i
UNIVERSIDAD TÉCNICA PARTICULAR DE LOJA
MODALIDAD ABIERTA Y A DISTANCIA
MAESTRÍA EN AUDITORÍA DE GESTIÓN DE LA CALIDAD
DISEÑO, MEJORA E IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE
CONTROL INFORMÁTICO DE MOVIMIENTOS DE PRODUCTOS
DIARIO EN REFINERÍA AMAZONAS
Trabajo de investigación previo la obtención del título de Magister en Auditoría de Gestión de la Calidad
Autor: Ing. Luis Fabián Corella Estrella
Director: Dr. MSc. Patricio Agurto
Centro Universitario: Quito
ii
Dr. M Sc. Patricio Agurto
DIRECTOR DE TESIS
CERTIFICA:
Que el presente trabajo de investigación realizado por el estudiante Ing. Luis Fabián Corella Estrella, ha sido orientado y revisado durante su ejecución, por lo tanto está aprobado.
Quito, junio 2011
iii
CESIÓN DE LOS DERECHOS
Yo (Luis Fabián Corella Estrella), declaro conocer y aceptar la disposición
del Art.67 del Estatuto Orgánico de la Universidad Técnica Particular de Loja
que en su parte pertinente textualmente dice: “Forman parte del patrimonio
de la Universidad la propiedad intelectual de investigaciones, trabajos
científicos o técnicos y tesis de grado que se realicen a través o con el
apoyo financiero, académico o institucional (operativo) de la Universidad”.
---
iv
Dedicatoria
A mi esposa, hijos y familiares, quienes me han sabido
comprender apoyar y darme el tiempo necesario, en el
v
Agradecimientos y reconocimientos
Yo, Ing. Luis Fabián Corella Estrella, dejo constancia de
mi profundo agradecimiento en primer lugar a Dios, por
ser mi luz, mi guía y gracias a su infinita misericordia y
bendición alcanzar cada una de mis metas.
A los señores profesores por los sabios conocimientos
impartidos, de este Postgrado.
A la Institución Agencia de Regulación de Control
Hidrocarburifero, al Ing. Vicente Gaspar P. por todo el
apoyo brindado.
A los profesores miembros del Tribunal, especial gratitud
se merece el Director de Tesis Dr. M Sc. Patricio
Agurto, por su revisión, dedicación y orientación para la
vi
Índice del Contenido
CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1Planteamiento del Problema (Oportunidad) 1
1.2Justificación 1
1.3Marco Referencial 3
1.3.1 Fundamentación Teórica
1.3.2 Marco Legal
1.4 Antecedentes 4
1.5 Metodología aplicada 4
1.5.1 Tipo de estudio descriptivo 5
1.5.2 Método de investigación, observación, inducción,
deducción, histórico y lógico 5
1.5.3 Técnicas de información y procedimientos para la
recolección de información 6
1.6Objetivo General y específicos 6
1.6.1Objetivo General
1.6.2Objetivos Específicos
1.7Esquema de contenidos 7
CAPITULO II
ASPECTOS GENERALES
2. MEDICION DE TANQUES DE PETROLEO 9
2.1Condiciones para una medición 11
2.2Clasificacion de los sistemas de medición 11
2.2.1Medicion Dinámica
2.2.2Medicion Estática
2.3 Normas aplicables para la medición 13
vii
2.4.1Tanques de almacenamiento de hidrocarburos
2.4.2 Tanques de almacenamiento clasificación 15
2.4.3Identificacion de los tanques 16
2.4.4 Tanques de techo fijo 17
2.4.4.1 Tanques de techo fijo (Domo Geodésico) con
membrana flotante. 18
2.4.4.2 Tanques de almacenamiento atmosférico 18
2.4.4.3 El domo geodésico de aluminio 21
2.5 Seguridad contra incendios 23
2.6 Protección ambiental 27
2.6.1 Mantenimiento 29
2.7 Medición al vacío 32
2.8 Sistemas de medición de tanques con radar 35
2.9 Toma de muestras de petróleo y productos de petróleo 37
CAPITULO III
DIAGNOSTICO Y EVALUACION DE PETROINDUSTRIAL (CIS)
3. DESCRIPCION DE LA EMPRESA 39
3.1 Estructura de la Organización 40
3.2 Organización funcional 40
3.3 Misión de Petroindustrial 41
3.4 Visión de Petroindustrial 42
3.5 Complejos Industriales 45
3.6 Complejo Industrial Shushufindi 45
3.7 Proceso General de Fabricación 45
3.7.1 Bases de Diseño 45
viii
3.8 Descripción del proceso 47
3.9 Control de Producción de Refinería Amazonas 53
3.10 Promedio diario de eficiencia de la Refinería en Destilación
de Crudo y control de tiempos en informes de M.R 56
3.11 Diagrama de Flujo Refinería Amazonas 58
3.12 Normas de Control de Calidad 59
CAPITULO IV
DISEÑO DEL SISTEMA DE CONTROL Y MEJORA DE LOS
PROCESOS OPERATIVOS EN EL
CONTROL DE
MOVIMIENTOS DE PRODUCTOS EN REFINERIA
4. Base legal: ley de Hidrocarburos y Ley Reformada de Hidrocarburos
4.1 Manual de procedimientos 63
4.1.1 Cálculo de existencias de productos. 63
4.1.2 Procedimiento 63
4.2.1 Actas de entrega y recepción de productos limpios. 68
4.2.2 Procedimiento 68
4.3.1 Cálculo de movimientos de productos 71
4.3.2 Procedimiento 72
4.4.1 Reporte diario de producción de la Refinería Amazonas. 77
4.4.2 Procedimiento 77
4.5.1 Recepción de Nafta de Alto Octanaje 78
4.5.2 Descargas de auto tanques de Nafta de Alto Octanaje en el
Complejo Industrial Shushufindi, determinación del volumen,
recirculación y Certificado de Calidad. 79
4.6.1 Programa de transferencias de refinería y planta de gas. 80
ix
CAPITULO V
ANALISIS E INTERPRETACION DE RESULTADOS
5. DATOS EXPERIMENTALES 86
5.1 Búsqueda de factores en tanques de Productos 86
5.2 Búsqueda de Volumen en tanques de Productos 90
CONCLUSIONES 99
RECOMENDACIONES 100
GLOSARIO DE TERMINOS 101
REFERENCIAS 112
ANEXOS 113
x
RESUMEN EJECUTIVO
El propósito fundamental de la ejecución del presente trabajo cuyo
tema es: “DISEÑO, MEJORA E IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE
CONTROL INFORMATICO DE MOVIMIENTOS DE PRODUCTOS DIARIO
EN REFINERIA AMAZONAS”Shushufindi provincia de Sucumbíos, es
poner en práctica los distintos conocimientos adquiridos en la Maestría de
Auditoria en Gestión de Calidad.
Se busca proponer una solución a las necesidades de información
confiable en el control de producción en el movimiento de diario de tanques
en Refinería Amazonas, ante la pérdida de tiempo en la elaboración de
informes diarios, origina que la información sea entregada muchas veces
con retraso a las autoridades.
Motivo por el cual se necesita una fuente de información confiable
para la toma de decisiones , por tal motivo se ha elaborado la presente tesis
bajo las exigencias de un trabajo académico, buscando los términos
adecuados de Gestión de Calidad acorde con las enseñanzas obtenidas a
través de los distintos módulos de la Maestría.
Por su finalidad es bibliográfica por la investigación en libros, revistas,
folletos etc.; aplicada ya que se lleva a la praxis, por las circunstancias es
experimental y por el lugar a desarrollarse es de campo debido a que se
sigue una secuencia de procedimientos.
La presente tesis consta de cinco capítulos:
En el Capítulo I se realiza un análisis de los conceptos principales,
planteamiento del problema, justificación, marco referencial, metodología
aplicada, técnicas de información y procedimientos para la recolección de la
información, objetivos general y específicos y el esquema de contenidos.
En el Capítulo II se realiza un análisis de los conceptos principales de
la materia relacionada es decir medición de tanques de petróleo, donde se
describe las condiciones para una medición, clasificación de los sistemas de
xi
contra incendios , protección ambiental, sistemas de medición, toma de
muestras de petróleo y productos de petróleo.
En el Capítulo III, se determina un diagnóstico y evaluación de
Petroindustrial, en el que se destaca su estructura organizacional, su misión,
visión, el proceso general de fabricación, control de producción, eficiencia de
la refinería, normas de calidad de productos refinados.
En el Capítulo IV, se presenta el diseño del sistema de control y
mejora de los procesos operativos en los movimientos de Materia prima y
Productos refinados en la Refinería Amazonas.
En el Capítulo V, se desarrolla los datos experimentales que se han
venido realizando a través de estos meses, y se aplica un sistema de
búsqueda de factores de corrección y volúmenes de tanques de materia
prima y productos refinados, se realiza un análisis de la información.
Conclusiones y Recomendaciones se ofrece a consideración de los
lectores, fundamentados en la ejecución del presente trabajo.
En el contenido del trabajo se presentan fotos: de la refinería con sus
dos unidades de destilación, tanques, medición de tanques por personal
técnico, diagramas de flujo para un mejor entendimiento y familiarización con
la información del movimiento de productos en Refinería, como son
1
CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1 Planteamiento del Problema (Oportunidad)
La Dirección Nacional de Hidrocarburos (D.N.H), actualmente Agencia
de Regulación de Control de Hidrocarburos (ARCH), fue creada en el año
de 1978 mediante Ley de Hidrocarburos, actualmente paso a
denominarse Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
De conformidad con lo determinado en la Ley de Hidrocarburos de
1978, Decreto Supremo 2967, Registro Oficial 711 de 15 de Noviembre
de 1978.La cual indica en el “ Art. 11.- La Dirección Nacional de
Hidrocarburos (actual Agencia de Regulación y Control de
Hidrocarburos) es el organismo técnico administrativo dependiente del
Ministerio del ramo que controlará y fiscalizara las operaciones de
hidrocarburos en forma directa o mediante la contratación de
profesionales, firmas o empresas nacionales o extranjeras
especializadas.
La Dirección Nacional de Hidrocarburos (Agencia de Regulación y
Control de Hidrocarburos) velará por el cumplimento de las normas de
calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y seguridad,
sobre la base de los reglamentos que expida el Ministro del ramo”
Otorgándole la facultad para realizar labores de fiscalización y control
en el área de hidrocarburos a empresas públicas y privadas del Ecuador
1.2. Justificación
En la elaboración del DISEÑO, MEJORA E IMPLEMENTACION DE
UN SISTEMA DE CONTROL, INFORMATICO DE MOVIMIENTOS DE
PRODUCTOS DIARIO EN REFINERIA AMAZONAS se utilizará las teorías
y conceptos básicos de Producción, Control de Calidad, Aseguramiento de la
2
asignaturas impartidas en el curso de maestría, recurriendo a análisis de la
información, entrevistas, investigaciones y otras a nivel de Refinería.
Las Normas1 prestan la asesoría necesaria para entender y asimilar
los conocimientos básicos de la medición de flujo en todos sus campos.
El estudio tiene gran importancia pues presenta la información muy
relevante que permitirá tener un mejor control en la parte contable de
Materia Prima y el Producto Terminado, además del control en calidad y
cantidad del producto determinado en la ley de Hidrocarburos
De Igual manera facilitan aún más la experiencia del trabajador en su
práctica a través de la capacitación, entrenamiento y orientación.
El “Manual of Petroleum Measurement Standard” está dividido en 21
capítulos que son los siguientes:
1. Vocabulario
2. Calibración de tanques
3. Medición de tanques (gauging)
4. sistemas de acreditación (proving)
5. Medición de hidrocarburos
6. Sistemas / conjuntos de medición
7. Determinación de temperatura
8. Muestreo
9. Determinación de densidades
10. Agua y sedimento
11. Propiedades físicas de hidrocarburos
12. Cálculo, cantidades de petróleo
13. Aspectos estadísticos de la medición y el muestreo
14. Medición de gas natural
3
15. Uso del sistema internacional de unidades
16. Medición de hidrocarburos por peso o masa
17. Medición marina
18. Transferencia de custodia
19. Medición de pérdidas por evaporación
20. Medición de asignación (allocation)
21. Medición de flujo usando sistemas etc.
1.3. Marco Referencial
1.3.1 Fundamentación Teórica
La investigación de este proyecto tomará como referencia actual el
tiempo que se demora en ejecutar el informe diario de refinería por parte de
la parte interesada que es Petroindustrial y como control el Técnico de la
Agencia de Regulación de Control de Hidrocarburos, esto indudablemente
facilitará en obtener mejores resultados para la Empresa que es
Petroindustrial y para la Agencia y cumplimento de los objetivos de este
estudio.
1.3.2 Marco Legal
1.3.2.1 Ley de Hidrocarburos, 1978, Decreto Supremo2967,
Registro Oficial 711 de 15 de Noviembre de 1978.
1.3.2.2 Decreto Ejecutivo No 2024; Reglamento para la
autorización de actividades de Comercialización de
Combustibles de Hidrocarburos
1.3.2.3 Acuerdo Ministerial No 389; Reglamento Sustitutivo del
Reglamento de Operaciones Hidrocarburiferas.
1.3.2.4 Acuerdo Ministerial No 366, Reglamento para el Control
4
1.3.2.5 Acuerdo Ministerial No 14; Reglamento para el
transporte de petróleo crudo a través del Sistema de Oleoducto
transecuatoriano y la red de Oleoductos del Distrito Oriente.
1.3.2.6 Acuerdo Ministerial No 041; Derechos de servicios de
regulación y control prestados por la D.N.H en el segmento de
Derivados de Hidrocarburos.
1.3.2.7 Registro Oficial No 170 de 14 de septiembre de 2007
Ley Reformatoria de Hidrocarburos y al Código Civil.
1.3.3 Fundamentación conceptual
Se señalaran los términos técnicos o conceptos de mayor
utilización para el desarrollo de la tesis.
1.3.4 Idea a defender
La Regulación y el Control le corresponden a la Agencia de
Regulación y Control de Hidrocarburos, para lo cual se diseñará y
elaborará un programa informático que facilitará la información
obtenida, la confiablidad de los datos obtenidos y el tiempo de
respuesta que en este caso es el informe diario de movimiento de
productos de refinería.
1.4. Antecedentes
Este proyecto informático de control de Movimiento de Productos
derivados de Hidrocarburos, nace como alternativa para reemplazar a las
tareas que se vienen realizando por la DNH hoy denominada ARCH en el
control de producción, de forma manual utilizando calculadora, esto se lo ha
venido realizando desde que arrancó la producción en refinería, lo cual lleva
un buen tiempo en la realización de las actividades y con probabilidades de
que ocurran varios errores en el proceso de cálculo, este programa
informático permitirá minimizar los errores en las distintas etapas del
proceso.
5
1.5.1 Tipo de estudio descriptivo, correlacional, explicativo
1.5.1.1 Tipos de Estudio
1.5.1.2 Exploratoria: Este tipo de estudio se utilizará a medida
que se analice el campo de acción de la empresa.
1.5.1.3 Descriptiva: En esta se describirá toda la actividad que
se realiza y que se va a realizar en el control de producción de
la refinería, y la eficiencia de las columnas de destilación
atmosférica.
1.5.1.4 Observación directa: La observación directa tiene casi
la misma relación con la exploratoria, pero esta es más a fondo,
va directo al punto preciso que se desea llegar, obteniendo la
información más importante a través de la observación para el
desarrollo de esta tesis.
1.5.2 Método de investigación, observación, inducción,
deducción, histórico, y lógico.
1.5.2.1 Método de Investigación
Para la selección del método, el investigador analizo la
característica del trabajo y objeto de la investigación, para el
desarrollo de este proyecto de implementación y mejora en el
movimiento diario de tanques de Refinería Amazonas.
• Los objetivos
• El problema y la idea a defender
• Según el área que se abarcara y el tiempo • Según la etapa dada
• Según las tareas a resolver
Bajo estas consideraciones el autor propone recurrir a los siguientes
6
• El analítico sintético • El inductivo deductivo • EL histórico lógico • La observación
1.5.3 Técnicas de información y procedimientos para la
recolección de la información.
La información que elabora la Unidad de Programación de la
Refinería viene a constituir los documentos fuente para el diseño del
programa informático de control de movimientos de tanques diario de
productos derivados de hidrocarburos.
El trabajo se apoyará, además en la investigación documental
bibliográfica la cual permitirá construir la fundamentación teórica
científica de este trabajo
1.6. Objetivo General y específico
1.6.1 Objetivo General
Implementar un programa informático, de movimientos de productos
diario, para el almacenamiento de crudo, crudo reducido y combustibles
líquidos, que resolverá problemas de cálculos de ingreso y egreso de
productos de la refinería hacia los usuarios, cuya capacidad de diseño es de
20000 barriles/día para 2 módulos.
1.6.2 Objetivos específicos
1.6.2.1Implementar un programa informático para el control y
fiscalización de la producción en refinería.
1.6.2.2. Calcular el control másico en la refinería por cada tipo
de hidrocarburo.
1.6.2.3Disminuir el tiempo de realización del informe diario de
7
1.6.2.4 Confiabilidad de la información al obtener datos con
menos errores, al reemplazar los datos realizados en forma
manual.
1.6.2.5 Aplicar las tablas de factores de corrección de volumen
en el movimiento de productos en refinería. (6A/6B) ASTM
D-1250
1.7. Esquema de contenidos
CapítuloII: Aspectos generales
CapítuloIII Diagnostico y Evaluación de Petroindustrial
CapítuloIV: Diseño del Sistema de control y mejora de los procesos
operativos en el Control de Movimientos de Productos en Refinería.
Capítulo V: Análisis e interpretación de resultados
Conclusiones
Recomendaciones
Referencias
Glosario de términos
Documentación de procesos2
En términos generales hay macro procesos (compras, producción,
ventas…) y micro procesos (facturación, carga de producto, recepción,
reclamos que son parte componente de procesos más extensos y unidades
de proceso que afectan a única producción (toma de inventarios en
Refinería)
La primera acción es determinar los macro procesos, aquellos que
pueden afectar a varios departamentos y que son la clave para la marcha de
la empresa más los obligados por el sistema como son las auditorias
1. Objeto
8
2. Alcance
3. Responsabilidades
4. Definiciones
5. Desarrollo
6. Procesos
7. Referencia
8. Anexos
Registros de Calidad3
Por definición un registro es un documento con información y datos
que poseen significado, que presenta resultados obtenidos o proporciona
evidencia de actividades desempeñadas.
Un registro es el testimonio de que algo se ha hecho se ha medido,
controlado mejorado o cambiado. Presenta evidencia objetiva, respalda la
existencia o veracidad de que el sistema de Gestión de Calidad está en
marcha y funciona.
Cada organización deberá crear y mantener al día los registros
necesarios a su política, intereses y sistemas de gestión de calidad.
9
CAPITULO II
ASPECTOS GENERALES
2. Medición de tanques de petróleo
Determinar la cantidad neta para la compra, venta, recibo, entrega o
inventario de crudo, envuelve dos factores muy importantes. Estos son
volumen bruto, acertadamente medido y hacer los ajustes correctos
mediante la realización de muestreos representativos debidamente
analizados. La medición de volúmenes observados está afectada por la
exactitud de los equipos de medición y por la temperatura por encima o
debajo de los 60 ºF básicos. Se requiere precisión de los equipos de
medición y las lecturas de T= (temperatura) en el momento de medición.
Los ajustes correctos son determinados por la gravedad API @ 60ºF
y por la cantidad de materiales extraños o material en suspensión en el
crudo, lo cual es conocido como AyS.
El productor, el comprador o recibidor de la compañía está interesado
permanentemente en obtener medidas precisas del crudo propiamente
asentado y tan libre de agua y sedimento e impurezas como sea posible.
El procedimiento de medición, muestreo y pruebas del crudo es
realizado por personas conocidas en la industria como aforadores /
operadores.
Los procesos de medición, muestreo y pruebas del crudo están
establecida por medios teórico – prácticos y son publicados por el
Instituto Americano del Petróleo (API) como Estándar 2500, American
Society for Testing Materials (ASTM) y otros métodos que han sido
establecidos y aceptados cuando su aplicación lo amerite como
10
Instrucciones suplementarias aplicables a estas mediciones, muestreo
y pruebas deben ser aprobadas por las partes involucradas. Lo más
recomendable son las pruebas de laboratorio, pero estas no son
prácticas en muchos campos petroleros donde las facilidades de
laboratorio dificultosas, sin embargo, se trata de realizar pruebas de
campo que registren resultados tan cercanos a los de laboratorio como
sea posible.
Los elementos de medición deben estar bien equipados para realizar
todas las rutinas de trabajo de la mejor manera.
Se debe seguir una rutina regular, apertura de medición de un tanque
o nivel inicial de líquido, antes de bombear/recibir petróleo, medir
temperatura del crudo, tomar muestra para la gravedad observada y
temperatura; y muestras para inspeccionar el AyS asentado en el fondo
[image:21.595.151.524.433.698.2]del tanque.
Fig. 1 Tanques de almacenamiento de hidrocarburos Refinería Amazonas
En la medición, muestreo y pruebas de crudo, el aforador/operador
11
usar todas las precauciones para protección personal, así como la
protección de los activos de la empresa.
2.1 Condiciones para una medición
Son las condiciones de temperatura, presión, viscosidad, rata de flujo,
etc. que imperan al momento de la medición. Cualquier cambio en estas
condiciones puede afectar la precisión y repetitividad de la medición, debido
a que tanto los materiales de los aparatos de medición como las
características de los líquidos pueden experimentar variaciones con los
cambios en las condiciones.
2.2 Clasificación de los sistemas de medición
La clasificación de los sistemas de medición, se da según la condición de
movimiento en que se encuentra un líquido cuando se efectúan las
mediciones. Estas son:
Medición Dinámica Medición Estática
2.2.1 Medición dinámica
El desarrollo de la industria del petróleo, ha conseguido mayores
niveles de producción, tanques de almacenamiento más grandes y
construcción de oleoductos de grandes longitudes y capacidades que
conllevaron a la medición de los productos en las corrientes de suministro.
Para esto se han desarrollado dispositivos de medición, conocidos como
medidores de flujo.
2.2.2 Medición estática
Esta se realiza cuando el líquido se encuentra reposando en alguna
unidad de almacenamiento.
Las mediciones de volumen en la industria petrolera, se realizan de
12
los dos métodos para usarse al medir el contenido de los tanques de
petróleo y productos refinados.
El objeto de medir un tanque, es el de determinar el nivel exacto de
líquido en su interior. Las cantidades recibidas o despachadas son
determinadas a partir del cálculo de la diferencia en volumen de líquido
contenido en el tanque antes y después de completada la operación de
llenado y/o vaciado.
La medición del nivel de líquido en un tanque puede realizarse usando
dos métodos:
Medición Automática: son las medidas realizadas por medio de
dispositivos mecánicos o electrónicos que miden y visualizan en
forma continua o casi continua las lecturas del líquido en el tanque
o recipiente de almacenamiento.
Medida Manual: es la que se ejecuta por medio de una cinta y
plomada. Esta operación se la realiza sobre el techo del tanque
que va a ser medido.
Antes de describir los diferentes tipos de mediciones de
volumen que se realizan en los tanques de almacenamiento de
crudo y productos, conviene establecer algunas definiciones
relativas a ellas:
Punto de Referencia: Es un punto fijo o una marca cerca de la
cima del tanque desde donde se toman todas las medidas. Este
punto puede ser una marca pequeña o una pestaña fija localizada
dentro de la escotilla de aforo. (Fig. 1)
Placa de Aforo: Es el punto situado en el fondo del tanque,
directamente debajo del punto de referencia. (Fig. 1)
Altura de Referencia: Es la distancia vertical entre el punto de
13
Corte: Es una línea hecha sobre la cinta de aforo o sobre la
plomada, por el líquido que se ha medido en el tanque de
almacenamiento. (Fig. 1)
2.3 Normas aplicables para la medición
Las normas aplicables en la medición son las siguientes: -ASTM American Society for Testing Materials
-API American Petroleum Institute
-FPA National Fire Protection Association -STI Steel Tank Institute
-UL Underwriters Laboratories Inc. (E.U.A.) -ULC Underwriters Laboratories of Canadá
Comúnmente se diseña/calibran según normas API que hacen
referencia a los materiales fijados por las normas ASTM, y se
siguen las normas de seguridad dadas por NFPA.
API 650: es la norma que fija la construcción de tanques soldados
para el almacenamiento de petróleo. La presión interna a la que
pueden llegar a estar sometidos es de 15 psig, y una T máx. de 90
°C.
Para productos que deban estar a mayor presión (Ej. LPG) hay
14 ESTACIÓN DE LÍNEAS DE FLUJ DESHIDRATACIÓN / 10000 Bl 10000 Bb Recolectar
Producir Tratar Transportar Almacenar
CABEZAL DEL POZ POZO INYECTOR
TRATAMIENTO DE AGUAS
VAPO EMBARQUE C L I E N T E COMPRESIÓ PLANTA DE INYECCIÓN Y DISTRIBUCIÓN
Ó GAS A
[image:25.595.135.539.85.362.2]VENTA PROCESAMIENT YACIMIENT Aforar
Fig. 2 Movimiento del petróleo
2.4 Almacenamiento
2.4.1 Tanques de almacenamiento de hidrocarburos
Diariamente, en los patios de tanques y en los diferentes
terminales de la empresa, son recibidos los crudos y/o productos, los
cuales son almacenados en tanques para su tratamiento y/o
despacho y/o transferencias a otros terminales o puertos de
embarque, cuidando de mantener capacidad disponible para
posteriores operaciones.
Los tanques son depósitos o recipientes usados para
almacenar líquidos o gases y, a la vez, protegerlos contra algunas
15
Fig.3 Tanques de almacenamiento de techo flotante
Refinería Amazonas
Constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los
servicios de hidrocarburos ya que:
• Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber
las variaciones de consumo
• Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de
despacharlo por oleoducto o destilación (adecuación del crudo antes
de su disposición).
• Brinda flexibilidad operativa a las refinerías.
• Actúa como punto de referencia en la medición de despachos de
producto, y son los únicos aprobados actualmente por aduana.
16
La clasificación de los tanques de almacenamiento de hidrocarburos
[image:27.595.156.545.151.429.2]se da de la siguiente manera según la figura: 4.
Fig. 4 Clasificación de tanques de almacenamiento
2.4.3. Identificación de tanques
Diferentes maneras, es decir es potestad de la empresa
asignarle la numeración que más se identifique con sus normas.
Por ejemplo: Refinería Amazonas tiene la siguiente numeración
No CODIGO PRODUCTO
1 YT 801-A CRUDO
2 YT 801-B CRUDO
3 YT 801-C CRUDO
4 YT 801-D CRUDO
5 YT 802-B GASOLINA BASE
6 YT 802-D GASOLINA BASE
7 YT 802-E GASOLINA BASE
8 YT 802-A GASOLINA EXTRA
9 YT 802-C GASOLINA EXTRA
10 YT 803-A JET FUEL
11 YT-804 JET FUEL
Construcción
Uso
Producto
Vertical
Producción
Patios de Tanques
Refinerías
Terminales de Embarques Techo Fijo
Techo Flotante Interno
Techo Flotante Externo
Horizontal Camiones
Crudo
Derivados
17
12 YT 803-B DIESEL 1
13 YT 805-A DIESEL 2
14 YT 805-B DIESEL 2
15 YT 805-C DIESEL 2
16 YT 806-A RESIDUO
17 YT 806-B RESIDUO
18 YT 806-C RESIDUO
19 YT 807-A SLOP
[image:28.595.123.525.81.548.2]20 YT 807-B SLOP
Cuadro 1 Identificación de tanques Refinería Amazonas
Fig. 5 Identificación de Tanques Refinería Amazonas
2.4.4 Tanques de techo fijo
Se define tanque de techo fijo, a todo tanque cuyo techo esta
soldado o unido a las paredes del mismo y fijado con soportes y
vigas muy pesadas al piso manteniendo su rigidez.
Estos tanques debido a que el techo esta estacionario, posee un
18
es determinada desde la placa del piso (Datum) hasta la parte
superior de la boca de aforo.
Fig. 6 Tanque de techo fijo
Estos tanques generalmente son de mediana y/o baja capacidad
de almacenamiento, ya que cuando se desea almacenar
grandes volúmenes de crudo se utilizan generalmente tanques de
techo flotante externo.
2.4.4.1 Tanques de techo fijo (Domo Geodésico) con
membrana flotante
Son tanques auto-sostenibles donde su domo es construido de
aluminio, lo cual los hace más livianos que los tanques construidos
en acero, llevan una cubierta interna flotante, similar a un techo
flotante pero mucho más liviano.
2.4.4.2 Tanques de almacenamiento atmosférico
Los tanques de almacenamiento atmosférico representan para
la Industria Petrolera, activos de significativa importancia, pues ellos
forman parte indispensable en los procesos de producción, refinación
19
estratégico en cuanto al inventario, que permite definir en gran medida
la flexibilidad operacional de las instalaciones.
Estos tanques diseñados conforme al API- 650 pueden ser de
techo fijo o flotante, dependiendo la selección, de uno u otro, de la
presión de vapor y el punto de inflamación de los productos a ser
almacenados, tomando como aspectos fundamentales el control de
mermas y la seguridad contra incendios.
Antes de la invención de los techos flotantes, los tanques de
techo fijo eran el estándar de la industria. Pero en ellos se producían
gran cantidad de pérdidas de productos por evaporación cuando la
presión de vapor de éstos era relativamente alta.
Las pérdidas por evaporación, en los tanques de techo fijo, son
fundamentalmente ocasionadas en las operaciones de llenado y
vaciado (pérdidas por movimiento). Durante el llenado, los vapores en
el espacio libre interior del tanque son desalojados al ambiente y
luego con el vaciado se succiona aire fresco hacia el interior del
tanque, propiciando una nueva evaporación.
El techo flotante estaba destinado a eliminar estos fenómenos,
por lo que ya, a mediados de los años 30 se comenzó a utilizar el
techo externo flotante como una solución efectiva.
El techo externo flotante, atrapa bajo sí los vapores del
producto pero debe resistir la acción del ambiente: lluvia, sol, nieve,
otros, esto lo convierte en una estructura sumamente pesada y que
necesita dispositivos especiales para su operación (sellos, drenajes,
protecciones, y otros).
Es bien conocido por los operadores y el personal responsable
del mantenimiento, los inconvenientes que genera las inclemencias
del ambiente, el agua de lluvia que se escurre por las paredes a
20
adicionales para los operadores, esa misma agua se acumula en
algunas zonas del techo y en presencia de cloruros son un excelente
agente de corrosión, que también conjuntamente con la radiación
solar deterioran la pintura trayendo consigo costos de mantenimiento
significativos.
No está de más mencionar los problemas que acarrea el
sistema de drenaje del techo, que ocasionalmente falla, obligando a
sacar el tanque de servicio para su reparación o reemplazo; esto
también ocurre con el sello perimetral que no escapa a estas
situaciones.
Además de los techos externos flotantes, otra opción estudiada
consideraba un TECHO FLOTANTE INTERNO de acero, que
[image:31.595.240.454.412.538.2]requiere ser combinado con un techo fijo.
Fig. 7 Tanque de Techo flotante
En los últimos años el desarrollo de las MEMBRANAS
FLOTANTES DE ALUMINIO, las ha llevado a ser estructuras más
resistentes y duraderas, manteniendo su bajo costo y convirtiéndolas
en la solución más efectiva para el control de mermas en la
21
Fig. 8 Membrana Flotante de Aluminio
El diseño de la Membrana es estructuralmente liviano y su alta
flexibilidad le permite soportar por más tiempo las posibles
deformaciones existentes o probables a futuro en tanques de larga
data.
Por estar bajo un techo fijo, no está expuesta a lluvia, polvo ni el
sol, lo que garantiza la no contaminación del producto y mayor vida
útil del sello, así como también las pérdidas por evaporación son
menores que en el caso del techo flotante externo, pues el techo
fijo rompe el efecto vacío que deja el viento al pasar sobre el tope del
tanque, el cual induce las pérdidas a través del sello.
Su bajo peso y construcción modular lo hacen fácil de instalar y
mantener, además de las ventajas de durabilidad que se obtienen del
uso del aluminio aún en los productos más corrosivos.
La principal importancia de esto, radica en que su construcción, le
permite ser aplicada a tanques existentes con muy poca o ninguna
modificación. Similarmente en el caso de techos flotantes externos
existentes, la sustitución por TECHOS FLOTANTES INTERNOS se
ha vuelto muy ventajosa con la introducción del DOMO GEODESICO
DE ALUMINIO como techo fijo.
22
Es una estructura esférica, completamente modular y
auto-soportada, que sustituye a los techos fijos de acero con asombrosas
ventajas técnicas.
Durante muchos años el acero ha sido el material utilizado en la
[image:33.595.261.431.201.318.2]fabricación de los techos fijos soportados y auto soportado.
Fig. 9 Domo Geodésico de Aluminio
Esas estructuras por lo general sumamente pesadas, traen
consigo problemas de mantenimiento por el deterioro de la pintura y la
corrosión a la que están expuestas las planchas y los elementos
estructurales sin dejar de lado los asentamientos localizados que
ocurren debajo de las columnas ocasionando la falla de las
soldaduras de las planchas del fondo produciéndose así problemas de
filtraciones que son fuentes de contaminación del sub-suelo y los
consecuentes inconvenientes operacionales.
A medida que ha transcurrido el tiempo los códigos y
estándares de ingeniería han sido revisados y/o modificados con el
objeto de adecuarlos a la experiencia acumulada de los resultados de
campo y actualizarlos a las nuevas tecnologías, considerando los
23
Fig. 10 Tanque de hidrocarburo en condiciones de
corrosión
Es así que después de más de 10 años de experiencia, es emitido
el Apéndice "G" del API-650, el cual incorpora el uso de los
DOMOS GEODESICOS DE ALUMINIO para tanques nuevos o
existentes, estableciendo los criterios de diseño, fabricación y
montaje.
En vista de todo lo expuesto se pretende exponer y sustentar las
ventajas que se obtendrán en cuanto a seguridad contra incendio,
seguridad en la construcción y en el mantenimiento, control de
mermas, protección ambiental, mantenibilidad y continuidad
operacional de los tanques de almacenamiento atmosférico.
2.5 Seguridad contra incendios
Existen normas para el diseño, prevención y extinción de
incendios que establece que previo a la decisión de colocar sistemas
de extinción debe realizarse un análisis del riesgo intrínseco de la
instalación, su importancia operacional, el valor de los activos y
tiempo de reposición, el riesgo a terceros, su ubicación para
24
Fig.11 Tanque de almacenamiento de crudo con incendio
Es importante resaltar que un sistema de extinción por espuma en un
tanque NO ELIMINA EL RIESGO DE INCENDIO. Simplemente son medios
para combatirlo cuando estos ocurran.
La prevención radica fundamentalmente en el evitar que no se den las
condiciones para que se produzca un incendio y ello lo logramos actuando
sobre el triángulo de fuego: aire, combustible y fuente de ignición.
Es por ello que un factor importante en la clasificación de los riesgos
de incendio de un gas o de un líquido inflamable o combustible, es su rango
de inflamabilidad, algunas veces referido como su rango de explosividad.
[image:35.595.215.461.586.754.2]25
Límites de inflamabilidad: los líquidos inflamables tienen una
concentración mínima de vapor en el aire, por debajo de la cual no se
produce la propagación de la llama en contacto con una fuente de ignición.
Este es el límite inferior de inflamabilidad (LII). Existe también una
proporción máxima de vapor o gas en el aire, por sobre la cual no se
produce la propagación de la llama. Este es el límite superior de
[image:36.595.207.466.249.488.2]inflamabilidad (LSI).
Fig. 13 Grafica temperatura vs % volumen en el aire
El rango de inflamabilidad o explosividad, es la diferencia que hay
entre los límites inferiores y superiores de inflamabilidad, expresados en
porcentaje de vapor o gas, por volumen de aire.
Las CUBIERTAS INTERNAS FLOTANTES generan una acción de
control sobre dos de los elementos del triángulo de fuego:
Aire - combustible, contribuyendo a que sobre la cubierta la mezcla esté
muy por debajo del límite inferior de inflamabilidad y debajo de ésta
tendremos una atmósfera saturada de vapores, que la hacen estar por
26
Distintos estudios de concentración de hidrocarburos elaborados por
varias empresas han demostrado la ausencia de atmósferas explosivas en
tanques con CUBIERTAS INTERNAS FLOTANTES para distintos productos
y en varias condiciones de operación.
Otro factor a controlar, del triángulo de fuego, son las fuentes de
ignición.
Señala el código NFPA 30 en el aparte 2-7 "Services of Ignition" y
aparte 5-5.2 "Control of Ignition Sources" Los estudios sobre fuentes de
ignición en los tanques de techo flotante han establecido como principales
causas las siguientes:
a) Chispas estáticas
b) Chispas por choque acero - acero, en problemas de atascamiento
de los techos.
[image:37.595.216.430.397.579.2]c) Descargas eléctricas (atmosféricas).
Fig.14 Fuentes de ignición
Un reporte realizado por API en 1985, con data de veinte (20) años,
mostró estadísticamente que solo un 6% de los incendios ocurridos en
tanques a nivel mundial, fueron en tanques de techo flotante interno. La
mayor causa para estos incendios fue la chispa generada por el choque
acero con acero (en aluminio no produce chispa, eliminando este riesgo).
Adicionalmente el uso del DOMO DE ALUMINIO, produce el efecto
27
por las nubes y disipándola a tierra, evitando la descarga por diferencia de
potencial entre el tanque y la cubierta, ello gracias a que la conductividad
eléctrica del aluminio es 700% superior a la del acero, protegiendo demás al
[image:38.595.213.433.167.366.2]techo de las descargas atmosféricas (rayos).
Fig.15 Conductividad térmica de metales
Estos aspectos mencionados anteriormente sustentan el criterio de
seguridad intrínseca, pues se está actuando directamente sobre los
factores que pudieran ocasionar un incendio, por ello NFPA 30 en el punto
2-9.1 especifica, el no requerimiento de sistemas de extinción para
tanques con cubiertas internas flotantes y que cumplan con los criterios de
espaciamiento (ver sección 2-3, NFPA 30).
2.6 Protección ambiental
Actualmente en los Estados Unidos de América y muchos países
Europeos, la normativa ambiental está llevando a los operadores a instalar,
además de las cubiertas en tanques de techo fijo, los DOMOS
GEODESICOS DE ALUMINIO en los tanque de techo flotante de tope
abierto con el objeto de romper el efecto vacío que induce las pérdidas por
28
Fig. 16 Tanque con Domo Geodésico de aluminio
Además de las emisiones a la atmósfera, los tanques también pueden
ser fuentes de contaminación del sub-suelo y por ende de acuíferos. Ya la
novena edición del API-650 de Julio de 1.993 (20), incorpora el apéndice "I",
que trata sobre los sistemas de detección de fugas y protección en los
fondos de tanques. El DOMO GEODESICO DE ALUMINIO usado como
techo fijo contribuye a minimizar la posibilidad de fallas de las soldaduras del
fondo ocasionados por las columnas al generar cargas de punzonado en las
fundaciones.
[image:39.595.181.459.495.690.2]29
2.6.1 Mantenimiento
En los tanques de almacenamiento atmosférico los elementos que
tienen mayor deterioro y exigen mantenimiento periódico, son los fondos y
los techos de acero soldado.
Las estructuras y las planchas de los techos fijos de acero están
expuestas a los vapores del producto almacenado y a los elementos
corrosivos presentes, como por ejemplo el Azufre.
Por otro lado la superficie exterior debe ser pintada para proteger el
acero del medio ambiente y la misma pintura sufre degradación y deterioro
frente a los rayos solares.
Aún peor que los techos fijos, están los techos flotantes de tope
abierto de acero frente a las inclemencias del ambiente.
El agua de lluvia se empoza en algunas zonas del techo y con la
presencia de cloruros se forma un excelente agente de corrosión, esa misma
agua y la radiación solar deterioran la pintura y los sellos del techo y por si
fuera poco, estos tanques requieren de un sistema de drenaje para el
techo, que ocasionalmente falla, obligando a sacar el tanque de servicio para
su reparación o reemplazo.
Los DOMOS GEODESICOS y las CUBIERTAS INTERNAS DE
ALUMINIO introducen una gran cantidad de ventajas desde el punto de vista
de mantenimiento de los tanques, pues el aluminio y sus aleaciones han
demostrado una altísima resistencia a la corrosión, aún en ambientes
donde el acero ha fallado en corto tiempo.
El aluminio está siendo probado y usado efectivamente desde hace
más de cien años y los resultados obtenidos han impulsado cada vez más su
uso en la construcción de plantas petroleras y petroquímicas, especialmente
en ambientes que son altamente agresivos y por ende corrosivos para el
30
Existen productos, como es de esperarse, que bajo condiciones de
temperatura y nivel de concentración, son incompatibles con el aluminio y
sus aleaciones, productos que en algún grado atacan la superficie del
material, produciendo corrosión.
En estos casos, no sería de ninguna manera aceptable la
especificación de aluminio, y otro material (acero inoxidable) podría ser
usado a expensas de mayor costo de fabricación.
La corrosión galvánica, que ocurre entre dos metales en contacto,
bajo la acción de un electrolito, es más propensa a ocurrir con el aluminio
debido a su alto potencial eléctrico, frente a la mayoría de los materiales,
[image:41.595.200.440.278.442.2]siempre y cuando no se tomen precauciones
31
Una alta concentración de cloruros en el agua, no atacaría el
aluminio, sin embargo, sería un eficiente electrolito para propiciar la
corrosión galvánica entre el aluminio y otro material en contacto, como el
acero inoxidable o el acero al carbono. Cuando la unión de materiales no es
verificada cuidadosamente y las condiciones del electrolito no se
consideran en el diseño, probablemente ocurrirá la corrosión mencionada.
Por esta razón, API-650, Apéndice H", en su punto H.7.4, hace
referencia al cuidado que se debe tener en el diseño de las uniones y de la
calidad del agua a usar para la prueba de la flotabilidad, cuando no se esté
seguro de su resistencia a la corrosión galvánica.
Por ejemplo la unión de las partes en las CUBIERTAS y DOMOS
diseñados por algunas empresas, se hace, mediante pernos de acero
inoxidable, recubiertos con una capa de cadmio. El cadmio, está ubicado en
la escala galvánica justo debajo del aluminio.
Lo que garantiza, que en presencia de un electrolito, el potencial
eléctrico producido es muy bajo y, en caso de existir, el flujo de iones sería
en sentido, desde el aluminio (en mayor volumen) hacia el acero inoxidable
(menor volumen).
El transporte eléctrico desde el material de mayor volumen, produce
un deterioro menor y tiende a estabilizarse más rápidamente, cuando el
material receptor se satura.
Este diseño ha sido usado ampliamente en todo el mundo y en
los más variados productos, con excelentes resultados, a lo que se debe
agregar, que se refiere a la situación en que el acople está completamente
sumergido en el electrolito, caso más desfavorable que la acción de vapores
o trazas de condensado bañando los materiales.
El DOMO GEODESICO DE ALUMINIO es una estructura
auto-soportada que va únicamente apoyada en la periferia sobre el ángulo de
32
punzonado. En este sentido el material de relleno no estará sometido a este
tipo de cargas y en consecuencia se pueden admitir asentamientos
superiores, pues los radios de las depresiones se incrementan, trayendo
consigo ahorros significativos en la reparación de fundaciones.
2.7 Medición al vacío
Consiste en medir la distancia existente desde la superficie del líquido
hasta la marca de referencia. La deducción de esta medida de la altura de
referencia, dará la altura del líquido en el tanque.
Nota: Las medidas a vacío solo son confiables si la altura de referencia es la
[image:43.595.163.477.341.676.2]misma en todos los casos.
Fig.19 Sistema de medicion
33
1.- Lea en la tabla de aforo la altura de referencia y anótela en su
libreta.
2.- Baje la cinta cuidadosamente dentro del tanque moviendo muy
despacio la plomada cuando esté próximo a la superficie del líquido.
3.- Cuando la plomada toque el líquido y deje de oscilar baje
lentamente 5 o 8 cm más haciendo coincidir una lectura entera de la
cinta con el punto de referencia del tanque.
4.- Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de
medición.
5.- Lea en la tabla de aforo la altura de referencia y anótela en su
libreta.
6.- Baje la cinta cuidadosamente dentro del tanque moviendo muy
despacio la plomada cuando esté próximo a la superficie del líquido.
7.- Cuando la plomada toque el líquido y deje de oscilar baje
lentamente 5 o 8 cm más haciendo coincidir una lectura entera de la
cinta con el punto de referencia del tanque.
8.- Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de
medición.
9.- Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de
medición.
10.- Extraiga la cinta del tanque y lea el corte del líquido sobre la
plomada.
11.- Repita esta procedimiento hasta obtener tres medidas
34
Fig.20 Medicion al vacio
12.- Registre la lectura de la cinta en el punto de referencia de
medición.
13.- Extraiga la cinta del tanque y lea el corte del líquido sobre la
plomada.
14.- Repita este procedimiento hasta obtener tres medidas
consecutivas.
[image:45.595.139.553.484.709.2]35
1.- No use cintas en las que es difícil leer los números como
resultado del desgaste y la corrosión.
2.- Los productos refinados deben medirse con una cinta
cubierta con una pasta protectora para poder establecer con
claridad el corte en la plomada.
3.- No deje cintas para medir en los techos de los tanques,
deben lavarse y luego colgarse del mango.
2.8. Sistema de medición de tanques con radar4
El sistema de medición de tanques, es un avanzado sistema de medición de
tanques por radar con funciones de inventario y transferencia.
2.8.1 Características
2.8.1.1 Excelente fiabilidad
2.8.1.2 Mayor aprobación con transferencia de custodia
1.8.1.3 Rendimiento e instalaciones probadas en todas las cìas
petroleras
1.8.1.4 Protección contra el llenado excesivo
2.8.2 Aplicaciones
1.8.2.1 Tanques de almacenamiento de líquidos a granel en:
• Refinería
• Terminales de tanques independientes
• Terminales de comercialización
• Terminales de tubería
• Industria Petroquímica
• Terminales de gas licuado
La amplia gama de medidores de nivel Tank Radar Rex es apta para todo
tipo de tanques de techo fijo o flotante, presurizado o no.
36
El sistema de Tank Radar Rex mide y calcula los datos del tanque
correspondiente a:
• Cálculos de inventario
• Movimiento de petróleo
• Control de perdidas
• Control operativo y de mezcla
• Detección de fugas y protección contra el llenado excesivo
El sistema se configura con las funciones que necesite el usuario .Las
funciones disponibles son:
• Medición de nivel , temperatura nivel de interfaz de agua
• Medición de presión de vapor y la presión hidrostática
• Volumen total observado (TOV) y densidad observada en la medida
• Funciones completas de inventario
2.8.3 Medición de nivel por radar
Las medidas Tank Radar ofrecen una excelente fiabilidad en la medición por
radar sin contacto.
Para la medición de nivel por radar se utilizan dos técnicas de modulación
principales.
2.8.3.1 Método de pulsos
Mide el tiempo que tarda un impulso en llegar hasta la superficie y en
volver.
2.8.3.2 Modulación en frecuencia de onda continúa
Este método es utilizado por los medidores de nivel por radar de alta
precisión.
Método FMCW
El medidor tipo radar transmite unas microondas hacia la superficie del
37
en torno a 10 GHZ. Cuando la señal a llegado a la superficie del liquido y ha
regresado a la antena, se mezcla con la señal transmitida ha variado
ligeramente con el tiempo que la señal del eco tarda en llegar y regresar .Al
mezclar la señal transmitida con la recibida, el resultado es una señal de
baja frecuencia proporcional a la distancia hasta la superficie. Esta señal
proporciona un valor medido con gran precisión. El método recibe el nombre
FMCW (Modulación en frecuencia de onda continua)
2.9 Toma de muestra de petróleo y productos de petróleo
Las muestras de petróleo y productos de petróleo son examinados por
varios métodos de ensayo para la determinación de las características físico
químicas. Sedimento y % de agua, densidad y sulfuro son generalmente
incluidas en las pruebas de petróleo crudo.
2.9.1 Condiciones de medición de petróleo crudo
Norma para el control, extracción de muestras, medición de y liquidación
para determinar las cantidades de petróleo crudo deshidratado.
2.9.2 Operaciones previas a la medición de volúmenes de petróleo
a) Los tanques destinados a almacenaje y/o medición de petróleo crudo,
deberán ser purgados a fin de desalojar en lo posible toda el agua
acumulada en sus fondos.
B) Finalizado la operación se procederá al cierre y precintado de todas las
válvulas de expurgue del tanque afectado
2.9.3 Medición del agua y sedimentos separados en el fondo
a) Pintar con melaza varilla de bronce
b) Bajar varilla graduada hasta el fondo del tanque desde el punto de referencia en la boca de medición
c) Reposar en fondo aproximadamente 5 minutos
d) Sacar varilla hasta la boca de medición
e) Rociar con kerosén la varilla en boca de medición
f) Comprobar por la variación de color el corte de agua
g) Registrar
38
Los elementos que se utilizan en la medición de tanques (cintas métricas,
plomadas, termómetros etc.) deberán encontrarse aprobadas por el INEN
(pesos y medidas) y contar con los respectivos certificados
2.9.5 Medición de temperatura
Determinar la temperatura del producto existente
2.9.6 Medición de lleno
La lectura directa de lleno del tanque, se realizara introduciendo una varilla
graduada por la boca de medición del mismo. La lectura es lineal expresada
en cm o mm. Cada tanque tiene una constante que su producto con el factor
lineal transforma la lectura en volumen
2.9. 7 Procedimiento de medición
La medición de existencias en tanques de petróleo crudo (medición de vacío,
sondaje de agua de fondo, determinación de la temperatura y extracción de
muestras para la obtención de agua y sedimentos en suspensión, densidad y
contenido de sales).
2.9.8 Muestras y ensayos
Las determinaciones analíticas de los hidrocarburos son importantes en su
condición de calidad. Las muestras en tanque para su posterior análisis
(densidad, agua, sedimentos y contenido de sales) se extraerán como
muestra corrida. Los envases conteniendo las muestras se identificaran
claramente identificando la fecha y tanque que fue extraída. Una de las
muestras se utilizara para la determinación de porcentaje de agua y
salinidad del producto en el laboratorio.
2.9. 9 Toma de muestras en tanques
a) Bajar lentamente desde la boca de medición del tanque sacamuestras de bronce de 750 cc.
b) Tocar fondo del tanque
c) Subir especiosamente hasta la boca de medición
d) Limpiar con kerosén cuerda y sacamuestras en boca de medición
e) Trasvasar en laboratorio a recipiente adecuado
39
CAPITULO III
DIAGNOSTICO Y EVALUACION DE
PETROINDUSTRIAL
Desde que inicio operaciones CEPE y hoy Ep Petroecuador ha
pasado por disitintas etapas de organización, esto ha determinado que
proyectos que estaban presentados han quedado para fechas posteriores
de implementacion o han quedado en el olvido, restando eficiencia,
eficacia y productividad en el manejo de estas empresas estatales .
3 DESCRIPCION DE LA EMPRESA5
En el Registro Oficial No 48 Suplemento del 16 de octubre de 2010, se expide la LEY DE EMPRESAS PÚBLICAS en la parte de:
DISPOSICIONES TRANSITORIAS6
PRIMERA.- EMPRESAS PÚBLICAS O ESTATALES EXISTENTES:
Las empresas públicas o estatales existentes, tales como Empresa
Estatal Petróleos del Ecuador, PETROECUADOR; Empresa de
Ferrocarriles Ecuatorianos (EFE); Correos del Ecuador; las empresas
municipales, entre otras, para seguir operando adecuarán su organización
y funcionamiento a las normas previstas en esta Ley en un plazo no mayor
a ciento ochenta días contados a partir de su expedición, sin que en el
proceso de transición se interrumpa o limite su capacidad administrativa y
operativa; para cuyo efecto, una vez que la Presidenta o Presidente de la
República o la máxima autoridad del gobierno autónomo descentralizado,
según sea el caso, emita el decreto ejecutivo, la norma regional u
ordenanza de creación de la o las nuevas empresas públicas, aquellas
dejarán de existir y transferirán su patrimonio a la o las nuevas empresas
públicas que se creen.
5 www.eppetroecuador.com
40
Transcurrido el plazo señalado en el inciso primero de esta
disposición transitoria, quedarán derogadas de forma expresa todas las
normas que contengan disposiciones de creación o regulación de las
empresas a las que se refiere esta Ley señaladas en el indicado inciso y de
todas las demás empresas que tengan carácter o naturaleza pública o
estatal, en cuanto al régimen aplicable a la constitución, organización,
funcionamiento, disolución y liquidación de dichas empresas.
El personal que actualmente trabaja en las empresas públicas o
estatales existentes continuará prestando sus servicios en las empresas
públicas creadas en su lugar, de conformidad con su objeto, bajo los
parámetros y lineamientos establecidos en esta Ley, no se someterán a
periodos de prueba. En consecuencia el régimen de transición previsto en
estas disposiciones, incluidas las fusiones, escisiones y transformaciones
no conllevan cambio de empleador ni constituyen despido intempestivo. En
caso de jubilación, desahucio o despido intempestivo, se tomarán en
cuenta los años de servicio que fueron prestados en la empresa extinguida
y cuya transformación ha operado por efecto de esta ley, sumados al
tiempo de servicio en la nueva empresa pública creada, con los límites
previstos en esta Ley.
3.1 Estructura de la organización
PetroIndustrial es la empresa estatal de industrialización de petróleos del
Ecuador, filial del Sistema Petroecuador, tiene por objeto la industrialización
de hidrocarburos en el territorio ecuatoriano, con el propósito de satisfacer la
demanda interna de combustibles en el país, preservando el equilibrio
ecológico mediante la prevención y control de la contaminación ambiental.
3.2 Organización Funcional
Petroindustrial está estructurada por: el Consejo de Administración, la
Vicepresidencia, la Subgerencia de Operaciones, la Subgerencia de
41
El Consejo de Administración de Petroecuador es el órgano superior de
dirección, encargado de formular las políticas y de controlar su cumplimiento.
El Vicepresidente de Petroindustrial es el representante legal de la
empresa y el responsable directo de la gestión técnica, financiera y
administrativa de la filial.
3.3 Misión 7
"La empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador EP PETROECUADOR
con las subsidiarias que creare, gestionará el sector hidrocarburífero
mediante la exploración, explotación, transporte, almacenamiento,
industrialización y comercialización de hidrocarburos, con alcance nacional,
internacional y preservando el medio ambiente ; que contribuyan a la
utilización racional y sustentable de los recursos naturales para el
desarrollo integral, sustentable, descentralizado y desconcentrado del
Estado, con sujeción a los principios y normativas previstas en la
Constitución de la República, la Ley Orgánica de Empresas Públicas, la
Ley de Hidrocarburos y Marco Legal ecuatoriano que se relacione a sus
específicas actividades".
3.4 Visión
"Ser la Empresa Pública que garantice el cumplimiento de metas fijadas por
la política nacional y reconocida internacionalmente por su eficiencia
empresarial de primera calidad en la gestión del sector hidrocarburífero,
con responsabilidad en el área ambiental y conformada por talento humano
profesional, competente y comprometido con el País"
3.4.1 Misión de PetroIndustrial
Producir combustibles y otros derivados del petróleo con estándares de
calidad mundial, preservando estrictamente el medio ambiente y
contribuyendo al desarrollo productivo del Ecuador.
42
3.4.2 Visión de PetroIndustrial
Empresa de industrialización de petróleo, de propiedad del Estado
Ecuatoriano, con capacidad estratégica, flexibilidad organizacional y cultura
empresarial competitiva a nivel mundial, que opera con estándares
internacionales de eficiencia y mantiene armonía con los recursos
socio-ambientales.
MODELO INTEGRADO DE GESTIÓN EMPRESARIAL 8
43
ESTRATEGIA EMPRESARIAL9
Incrementar la rentabilidad
• Generar recursos a través del apalancamiento financiero.
• Generar la estructura de costos.
• Optimizar el desempeño administrativo de la Empresa.
• Mejorar la imagen corporativa de la empresa.
Incrementar las reservas y producción de crudo
• Optimizar la exploración, explotación del crudo.
Incrementar la cantidad, calidad y capacidad de refinación,
abastecimiento y comercialización de derivados
• Mejorar la oferta con derivados de alta calidad.
• Desarrollar mecanismos que eviten las diferencias volumétricas.
• Optimizar la refinación, abastecimiento, traslado y comercialización de derivados.
Incrementar la participación en el mercado
internacional de Hidrocarburos
• Mejorar la infraestructura para la exportación.
• Estructurar líneas de negocios eficientes en explotación y
comercialización en el exterior.
• Potenciar relaciones comerciales con países cercanos.
Incrementar la eficiencia de la EP PETROECUADOR
• Implementar una cultura de procesos.
• Implementar una nueva estructura organizacional.
• Utilizar las TICs estratégicamente.
Incrementar la responsabilidad social, la protección ambiental,
seguridad y salud ocupacional
• Generar una cultura de responsabilidad social y de prevención de riesgos
laborales en la empresa.
• Prevenir, controlar y mitigar los impactos socio ambiental en todas las operaciones de la
empresa.
44
• Implementar un sistema integral de seguridad física en la EP PETROECUADOR.
Incrementar el desarrollo del capital humano
• Adoptar una cultura empresarial de excelencia, valores e innovación.
• Desarrollar las competencias de talento humano.
• Desarrollar la gestión del conocimiento.
.
[image:55.595.112.530.297.635.2]COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI (CIS)
Fig. 22 Refineria Amazonas R1 y R2
Este centro industrial está conformado por la Refinería Amazonas y la
Planta de Gas Shushufindi. La Refinería inició su operación en el año 1987 y
actualmente su capacidad de procesamiento es de 20.000 BPD. La Planta
de Gas se construyó con capacidad para procesar 25 millones de pies
