Este documento describe las operaciones de una refinería. Explica que la refinería realiza procesos como la destilación, conversión catalítica, hidrotratamiento y mejoramiento de calidad de los productos. También describe las unidades de proceso como destilación primaria, destilación al vacío, recuperación de gases, reformación catalítica y unidades de reducción de azufre. Finalmente, proporciona detalles sobre las condiciones de operación y parámetros clave para las principales unidades de proceso.

1. PROGRAMA DE PASANTÍA
VIRTUAL
Talara, 29 de setiembre del 2021
Coordinación contacto destilación
Gerencia Dpto. Técnica

2. 2
MOMENTO DE SEGURIDAD

3. Unidades de Conversión
•Conversión de los residuos pesados a
productos livianos (diésel, gasolina y GLP).
Unidades de craqueo catalítico fluidizado -
FCC y Flexicoking - FCK
Unidades de Separación Física
•Separación de mezclas de hidrocarburos
(Destilación Primaria - DP1, Destilación al
Vacío - DV3 y Recuperación de Gases -
RG1 y RG2)
Mejoramiento de Calidad
•Gasolinas de bajo octanaje son
convertidas a gasolinas de alto octanaje
(97). Unidad de Reformación Catalítica
(RCA)
Unidades de Reducción de Azfure
•Retirar azufre de las gasolinas y diésel
(Hidrotratamiento de diésel - HTD,
Hidrotratamiento de Bafta - HTN e
Hidrotratamiento de Nafta de FCC - HTF.
Unidades Auxiliares
•Producción de hidrógeno, nitrógeno,
tratamiento del gas ácido para su
conversión en ácido sulfúrico, gestión de
diferentes tipos de aguas, electricidad,
vapor y tratamiento de condensados.
•Aire, vapor, agua de enfriamiento, energía
eléctrica, nitrógeno y gas combustible.
Almacenamiento y Despacho
•Almacenamiento: Construcción de 21
tanques y la instrumentación de 30
tanques existentes.
•Sistema de Despacho: nuevo Muelle de
Carga Líquida (MU2) para recibir y
despachar de manera simultánea con el
actual Muelle de Carga Líquida (MU1).
RESUMEN DE OPERACIONES

4. VISTA GENERAL DE LAS UNIDADES DE PROCESO

5. Gerencia Refinería
Talara
Gerencia Dpto.
Técnica
Jefatura Ingeniería de
Procesos
Jefatura Ing. de
Control y Aplicaciones
Avanzadas
Jefatura Proyectos de
Ingeniería
Jefatura Laboratorio
Jefatura Ingeniería de
Mantenimiento
Auxiliar
Administrativo
Coordinación
Excelencia Técnica
Supervisor Excelencia
Técnica
ESTRUCTURA DE LA ORGANIZACION

6. Jefatura Ingeniería
de Procesos
Coord. Contacto
Destilación
Supervisor Contacto
Destilación
Coord. Contacto
Conversión
Supervisor Contacto
Conversión
Coord. Contacto
Conversión Profund.
Supervisor Contacto
Conversión Profunda
Coordinación
Contacto
Hidrotratamiento
Supervisor Contacto
Hidrotratamiento
Coord. Contacto
Facilidades
Supervisor Contacto
Facilidades
Coord. Contacto
Servicios Auxiliares
Supervisor Contacto
Serv. Auxiliares
Coord. Gestión
Energética
Técnico Gestión
Energética
Supervisor Actual.
de Información
Técnica
Técnico Document. e
Información Técnica
ESTRUCTURA DE LA ORGANIZACION

7. UNIDADES DEL ÁREA
7
COORDINACIÓN CONTACTO DESTILACIÓN
1. UNIDAD DE
DESTILACIÓN
PRIMARIA
2. UNIDAD DE
DESTILACIÓN AL
VACÍO
3. UNIDAD DE
RECUPERACIÓN DE
GASES
4. UNIDAD DE
TRATAMIENTO DE
KEROSENE
5. UNIDAD DE
TRATAMIENTO
CÁUSTICO DE
NAFTA
6. UNIDAD DE
TRATAMIENTO DE
SODA GASTADA
7.
ALMACENAMIENTO
Y DISTRIBUCIÓN DE
SODA CÁUSTICA

8. CONDICIONES DE OPERACIÓN
8
UNIDAD DE DESTILACIÓN PRIMARIA - DP1
BASES DE DISEÑO
MAXIMA MINIMA
CAPACIDAD (MBPD) 95 47.5
CASOS DE DISEÑO
(Modos de Operación)
MODO 1
(SOLVENTE 1)
MODO 2
(SOLVENTE 3)
MODO 3
(JET 1A)
MODO 4
(MAX DIESEL)
TIPO DE CARGA
63.7 MBPD (67%) NAPO
31.4 MBPD (33%) TALARA
Producto Modo 1 Modo 2 Modo 3 Modo 4
BPDO
(m³/h)
BPDO
(m³/h)
BPDO
(m³/h)
BPDO
(m³/h)
Gases a RG2 (909.3) (436.1) (800.9) (388)
Nafta Ligera 7,947 (53.9) 12,824 (87.0) 8,806 (59.4) 13,632 (92.4)
Nafta
Pesada
2,949 (20.1) 1,321 (8.9) 3,907 (26.6) 2,466 (16.8)
DPM 12,795 (86.3) 9,342 (63.0) 18,412 (124.1) 6,944 (46.8)
Diesel 18,299 (124.3) 18,831 (128.0) 9,899 (67.2) 19,366 (131.6)
Residuo
Primario
52,866 (443.7) 52,803 (443.4) 53,864 (452.9) 52,748 (443.0)

9. 9
1.- Temperatura de Salida del
horno HS-101/ Entrada a la
columna fraccionadora (T=
352°C)
2.- Temperatura de zona de
flash
(T= 352°C)
3.- Minima Temperatura de
Cabeza (10°C por encima de este
punto de rocío en cabeza)
4.- Máxima Temperatura de
Cabeza (T= 280 °C)
5.- Calidad de la alimentación,
caudal y contaminantes
UNIDAD DE DESTILACIÓN PRIMARIA - DP1
TOMA DE DATOS DE OPERACIÓN

10. 10
1.- Temperatura de salida del horno HS-101/
Entrada a la columna fraccionadora
Suficientemente alta para asegurar una buena
relación de reflujo en la zona de flash de la columna
(overflash), que permita obtener el grado de
fraccionamiento deseado.
2.- Temperatura de zona de flash
Será la que se requiera para vaporizar las
extracciones laterales y la producción de cabeza,
además de una cierta cantidad de producto de
fondo (overflash). Esta temperatura depende de la
presión y de la cantidad de vapor de stripping de
fondo.
3.- Mínima Temperatura de Cabeza
El límite inferior en la temperatura de cabeza viene
fijado por el punto de rocío del agua a las condiciones
de operación.
Por lo general, el punto de corte se ajusta para dejar un
margen de seguridad de unos 10°C por encima de este
punto de rocío en cabeza.
4.- Máxima Temperatura de Cabeza
La máxima temperatura de corte en cabeza dependerá
del destino que deba darse a los productos de cabeza.
5.- Cambios en la calidad de la alimentación, caudal
y contaminantes
- 95.0 KBPDO, 67% Crudo Napo y 33% Crudo Talara
- 4.77 Millones de Toneladas Anuales (MTA)
- Contaminantes como azufre, nitrógeno, metales,
sales, BSW (agua y sedimento normalmente <
0.2%).
Parámetros de
operación principales
UNIDAD DE DESTILACIÓN PRIMARIA - DP1
INTERPRETACIÓN DE CONDICIONES DE OPERACIÓN

11. 11
PRODUCTOS Flujos BPSD (Sm3/h) Rendimiento (%V/V)
LVGO 4725(31.3) 8,96
MVGO 17509(116.0) 33,2
HVGO 7200(47.7) 13,65
Residual de Vacío 22600(149.7) 42,84
CAPACIDAD
Nominal 52740 BPDO (349.40 Sm3/h)
Turn-down : 50.0% ≡ 26370 BPDO (174.70 Sm3/h)
CASO DISEÑO
Alimentación-Carga caliente Residual Primario-Unidad DP1
Alimentación-Carga Fría Residual Primario-Almacenamiento T-180
Azufre Total 2,18 %wt
Gravedad Std 12.81 API
ESPECIFICACIONES DE LOS PRODUCTOS
LVGO: ASTM D-86 95%vol. 360 ºC máx.
MVGO & HVGO: < 5 wppm Ni + V
Residual de vacío:
CCR < 32.4
Na (máx.) 25 ppm wt
Viscosidad 204ºC (máx.) 274.6 cP
CONDICIONES DE OPERACIÓN COLUMNA DV3-C-001
P. Tope (mmHg abs.) /T. tope (°C) 15 / 55
P. Fondo (mmHg abs.)/ T. fondo (°C) 60/360
20 MBPO
4.7 MBPO
UNIDAD DE DESTILACIÓN AL VACÍO III – DV3
CONDICIONES DE OPERACIÓN

12. 12
1.-CONTROL DE COMBUSTION EN EL HORNO: La temperatura de la salida del
horno en 420 ºC.
3.- CONTROL DE PRESION DE LA TORRE DE VACÍO: Se debe mantener un vacío
apropiado, lo ideal es 15 mmHg.
5.- CONTROL DE DOSIFICACION DE ADITIVOS DE CORROSION: Para controlar el pH
del condensado entre 9 y 12.
2.- CONTROL DE PERFIL TERMICO EN LA COLUMNA DE VACIO: Las temp. de salida
del horno (420°C) y de la zona flash en la columna (407 °C).
4.- COQUE EN LA ZONA DE LAVADO: Se debe controlar una caída de presión 2 mmHg.
UNIDAD DE DESTILACIÓN AL VACÍO III – DV3
TOMA DE DATOS DE OPERACIÓN

13. 13
1.- CONTROL DE COMBUSTION EN EL HORNO: La
temperatura de la salida del horno, unos 420 ºC, es
prefijada de acuerdo a la operación, que regula la
cantidad de gas combustible que llega a los quemadores.
Se controla la presión de la línea de gas combustible.
2.- CONTROL DE PERFIL TERMICO EN LA COLUMNA DE
VACIO: Las temp. de salida del horno (420°C) y de la
zona flash(407°C) son generalmente las variables que se
controlan para satisfacer las especificaciones de
productos de fondo. Si la temp. de la zona flash es
demasiado alta, el crudo reducido puede empezar a
craquearse y producir gases que sobrecargan los
eyectores y rompen al vacío.
3.- CONTROL DE PRESION DE LA TORRE DE
VACÍO: Se debe mantener un vacío apropiado, lo
ideal es 15 mmHg.
5.- CONTROL DE DOSIFICACION DE ADITIVOS –
CORROSION: Para controlar el pH del condensado entre 9 y
12, y contrarrestar de alguna manera la corrosión en el
sistema de vacío, se inyecta amina neutralizante e inhibidor
de corrosión a través de un atomizador ubicado en la línea
de salida del tope de la columna hacia el paquete de vacío.
4.- COQUE EN LA ZONA DE LAVADO: Si se detecta un
aumento de caída de presión 2 mm Hg posiblemente
la causa sea la formación de coque en el lecho. La
formación de coque supone un aumento de la
presión en la zona de vaporización instantánea, una
caída en el rendimiento del destilado, y, finalmente,
conduce a productos de HVGO fuera de
especificación. Aumenta el arrastre de residuos que
afectan al catalizador del FCC y la calidad de los
productos.
Parámetros de
operación principales
UNIDAD DE DESTILACIÓN AL VACÍO III – DV3
INTERPRETACIÓN DE CONDICIONES DE OPERACIÓN

14. 14
CAPACIDAD
Gases: 7 390 Kg/h
Líquidos: 69 403 Kg/h
Turndown líquidos: 50%
MODO DE OPERACIÓN
MODO 1 DE DP1 Max. Producción de gases de la unidad DP1
MODO 4 DE DP1 Max. Producción de Nafta Liv. Y diesel DP1
ALIMENTACIÓN
Corrientes Gaseosas
Gases de Tope (DP1)
Mezcla de gases( RCA Y HTN)
Gases ( HTF)
Corrientes liquidas
Nafta Liviana (DP1)
GLP (RCA)
Nafta Inestable (HTD)
PRODUCTOS DESTINO
Gas combustible SCR
GLP RG1
butano PHP, TKS ,SCR
Nafta estabilizada HTN
ESPECIFICACIONES DE LOS PRODUCTOS
Gas Combustible
- Contenido de H2S, ppm vol. 30 (Máximo requerido por PHP)
- C3, % vol. máximo 2.1%
- C5+, %vol. máximo 6.1%
Gas Licuado del Petróleo (GLP)
La adecuación de este producto se realiza dentro del alcance de la Unidad de FCC
(Sección de Recuperación de Gases, RG1)
Butano a PHP
- Contenido de H2S, ppm wt máximo 50
- Olefinas+Diolefinas, % mol máximo 1.8 (modo 4 = 0.6% mol, modo 1 = 1.0% mol)
Nafta Estabilizada
- Butano, %vol liq. 1.0 (máximo)
- Presión de Vapor Reid, Kg/cm2 0.8 (máximo)
UNIDAD DE RECUPERACIÓN DE GASES – RG2
CONDICIONES DE OPERACIÓN

15. 15
1.-SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GASES: La presión en la descarga del Compresor de Gases
provenientes de DP1 (RG2-K-001-A/B) no podrá superar un valor aproximado de 4.5 kg/cm2g
2.- SISTEMA DE ABSORCIÓN: La presión en el sistema de Absorción no deberá disminuir por
debajo 11.2 kg/cm2g aprox. para ambos modos de operación.
3.- DEPROPANIZADORA :Esta temperatura en el fondo debe mantenerse alrededor de 112ºC
en el Modo 1 y 124ºC en el Modo 4.
4.- DEBUTANIZADORA : La temperatura en el fondo de la Debutanizadora debe mantenerse
alrededor de 173ºC en el Modo 1 y 197ºC en el Modo 4.
5.- DESPOJADORA: Las temperaturas en en el fondo de la Despojadora debe mantenerse
alrededor de 177ºC en el Modo 1 y 195ºC en el Modo 4.
UNIDAD DE RECUPERACIÓN DE GASES – RG2
TOMA DE DATOS DE OPERACIÓN

16. 16
1.-SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GASES: La presión en la
descarga del Compresor de Gases de DP1 (RG2-K-001-
A/B) no podrá superar un valor aproximado de 4.5
kg/cm2g (RG2-PT-00206). Con respecto al Compresor de
Gas Neto (RG2-K-002-A/B), la presión en la descarga de la
primera etapa no debe superar un valor aproximado de 9
kg/cm2g para la primera etapa y 16 kg/cm2 para la
segunda etapa.
2.- SISTEMA DE ABSORCIÓN: La presión en el sistema de
Absorción no deberá disminuir por debajo 11.2 kg/cm2g
para ambos modos de operación. Una disminución de
presión perjudica al proceso de absorción y puede
aumentar la cantidad de C5+ que salga por la corriente
de Fuel Gas del Absorbedor de Fuel Gas RG2 con Amina
RG2-C-005. 5.- DESPOJADORA, : Las temperaturas en el fondo
de la Despojadora (RG2-C-002)debe mantenerse
alrededor de 177ºC en el Modo 1 y195ºC en el
Modo 4. Si el duty total de los rehervidores
aumenta, los C3/C4 serán despojados de la corriente
de fondo, disminuyendo la recuperación. Si el duty
total es muy bajo, no se despojará suficiente C2 de
la corriente de fondo.
Parámetros de
operación principales
4.- DEBUTANIZADORA : La temperatura en el fondo
de la Debutanizadora debe mantenerse alrededor
de 173ºC en el Modo 1 y 197ºC en el Modo 4. Un
aumento de temperatura en el fondo de la torre
producirá la vaporización de una mayor cantidad de
componentes C5+. Una disminución de temperatura
hará que se separen menos C3/C4 de la corriente
de fondo, afectando negativamente a la
recuperación de estos componentes por cabeza.
3.- DEPROPANIZADORA :Esta temperatura en el
fondo debe mantenerse alrededor de 112ºC en el
Modo 1 y 124ºC en el Modo 4.
Una variación de temperatura influirá en
separación de C3/C4.
UNIDAD DE RECUPERACIÓN DE GASES – RG2
INTERPRETACIÓN DE CONDICIONES DE OPERACIÓN

17. 17
TKT
Unidad
tratamiento
de Kerosene
Turbo A1
de DP1
Turbo A1 a
Almacenamiento
Soda
caustica
Soda Gastada
Nafténica
Soda Gastada
Sulfhídrica
6000
BDPO
CAPACIDAD
Capacidad Nominal 8800 BPDO (58.3 Sm3/h)
Turndown: 40.0% ≡ 3,520 BPDO (33.3Sm3/h)
Licenciante UOP.
ALIMENTACIÓN: Resumen de especificaciones principales de Turbo A-1.
Alimentación (Modo 4 DP1) 6000 BPDO (39.75 Sm3/h)
Punto de Inflamación Modo 4: 74ºC
Contenido de Mercaptanos (RSH como S): 30 ppm wt. max.
Número Ácido Total (TAN) Max: 0.24 mg KOH/g
Punto de Congelamiento Modo 4: -63ºC
Contenido de H2S: inapreciable.
Contenido de Agua saturado
PRODUCTO: Resumen de especificaciones principales de Turbo A-1.
Flash Point (ºC), min 38
Mercaptanos como S, ppm wt. max. 20
Corrosión lámina cobre 2h @ 100ºC 1 max.
Prueba Doctor Negativa
Acidez Total, mg KOH, g máx. 0.015 Max.
Punto de Congelamiento (ºC), máx. -47
Contenido de Agua Libre de agua
UNIDAD DE TRATAMIENTO DE KEROSENE - TKT
CONDICIONES DE OPERACIÓN

18. 18
MAXIMA
CAPACIDAD (MBPD) 9 (MODO 1) 3 (MODO 2)
CASOS DE DISEÑO
(Modos de Operación)
MODO 1
(SOLVENTE 1)
MODO 2
(SOLVENTE 3)
TIPO DE CARGA
NAFTA LIVIANA (NL)
NAFTA PESADA (NP)
Producto Modo 1 Modo 2
BPD (m³/h) BPD (m³/h)
SOLVENTE 1 7800 (52.9) -
SOLVENTE 3 - 1321 (8.96)
UNIDAD DE TRATAMIENTO CÁUSTICO DE NAFTA - TNS
CONDICIONES DE OPERACIÓN

19. 19
1.- Temperatura de Operación
D-403, T-401, D-402 :
33.2 +– 5.6 °C
2.- Presión de Operación
T-401 : 3.5 kg/cm2
D-402 : 2.1 kg/cm2
3.-Nivel de Soda
D-403, D-402 :
14” +- 2” (669 mm)
4.-Soda 40% Gastada
UNIDAD DE TRATAMIENTO CÁUSTICO DE NAFTA - TNS
TOMA DE DATOS DE OPERACIÓN

20. 20
1.- Temperatura de operación
Controlar la temperatura en los equipos D-403, T-401, D-402: 33.2 +– 5.6 °C.
2.- Presión de operación
Controlar la presión T-401 : 3.5 kg/cm2 y D-402 : 2.1 kg/cm2.
3.-Nivel de Soda
Mantener los niveles operativos de soda en tanques D-403, D-402 : 14” +- 2”.
4.- Soda Gastada
En el tratamiento de nafta, la soda es retirada cuando alcanza 40% de gastado y la planta es cargada con soda nueva.
Parámetros de
operación principales
UNIDAD DE TRATAMIENTO CÁUSTICO DE NAFTA - TNS
INTERPRETACIÓN DE CONDICIONES DE OPERACIÓN

21. 21
BASES DE DISEÑO
ENTRADA
CÁUSTICO GASTADO
Kg/h m3/h
CAPACIDAD 842.6 0.82
SERVICIO CONTINUO
TEMPERATURA (° C) 30 – 40
PRESION (kg/cm2-g) 3.0
Composición de la carga
H2O (%peso) 92.5
NaOH (%peso) 3.2
NaCOOR,
NaCO3,
Na2S,
Na2S2C3,
DEA,
Etil-Mercapturo (%peso)
0.49,
0.29,
0.3,
0.1,
0.18,
0.01.
SALIDA
CÁUSTICO TRATADO
pH 6-9
COD (Demanda química
de oxigeno)
< 1000 ppm peso.
Ácidos (RCOOH) y Aceites < 1000 ppm peso.
H2S, DSO, mercaptanos < 150 ppm peso
OX
UNIDAD
TRATAMIENTO DE
SODA GASTADA
SODA GASTADA
(TNS, TGL, CAF
drenajes)
H2SO4 fuera
especificación
(WSA) GAS ACIDO
NaOH 40% wt
NaOH 15% wt
H2SO4 98% wt
CÁUSTICO TRATADO
ACIDO NEUTRALIZADO (WWS)
UNIDAD DE TRATAMIENTO DE SODA GASTADA - OX
CONDICIONES DE OPERACIÓN

22. 22
ALMACENAMIENTO DESPACHO
CAPACIDAD 1,182.4 m3 7.4 m3/h
OPERACIÓN
Sistema de transferencia de producto químico por medio de la
bomba de soda cáustica (49.7 °Bé @20°C), desde cisterna hasta
el tanque de recepción de soda caustica concentrada 50%,
donde se mide niveles y se calcula el peso neto recibido.
BASES DE DISEÑO
PRODUCTO
Soda Cáustica al 15 % y 40%.
ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCIÓN DE SODA CÁUSTICA - CAF
CONDICIONES DE OPERACIÓN

23. 23
ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCIÓN DE SODA CÁUSTICA - CAF
TOMA DE DATOS DE OPERACIÓN
1.- Control de concentración de
soda caustica diluida
15 p/p : TQ-22
40 p/p : a Refinería (TGL, OX)
2.- Control de temperatura de
soda cáustica al 50 p/p en los
TQ-560 y TQ-21
T : por encima de 20 °C
3.-Control de nivel y
temperatura en TQ 22 (Soda
Caustica al 15 p/p)
T : 39°C
4.-Impacto en calidad de
productos
Monitoreo concentración de
soda.
5.-Control de presión en la
distribución de Soda al 15 y
protección de Bomba CAF P
002 A/B/C
P : 8.2 kg/cm2 g

24. 24
1.-Control de Concentración de Soda Cáustica Diluida :
A través de la relación de alimentación de DW a los mezcladores en línea, con la finalidad de obtener las
concentraciones de Soda Cáustica al 15 p/p enviada hacia el tanque TQ 22 y de Soda Cáustica al 40 p/p
enviada directamente a los consumidores de la Refinería
3.- Control de nivel y temperatura en TQ 22 (Soda Caustica al 15 p/p) :
Se debe controlar el nivel y la temperatura de la Soda Caustica al 15 p/p que se almacena en el tanque TQ 22 a fin de cumplir
con las especificaciones del producto en destino y evitar la cavitación en las bombas CAF P 002 A/B/C
4.- Impacto en calidad de productos :
Con el monitoreo de las concentraciones de la Soda Cáustica enviada a los consumidores de la Refinería, se puede conocer la
calidad del producto y adoptar medidas correctivas cuando se detectan problemas en la calidad del mismo.
Parámetros de
operación principales
5.- Control de presión en la distribución de Soda al 15 y protección de Bomba CAF P 002 A/B/C
• Se debe mantener una presión constante en la distribución de la Soda Cáustica al 15 p/p a los diferentes usuarios de la
Refinería.
• Se deben proteger las bombas CAF P 002 A/B/C, en caso de que el caudal de demanda del producto químico
disminuya por debajo del mínimo flujo estable de estos equipos rotativos.
2.-Control de temperatura de soda cáustica al 50 p/p en los TQ 560 y TQ 21 :
Se debe mantener en los Tanques TQ 560 y TQ 21 una temperatura de almacenamiento de Soda Cáustica
concentrada 50 p/p) por encima de 20 ºC para evitar la cristalización del producto químico durante la época
de invierno.
ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCIÓN DE SODA CÁUSTICA - CAF
INTERPRETACIÓN DE CONDICIONES DE OPERACIÓN