En la regeneración de la dea rica se usará como mínimo 1 lb va--por/gal de solución. de la corriente de hidrocarburos (lpg)-procedente del domo de la torre desbutanizadoraA-DA 51. por absorción.10 moles dei^s/mol de dea. La solución se regenera y se recircula al proceso. de manera que sólo se reponen las pérdidas. -el gas se envía a la red de gas combustible.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 endulzamiento de nafta tiene como objetivo eli-minar el h0s y convertir los mercaptanos a disulfuros que permanecen en el producto. La dea -rica tiene una concentración de 0. El LPG se envía a tratamiento dietanolamina (solución acuosa al 20% peso) y a tratamiento con solución cáustica. 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. La sección de tratamiento con dea ha sido diseñada para eliminar el sulfuro de hidrógeno (h^s). se envía a tratamiento cáustico y posteriormente a almacenamiento. 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). . La nafta desbutanizada que se obtiene por el fondo de la torre a-da 51. el catalizador del IMP consiste de una ftalociamina de cobalto sulfonada en una concentración de 150 a 250-ppm. De acuerdo con la reacción siguiente: H NaSR + 02 + 2H2O QKLL. El tratamiento de LPG con solución cáustica tiene-como objetivo eliminar el contenido de f^s y mercáptanos. El — proceso consiste de tres etapas principales. de modo que se cumpla con las especificaciones correspondientes a la prueba de corrosión -al cobre" (1 máximo).4 NaOH + 2RSSR Los disulfuros formados no son solubles en la sosa cáustica. Por otra parte. la reacción requiere de un catalizador del tipo quelato complejo de metal. regenerando simultáneamente la solución cáustica. A. 25°be. . utiliza una solución de sosade 4% en peso (6°be).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. 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. El oxígeno requerido se proporciona en forma de aire. Prelavado cáustico del lpg para la eliminación de h2s. contenido de f-^s (o'ppm) y --contenido de azufre total (200 ppm máximo). por los cual se separan de la misma vuelven a incorporarse en la corriente de hidrocarburos. El tratamiento cáustico del lpg también cuenta con un sistema de regeneración de la solución cáustica donde se utiliza aire y catalizador de oxidación. Separación de los mercaptanos del lpg mediante extracción líquido-líquido. evitando la formación -de emulsiones estables. 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: . Este tratamiento-consiste de dos etapas en serie. utiliza una solución cáustica al 19% peso (25°be)-a fin de lograr la conversión de mercaptanos a mercapturos.B.la concentración del catalizador es de 200 a 300-ppm y es del IMP a base DF-FTALOCIAMINA de cobalto sulfonada. 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. . FI A falla posición indeterminada. FA A falla abre. FC A falla cierra. 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. Los códigos y estándares para los principales componentes de las plantas de procesamiento cuyo uso es aceptado en el país. o equipo adicional contraincendios .. como el uso de muros. PRECAUCIONES Artículo 27o. deberá realizarse. Espaciamiento significa la distancia horizontal sin obstrucciones entre las partes más próximas de equipos o instalaciones.La disposición de planta (layout) de las refinerías y plantas de procesamiento. en tanto no se tengan normas nacionales. servicios. tanques de almacenamiento.En caso de que sea inevitable usar espaciamientos menores a los establecidos en el presente Reglamento. tomando en consideración los criterios de prevención y lucha contraincendios.. siguiendo las normas y estándares de la NFPA. o equivalentes. 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. ESPACIAMIENTO MENOR.El espaciamiento entre unidades de proceso. 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. así como de la operabilidad y mantenimiento con seguridad de los equipos. ESPACIAMIENTO REGLAMENTADO Artículo 26o. Serán igualmente válidas las distancias específicas recomendadas en los códigos y estándares de uso aprobado en el presente Reglamento. deberán ser diseñadas y construidas de acuerdo con los códigos y estándares internacionales reconocidos en la industria de la refinación y procesamiento de hidrocarburos. tal como las normas API y NFPA. se deberá evaluar y compensar el mayor riesgo que implica esta decisión con otras medidas de seguridad. en especial en los aspectos relativos a la seguridad del personal e instalaciones. control de la contaminación ambiental y conservación de energía.Las refinerías y plantas de procesamiento de hidrocarburos.. DISPOSICION DE PLANTA Artículo 25o. se indican en el presente Reglamento. LOCALIZACION Artículo 28o. energía eléctrica. d) Localizada en lo posible corriente arriba de la dirección del viento. salvo en las partes altas de columnas de poco diámetro. presión y tamaño de los recipientes y equipos involucrados. 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.. agua cruda. o muy por debajo.. con no menos de dos puertas y ser resistentes a explosiones. cerca de una pista o pasadizo de acceso. deberán localizarse lo más lejos posible de las unidades de proceso. deberán localizarse a distancias de la línea de propiedad y edificaciones no menores a las recomendadas en los estándares NFPA o equivalentes. donde no sea práctico instalar dos escaleras.Los equipos a ubicarse por encima del nivel del piso deberán ser localizados por encima de la altura de un hombre de talla alta. mantenimiento. agua tratada y aire comprimido.. seguridad y lucha contraincendios.. o almacenarse hidrocarburos o instalarse pases de tubería con hidrocarburos.La disposición de equipos dentro de las Unidades de Proceso deberá realizarse tomando en consideración los requerimientos de accesibilidad para operación. 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. En el caso de cuartos de control de unidades integradas la distancia no será menor a 30 m. No deberá instalarse equipo de proceso sobre el cuarto de control. SISTEMAS DE SEGURIDAD Artículo 32o. para evitar el ingreso de descargas accidentales de hidrocarburos o gases tóxicos. para evitar una condición insegura que ocasione golpes de cabeza al personal que pretenda cruzar el espacio libre. CUARTOS DE CONTROL Artículo 31o. de preferencia en el límite de la Unidad de Proceso. a fin de que puedan seguir operando en caso de fuego o .Los cuartos de control de las refinerías deberán ser: a) Construidos sin ventanas. por seguridad.. UBICACION DE LOS EQUIPOS Artículo 30o. DISPOSICION DE EQUIPOS Artículo 29o. 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.Los sistemas de generación y distribución de vapor. según las características de inflamabilidad de los fluidos.Las unidades de proceso de las refinerías y plantas de procesamiento de hidrocarburos. b) Localizados a no menos de 15 metros del equipo más cercano. d) Ser cuidadosamente inspeccionado durante y después de su fabricación por inspectores Calificados. lo más alejado posible de hornos y fuentes de ignición. HIS y AGMA 420. e) Ser provisto de una placa de acero inoxidable con toda la información requerida en el ASME.. sección VIII.Para bombas centrífugas.explosiones de equipos adyacentes. . mantener una distancia no menor a 23 metros de otros equipos o unidades adyacentes. inspeccionadas y probadas de acuerdo con los siguientes códigos y estándares: . LOCALIZACION SEGUN PRODUCTOS Artículo 37o. construidas. LOCALIZACION Artículo 38o. RECIPIENTES A PRESION Artículo 40o.06.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. en diques de contención de acuerdo con las normas y disposiciones que se establecen en el Reglamento de Almacenamiento de Hidrocarburos. el API 610. inspeccionados y probados de acuerdo con el código y estándares ASME. construidos. En especial se deberá inspeccionar la calidad del material y soldadura y testificar las radiografías y pruebas de relevo de esfuerzos. sección VIII y localizada en un lugar de fácil lectura. División 1 ó 2. 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. API 510 o equivalentes. b) Ser provisto de conexiones para su drenaje total y venteo. Debe localizarse en los límites de la unidad.04 y 421.Los recipientes a presión deberán: a) Ser diseñados. BOMBAS Artículo 41o.. Calderos y recipientes a presión. c) Ser provisto de un número suficiente de entradas hombre y entradas de mano para inspección y mantenimiento..Los tanques y recipientes de almacenamiento de hidrocarburos deberán ser localizados y espaciados según la naturaleza de los productos que almacenan.. 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. TANQUES DE ALMACENAMIENTO. y orientados para permitir su fácil acceso.Las bombas deberán: a) Ser diseñadas. o equivalentes. TANQUES. construidos. ser provistas de un sistema de arranque automático. tales como rotatorias.Los compresores deberán: a) Ser diseñados. Para el manipuleo de productos que no sean de hidrocarburos.Para bombas de desplazamiento positivo. ser segregadas de otras bombas. 670 y 671. instaladas y probadas de acuerdo con los códigos y estándares API 611 en el caso de turbinas para uso . sección VIII. c) Si maneja combustibles a temperaturas mayores a 315oC. . 675 y 676 y HIS.La turbinas a vapor deberán ser diseñadas. los API 674.06 ANSI y ASME.. f) Ser normalmente accionadas por motor eléctrico. .. y 421. seleccionadas.Para compresores centrífugos. AGMA 420. es aceptable el uso de bombas API de tipo ligero: . Las bombas de relevo que deben operar durante los cortes de suministro eléctrico deberán usar turbinas a vapor. calderos y recipientes a presión. b) Si son compresores de más de 150 Kw. 614.Que la bomba tenga servicio intermitente.Para compresores reciprocantes. c) Tener por lo menos dos frentes de acceso para combate contraincendio TURBINAS A VAPOR Artículo 43o. inspeccionados y probados de acuerdo con los siguientes códigos y estándares: . b) Ser localizadas lo más alejadas de posibles fuentes de ignición. por ser fuente de fuga de material inflamable. o equivalentes.Que la presión diferencial sea menor a 90 m de agua. 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.04. o cuando manipulando hidrocarburos se cumplen las siguientes condiciones. 617. e) Ser provistas de sellos mecánicos si manipulan hidrocarburos. debidamente espaciados para minimizar la exposición al fuego de equipos adyacentes. d) Si las bombas de relevo se usan para protección personal o protección de equipo. reciprocantes o de volumen controlado. ser agrupados en una área. o equivalentes. COMPRESORES Artículo 42o. los API 613. g) Para bombas de servicio general de refinería que manipulan hidrocarburos se usarán bombas centrífugas API de servicio normal. o equivalentes. con el máximo diámetro de impulsor a su velocidad específica. el API 618.. máximo 8 horas por día. construidos. Sección I. Calderas y Recipientes a Presión. y localizada en un lugar de fácil lectura. o equivalentes. TEMA y ASME secciones VIII y IX.06.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. Sección VIII división I. API 677 y API 613.Los intercambiadores de calor deberán: a) Ser diseñados.. ANTISISMICOS Artículo 46o. ASME y ANSI o equivalentes. ANSI B31. 620 y 2510. ACMA. TANQUES DE ALMACENAMIENTO Artículo 45o. construidos. AISC.Las torres de enfriamiento de tiro inducido deberán ser diseñados de acuerdo con los códigos y estándares CTI. INTERCAMBIADORES DE CALOR Artículo 44o. o equivalentes. AGMA 420. sección VIII.La selección de material. AWS.06 o .1 y B31.3. NEMA y NBS o equivalentes.04 y 421. según el API 650 apéndice E. API 660 y 661. Las calderas deberán diseñarse para su operación a su punto de eficiencia óptima. diseño... COMPRESORES DE AIRE Artículo 49o.. inspeccionados y probados de acuerdo con los códigos y estándares TEMA Clase R y Clase C.. deberá instalarse una válvula de alivio en el lado frío para prevenir excesiva expansión térmica.04 y 421. NFPA 214.general en refinerías y API 612 en el caso de turbinas de uso especial en refinerías. Sección II y Sección IX. ANSI. d) Ser provisto de una placa de acero inoxidable con toda la información requerida en el ASME. b) Si son provistas de válvulas de bloqueo en las entradas y salidas del intercambiador. c) Tener suficientes drenajes para mantenimiento. inspeccionados y probados de acuerdo con los códigos y estándares ASME.Los tanques deberán ser diseñados a prueba de sismos. fabricación.Los calderas deberán ser diseñados.. ANSI. erección y prueba de tanques cilíndricos verticales de acero de almacenamiento deberá ser realizado de acuerdo con los códigos y estándares ASTM. CALDERAS Artículo 47o. 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. API 650. ASME Calderos y recipientes a presión. NEMA SM20. excepto las líneas de ácido.3. operación. Las juntas de expansión serán usadas solamente en casos limitados cuando hay restricciones de espacio. c) Las líneas que no puedan ir en forma aérea deberán ser instaladas sobre durmientes. 601. ASTM y ASME Sección I y Sección VIII. Todo el líquido debe ser drenado máximo en treinta minutos.10 y 36. construidos. 36. Se usará normalmente curvas de radio amplio y cambios de dirección de tuberías. paro y limpieza con vapor.9. RP 550.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. .8 m cúbicos de líquido. inspeccionados y probados de acuerdo con los códigos y estándares API Spec 5 L. deberán ser aéreas. dejando provisiones para expansión y flexibilidad. soda cáustica y líneas de flujo pulsante deberán ser instaladas en durmientes. b) Todas las líneas dentro de las unidades. 16. f) Las válvulas de alivio de vapores de hidrocarburos de cualquier peso molecular deberán ser conectadas a sistemas cerrados..3. g) Se deberá proveer de un sistema de evacuación de hidrocarburos líquidos si los equipos y líneas contienen más de 3. válvulas y equipos. SISTEMA DE TUBERIAS Artículo 51o. e) Las tuberías deberán ser diseñadas considerando la expansión y contracción térmica para las condiciones de arranque. ANSI B16. soda cáustica y líneas con flujo pulsante. diseñado de acuerdo con el API RP 520 y RP 521. 16. así como los siguientes requerimientos: a) Las líneas deberán seguir las rutas más cortas y con el menor número posible de accesorios.Los sistemas de tuberías deberán ser diseñados. Los compresores de aire de instrumentos deberán tener un sistema de relevo con arranque o provisión de aire automático. h) Las válvulas de seguridad de líquidos inflamables o de riesgo deben ser descargados a sistemas cerrados. NFPA o equivalentes. SECADORES DE AIRE Artículo 50o. en soportes de tubería.5. 31. 16.. evitando excesivas tensiones en las tuberías. d) Las líneas fuera de las unidades de proceso y las líneas de ácido.19. RP 520.equivalentes.21. que incluyan recipientes de separación de líquidos (blow down) y antorchas de quemado de gases y vapores (Flare).11. tales como las aguas de drenaje de sistemas cerrados de agua de enfriamiento. d) Desagüe Sanitario. . f) Algunas aguas de proceso contaminadas con ácido sulfhídrico. según corresponda a la complejidad y tipo de unidad de proceso: a) Desagüe aceitoso. para colectar las aguas contaminadas con hidrocarburos. trincheras. así como el agua contraincendio. incluyendo aguas de drenaje y enjuague de equipos que usan reactivos y materiales químicos. b) Los desagües limpios serán colectados y descargados en la localización especificada en el proyecto. para reducir el nivel de estos contaminantes. La separación se efectuará en instalaciones tales como Separadores API. que contienen asfaltos. para colectar los efluentes de aguas servidas. DISPOSICION DE LOS SISTEMAS Artículo 53o.. amoníaco. e) Los desagües de otros efluentes indicados en el artículo 53o.. condensado. etc. flotación con aire. CPI. e) deberán ser colectados y enviados a sistemas especiales de separación de hidrocarburos. b) Desagüe limpio. para colectar las aguas que contiene ácidos y álcalis. condensadores.SISTEMAS DE DESAGÜES Artículo 52o. parafinas y residuos pesados que solidifican a temperatura ambiente. etc.. etc. previo al proceso de separación aceite/agua deberán someterse a un sistema de despojamiento con vapor u otro medio. ceras. agua colectada de las áreas de proceso y tanques. para colectar las aguas normalmente libres de hidrocarburos. oxidación biológica y otros sistemas de separación que sean necesarios previo a su disposición final. enfriadores. c) Los desagües químicos serán colectados y enviados a pozos de neutralización previa su disposición final.Las Refinerías y Plantas de Procesamiento de Hidrocarburos deberán tener los siguientes sistemas separados de colección de desagües. 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. fenoles y otros contaminantes (aguas amargas). tales como las aguas de proceso que tienen contacto con hidrocarburos como las aguas de desaladoras.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. previos a la disposición final del efluente. e) Otros efluentes. agua de lluvia. agua de lluvia de techos de tanques. c) Desagüe Químico. INSTALACIONES DE TRATAMIENTO Artículo 54o. 70 (NEC). 31.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. API RP 550 y 551. 78. deberá realizarse de acuerdo con los códigos. edificios. NES de la NBS.. pavimento y construcciones de concreto. SISTEMA DE INSTRUMENTACION Y CONTROL Artículo 55o. diseñados e instalados de acuerdo con la clasificación de Área que le corresponda.. deberá realizarse de acuerdo con los siguientes códigos y estándare . 70 (NEC). o equivalentes. Así mismo la cantidad y calidad de los efluentes sólidos y gaseosos se ceñirá a las normas establecidas en dicho Reglamento.3 y C2.. NEMA e IEEE o equivalentes.El diseño de las cimentaciones de torres. estructuras y equipos deberán ser diseñados y construidos de acuerdo con el Código Eléctrico del Perú y los códigos y estándares NFPA No. API. NFPA 70. tanques de almacenamiento..1 y el Manual de Estándares de Medición de Petróleo del API. CONEXION A TIERRA Artículo 58o. estructuras de acero.Los sistemas eléctricos deberán ser seleccionados. recipientes y equipos. diseñados e instalados de acuerdo con el Código Eléctrico del Perú. diseño. o equivalentes.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. NBSA.5. CLASIFICACION DE AREA Artículo 57o. SISTEMAS ELECTRICOS Artículo 56o. y los códigos y estándares NFPA No. ISA S51.. SISTEMAS DE ILUMINACION Artículo 59o.Los sistemas de conexión a tierra de las instalaciones eléctricas. NEMA y API RP 540. NEMA ICS-6 e ICS-2... e instalación de instrumentos y sistemas de control. 1442 o equivalentes. soportes de tubería. NFPA No. CIMENTACIONES Y ESTRUCTURAS Artículo 60o. La clasificación de Área para instalaciones eléctricas deberá estar de acuerdo con la última edición de los estándares API RP-500. ANSI. estándares y prácticas de diseño recomendadas en el ANSI B 16.La selección. IEEE No.Los sistemas eléctricos deberán ser seleccionados. .ACI-318. IBC. . soporte de recipientes.. deberán ser recubiertos con material a prueba de fuego. AISLAMIENTO TERMICO Artículo 62o. de acuerdo con las normas establecidas en el Reglamento de seguridad para las Actividades en Hidrocarburos. UL y API Publicación 2218 o equivalentes. BCRSPC.UBC 1978 Código Uniforme de Construcción para diseño sísmico. complejidad y características de los productos que manufacturan. SISTEMA CONTRA INCENDIO Artículo 63o. instrumentos y cables eléctricos que sean vitales durante emergencias. 318 y 506. E136.. fabricación. FM.ANSI A58. E605. estructuras de acero. y erección de acero estructural para construcciones. soportes de tuberías y otros equipos que contengan material inflamable. RECUBRIMIENTO A PRUEBA DE FUEGO Artículo 61o.1-83 Código de Requerimientos de Construcción para Concreto Estructural.Se deberá proveer de aislamiento térmico a todo equipo o tubería caliente con el cual pueda entrar en contacto el personal. C309.Las Refinerías y Plantas de Procesamiento de Hidrocarburos deberán ser provistas de instalaciones y equipos para la lucha Contraincendio acordes con su tamaño. E119. . hornos. . ICBO.ACI-318-83 Código de Requerimientos de Construcción para Concreto Reforzado.1-1982 Cargas Mínimas de Diseño para edificios y otras estructuras. hasta una altura apropiada siguiendo los códigos y estándares ACI 305R. ASTM C156. líneas de descarga de válvulas de alivio y fuentes de material radioactivo. BCRRC. C171.Todos los recipientes. .. E84.AISC Especificaciones para el diseño. . enfriadores de aire. El espesor del aislamiento térmico para protección del personal debe ser lo suficiente para reducir la temperatura superficial a 93°C o menos. así como para minimizar las pérdidas de calor y conservar la energía en tanto se justifique económicamente. 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 . 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 . 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 .Imagen NOMBRE Equipo principal Objetivo Bombas de carga TV´S Y AGA´S 1/R. el agua se separa del crudo debido a su mayor densidad precipitándose al fondo del recipiente desalador . las gotas se irán uniendo entre si formando gotas más grandes. 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.que son las encargadas de quitar. 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.El tipo de desaladora que se utiliza en la planta primaria 2 sector 7 se utiliza el siguiente equipo: Oleofobicas. sedimentos. . salmuera. 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.. luego los extremos de las gotas que tienen cargas opuestas se atraerán produciéndose la coalescencia de las gotas. esto es. De esta forma. AWS Sociedad Americana de Soldadura. . AICS Instituto Americano para Construcción de Acero. NFPA Asociación Nacional de Protección Contraincendio. HIS Instituto de Estándares de Hidráulico. IEEE Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos. TEMA Asociación de Fabricantes de Intercambiadores Térmicos. ANCA Asociación para Acondicionamiento y Movimiento de Aire. CTI Instituto de Torres de Enfriamiento. ISA Sociedad Americana de Instrumentación. ICBO Conferencia Internacional de Oficiales de Construcción. Siglas de códigos y estándares: ACI Instituto Americano de Concreto. HI Instituto Hidráulica. UL Laboratorios Underwriter. AGMA Asociación Americana de Fabricantes de Engranajes. UBC Código Uniforme de Construcción. ASME Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos. ASTM Sociedad Americana de Pruebas y Materiales.Nomenclaturas A. API Instituto Americano de Petróleo. ANSI Instituto Americano de Estándares Nacionales. NEMA Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos. Persona natural o jurídica definida en el artículo 2o. que pueden ser combustibles o no combustibles... Auditoría Técnica.Instalaciones industriales en las cuales el petróleo crudo.Industria petroquímica que realiza la primera transformación de los hidrocarburos. Línea de Propiedad. maquinarias.6 grados centígrados y que no ha sido procesado en Refinerías. Petroquímica.. de acuerdo con el Decreto Supremo No. Plantas de Procesamiento de Hidrocarburos.Mezcla de hidrocarburos que tiene un punto de inflamación menor a 65. Punto de Inflamación. Petróleo Crudo.Definiciones Asfaltos. Instalaciones. 012-93-EM --Reglamento del Decreto Ley No.. diesel y combustibles industriales.Línea que delimita la propiedad con la vía pública o propiedades de terceros. Grasas. de textura viscosa.. Refinería.. degradan su calidad original a niveles no propios para la salud y el bienestar del ser humano. constituidos por compuestos de alto punto de ebullición. gasolinas naturales u otras fuentes de hidrocarburos son convertidos en productos combustibles como el Gas Licuado de Petróleo (GLP). Responsable del Proyecto. En el presente Reglamento incluye las plantas indicadas en el artículo 1o.Conjunto de equipos.Productos sólidos o semisólidos derivados del petróleo. consistente en hidrocarburos de alto punto de ebullición combinado con aditivos. recipientes y edificaciones que se utilizan para realizar actividades de Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos.Industria que utiliza hidrocarburos o sus derivados como materias primas para producir productos químicos.. sustancias o energía que al incorporarse y/o actuar en el ambiente. Puede incluir productos no combustibles como lubricantes. 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. asfaltos y solventes...Proceso analítico que consiste en exámenes técnicos. .Productos constituidos por bases lubricantes derivadas del petróleo que han sufrido un proceso de saponificación.. Contaminantes.La menor temperatura a la cual un hidrocarburo líquido con suficientes vapores puede inflamarse en presencia de una fuente de ignición.. gasolinas. 25763. poniendo en peligro los ecosistemas naturales. Lubricantes.. del presente Reglamento. Petroquímica Básica.Término general para instalaciones industriales que transforman hidrocarburos en sus derivados. kerosene.Materiales.Productos derivados del petróleo crudo de alto índice de viscosidad... polimerización. agua cruda y tratada. alquilación. etc. craqueo catalítico. que forman una sección integrada de una Refinería o Planta de Procesamiento de Hidrocarburos. . energía eléctrica. tratamiento de efluentes. reformación.Instalaciones donde se realiza una secuencia integrada de operaciones físicas o químicas de separación. purificación o conversión de hidrocarburos o derivados. quemadores. unidades de destilación.Sistemas de generación y distribución de servicios industriales necesarios para la operación de las unidades de proceso.. Por ejemplo. etc. así como los sistemas de almacenamiento.Servicios y áreas exteriores.. tales como vapor.. que están ubicados fuera de las Unidades de Proceso. Unidades de Proceso. . Primer Informe de Labores 2007 • PEMEX. Statistical review of world energy. • SENER. Portal de internet. Energy Information Administration. • Petróleos Mexicanos. June 2007 • EIA. Glosario de términos usados en la Industria Petrolera. Prospectiva de petrolíferos 2002-2011. • SENER.REFERENCIAS • Petróleos Mexicanos. Diccionario de Términos de Refinación • SENER. • BP. Prospectiva de petrolíferos 2007-2016. Portal de internet.
Report "Planta primaria 2 sector 7 de la refineria miguel hidalgo"