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MANUAL DE DESCRIPCION DE PROCESOS DE LA UNIDAD DE

MATERIAS PRIMAS Y PRODUCTOS – U146 REFINERIA DE CARTAGENA

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DEPARTAMENTO DE MATERIAS PRIMAS Y PRODUCTOS

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Tabla De Contenido

4.2.5 DESCRIPCIÓN DE RELACIÓN DE PARÁMETROS Y DIAGRAMAS (DRP&D) ............................... 2

4.2.5.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 2

4.2.5.2 PUNTOS CLAVE: CRUDOS .............................................................................................. 5

4.2.5.3. RELACIÓN DE PARÁMETROS: CRUDOS ........................................................................... 9

4.2.5.3.1 SEGREGACIÓN DE CRUDOS EN TANQUES ..................................................................... 9

4.2.5.3.2 MEZCLA EN LÍNEA DE CRUDO ................................................................................... 11

4.2.5.3.3 VOLUMEN DISPONIBLE DE COMPONENTES ................................................................. 13

4.2.5.3.4 DISPONIBILIDAD DE EQUIPO DE BOMBEO ................................................................. 13

4.2.5.3.5 PREMISAS DE DESEMPEÑO DE UNIDADES DE PROCESO Y CALIDAD ESPERADA DE

REFINADOS .......................................................................................................................... 13

4.2.5.4 PUNTOS CLAVE: GASOLINAS ....................................................................................... 13

4.2.5.5 RELACIÓN DE PARÁMETROS: GASOLINAS ...................................................................... 17

4.2.5.6 PUNTOS CLAVE: DESTILADOS MEDIOS .......................................................................... 22

4.2.5.7 RELACIÓN DE PARÁMETROS: DESTILADOS MEDIOS ........................................................ 24

4.2.5.9 RELACIÓN DE PARÁMETROS: PRODUCTOS LICUADOS. .................................................... 29

4.2.5.10 PUNTOS CLAVE: FONDOS - SLOP ................................................................................ 29

4.2.5.11 RELACIÓN DE PARÁMETROS: FONDOS - SLOP. ............................................................. 31



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4.2.5 Descripción de Relación de Parámetros y Diagramas (DRP&D)

Esta capítulo presenta la descripción de relación de parámetros y diagramas (DRP&Ds) de los procesos

clave de la Unidad de Materias Primas y Productos y Sistema Tea de la Refinería de Cartagena S.A.

Este capítulo incluye las siguientes secciones:

Introducción

Puntos Clave: Crudos

Relación de Parámetros: Crudos

Puntos Clave: Gasolinas

Relación de Parámetros: Gasolinas

Puntos Clave: Destilados Medios

Relación de Parámetros: Destilados Medios

Puntos Clave: Productos Licuados

Relación de Parámetros: Productos Licuados

Puntos Clave: Fondos-Slop

Relación de Parámetros: Fondos – Slop

Puntos Clave: Sistema Tea

Relación de Parámetros: Sistema Tea

Resumen

Puntos Clave discute aspectos relevantes a los procesos que toman lugar en las diferentes secciones de

las unidades y que son importantes para el entendimiento de las relaciones de parámetros. Relaciones

de Parámetros muestra cómo varios factores afectan cada proceso en la unidad.

4.2.5.1 Introducción

Los diagramas de relación de parámetros están localizados como desplegables al final de este

documento y deben usarse a la par con la discusión de las relaciones de parámetros.

Los diagramas ilustran la jerarquía de las relaciones de los diferentes parámetros del proceso. En los

diagramas, la conexión entre cada bloque infiere una relación; la sección de descripción incluye una

descripción separada y enfocada de cada relación.

Entender las relaciones es fundamental para resolver problemas y optimizar la operación de la unidad.

Aunque no está diseñado para ser un mapa completo para la solución de problemas, el diagrama y la

descripción proveen el conocimiento básico necesario para su solución. Este conocimiento en

combinación con una metodología adecuada de solución de problemas es vital para identificar la causa

raíz de un problema en el proceso.

El diagrama de relación de parámetros y su descripción se diseñaron para utilizarse juntos. Todos los

procesos son afectados por algunos factores importantes que controlan el resultado del proceso

llamados factores primarios. Los factores primarios a su vez pueden ser afectados por otros factores,

los cuales son clasificados como secundarios y terciarios.



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Esta sección incluye en los siguientes temas:

Organización del Diagrama

Relación del Diagrama y el Texto

Repetición de Procesos

Organización del Diagrama muestra un ejemplo para explicar los diagramas de relación de parámetros.

Relación del Diagrama y el Texto explica cómo usar y combinar el diagrama con el texto escrito.

Repetición de Procesos explica cómo se manejan los procesos repetidos en la unidad.

4.2.5.1.1. Organización del Diagrama

En la Figura 5-1: Ejemplo de Diagrama de Relación de Parámetros, muestra un diagrama de relación de

parámetros típico. En este ejemplo, si un bloque está conectado con un bloque a la izquierda de él,

significa que el parámetro a la derecha tiene cierto impacto en el parámetro a la izquierda.

Por ejemplo, en la siguiente gráfica se puede observar que la temperatura, presión y la

composición de carga están a la derecha y vinculadas al proceso de destilación. Esto significa que

tienen un impacto directo en ese proceso.

Así mismo, la operación del reflujo y la operación del rehervidor están a la derecha y vinculadas a

la temperatura. Esto significa que la operación del reflujo y la operación del rehervidor tienen un

impacto directo en la temperatura de la columna.

A . Destilación

1 . Temperatura

3 . Composición de la Carga

2 . Presión

b . Operación del Rehervidor

a . Operación del Reflujo

Factores Primarios Factores Secundarios

Figura 5-1: Ejemplo de Diagrama de Relación de Parámetros

4.2.5.1.2. Relación del diagrama y texto

El resumen de la descripción de relación de parámetros va en paralelo con el esquema del diagrama

para ese proceso específico. El resumen incluye un sistema numérico multinivel para ayudar a localizar

el texto asociado con cualquier relación particular en el diagrama.

Por ejemplo, el efecto de la Operación del Reflujo, un factor secundario en el diagrama, sobre la

temperatura está dado por la explicación en A.1.a Operación del Reflujo (A porque es destilación, 1

porque está bajo temperatura del factor primario y a porque ése es el parámetro en discusión).

El texto para este bloque contiene la información específica que describe exactamente cómo la



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operación del reflujo afecta la temperatura.

Generalmente se presenta la información en “oraciones de transición” tales como:

reflujo composición del material que está bajando en la columna temperaturas de

columna

La oración de transición presentada se lee así: un aumento de reflujo resulta en una composición más

liviana del material que está bajando por la columna, la cual resulta una reducción en la temperatura

de la columna.

Ese arreglo permite que se pueda proporcionar mucha información en una cantidad mínima de espacio.

También, las representaciones gráficas tienden a ser más fáciles de memorizar cuando se combinan

con el texto. La Tabla 5-1: Definiciones de Símbolos, muestra las definiciones de los símbolos que se

utilizarán en el DRP&D.

Tabla 5-1: Definiciones de Símbolos

Símbolo Significado:

“no hay cambio de…”

“una disminución de…”

“un aumento de…”

“una disminución de peso molecular promedio de…”

“un aumento de peso molecular promedio de…”

“un efecto secundario de disminución de…”

“un efecto secundario de aumento de…”

“un efecto secundario de disminución de peso

molecular de…”

“un efecto secundario de aumento de peso molecular

de…”

“resulta en...”

4.2.5.1.3 Repetición de procesos

Un proceso puede aparecer en más de un lugar en una unidad de proceso. Por ejemplo, si hay varias

torres de destilación en la unidad, cada una tiene los mismos parámetros generales que la afectan. En

esta situación, las relaciones de parámetro para ese proceso se ponen por escrito solamente la primera

vez que aparecen en la discusión y se hace referencia a ellas en las secciones subsecuentes.



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4.2.5.2 Puntos Clave: Crudos

En la refinería se reciben crudos de diferentes calidades los cuales son mezclados para producir una

dieta de crudos bajo especificaciones, para proveer carga a la Unidad de Destilación Combinada U-100.

Las especificaciones de la dieta de crudo son fijadas por el departamento de programación de la

producción a partir del análisis de los assays de los crudos componentes, de los cuales se hace el

pronóstico de los rendimientos de los productos esperados según las características de diseño de la

planta.

A continuación se presenta una breve descripción de las propiedades que se emplean para clasificar los

crudos. Esta sección incluye los siguientes temas:

Clases de Crudos

API

Porcentaje de Azufre

Agua y Sedimentos (BSW)

Contenido de Sal

Número de Neutralización

4.2.5.2.1. Clases de Crudos

Los crudos son mezclas complejas de hidrocarburos y se clasifican de acuerdo a la estructura química

predominante o presente en mayor proporción. La Tabla 5-2: Clasificación de los Crudos por

Composición Química presenta las diferentes clases de crudos conocidas.

En la Tabla 5-2, las cinco últimas clases de crudo corresponden a crudos denominados mezclados.

Existen diferentes pruebas que permiten determinar de manera rápida a que clase pertenece un crudo;

las más relevantes son el punto anilina y el factor de caracterización KUOP.

Punto de Anilina. se emplea como una herramienta de caracterización de hidrocarburos. El punto de

anilina se define como la temperatura más baja a la cual una mezcla de volúmenes iguales de

hidrocarburo y anilina se mantiene soluble. A temperaturas más bajas que el punto de anilina, la

mezcla se separa en dos fases, anilina e hidrocarburo.

El método está basado en que los hidrocarburos aromáticos tienen una gran afinidad hacia las

moléculas de anilina, mientras que los hidrocarburos parafínicos tienen una pobre afinidad. Los otros

tipos de hidrocarburos presentan afinidades que caen entre las de los aromáticos y las de los

parafínicos.



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Tabla 5-2: Clasificación de los Crudos por Composición Química

1. Clase 2. Composición

Parafínico Porcentaje de hidrocarburos parafínicos > 75%

Nafténico Porcentaje de hidrocarburos nafténicos > 70%

Aromático Porcentaje de hidrocarburos aromáticos > 50%

Asfáltico Porcentaje de resinas y asfaltenos > 60%

Parafínico/Nafténico Porcentaje de hidrocarburos parafínicos 60-70%, porcentaje

hidrocarburos nafténicos > 20%

Parafínico/Nafténico/Aromático Porcentaje de hidrocarburos parafínicos, nafténicos y

aromáticos aproximadamente igual

Nafténico/Aromático

Porcentaje de hidrocarburos nafténicos > 35% o porcentaje

de hidrocarburos aromáticos > 35%; porcentaje combinado

naftenos/aromáticos > 60%

Nafténico/Aromático/Asfáltico

Porcentaje de hidrocarburos nafténicos > 25%, porcentaje de

hidrocarburos aromáticos > 25%, porcentaje de asfaltenos >

25%

Aromático/Asfáltico

Porcentaje de hidrocarburos aromáticos > 35% o porcentaje

de asfaltenos > 35%; porcentaje combinado

aromáticos/asfaltenos > 60%

Comparativamente, la magnitud de los puntos de anilina de los hidrocarburos, dependiendo de su tipo

son:

Parafínicos > Nafténicos > Aromáticos

Aprovechando esta tendencia, se utiliza el punto de anilina (PA) para clasificar los crudos según su

carácter Parafínico, nafténico o aromático:

• PA > 60ºC Crudos Parafínicos

• 0ºC ≤ PA ≤ 60ºC Crudos Nafténicos

• PA < 0ºC Crudos Aromáticos

Factor de caracterización KUOP. El factor de caracterización KUOP está definido como la relación entre

la raíz cúbica de la temperatura media de ebullición en volumen en grados rankine ( ), y la densidad

relativa a 60 °F:

)60/60(

31

FFRelativaDensidad

TK B

UOP

A partir del factor de caracterización, se han definido los siguientes rangos de clasificación de crudos:



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• KUOP ≥ 12.5 Crudos parafínicos

• 11.8 ≤ KUOP < 12.5 Crudos parafínicos/nafténicos

• 10.5 ≤ KUOP < 11.8 Crudos nafténicos/aromáticos

• KUOP < 10.5 Crudos aromáticos

El factor de caracterización KW se calcula de igual manera que el KUOP, la única diferencia es que en el

KW la temperatura media de ebullición se calcula como media molar, mientras que en el KUOP se

emplea la media volumétrica.

4.2.5.2.2. Gravedad API

Es un término empleado en la industria del petróleo para representar la densidad de hidrocarburos

líquidos. La expresión que relaciona la gravedad específica del hidrocarburo líquido con el °API es la

siguiente:

La determinación de la gravedad del petróleo y sus productos es una medida necesaria para la

conversión de volúmenes medidos a cualquier temperatura. La gravedad específica es un factor que

gobierna la calidad del crudo y se usa para tener una idea de su composición, su calor de combustión y

su valor comercial. La gravedad API es una medida basada en la gravedad específica de un líquido y se

calcula por la expresión:

5,131)60/60(

5,141

FFEspecíficaGravedadAPI

La gravedad específica es la relación entre la densidad del líquido con respecto a la densidad del agua

medidas a las mismas condiciones de presión y temperatura. La gravedad específica 60/60 se refiere a

que las densidades, tanto del líquido como del agua, fueron tomadas a 60 ºF y a la misma presión. La

gravedad específica 100/60 significa que la densidad del líquido fue medida a 100 ºF y la del agua a 60

ºF bajo las mismas condiciones de presión. La prueba de laboratorio más utilizada para la medición de

esta propiedad es la D 287 –92, conocida como la prueba del hidrómetro. Es considerada por su

simplicidad y rapidez como la prueba estándar para la determinación de gravedad API de crudos y

derivados del petróleo normalmente líquidos con presión de vapor de 26 psi o menos. Las gravedades

son determinadas a 60 °F (15,86 °C) o convertidas a valores equivalentes a60 °F. Estas no son

aplicables a no hidrocarburos o hidrocarburos puros como los aromáticos.

60F a agua del Densidad

60F a sustancia la de DensidadGE

Los crudos se clasifican en tres tipos basados en su °API. Estos tipos son:

API 8,2 promedio Bitumen



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API < 9,9° Extrapesado

API 10° a 21,9 Crudo Pesado

API 22 a 29,9 Crudo Mediano

API > 30 Crudo Liviano

API > 42 Condensado

4.2.5.2.3. Porcentaje de Azufre

El azufre en el crudo se calcula en porcentaje en peso. La cantidad de azufre que contiene un crudo

afecta su refinación en dos formas:

Corrosión - La gran mayoría del azufre presente en el crudo se encuentra en forma de ácido sulfhídrico

(H2S), el cual ataca los equipos del proceso. El azufre también contribuye a la acidez total del crudo.

Impacto Económico y Ambiental - Debido a que el azufre presente en el crudo se transmite a sus

derivados, se incrementa el costo de tratamiento para remover el azufre y obtener productos que

cumplan con especificaciones de bajo azufre. El azufre puede presentarse como azufre elemental o

como Sulfuro de Hidrogeno, que se encuentra disuelto en el crudo; también puede encontrarse

formando parte de compuestos hidrocarbonados como mercaptanos o sulfuros.

El azufre presente en los productos que entran en combustión, se transforma en sustancias que al

contacto con el aire forman ácido sulfúrico, el cual causa lluvia ácida.

El contenido de azufre se expresa en porcentaje de azufre por peso (p/p). Los crudos se clasifican por

su contenido de azufre en los siguientes tipos:

% Azufre (p/p) ≤ 0,8% Crudos Dulces o de bajo azufre

% Azufre (p/p) > 0,8% Crudos Agrios o de alto azufre

En general, los crudos livianos tienen bajos contenidos de azufre y los pesados tienen altos contenidos

de azufre.

4.2.5.2.4 Agua y Sedimentos

BSW es la abreviatura de Bottom Sediment and Water. El BSW es el contenido de agua y sedimentos

de fondo. Se calcula en porcentaje en peso y luego se convierte a volumen. El porcentaje de volumen

es el utilizado para los cálculos.

En los equipos de proceso, el BSW causará problemas en la operación de los Desaladores, generación

excesiva de aguas aceitosas, corrientes de fondo con alto contenido de sedimentos, problemas de

transferencia de calor en hornos e intercambiadores de calor por formación de depósitos en las paredes

de estos y ensuciamiento en general por la deposición de residuos sobre las paredes de los equipos.

4.2.5.2.5 Contenido de Sal

Todos los crudos tienen diferentes niveles de sal disuelta, cantidad que depende de la procedencia del

mismo. En el crudo, la sal se encuentra disuelta en pequeñas gotas de agua, que a su vez están

suspendidas en éste. Aunque la sal que principalmente se encuentra es el cloruro de sodio (sal común),

también se encuentran otros tipos de sales en menor proporción (cloruros de calcio y magnesio).



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La presencia de sal en el crudo ocasiona problemas de corrosión y deposición en líneas, tanques y

equipos de proceso; en procesos catalíticos contribuye a la desactivación de los catalizadores.

4.2.5.2.6 Número de Neutralización

Se define como el número de miligramos de Hidróxido de Potasio (KOH) que se necesitan para

neutralizar la acidez de un gramo (1 g) de crudo.

Un crudo con un número de neutralización superior a 0,5 mg KOH/g es considerado altamente ácido.

Aunque no es una variable absoluta para estimar el grado de corrosión que un crudo causará sobre los

equipos de la refinería, se acepta que mientras más alto sea su valor, la corrosión ocasionada será

mayor.

4.2.5.3. Relación De Parámetros: Crudos

Esta discusión cubre las relaciones de parámetros para los diferentes tipos de pre mezclas y la mezcla

que se realizan en la RCSA.

Esta sección trata los siguientes temas:

Segregación de Crudos en Tanques

Mezcla en Línea de Crudo

4.2.5.3.1 Segregación de Crudos en Tanques

La Figura A: Diagrama de Relación de Parámetros de Segregación de Crudos en Tanques, se encuentra

al final del capítulo. Puede usarse a la par con la descripción de parámetros para facilitar la discusión.

4.2.5.3.1.1 Logística de Segregación de Crudos

Actualmente, la RCSA recibe crudos de diferentes procedencias, todos con disímiles características. Por

esta razón, basado en sus caracterizaciones, los crudos son segregados resultando en tres

componentes que posteriormente se usan en la elaboración de la mezcla.

La Tabla 5-3: Clasificación de Crudos en los Componentes para Mezcla, presenta el esquema actual de

segregación.

Tabla 5-3: Clasificación de Crudos en los Componentes para Mezcla

Componente

Crudo

Liviano 1

de Bajo azufre

Liviano 2

Alto

azufre

Pesado

Bonga, Calypso, Bijupira

& Salema, Escravos,

Hungo, Cusiana, South

Blend, Coco, Plutonio,

entre otros

X

Mezcla ODC, Mezcla

Ayacucho, entre otros X

Castilla, chichimene X



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4.2.5.3.1.2 °API

API contenido de hidrocarburos livianos, facilidad de proceso del crudo y sus

derivados

El API no se comporta linealmente; pero la gravedad específica sí. La fórmula siguiente muestra cómo

se realiza el cálculo para determinar el API final de una mezcla de crudos.

Gravedad específica mezcla =

n

j

n

j

VjGEjVj11

/)*(

n = número de crudos en la mezcla

j = denota uno de los crudos en la mezcla

Vj = volumen del crudo j

GEj = gravedad específica del crudo j

5,131)60/60(

5,141


Para el crudo pesado recibido por oleoducto, se aplica el siguiente criterio de identificación:

°API ≤ 22.0 Mezcla Ayacucho

°API > 22.0 Mezcla ODC

4.2.5.3.1.3 % Azufre

Contenido de azufre procesamiento posterior a la unidad de Crudo para reducir el nivel

de azufre y cumplir con especificaciones de productos y consideraciones ambientales

corrosión en los equipos

El % de azufre de un crudo depende de la masa y se expresa en porcentaje en peso.

Para predecir el contenido de azufre de una mezcla de crudos, se utiliza la siguiente fórmula:

% de Azufre mezcla =

n

j

n

j

GEjVjAjGEjVj1 1

)*(/)%**(

Donde, %Aj representa el porcentaje de azufre del crudo j.

Para el crudo pesado recibido por oleoducto, se aplica el siguiente criterio de identificación:

% Azufre ≤ 1.3 Mezcla ODC



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% Azufre > 1.3 Mezcla Ayacucho

4.2.5.3.1.4 BSW

BSW dificultades en la liquidación de volumen del bache, utilizando medición dinámica;

posible obstrucción de los medidores tiempo de reposo para sedimentación en los tanques

y frecuencia de drenaje de tanques

Frecuencia de drenajes de tanques generación de SLOP

Al igual que el % de azufre, el contenido de agua y sedimentos depende de la masa. El BSW se expresa

como porcentaje en peso; por lo tanto, para predecir las propiedades de una mezcla se usa esta

fórmula:

% de BSW mezcla =

n

j

n

j

GEjVjBSWjGEjVj1 1

)*(/)%**(

Donde, BSWj representa el porcentaje de azufre del crudo j.

La Tabla 5-4: Especificaciones de los Crudos Componentes, presenta las principales características de

cada uno de éstos y da una guía para la segregación de los diferentes crudos dependiendo de sus

propiedades individuales.

Tabla 5-4: Especificaciones de los Crudos Componentes

Premezcla

Especificación

Pesada Liviana 1 Liviana 2

API (°API) 19.3 29.2 34.8

% Azufre (p/p) 1.27 0.56 0.28

4.2.5.3.2 Mezcla en Línea de Crudo

El Diagrama de Relación de Parámetros de Mezcla en Línea de Crudo, se encuentra al final del capítulo.

La Figura B puede usarse a la par con la descripción de parámetros para facilitar la discusión.

4.2.5.3.2.1 Disponibilidad y Confiabilidad de la Plataforma de Control

Siguiendo los niveles de la jerarquía de la plataforma de control del blending, deben estar disponibles

los siguientes sistemas:

• Equipos de Medición de Flujo - Deben suministrar los datos de flujo con la precisión requerida

• Controles de Flujo - Deben responder a los setpoint para garantizar las proporciones de cada

componente en el flujo requerido de la mezcla



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• AMADAS – Controla el manejo de la información de calidad de azufre y °API de cada

componente y del crudo mezclado del cabezal

• DBS - Realiza el control de flujo de cada componente de manera proporcional de acuerdo con la

receta

• BOSS - Realiza el control de calidad del crudo mezclado en el cabezal, regulando en tiempo real

las proporciones de cada componente

Para realizar blending en línea, con el objetivo de obtener la calidad de la receta, el requerimiento

mínimo de control a implementar consiste en fijar manualmente los setpoint de cada uno de los

controladores de flujo, de acuerdo con los porcentajes establecidos en la receta.

4.2.5.3.2.2 Receta de la Mezcla

La receta de mezcla de crudo carga a la U-100 es determinante para el desempeño económico de la

refinería. Para desarrollar la formulación, el departamento de programación tiene en cuenta las

propiedades y volúmenes disponibles de cada crudo componente, la disponibilidad de los equipos de

bombeo de cada componente y las premisas de desempeño de las unidades de proceso y las calidades

esperadas en los refinados.

4.2.5.3.2.2.1 Propiedades de la Receta

Propiedades tales como °API, % Azufre y BSW afectan la calidad de la Mezcla.

4.2.5.3.2.2.2 API

Debido al diseño de la U-100 y de acuerdo a los rendimientos programados en el plan, el API requerido

de la dieta de crudos en la refinería, se encuentra en el rango de 18 API - 24° API. Si el API de la

mezcla se sale fuera del rango calculado en la receta, pueden ocurrir problemas operacionales en la

unidad de crudo por el desbalance en los rendimientos de los diferentes cortes.

API contenido de hidrocarburos livianos en la mezcla flujo de vapor hacia la cima de la

torre y flujo de líquido hacia el fondo

Cuando se utiliza crudo de alto azufre como componente de la dieta y se requiere cumplir un

porcentaje máximo de azufre en la misma, la receta se programa con mayor proporción de crudo

liviano, teniendo como consecuencia el aumento del API. Bajo estas circunstancias debe notificarse la

condición al personal de U-100 para que realicen los ajustes requeridos en planta.

4.2.5.3.2.2.3 % Azufre

Con el objetivo de minimizar los tratamientos posteriores a las corrientes de destilados, es deseable

controlar el porcentaje de azufre presente en la mezcla. El % de azufre de la dieta no debe superar el

valor programado, para obtener el azufre total y el azufre mercaptano esperado en los refinados, con el

tratamiento convencional.

Contenido de azufre tratamiento posterior para reducir el nivel de azufre en productos para

cumplir con sus especificaciones y con reglamentos ambientales y corrosión de los equipos

4.2.5.3.2.2.4 BSW

BSW problemas en la operación de los Desaladores frecuencia de drenaje del tanque



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Frecuencia de drenaje del tanque generación de aguas aceitosas

El BSW objetivo de la mezcla es 0.5 % máximo. Por regla general, los crudos pesados tienen un

BSW mayor que los crudos livianos.

4.2.5.3.2.2.4 Otras

Existen otras propiedades que son proyectadas en la mezcla ya que afectan los rendimientos o la

integridad operativa de los equipos. Entre ellas la destilación, base del crudo, contenido de sal,

número de neutralización, entre otras.

Para más información de las propiedades disponibles, consulte el apéndice D Assay de Crudos

4.2.5.3.3 Volumen Disponible de Componentes

Los componentes de la mezcla de crudos para carga a la U-100 son el crudo pesado, crudo de bajo

azufre y crudo de alto azufre.

No todos los componentes mencionados son usados en la mezcla, ya que la receta varía dependiendo

de la disponibilidad y del plan de operación de la refinería. La cantidad de mezcla a producir la

establece Programación de Producción, la cual fija las recetas posibles basadas en la cantidad de

componentes en almacenamiento.

Para la mezcla, la disponibilidad de componente crudo pesado es crítica para cumplir la ventana

operativa de la carga de diseño de la U-100; aunque existe cierto grado de flexibilidad debido a las

combinaciones posibles con los otros componentes y a la capacidad de adaptación de la planta. No

obstante, esto afecta el desempeño económico de la U-100.

4.2.5.3.4 Disponibilidad de Equipo de Bombeo

La dieta de la U-100 se programa teniendo en cuenta la capacidad de bombeo de cada estación de

componente. Si por motivo de mantenimiento una estación no puede dar el flujo normal de operación,

la dieta se ajusta para esta condición temporal.

4.2.5.3.5 Premisas de Desempeño de Unidades de Proceso y Calidad Esperada de Refinados

El departamento de programación de la refinería realiza corridas de simulación de las unidades de

proceso teniendo como entrada diferentes formulaciones de dieta de carga a la U-100. Los parámetros

para la simulación incluyen los volúmenes de refinados establecidos en la planeación de la refinería, los

rendimientos de la U-100 y el assay de cada componente.

4.2.5.4 Puntos Clave: Gasolinas

Esta sección presenta una breve discusión de las propiedades que deben ser tenidas en cuenta en el

mezclado de gasolinas.

Esta sección incluye los siguientes temas:

Parámetros de Calidad



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Gasolinas Mezcladas

4.2.5.4.1 Parámetros de Calidad

Las gasolinas de diferentes grados obtenidas en el blending deben cumplir con una serie de

especificaciones, que afectan el desempeño de estos combustibles en su uso final. Estas

especificaciones son monitoreadas por los analizadores en línea y adicionalmente, se toman muestras

puntuales por turno al cabezal de mezcla, para validar los datos de analizadores con pruebas de

laboratorio.


• Número de Octano

• RVP

• Destilación ASTM

• Gravedad API

• Porcentaje de Azufre

4.2.5.4.1.1 Número de Octano.

Representa el porcentaje por volumen de isooctano (2, 2,4 trimetilpentano, C8H18) en una mezcla de

isooctano y heptano (C7H16) que tiene la misma calidad de ignición que la muestra de la gasolina que

se está evaluando. Por ejemplo, una gasolina con un número de octano de 81,3 presenta las mismas

características de ignición que una mezcla de 81,3% de isooctano y 18,7% de heptano por volumen.

Existen dos formas diferentes de determinarlo, RON y MON. En la práctica el número de interés en el

producto es el índice antidetonante (IAD).

• RON - Abreviatura de Research Octane Number. Es una prueba en la cual se simula el

comportamiento de un motor en condiciones normales o poco severas de exigencia de operación

(bajas cargas y revoluciones) tratando de imitar el comportamiento del motor en ciudad.

• MON - Abreviatura de Motor Octane Number. Prueba en la cual se simulan condiciones de

operaciones pesadas o severas de un motor; situaciones como altas velocidades o carga pesada

(alta carga y revoluciones).

• Índice Antidetonante - Debido a que las condiciones bajo las cuales se determinan RON y MON

son diferentes, los números de octano obtenidos son distintos. El índice antidetonante (IAD) se

crea para unificar los números del RON y del MON en un solo número, y se define como el

promedio aritmético del RON y del MON:

2

MONRONIAD

El uso del índice antidetonante facilita el control de calidad del combustible.



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4.2.5.4.1.2 RVP.

Es la abreviatura de Reid Vapor Pressure o Presión de Vapor de Reid. Es la presión absoluta en libras por pulgada cuadrada (psia), ejercida por el vapor de un material a 100F en una cámara en la cual el

volumen ocupado por el vapor es cuatro veces el volumen del líquido.

En los motores de combustión interna, el combustible es dosificado en forma líquida, mezclado con

aire, y parcialmente vaporizado antes de entrar a la cámara de combustión.

Si el producto sale al mercado con un RVP por encima de especificación 9 psia, al utilizarlo en un motor

de combustión interna, el combustible puede hervir en las líneas del combustible y en los dispositivos

de dosificación y mezcla; lo que podría ocasionar exceso de vapores y el flujo del combustible

disminuye ocasionando pérdida de potencia, mala operación o una parada del motor, por saturación de

gases.

Por el contrario, si el RVP del combustible es muy bajo, este no se vaporizará de forma adecuada, y el

motor tendrá problemas de arranque en frío y de bajo desempeño durante su calentamiento.

4.2.5.4.1.3 Destilación ASTM.

Es una prueba en la cual se colocan en un recipiente 100 cm3 del material líquido que se está probando

y este se empieza a calentar de tal forma que comience a hervir lentamente. Los vapores así formados

pasan por un condensador y son recolectados en otro recipiente. Generalmente, se tiene un

termómetro dentro del recipiente donde hierve el líquido (en contacto con los vapores) y se toman al

mismo tiempo registros de la temperatura y del volumen de vapor condensado que se ha recolectado.

Los valores de temperatura y de volumen recolectados se grafican con el volumen en el eje horizontal y

las temperaturas en el eje vertical. La curva que resulta es la curva de destilación del material. El

volumen se expresa en términos de porcentaje.

Basado en la curva de destilación, se pueden describir varias características de desempeño del

combustible en el motor:

El desempeño en arranque en frío y la inundación del motor, están influenciados por la porción

inicial de la curva de destilación hasta 93ºC.

El comportamiento del combustible con el motor caliente está influenciado por la porción de la

curva de destilación entre 50 y 90% del volumen.

Las temperaturas correspondientes al 90 % del volumen y al punto final, indican la

potencialidad del combustible para ensuciar las bujías, formar depósitos en la cámara de

combustión y el cárter, y diluir el aceite motor.

El rango de ebullición de una gasolina está representado por la curva de destilación. La curva

denota que una gasolina está compuesta de una gran cantidad de componentes, de livianos a

pesados.

Punto Inicial de Ebullición - Cuando se efectúa la prueba de Destilación ASTM, el Punto Inicial de

Ebullición (PIE) es la temperatura dentro del recipiente cuando se obtiene la primera gota de

vapor condensado. Su sigla en inglés es IBP (Initial Boiling Point).



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Punto Final de Ebullición - Cuando se efectúa la Destilación ASTM, el Punto Final de Ebullición

(PFE) es la temperatura más alta registrada durante la prueba. Su sigla en inglés es FBP (Final

Boiling Point).

4.2.5.4.1.4 Gravedad API.

Es un término empleado en la industria del petróleo para representar la densidad de hidrocarburos

líquidos. La expresión que relaciona la gravedad específica del hidrocarburo líquido con el API es la

siguiente:

°

5,131)60/60(

5,141


La gravedad específica está definida a su vez como la densidad de la sustancia a 60°F dividida por

la densidad del agua a 60°F. La fórmula es:

60F a agua del Densidad

60F a sustancia la de DensidadGE

4.2.5.4.1.4 Porcentaje de Azufre.

El azufre en el combustible se regula porque esta sustancia causa corrosión y desgaste en el

motor, corrosión en el sistema de escape, deterioro en el aceite lubricante, y daños al ambiente,

entre ellos la lluvia ácida.

4.2.5.4.2 Gasolinas Mezcladas

La gasolina es una mezcla de hidrocarburos líquidos volátiles, adecuada para su uso como combustible

en motores de combustión interna por chispa. La mezcla también puede contener aditivos que mejoran

su desempeño. La refinería produce gasolinas nacionales en calidad extra y regular. Además, produce

gasolinas para exportación con diferentes especificaciones.


• Gasolina Doméstica Regular

• Gasolina Doméstica Premium

• Gasolina de Exportación (RUL)

• Nafta Estabilizada

4.2.5.4.2.1 Gasolina Doméstica Regular

También conocida como gasolina motor o MOGAS. La mezcla típica incluye los componentes Nafta

virgen o estabilizada de la U100, naftas livianas y pesada Hidrotratadas y naftas de Hidrocracking.

Dependiendo de la logística de programación, puede incluir normal butano para el control de la RVP



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4.2.5.4.2.2 Gasolina Doméstica Premium

La mezcla típica en la refinería incluye los componentes naftas livianas y pesadas Hidrotratadas, naftas

de Hidrocracking y Alquilato.

4.2.5.4.2.3 Gasolina de Exportación (RUL)

Son gasolinas típicas para mercados internacionales, caracterizadas por su alto octanaje, normalmente

se preparan en el rango de 91.5 a 95 octanos, por lo cual se utiliza Alquilato, además de naftas

livianas, pesadas Hidrotratadas y naftas de Hidrocracking. Normalmente se preparan en el rango de

91.5 a 95 octanos.

4.2.5.4.2.4 Nafta Estabilizada

La nafta estabilizada está compuesta por la corriente de Nafta Virgen que se produce en la torre

atmosférica de la Unidad 100, la cual es mezclada en esta unidad con la corriente de nafta Wild que

proviene de las unidades de Hidrotratamiento de Diésel y sometidas a proceso de estabilización antes

de ser enviadas a tanques.

Ya en los tanques de almacenamiento recibe una tercera corriente de nafta estabilizada proveniente de

la Unidad de Saturación de Gas, U-101.

4.2.5.5 Relación de Parámetros: Gasolinas

Esta discusión cubre las relaciones de parámetros para los diferentes tipos de gasolinas que se

producen en la Refinería de Cartagena.


• Gasolina Doméstica Regular

• Gasolina Doméstica Premium

• Gasolina de Exportación (RUL)

• Nafta Estabilizada

4.2.5.4.1 Mezcla en línea de gasolinas

Las diferentes gasolinas producidas son mezcladas en línea, utilizando instrumentos que controlan las

proporciones de los componentes controlando los parámetros de calidad requeridos en la receta.

Para el caso de la Nafta estabilizada esta mezcla se realiza durante el proceso de estabilización y las

características obtenidas no sufren ningún ajuste en tanques.




• Equipos de Medición de Flujo - Deben suministrar los datos de flujo con la precisión requerida.



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• Controles de Flujo - Deben responder a los setpoint para garantizar las proporciones de cada

componente en el flujo requerido de la mezcla.

• AMADAS – Controla la información de calidad de RON, MON y azufre total de cada componente y

de la gasolina mezclada en el cabezal. Adicionalmente proveen el RVP y la destilación para la

mezcla en el cabezal.

• BOSS – Blend Optimization and Supervisory System. Realiza el control de flujo de cada

componente de manera proporcional de acuerdo con la receta. Realiza el control de calidad de la

gasolina mezclada en el cabezal, regulando en tiempo real las proporciones de cada

componente.

• Blend Plan Optimizer - Realiza el control de calidad del producto en tanque integrando la

información de calidad del cabezal, en función del volumen de mezcla acumulado. Con esta

información el optimizador suministra los límites de control de las propiedades del cabezal para

que el sistema de control realice las acciones de control correspondientes.





La receta de mezcla del producto gasolina doméstica regular es calculada por el programador de

blending. Para desarrollar la formulación, se tienen en cuenta las propiedades y volúmenes disponibles

de cada componente, la disponibilidad de los equipos de bombeo de cada componente, las

especificaciones del producto y el volumen y la calidad del producto remanente en tanque.

Los datos de calidad de los componentes y del producto remanente en tanque son obtenidos del

sistema de información del laboratorio (SILAB), los volúmenes de los tanques se obtienen del Sistema

de Información Operacional SIO y/o del sistema de telemetría de tanques.

La Tabla 5-9: Recetas Típicas de Gasolinas, presenta los intervalos típicos de porcentaje volumétrico de

cada uno de los componentes de esta mezcla.

Tabla 5-9: Recetas Típicas de Gasolinas

3. Componente 4. Gasolina

Extra

5. Gasolina

Regular

6. Gasolina

Exportación

Nafta Pesada de Hidrocracking (% v/v)

Nafta Liviana Hidrotratada (% v/v)

Nafta Pesada Hidrotratada (% v/v)

Alquilato (% v/v)

Nafta Liviana de Hidrocracking (% v/v)

Butano (% v/v)



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4.2.5.4.1.3 Propiedades de la Receta

Las propiedades de la receta que serán controladas en el cabezal de mezcla son: RON, MON, azufre

total, RVP y destilación. Existen otras variables como API, ICV, aromáticos, benceno, olefinas y

oxigenados que son controladas por el sistema de control de blending mediante modelos que predicen

el comportamiento de estas propiedades de acuerdo a la receta de Gasolina Doméstica Regular que se

esta aplicando sobre el cabezal en un momento dado.

La Tabla 5-7: Propiedades de los Componentes de las Recetas de Gasolinas, resume las propiedades

más relevantes de cada uno de los componentes de la receta.

Tabla 5-7: Propiedades de los Componentes de las Recetas de Gasolinas

Propiedad Nafta pesada

Hidrocracking

Nafta Pesada

Hidrotratada

Nafta Liviana

Hidrotratada

Alquilato Butano

°API 62.1 31.2 59.9 64.4 118

Azufre (% p/p) 0.008 0.298 0.086 0.031 0.004

Azufre Mercaptano

(% p/p) 0.0005 -- 0.00151 0.00178 --

RON (Octanos) 54 92.5 92.6 98.7 98

MON (Octanos) 54 84.1 81.4 83.1 91

IAD (Octanos) 54 88.3 87 90.9 94.5

RVP (psi) 23.4 9 62.2 49.5 420

Aromáticos (% v/v) 7 63 23.4 5 0

Olefinas (% v/v) 0.9 5 25.5 40 0

Goma (mg/100cm3) 0 1.8 1.2 1.7 0

PIE (°C) 55.9 132.7 35.4 27.1 1

10% (°C) 83.1 180.9 54.7 83 1

50% (°C) 112.9 196.7 88.5 114.9 1

90 (°C) 144.9 213.3 153.4 173 1



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Tabla 5-7: Propiedades de los Componentes de las Recetas de Gasolinas

Propiedad Nafta pesada

Hidrocracking

Nafta Pesada

Hidrotratada

Nafta Liviana

Hidrotratada

Alquilato Butano

PFE (°C) 172.2 229.6 177.4 210.8 1

4.2.5.4.1.4 RON

El RON de un hidrocarburo no se mezcla en forma lineal, por lo tanto si se requiere realizar estimados

del RON, se deben de emplear los índices de mezcla.

La experiencia indica que para la mezcla de tanques con remanente Gasolina Doméstica Regular, se

requiere entre un 60% a 75% de naftas craqueadas para asegurar la especificación de RON y por ende

el IAD del producto. El volumen restante, se completa con naftas de Hidrocracking o Alquilato que

sirven como componentes de ajuste del RON y el RVP.

Cuando el remanente del tanque tiene un RON e IAD diferente a la especificación de Gasolina

Doméstica Regular, el programador de mezclas debe tomar las consideraciones necesarias en el ajuste

de las proporciones de los componentes.

4.2.5.4.1.5 MON

Por lo general, el RON de los componentes usados en las mezclas de gasolinas en la refinería, es mayor

que el MON. En Gasolina Doméstica Regular, la diferencia entre el RON y el MON es de

aproximadamente 7 octanos; por lo tanto, mientras se tenga control sobre el RON se puede garantizar

que el IAD del producto se encuentre en el rango adecuado.

4.2.5.4.1.5 Azufre Total

Las naftas hidrotradas y de Hidrocracking que se utilizan en la refinería garantizan el control del de

azufre en la mezcla de Gasolina Doméstica Regular, sin embargo, debe tenerse cuidado en su

dosificación para evitar que el RON sea inferior al requerido para la especificación de IAD.

La Tabla 5-8: Contenido Permitido de Azufre en Gasolina, muestra los niveles permitidos de azufre en

las gasolinas por la ley.

producto ppm % p/p*

Gasolina 300 0,041



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4.2.5.4.1.6 RVP

Entre más livianos tenga la nafta, mayor será su RVP.

nafta liviana RVP de la mezcla

Si el valor de RVP de la nafta craqueada liviana es superior al valor típico para uso de este componente

en la mezcla, deberá notificarse a la U-002 para que realicen los respectivos ajustes.

Siempre que exista alto inventario de butano en RCSA y exista la instrucción de programación para

aprovecharlo económicamente en gasolina, el programador de blending debe asegurar su adición

controlada a la mezcla.

Debido al muy bajo RVP del componente HCN, es necesario en mezclas de corrección de octano,

porque permite cumplir la especificación de IAD, asegurando que el RVP del producto quede en

especificación.

4.2.5.4.1.7 Destilación

La nafta pesada es el componente de mayor destilación en la receta. De acuerdo a la experiencia

acumulada en la programación de mezclas de RCSA, se recomienda que su proporción a las mezclas de

gasolina no supere el 13%, para conservar el producto en especificaciones.

4.2.5.4.8 Otras

Los valores de las propiedades secundarias, como API, ICV, aromáticos, benceno, olefinas y oxigenados

de los componentes existentes en la refinería, no representan riesgo de incumplimiento de

especificaciones de las mismas en la Gasolina Doméstica Regular.

4.2.5.4.9 Volumen Disponible de Componentes

El programador de blending debe proyectar los inventarios disponibles y los tiempos de mezclado. En

ocasiones, por falta de inventario de este componente se debe suspender el blending en línea.

El butano se aprovecha económicamente como componente en mezclas de gasolina siempre que

existan excedentes. Si la directriz de programación es maximizar la producción de GLP o si el RVP de la

LCN está fuera de rango, no es posible utilizar el butano como componente.

En caso de algún inconveniente con las cantidades disponibles de algún componente de la receta, los

volúmenes de los demás componentes en la mezcla deben ajustarse para mantener una proporción

constante con la del componente limitado, de manera que se cumplan las especificaciones en el

producto final.

4.2.5.4.10 Disponibilidad de Equipo de Bombeo

La receta de mezcla de Gasolina Doméstica Regular se programa teniendo en cuenta la capacidad de

bombeo de cada estación de componente. Si por motivo de mantenimiento una estación no puede dar

el flujo normal de operación, la receta se ajusta para esta condición temporal.

4.2.5.4.11 Especificaciones de Producto

El blender controla 5 especificaciones: RON, MON, azufre total, RVP y destilación. A las demás

especificaciones (API, ICV, aromáticos, benceno, olefinas y oxigenados) se les hace seguimiento pero

no control; sin embargo, siempre se cumplen porque los componentes de la mezcla lo permiten.



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4.2.5.4.12 Volumen Remanente en Tanque de Producto

El volumen remanente es necesario en la receta ya que se toma como un componente más en los

cálculos de variables de calidad que tienen en cuenta la composición total del tanque.

4.2.5.4.13 Calidad del Remanente en Tanque de Producto

La calidad del remanente es necesaria en la receta porque se toma como un componente más en los


4.2.5.6 Puntos Clave: Destilados Medios

En la refinería se reciben destilados medios de diferentes calidades, los cuales se mezclan para producir

diferentes tipos de diésel.


Parámetros de Calidad

Diésel

4.2.5.5.1 Parámetros de Calidad

Los diferentes tipos de Diésel obtenidos en el blending deben cumplir con una serie de especificaciones,

las cuales afectan el desempeño de estos combustibles en su uso final. Entre estas se encuentran:


• Número de Cetano

• Índice de Cetano

• Destilación ASTM

• Porcentaje de Azufre

• Punto de Inflamación

• Estabilidad

• Color Inicial

Número de Cetano. Es un número que representa la calidad de la ignición del combustible diésel. Se

define como el porcentaje por volumen de cetano normal (n-hexadecano, C16H34) en una mezcla de

cetano normal y de heptametilnonano (2, 2, 4, 4, 6, 8, 8 heptametilnonano, isómero del cetano,

C16H34) que tiene las mismas características de ignición que el combustible de prueba cuando la

combustión se hace en un motor estándar bajo unas condiciones específicas de operación. En general,

motores diésel corren bien con combustibles diésel con números de cetano de 45 a 55.

Índice de Cetano. Es una aproximación al número de cetano basada en la densidad y la destilación

ASTM, usando las temperaturas de los puntos de 10%, de 50% y de 90%. Se calcula por medio de

ecuaciones. Su valor es solo una estimación del número de cetano, en ningún caso reemplaza la

determinación experimental de este.



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Destilación ASTM. Consulte la introducción al parámetro destilación ASTM en la sección 5.18.1 bajo el

subtítulo parámetros de calidad.

Punto Inicial de Ebullición (PIE) - Consulte esta definición en la sección 5.18.1 bajo el subtítulo

parámetros de calidad.

Punto Final de Ebullición (PFE) - Consulte esta definición en la sección 5.18.1 bajo el subtítulo

parámetros de calidad.

Porcentaje de Azufre. El contenido de azufre se encuentra regulado por las autoridades ambientales,

ya que su emisión ocasiona diversos problemas ambientales.

Punto de Inflamación. Es la temperatura más baja, a una presión de 1 atmósfera (101,3 kPa), a la cual

un líquido inflamable puede formar una mezcla combustible con el aire. A esta temperatura el vapor

puede parar de quemar cuando la fuente de ignición se retira.

Punto de Fluidez. Es la temperatura más baja a la cual una muestra fluirá bajo unas condiciones

específicas de prueba.

Estabilidad. Existen varias pruebas empleadas para determinar la estabilidad de una muestra de

hidrocarburo, entre las cuales se encuentran:

Estabilidad a Alta Temperatura - Es una prueba en la que dos muestras de hidrocarburo se someten a

un envejecimiento acelerado, donde se calientan a una temperatura de 150ºC en recipientes abiertos

a la atmósfera por un período de tiempo de 90 o 180 minutos.

Una vez que las muestras se han enfriado, se filtran y el contenido de insolubles que queda en el filtro

se estima midiendo la reflexión de la luz sobre el papel de filtro. El resultado de la prueba se expresa

en porcentaje; 100 corresponde a papel de filtro limpio (corresponde a una muestra con muy buena

estabilidad) y el cero a un estándar de venta comercial (corresponde a una muy mala estabilidad).

Pad Rating - La prueba Pad Rating (DuPont F-21/Octel F 61) fue la primera prueba de estabilidad

implementada en forma general y actualmente es una de las más utilizadas. Es exactamente igual a la

prueba de estabilidad a alta temperatura, pero maneja una escala entre 1 y 20, donde los números

más bajos son de hidrocarburos con muy pocos residuos sobre el papel de filtro. La comparación se

realiza visualmente con una serie de placas con colores estandarizados.

Color Final - Es una prueba en la que la muestra de hidrocarburo se somete a un envejecimiento

acelerado, donde se calienta a una temperatura de 150ºC en un recipiente abierto a la atmósfera por

un período de tiempo de 90 o 180 minutos. La escala con que se mide el color se conoce como Escala

de Color ASTM, y va de 0,5 a 8, siendo los valores más bajos asignados a los líquidos más claros y los

más altos a los más oscuros.

Color Inicial. El color de un hidrocarburo se determina básicamente para propósitos de control de los

procesos de refinación. Su importancia radica en que el color es una característica observable del

producto final y puede influenciar preferencias de compra en el usuario. En algunos casos, el color

puede ser utilizado como un indicador del grado de refinación del material; sin embargo en la gran

mayoría de los casos, el color no es guía fiable de la calidad de un producto.

La escala con que se mide el color se conoce como escala de color ASTM, y va de 0,5 a 8, siendo los

valores más bajos asignados a los líquidos más claros y los más altos a los más oscuros.



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4.2.5.5.2 Diésel

La Refinería de Cartagena está diseñada para que produzca aproximadamente 96.0 kbls. Diarios de

Diésel. Dentro de las diferentes corrientes de este producto tenemos:

Diésel Domestico

Diésel ULSD

Diésel Marino

Diésel Domestico. Es el combustible producido para parque automotor de la región, que cumple las

especificaciones de calidad emitidas por el estado. La mezcla típica en refinería incluye los

componentes Diésel ULSD, quero y/o Queromerox y Biodiesel, también llamado B100 o Aceite de

Palma, en el porcentaje indicado por la legislación vigente. El estado es quien determina el porcentaje

de B100 que se adicionaría a la mezcla de Diésel Domestico, asignándole a la letra B el porcentaje

indicado, ejemplo: B2 para cuando se mezcla el B100 al 2%, B4 cuando se mezcla al 4% y así

sucesivamente.

Diésel ULSD. El Diesel de Ultra bajo azufre o ULSD, (por su sigla en inglés ultra low sulphur diesel) Es

el combustible inicialmente producido en la Unidad de Crudo, el cual es hidrotratado en la Unidades de

Hidrotratamiento, U108 y U109 para reducir el contenido de azufre. A esta corriente se mezcla la

corriente de Diésel producido en la Unidad de Hidrocracking. La mezcla típica de la refinería incluye

además Quero y/o Queromerox. El azufre en el ULSD es menor de 12 ppm, de acuerdo a

requerimientos de calidad para ventas internacionales

Diésel Marino. Es el combustible producido para los motores Diésel de las motonaves marítimas. Este

combustible no se rige por la regulación de calidad de combustible automotor. La mezcla típica en la

refinería incluye los componentes Diésel virgen de Alto Azufre y Aceite Liviano de Ciclo.

4.2.5.7 Relación de Parámetros: Destilados Medios

Esta discusión cubre las relaciones de parámetros para los diferentes tipos de mezclas de destilados

medios que se producen en la RCSA.


4.2.5.6.1 Mezcla en Línea de Diesel B2

La mezcla en línea se aplica para los tres productos obtenidos en los sistemas de mezclado de Diésel.




Equipos de Medición de Flujo - Deben suministrar los datos de flujo con la precisión requerida.

Controles de Flujo - Deben responder a los setpoint para garantizar las proporciones de cada

componente en el flujo requerido de la mezcla.

AMADAS – Realiza el control de la información de calidad de azufre total de cada componente y del

diesel mezclado en el cabezal, y del punto de inflamación y punto de fluidez del diesel mezclado en el

cabezal.



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DBS - Realiza el control de flujo de cada componente de manera proporcional de acuerdo con la receta.

BOSS - Realiza el control de calidad de la gasolina mezclada en el cabezal, regulando en tiempo real las

proporciones de cada componente.

Boss Optimizer - Realiza el control de calidad del producto en tanque integrando la información de

calidad del cabezal, en función del volumen de mezcla acumulado. Con esta información el optimizador

suministra los límites de control de las propiedades del cabezal para que el MPC realice las acciones de

control correspondientes.





La receta de mezcla del producto diesel B2 es calculada por el programador de blending. Para

desarrollar la formulación, se tienen en cuenta las propiedades y volúmenes disponibles de cada

componente, la disponibilidad de los equipos de bombeo de cada componente, las especificaciones del

producto y el volumen y la calidad del producto remanente en tanque.

Los datos de calidad de los componentes y del producto remanente en tanque son obtenidos del

sistema de información del laboratorio (SILAB), los volúmenes de los tanques se obtienen del Sistema

de Información Operacional SIO y/o del sistema de telemetría de tanques.

La Tabla 5-12: Recetas Típicas De los Diferentes Grados de Diesel, presenta los porcentajes

volumétricos típicos en la mezcla de este tipo de combustible.

4.2.5.6.1.3 Propiedades de la Receta

Las propiedades de la receta que serán controladas en el cabezal de mezcla son azufre total, punto de

inflamación y punto de fluidez. Existen otras variables como API, índice de cetano, viscosidad,

aromáticos y destilación que son controladas por el MPC mediante modelos que predicen el

comportamiento de estas propiedades de acuerdo a la receta de diesel B2 que se esta aplicando sobre

el cabezal en un momento dado.

Las propiedades porcentaje de metil-éster y recobrado a 95%, hacen parte de la receta de mezcla del

Diesel B2 y su resultado en el producto final es calculado por el programador de blending.

La Tabla 5-10: Propiedades de los Componentes de las Recetas de Diesel, resume las propiedades más

relevantes de cada uno de los componentes de la receta.

4.2.5.6.1.3.1 Azufre Total

El contenido de azufre del producto diesel B2 está regulado por el ministerio de minas y energía. La

reglamentación puede ser consultada en la Tabla 5-11: Contenido de Azufre Permitido Para

Combustibles Diesel.

El componente Jet A1, es un corrector de azufre de la mezcla porque tiene el contenido de azufre más

bajo de los componentes locales. Sin embargo por su costo solo se utiliza cuando no hay inventario de

diesel importado de bajo azufre, o por alguna condición presente en la receta.

El ACPM virgen es el de mayor proporción volumétrica en la mezcla y al mismo tiempo, tiene un

contenido de azufre superior a la especificación del producto. Por tal motivo se requieren los

componentes correctores de azufre.



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El diesel importado de bajo azufre es un componente costoso, pero al mismo tiempo muy efectivo

como corrector de azufre.

El ALC no se utiliza en mezcla de diesel B2 debido a su alto contenido de azufre.

La HCN tiene un porcentaje de azufre inferior a la especificación del producto, esto permite utilizarla

para aprovecharla económicamente.

Por su origen vegetal, el contenido de azufre del biodiesel es prácticamente 0. Sin embargo, no puede

usarse como componente corrector porque debe cumplirse el máximo porcentaje de metil-éster

permitido en las especificaciones del producto para evitar regalos de calidad.

La Tabla 5-11: Contenido de Azufre Permitido Para Combustibles Diesel, muestra los niveles máximos

de azufres permisibles en el combustible según la reglamentación vigente.

4.2.5.6.1.3.2 Punto de Inflamación

La especificación del punto de inflamación para el diesel B2 es mínimo 60ºC. Teniendo en cuenta esto,

debe controlarse la adición de los componentes correctores Jet A1 y HCN, ya estos tienen puntos de

inflamación entre 40ºC y 50ºC.

4.2.5.6.1.3.3 Punto de Fluidez

Mientras los componentes típicos de la mezcla y el volumen remanente del tanque cumplan los límites

de calidad de punto de fluidez, no se tendrán problemas con el control de esta especificación en el

cabezal.

4.2.5.6.1.3.4 Otras

Los valores de las propiedades secundarias, como API, índice de cetano, viscosidad, aromáticos y

destilación de los componentes existentes en la RCSA, no representan riesgo de incumplimiento de

especificaciones de las mismas en el diesel B2.

El metil-éster y el recobrado a 95%, son especificaciones que se tienen en cuenta en esta mezcla.

Estas propiedades no están incluidas en el modelo de control de AspenBlend MPC. Por tal razón, se

debe monitorear el resultado de laboratorio de la muestra del cabezal que se toma dos veces al día. A

partir de la supervisión de los datos de metil-éster y el recobrado a 95% del cabezal y de las

producciones de los componentes, se toman decisiones sobre el control de la mezcla y si es necesario,

se solicitan los ajustes en planta.

4.2.5.6.1.4 Volumen Disponible de Componentes

La proporción del componente Jet A1 en la mezcla de Diesel B2, oscila entre el 5% a 7%. La

acumulación de inventario de este componente para la mezcla se negocia con programación de la

producción dependiendo de la logística para suministro local y compromiso de exportación de jet.

El ACPM virgen, tiene volumen disponible para mezcla a partir de la producción de planta que es de

20000 BPD. El consumo de este componente en la mezcla esta entre 20000 y 25000 BPD, que

corresponden a porcentajes de adición entre 65% y 80%.

El Diesel importado se recibe en RCSA en parcelas de entre 50000 y 120000 barriles mensuales.

La HCN tiene una producción diaria cercana a los 2000 BPD. Aproximadamente, el 80% de esta

producción se consume en el blending de diesel, dejando el 20% restante disponible para mezclas de

gasolinas.



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En caso de algún inconveniente con las cantidades disponibles de algún componente de la receta, los

volúmenes de los demás componentes en la mezcla deben ajustarse para mantener una proporción

constante con la del componente limitado, de manera que se cumplan las especificaciones en el

producto final.

4.2.5.6.1.5 Disponibilidad de Equipo de Bombeo

La receta de mezcla Diesel B2 se programa teniendo en cuenta la capacidad de bombeo de cada

estación de componente. Si por motivo de mantenimiento una estación no puede dar el flujo normal de

operación, la receta se ajusta para esta condición temporal.

4.2.5.6.1.6 Especificaciones de Producto

El blender controla 3 especificaciones a partir de información de analizadores. Las especificaciones

controladas son azufre total, punto de inflamación y punto de fluidez.

Las demás especificaciones se obtienen a partir de los modelos de control.

4.2.5.6.1.7 Volumen Remanente en Tanque de Producto

El volumen de remanente es necesario en la receta ya que se toma como un componente más en los


4.2.5.6.1.8 Calidad del Remanente en Tanque de Producto

La calidad del remanente es necesaria en la receta porque se toma como un componente más en los


4.2.5.8 Puntos Clave: Productos Licuados

Los productos licuados están compuestos por Propanos y Butanos. Existen subsistemas dentro de la

sección de Productos licuados para manejar los Propileno y butilenos producidos por FCC y Coker, así

mismo se cuentan con subsistemas para el manejo de Isobutano, normal Butano y ventas de GLP.

Los productos licuados son producidos en varias unidades de la refinería. Las corrientes de GLP dela

unidad de crudo, Hidrocracking y Alquilación son cargados a la Unidad de Saturación de gas. Esta

Unidad también carga cantidades pequeñas de C3 y C4. En la unidad de Saturación de gas el GLP es

separado en sus tres principales componentes y los contaminantes removidos.

El destino de los cinco subsistemas de GLP es:

El Propano/Propileno producido en la FCC y Coker es enviado a Propilco para su separación y el

propano de retorno almacenado para la venta.

El Butano/Butileno producido en la FCC y Coker es enviado a la unidad de Alquilación, donde el

isobutano y el butileno es usado en las reacciones de alquilación.

El Isobutano es cargado a la Unidad de Alquilación para ser usado en sus reacciones, también puede

ser almacenado para posteriormente ser enviado a esta Unidad

El Normal butano es mezclado en la gasolina para corrección de RVP. También puede ser vendido como

GLP o cargado a la Unidad de Saturación de gas.

El Propano es vendido como GLP.



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Dentro de los contaminantes que pueden presentarse en el GLP se encuentran:

H2S

Mercaptanos

Hidrocarburos pesados

Humedad

H2S: Todo el H2s debe ser removido del GLP antes de que cualquier corriente sea vendida o procesada

más adelante. El H2S es un químico toxico que es fuertemente restringido en los productos que se

comercializan. Por otro lado el H2S en el Iso butano o en la corriente de Butano/Butileno afectará

gravemente el Ácido Fluorhídrico utilizado como catalizador en la unidad de Alquilación, ya que conlleva

a la reducción de la pureza del ácido, incrementado la producción de ASO como un subproducto del

proceso de regeneración del HF, además puede producir una posible reducción en el octanaje del

Alquilato.

El H2S es removido del GLP utilizando lavados con Amina y Soda caustica en las diferentes corrientes.

Altos niveles de H2S en una corriente de GLP agrio que es tratado con Soda Caustica incrementara el

consumo de dicha soda, lo cual incrementara los costos no0 solo por el consumo de la soda sino por la

disposición de la soda caustica gastada, que puede llegar a ser un gasto significativo. De igual forma

incrementaría los costos en las corrientes tratadas con Amina.

Mercaptanos: Son restringidos a niveles muy bajos para los productos en especificación. Así mismo los

mercaptanos pueden afectar negativamente el resultado de la prueba corrosión en lámina de cobre, la

cual es una especificación necesaria para la comercialización del GLP. Altos niveles de Mercaptano o

excesivas cantidades de mercaptanos pesado pueden sobrecargar los sistemas de despojo y resultar en

producto fuera de especificación.

Hidrocarburos pesados: Los hidrocarburos pesados, como pentanos y más pesados, arrastrados en las

corrientes de GLP pueden ser absorbidos por la Amina Pobre en el proceso de despojo y terminar

contaminando el sistema de regeneración de Aminas. Estos hidrocarburos livianos pueden entonces

desprenderse en la columna de regeneración y llegar a la unidad de recuperación de azufre junto con el

gas acido. Ya en la unidad de recuperación de azufre se depositaran en los lechos de catalizador, lo

cual incrementará la presión a lo largo del reactor de esta unidad, ocasionando apagadas no planeadas

de la unidad.

Los hidrocarburos pesados también pueden permanecer en la amina a través del proceso de

regeneración y retornar a los sistemas de lavado donde serán arrastrados nuevamente a la corriente de

GLP, lo cual puede resultar en GLP fuera de especificaciones en tanque.

Humedad: Altos niveles de humedad en el GLP pueden resultar en incremento del volumen de agua en

la carga de la unidad de Alquilación. En la Unidad de Alquilación el agua puede diluir la pureza del

ácido, incrementando los costos por el consumo de ácido, además puede resultar en corrosión en la

unidad.



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4.2.5.9 Relación de Parámetros: Productos Licuados.

La alteración de los parámetros del GLP redundará en la obtención de productos fuera de especificación

enviado directamente de las unidades de proceso que no podrán ser controlados ni corregidos en

tanque lo que necesariamente conllevaría a un reproceso del producto fuera de especificación en la

unidad de Coker.

4.2.5.10 Puntos Clave: Fondos - Slop

Nos referiremos a los puntos clave de los productos que se manejan en la sección Fondos – Slop

incluyendo:

Gasóleos

Fondos

Slop

Gasóleos

Representa el material cuyo punto de ebullición se encuentra entre los 376°C y los 537°C. El gasóleo

no es típicamente un producto que se comercializa en una refinería, sino que es cargado a otras

unidades de proceso para obtener productos más valiosos, ya que esto resulta ser más rentable.

El Gasóleo es producido en la Unidad de Crudo y la Unidad de Coquización retardada Coker. El Gasóleo

pesado de vacío es enviado directamente a la Unidad FCC junto con el Gasóleo Medio de Vacío, solo el

20 % de esta producción llega a tanques para ser enviado posteriormente a la FCC como carga fría.

De igual forma el Gasóleo Medio de Vacío y el Gasóleo pesado de Coker es enviado a la unidad de

Hidrocracking y solo el 20% de esta producción llega a tanques para ser enviado posteriormente a la

Hidrocracking como carga fría.

Cualquier contaminante en los sistemas de gasóleo puede resultar en limitaciones de carga tanto para

la FCC como para Hidrocracking.

Para prevenir contaminantes en el sistema de gasóleo de Hidrocracking, una pequeña cantidad de los

fondos de la fraccionadora de esta Unidad son removidos y enviados al tanque de carga de la FCC,

como aceite no convertido, UCO.

Dentro de los contaminantes que pueden presentarse en el Gasóleo se encuentran:

Alto contenido de residuos en la carga

Metales

Contaminación con Diesel

Aromáticos Polinucleares (PNA)



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Alto contenido de residuos en la carga: El mayor problema en los sistemas de gasóleo es asegurarse de

que los excesos de residuos no sean arrastrados con el gasóleo y terminen en la unidad de Cracking. La

contaminación con residuos conlleva una serie de problemas tales como el incremento de la formación

de coque debido al aumento en la cantidad de Carbon Conradson que los residuos contienen. En la

Unidad de Cracking el incremento en el Coker va a requerir cambios operacionales que pueden llegar a

reducir la conversión total de la unidad. En Hidrocracking el efecto es más severo, porque esta unidad

cuenta con lechos fijos de catalizador los cuales se ven afectados por la coquización causando una

parada prematura de la unidad, y el catalizador deberá ser regenerado o reemplazado.

Metales: Otro grupo de contaminantes es la presencia de metales. El arrastre de metales en el gasóleo

incrementará la cantidad de metales en la Unidad de Cracking. En la FCC, los metales causarán la

desactivación del catalizador incrementando el consumo de catalizador fresco (make-up), de igual

forma se incrementará la producción de gases en la unidad.

En la unidad de Hidrocracking, los efectos negativos del incremento de los metales puede ser más

severo, ya que pueden causar desactivación permanente del catalizador, requiriendo una apagada

prematura de la unidad para reemplazar el catalizador.

Contaminación con Diésel: Otro problema que se pueda presentar en Gasóleo es la inclusión de

material que se encuentre dentro del rango del punto de ebullición del Diésel. Si el Diésel no es

removido en la sección de vacío de la Unidad de Crudo o en la Coker, y dejamos que permanezca con

el gasóleo, el diesel reemplazará al gasóleo como carga a las unidades de cracking. Si esto ocurre, la

cantidad de gasóleo disponible para las unidades de cracking puede exceder la capacidad de

procesamiento. Removiendo el diesel del gasóleo se reflejaría en una mejor economía de la refinería

Aromáticos Polinucleares (PNA): Un problema potencial en lo que concierne al Aceite No convertido

(UCO) en la Unidad de Hidrocracker es la formación de Aromáticos Polinucleares (PNA). Los PNA,

(polinuclear aromatics) son creados en los procesos de hidrocraqueo y si se permite su formación,

pueden causar daño severo ensuciamiento en la Unidad de Hidrocracking. La rata del UCO deberá ser

ajustada para evitar que la concentración de PNA sea demasiado alta.

Fondos

Los fondos son la fracción más pesada del crudo. Dos corrientes pueden ser consideradas parte de este

sistema. La primera corriente es la de residuos de Vacío, el cual es enviado a la Unidad de Coker para

ser convertido a productos valiosos como gasolina o diésel. La segunda es el Slurry o Arotar producido

en la FCC, el cual es un hidrocarburo altamente aromático que puede ser vendido como producto

negro. Si no es comercializado puede ser enviado a Coker para ser convertido en productos más

livianos.

Debido a que son los fondos del crudo, se podría pensar que no podría contaminarse, sin embargo la

Unidad de Coker está diseñada para procesar una cierta calidad de residuos y cualquier cambio puede

causar problemas operacionales. Dentro de los contaminantes que pueden presentarse en los fondos se

encuentran:

Carbón Conradson: la cantidad de Carbon Conradson en los residuos obedece normalmente a cambios

en la calidad del crudo procesado, esto conlleva un exceso de producción de coque en la Unidad de

Coker, reduciendo la producción de productos más valiosos.



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Incremento en el contenido de Metales: Los metales en los fondos normalmente es ocasionado por

cambios en la calidad del crudo procesado, pero también puede ser ocasionado por disturbios

operativos en la Unidad de crudo o por una mala operación en esta Unidad. El Hidróxido de Sodio

(NaOH) es frecuentemente usado en la unidad de crudo para ayudar con el control de la corrosión.

Cuando es utilizado demasiado NaOH en el proceso, el sodio contenido en los fondos puede

incrementar, esto causa el aumento de la producción de Coque en los hornos de la unidad de

Coquización retardada y puede causar que la unidad tenga una parada prematura.

Slop

pendiente

4.2.5.11 Relación de Parámetros: Fondos - Slop.

La alteración de los parámetros de los fondos redundará en la obtención de productos fuera de

especificación enviado directamente de las unidades de proceso que no podrán ser controlados ni

corregidos en tanque lo que necesariamente conllevaría a un reproceso del producto fuera de

especificación.

manual de descripcion de procesos de la unidad de …

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