UNIVERSIDAD NACIONAL MAYOR DE SAN MARCOS Potencial

UNIVERSIDAD NACIONAL MAYOR DE SAN MARCOS
FACULTAD DE QUÍMICA E INGENIERIA QUÍMICA
E.A.P. DE..INGENIERIA QUÍMICA
Potencial contaminación por cromo en el proceso de
refinación del petróleo
Capítulo1. Refinación del petróleo
TRABAJO MONOGRÁFICO
Para optar el Título Profesional de Ingeniero Químico
AUTOR
Higinio Jacinto Soto
LIMA – PERÚ
2006
III.
REFINACIÓN DEL PETROLEO
3.1. Fundamentos
El origen de la palabra Petróleo proviene de dos palabras latinas: Petra (roca) y Oleum
(aceite). Se ha establecido que el Petróleo Crudo es una mezcla compleja de compuestos
llamados hidrocarburos dentro de los cuales pueden ser parafínicos, nafténicos, aromáticos y
heterocíclicos, con propiedades físicas y químicas variadas (peso molecular, punto de
ebullición, etc.), y cuya separación en una columna de destilación se basa en los rangos de
ebullición de las fracciones de petróleo a separar.
En las Refinerías se destila el crudo no para obtener componentes puros si no cortes que
representan mezclas de hidrocarburos multicomponentes que poseen propiedades y
características más uniformes dentro de un determinado rango de temperaturas de ebullición.
Los hidrocarburos son denominados así porque están constituidos principalmente de Carbono e
Hidrógeno, aunque también se encuentran pequeñas cantidades de Azufre, Oxígeno,
Nitrógeno y los indeseables como trazas de metales pesados, dependiendo de su origen. Esos
cortes son considerados como mezclas homogéneas de hidrocarburos, es decir que cada galón
de producto de una corrida tiene el mismo rango de calidad y en general la calidad de un
producto determinado está enmarcado dentro de un rango de calidad internacional.
3.1.1 Tipos de Petróleo Crudo
Esta clasificación está basada en las relativas cantidades de ceras parafínica y asfalto presentes
en el petróleo
• Base parafínica
• Base Mixta
• Base Asfáltica
3.1.2 Series de Hidrocarburos
Los compuestos de hidrocarburos que se encuentran en el petróleo pertenecen a varias series o
familias de hidrocarburos entre los que mencionamos:
•
Parafinas. Son cadenas de carbono sin ramificaciones, son compuestos estables, pueden
ser saturados ó insaturados.
•
Iso-parafinas. Son cadenas de carbono ramificadas, ejemplo: el isobutano, isopentano, etc.
Compuestos que pueden tener la misma fórmula que la parafina normal, pero tienen distintas
propiedades físicas.
•
Olefinas. Son cadenas de carbono con dobles enlaces insaturados. Su estructura insaturada
contribuye a que sean compuestos menos estables y de mayor reactividad química.
•
Nafténicos (Parafinas cíclicas). Contienen cinco a seis átomos de carbono en un anillo. Los
más comunes son el ciclopentano y el ciclohexano. Se encuentran en cantidades considerables
en las gasolina y son valiosos por su estructura atómica para convertirse en hidrocarburos
aromáticos con un octanaje de alrededor de 100.
Esta gasolina constituye la carga de alimentación para un reformador catalítico.
14
•
Aromáticos. Son compuestos complejos de anillos bencénicos, su producción y utilización
han sido importante para el mejoramiento del octanaje en gasolinas tanto para aviación como
para automóviles.
3.2 RECEPCION DE CRUDO Y DERIVADOS
Las Refinerías por estrategia y dinamismo operativo se diseñan y construyen en áreas
adyacentes a la playas para la recepción y cabotaje de crudo y productos derivados del
petróleo, en el caso de la Refinería Conchan recibe crudo de diferentes yacimientos petrolíferos
y productos de la Refinería de Talara para efectuar la preparación de los productos
comerciales, el abastecimiento de Crudos y Productos derivados se realiza por vía marítima a
través del Amarradero de Conchán.
3.2.1 Características Generales de un Amarradero Para Naves Mariana
3.2.1.1 Concepto y Descripción general de un Amarradero
El Amarradero de Buque/Tanque (B/T) permite realizar operaciones de carga/descarga de
combustibles por medio líneas submarinas para el caso de la Refinería Conchan se cuenta con
dos línea submarinas: una tubería de 24" ¢ de diámetro para la recepción de Crudos y Gasóleo
y Residuales (Productos negros) , y una tubería de 14" ¢ de diámetro para la recepción de
gasolina, diesel, , kerosene etc (productos blancos)
3.2.1.2 Boyas
Las boyas de navegación son marcas flotantes amarradas con un sistema de cadenas y un ancla
(muerto) de 5 TM aproximadamente de fijación al lecho submarino(ver diagrama típico de un
boya de amarre), colocadas así para guiar a los buques fuera y hacia el amarradero, previene
peligros ocultos y los dirige a un amarre seguro.
La posición de las boyas permite el ingreso de naves de gran calado
Las características de buques que se recepcionan en la Refinería Conchan son los siguientes:
Características B/T
Eslora
Manga
Calado
DWT
TABLA 1
MEDIDAS
820 pies
55 pies
60 pies
80 000 TM
OBSERVACIÓN
Cargueros hasta 80 000 TM
Tipo Panamax que carga
450 000 Bbls de crudo o
Derivados del petróleo
3.2.1.3 Sistema de amarre compuesto de:
•
•
•
2 boyarines de doble cono invertidos de localización de mangueras
2 trenes de mangueras submarinas
2 tuberías submarinas de 24” diámetro y 14 “ diámetro.
15
Boya de amarre Proa Babor (A-1).
Ubicación: latitud 12º15’31”.266 Sur
Longitud: 76º55’43”.185 Oeste
•
DIAGRAMA TIPICO DE UNA BOYA DE AMARRE
Gancho
Boya
Pendura
Rozad
ero
Tendido
Ancla o
muerto
Fig. 2
Boya de Amarre Popa Centro (A-3)
Ubicación: Latitud: 12º15’19”.145 Sur
Longitud: 76º55’41”.740 Oeste.
Consta de una boya cilíndrica de 4.4 mts. de diámetro y 2.44 mts. de altura total, con luz de
balizaje, la cual está sembrada en el lecho marino, similar al diagrama típico.
Boya de Amarre popa Babor (A-2)
Ubicación: Latitud: 12º15’23”.742 Sur
Longitud: 76º55’40”.231 Oeste.
Boya de características mecánicas y constructivas similar a la anterior
Boya de Amarre Popa Estribor (A-4)
Ubicación: Latitud: 12º15’16”.607 Sur
Longitud: 76º55’46”.767 Oeste.
Boya de características mecánicas y constructivas similar a la anterior
16
Boyarín de Referencia
Ubicación: Latitud: 12º15’23”752 Sur
Longitud: 76º55’41”.417
Es un boyarín cilindro cónico de 4’2” de diámetro, con torreta triangular, de 4’2” de altura. Su
finalidad es identificar la posición del amarradero a fin de ajustar las maniobras de amarre de
forma eficiente.
Boyarines de indicación de mangueras
Son boyarines indicadores de ubicación de las mangueras submarinas, de 4 pies de diámetro y
4’3” de altura. En nuestro amarradero existen 2 boyarines de indicación de mangueras uno para
el tren de mangas de productos blancos, y otro para el tren de mangas de productos negros.
Están conectados a la brida final de la tubería submarina tal como se aprecia en la figura N° 2
adjunto..
DIAGRAMA TÍPICO
CONEXIÓN DE BRIDAS DE LINEAS SUBMARINAS CON NAVE
Conexión de
Mangueras
Línea
de 18"
Cuello
de
Ganso
de 8"
"Y"
Fig. 3
Las mangueras (mangerotes) usadas en Refinería Conchán son de 150 psig y cumplen las
normas internacionales OCIMF.
Ubicación Boyarín línea de Blancos:
Latitud: 12º15’24”.206 Sur
Longitud: 76º55’43”.809 Oeste
17
Ubicación Boyarín Negros:
Latitud: 12º15’24”.206 Sur
Longitud: 76º55’42”.432 Oeste
DIAGRAMA NAVE AMARRADA
Posición relativa de Boyas y Líneas submarinas
A-1
1. Troncal Químicos
2. Manga Químicos
3. Troncal Refinería
4. Manga Blancos
5. Manga Negros
4
3
5
1
2
A-2
A-3
L.Subm.
A-4
Fig 4
18
3.3.0 COORDINACIONES PARA DESCARGA DE CRUDO
Las maniobras de recepción y/o cabotaje de productos (crudo residuales productos blancos etc)
se coordinan con el Buque tomando en consideración las necesidades operativas.
Las alternativas pueden ser:
Primera Alternativa: De acuerdo al plan de producción mensual se define la calidad del
crudo a procesar, se debe considerar las cargas históricas y la oportunidad de tener mezclas
homogeneas en un tanque. En virtud a lo anterior se puede coordinar con el responsable del
buque-tanque (B/T) para establecer el plan de descarga, por ejemplo en la Refinería Conchan
una mezcla clásica para la producción de asfaltos es tener un tanque con Crudo Loreto 75% y
Base Asfáltica 25% , las ventajas operativas son:
1.- Lograr una mezcla homogénea.
2.- Utilizar el régimen de bombeo del B/T para descargar primero el producto de menor API,
luego el mas ligero.
Segunda alternativa: Recepcionar crudo en un solo tanque. Permite efectuar las mezclas
según la calidad del producto a procesar, vía transferencia.
3.3.1 Control del contenido de agua y sedimentos ( BSW ) en el Crudo:
Con el propósito de evitar una presurización súbita en el sistema o en la torre de destilación se
efectúa un control riguroso al contenido de BSW durante las descargas.
EL crudo que se procesa en la torre de destilación debe contener una cantidad de BSW del
orden de 0.05% a 0.50% en volumen.
3.3.2Control del contenido de Sales (PTB, libras por mil barriles)
El contenido de sales en el crudo debe ser menor a 20 libras/ mil barriles (PTB), para
minimizar su efecto corrosivo en los sistemas de tope de las columnas. Un contenido de sales
por encima de 20 PTB causa altos rates de corrosión en las unidades.
El análisis de sales solo determinan la cantidad de cloruros debido a su alto porcentaje
respecto de las demás sales tal como sal de cromo.
La hidrólisis de las sales estadísticamente es el mas alto responsable de corrosión en las
Refinerías, ya que al hidrolizarse a elevadas temperaturas generan ácido clorhídrico que son
arrastrados por los vapores de la columna de fraccionamiento.
Además del efecto de la corrosión, las sales tienen otros efectos indeseables como:
• Disminuye la eficiencia operativa de los equipos de procesos, originado por los depósitos
de sal en los intercambiadores de calor y horno, disminución del régimen de flujos,
disminución de coeficiente de calor.
• Contaminación de los productos residuales, donde las trazas de sales del crudo se
concentran en las fracciones pesadas (residuales) y por consiguiente origina obturación de
los quemadores en los equipos que usan residuales.
• Efecto secundario en las especificaciones de algunas de las fracciones del petróleo.
Una de las soluciones es la instalación de una desaladora diseñada en función del crudo que
se procesa.
19
3.4.0 TIPOS DE CRUDO, COMO CARGA A LA UNIDAD DE DESTILACION
ATMOSFÉRICA
El diseño de una Refinería está orientada a la producción de gasolinas, destilados medios, o
Residuales y Asfaltos.
En el caso de la Refinería Conchan la producción está orientada a Residuales y asfaltos, en los
cuadros siguientes nos dará una visión general de la operación o corrida Vs el tipo de crudo.
Las mezclas de crudos o utilizando crudo reducido son estadísticas de las corridas óptimas
Tabla 2.
Procesamiento Crudos/Mezclas de Crudo
Tipo de Crudo
Crudo Liviano
Crudo Boscan
Crudo Boscan
Crudo Ecuatoriano
Crudo Loreto Lote 8
Crudo Loreto OXY
Mezcla 75% OXY
Con 25% Base Asf.
Base Asfáltica
Crudo Guafita
API
Unidades en Servicio
30-36
UDP con UDV ó UDP sola
12-15
Precalen. Y Unidad Despojadora.
12-15
Unidad de Vacío
25-28
UDP con UDV
23-25
UDP con UDP
20-21
UDP con UDV
18.8-19.6 UDP con UDV
Operación
Residual, RC-250
Residuales
Asfaltos.
Residuales, Asfaltos.
Residuales, Asfalto RC
Residuales, Asfalto RC
Asfaltos
15
28.5-29
Asfaltos
Residuales, Asfaltos
UDV
UDP con UDV
Tabla 3.
Estadísticas de Mezclas Optimas
Para Producir Asfaltos
Tipo de Crudo
Crudo Ecuatoriano
Crudo Loreto Lote 8
Crudo Loreto OXY
Crudo Loreto Liviano
Crudo Reducido
Base Asfáltica
Crudo Guafita
1
80
2
3
4
5
Nº de Mezcla
6
7
8
60
20
70
15
60
70 75
60
30
30 25 40 20
25
60
15
9
10
11
40
60
25
100
100
Los productos con estas mezclas logran la especificación en la prueba de ductilidad después de
película fina.
EL crudo OXY es excelente para preparar los Asfaltos líquidos de curado rápido RC-70, RC250, y en la preparación de Asfaltos líquidos de curado medio MC-30.
20
En la preparación de Ronax 250, 500 y 800 se usa asfaltos sólidos provenientes de crudo
mezcla
3.4.1 TIPÓS DE OPERACIÓN
Significa maximizar la producción del producto objetivo, de acuerdo al requerimiento del
mercado.
Los tipos de operación mas usuales son: la producción de Residuales, Cemento Asfáltico
sólidos de diversos grados y Asfálto Líquido RC-250.
Tabla 4
CUADRO DE LOS TIPOS DE OPERACIÓN
CRUDO
TIPO DE O P E R A C I O N
RESIDUAL (2)
ASFALTOS (1)
Diversos Grados
RC-250
R– 6
R-500
Crudo Ecuatoriano
NO
NO
SI
NO
Crudo Loreto
SI
SI
NO
SI
Crudo Loreto + Ecuatoriano
NO
NO
SI
NO
Crudo Guafita
SI
SI
SI
SI
Crudo Loreto + Res. Asfáltico
NO
NO
SI
NO
(1)
La producción de Asfaltos sólidos de diversos grados: 40/50, 60/70, 85/100 y 120/150
tipifica la operación.
(2)
En casos de excepción se procesa Crudo Ecuatoriano y/o Crudos Mezcla para formular
Residuales y/o RC-70/250
3.5.0 RECUPERACIÓN DE CALOR
Toda industria recupera calor del proceso, precalentando la materia prima (crudo) de acuerdo a
diseño, ahorro y recuperación de energía, y a las mejoras en el proceso, en el caso de la
Refinería Conchan se cuenta con tres (3)circuitos.
Circuito Nº 1
EL crudo de alimentación a la columna atmosférica se precalienta con productos de destilación
primaria ingresando por el lado de los tubos a los intercambiadores E-1 y E-1 A, E-2, E-3, E-4
y E-5, ver diagrama de flujo.
El incremento de temperatura en el tren de intercambiadores es de 110°F hasta 435°F
aproximadamente.
En el cuadro adjunto se observan los datos principales de los intercambiadores de calor del
circuito Nº 1.
21
Tabla 5
Circuito N 1 - Intercambiadores de Destilación Primaria
Tipo de fluido
TAGTi
CASCO
Vapores gasolina
Vapores gasolina
Kerosene
Diesel
Refl. Diesel/Diesel
Refl. Diesel/Diesel
Crudo Reducido
Crudo Reducido
E-1
E-1-A
E-2
E-3
E-214
E-531
E-5 A
E-5 B
TUBOS
Crudo circ.1
Crudo circ.1
Crudo circ.1
Crudo circ.1
Crudo circ.1
Crudo circ.1
Crudo circ.1
Crudo circ.1
Temperatura
Lado Tubos ,ºF
ent.
Sal.
110
130
110
130
130
147
147
148
147
219
148
258
258
370
370
435
Temperatura
Lado casco, ºF
ent.
Sal
272
240
272
240
401
389
436
429
436
429
513
313
620
A E5 B
De E 5A 325
Nº
Tubos
Nº
Area Duty
Pasos
Ft2 (1)
128
156
6
8
72
156
52
52
6t
6t
3sec.
4sec.
10 t
10 t
2t
2t
655
817
783
404
368
796
265
265
3.6
0.79
0.88
0.49
1.63
4.73
2.66
1.5
Los intercambiadores E-2 y E-3 son de doble tubo.
(1)
Duty expresado en MM BTU/hr.
Circuito Nº2
El segundo circuito consta de un tren de intercambiadores para calentar el crudo con productos
principalmente de la Unidad de Vacío, ( ver diagrama de flujo)
La secuencia es E-1B, E-35C, E33A, E-33B y E-35 A/B
El incremento de la temperatura del crudo es de 110°F hasta 510°F
Tabla 6
Circuito N° 2 - Intercambiadores de Destilación al Vacío
TIPO DE FLUIDO
TAG
E-1B
E-35 C
E-33 A
E-33-B
E-35 A
E-35 B
CASCO
Vapores gasolina
Fondos UDV
GOL/Refl. GOL
GOP/Ref.GOP
Fondos UDV
Fondos UDV
TUBOS
Crudo circ.2
Crudo circ.2
Crudo circ.2
Crudo circ.2
Crudo circ.2
Crudo circ.2
Lado Tubos, ºFLado casco, ºF
Ent.
110
130
241
312
414
488
Sal.
130
241
312
414
488
510
22
Ent.
272
560
429
586
670
587
sal.
240
443
374
488
587
560
Nº
Tubos
Nº
pasos
Area
ft2
156
240
100
100
162
162
6t
10 t
6t
6t
10 t
10 t
817
1225
511
511
830
830
Duty,
BTU x 10 6
0.79
4.70
2.93
4.55
3.67
1.13
Circuito Nº3
Este circuito recupera la energía calorífica de los productos de la Unidad de Vacío (Gasóleo
Liviano, Gasóleo Pesado y Residual de vacío), el crudo en forma secuencial pasa por el tren de
intercambiadores E-36 A/B, E-37 y E-38 A/B, para luego ingresar al Horno F-1.
Cuadro 7
Circuito N° 3
Tipo de fluido
TAG
E-36 A/B
E-37
E-38 A/B
Lado Tubos, ºFLado casco, ºF Nº
Tubos
CASCO
TUBOS
ent. sal. ent. sal.
Gasóleo Liviano Crudo circ.3 139 213
386 319
100
Gasóleo Pesado Crudo circ.3 364 420
494 420
240
Fondos Vacío
Crudo circ.3 213 364
469 327
240
Nº
pasos
6
10
10
Area
ft2
524
1225
1225
Duty,
BTU x 10 6
3.65
3.37
8.38
3.6 .0 Horno de Destilación Primaria (F-1)
Para destilar el crudo se requiere una temperatura de calentamiento óptimo para lograr una
corrida (producción) eficiente dentro de los planes de producción establecidos.
El crudo precalentado en los tres circuitos de intercambio de calor se mezclan e ingresan a la
zona convectiva del horno F-1 a una temperatura y presión aproximadas de 490 ºF y 200 psig.
La zona convectiva es el Intercambio de calor con los gases de chimenea del horno por lo cuál
el crudo incrementa su temperatura de 490°F hasta 545-560 ºF. Luego pasa de a la zona
radiante del horno F-1 donde continúa incrementando su temperatura hasta 650º F, para
luego ingresar en la zona de vaporización (flash) de la columna de destilación primaria C-1.
El horno F-1 quema Residual de 300 cst a 122°F atomizado con vapor de 100 psig.
Cuadro 8
Características típicas del horno
TIPO
Duty de Diseño
Velocidad másica
Número de tubos
Diámetro y long de tubos
Material de los tubos
Cambios de flujo en
Accesorios de hornos
Número y tipo de quemadores
Agente atomizante
Material refractario
Pilotos
Damper
Soplado de hollín
Accionamiento del soplador de hollín
HORNO CILINDRICO VERTICAL CON ZONA CONVECTIVA.
10.6 MM BTU/hr (sin zona convectiva).
192 lb/sec/ft2.
40
4 ½ “ O.D., 24 ft. Long.
Aleación 5 Cr- 1/2 Mo (1)
H-Bends y L-Bends
2 termocuplas K para piel de tubos del horno F-1 (2 tubos)
Serpentín sobrecalentador de vapor de 2 etapas (2 anillos)
4 quemadores National Air Oil Burner. Modelo CP20, de llama vertical.
Vapor saturado de 100 psig.
Refractario castable, 5” espesor
4 pilotos de gas, uno para cada quemador.
Un damper instalado en la salida de gases de la chimenea
Un tubo soplador de hollín, usa vapor de 200 psig. Para limpieza de tubos
De la zona convectiva.
Eléctrico y manual.
23
Condiciones de Operación típicas:
•
•
•
•
•
•
•
Rangos
Temperatura de entrada zona convectiva:
Temperatura de Salida zona convectiva:
Temperatura de salida de zona radiante:
Temperatura de piel de tubos zona radiante:
Temperatura de salida de gases de chimenea:
Presión de Entrada crudo:
Presión de Salida Crudo a C-1:
460-490 ºF.
525-550 ºF.
610-650 ºF
1250 ºF
950 ºF
180 psig.
70 psig.
3.7.0 DESTILACION
Destilación es el proceso de separar vapor de un liquido por ebullición y después condensar el
vapor.
El fraccionamiento viene a ser la separación por destilación.Si una mezcla de varios
hidrocarburos, digamos butano, pentano y hexano, se envía a un sistema donde se separen en
recipientes cada hidrocarburo en función de su presión de vapor se logrará tener butano,
pentano y hexano separados en sus respectivos tanques de almacenamiento, se dice que la
mezcla ha sido separada ó fraccionada.
El crudo es precalentado en circuitos de intercambiadores de calor y posteriormente ingresa al
horno hasta lograr temperatura óptima para obtener en la torre de destilación diferentes
productos de hidrocarburos que se comercializan, tales como gasolinas, kerosene, dieselpetróleos industriales(Residuales), asfaltos etc.
Cada uno de estos productos, es una mezcla que contiene muchos hidrocarburos puros.
Algunos de ellos como el kerosene y el diesel pueden comercializarse directamente al
consumidor. Otros como la gasolina se mezclan con otros componentes (gasolinas craqueadas
y Plomo Tetraetílico) para alcanzar especificaciones de octanaje para su venta, otros destilados
como los gasóleos se utilizan como alimentación a Unidades de Craqueo Catalítico en otras
Refinerías.
Mediante el control adecuado de los procesos de destilación se pueden elaborar productos
refinados que satisfagan especificaciones bastante rígidas tales como punto de inflamación,
rango de ebullición, viscosidad, etc.
Calor y Destilación
El calor es fundamental para alcanzar la temperatura óptima para destilar el crudo y lograr
selectivar los cortes de hidrocarburo en un rango de temperatura determinado.
24
La unidad de medición del calor comúnmente usada en la industria del petróleo es el BTU. Se
define como la cantidad de calor necesaria para elevar 1ºF la temperatura de una libra de agua.
Ejemplo si calentamos 10 libras de agua de 50 a 60 ºF se ha añadido 10 x (60-50)= 100 BTU
de calor.
Presión y Destilación
Los parámetros de presión y temperatura son fundamentales en los procesos de destilación, la
condición de operación bajo la cual funciona la torre de destilación cae dentro de uno de estos
grupos: destilación a presión atmosférica, destilación al vacío o destilación a mayores
presiones.
La presión en la superficie es debido al peso de los gases atmosféricos. La presión atmosférica
es de aproximadamente 14.7 lbs/pulg2 a nivel del mar, y es equivalente al peso de una columna
de agua de 34 pies de altura.
Presión de Vapor
Un recipiente cerrado con líquido y sometido a calor, por efecto calorífico se inicia el
desprendimiento de moléculas de la superficie del líquido, como vapor hasta un momento
determinado en que se equilibra la cantidad de moléculas que salen y retornan a la superficie
del líquido. Al instalarse un manómetro la lectura corresponderá a la presión de vapor del
recipiente.
El equilibrio líquido-vapor corresponde a una cantidad definida de calor suministrada al
sistema, sí se aumenta o disminuye calor se originará un nuevo estado de equilibrio.
En los hidrocarburos, el metano tiene mayor presión de vapor que el etano, el etano mayor
presión de vapor que el propano, y así sucesivamente.
Si en un recipiente se tiene una mezcla de metano y butano, el metano se separa rápidamente
de la mezcla debido a la gran diferencia existente entre las presiones de vapor de ambos.
3.8.0 Columna de Destilación Atmosférica, ó de Fraccionamiento
La columna de destilación atmosférica, llamada también torre de fraccionamiento ó torre de
burbujeo permite la separación de los componentes del petróleo en un rango de temperatura.
La denominación de torre de burbujeo se refiere al hecho común que en ella los vapores
burbujean a través del líquido contenido en las bandejas. Esto da lugar a que los vapores
ascendentes entren en contacto con el líquido descendente (reflujo) de bandeja en bandeja.
En el caso de la Refinería Conchan, el crudo que sale del horno F-1 (ver diagrama de Flujo)
parcialmente vaporizado ingresa a la zona flash que se localizada entre los platos 5 y 6 de la
columna de destilación primaria.
Desde la zona de Flash, los componentes ligeros ascenderán como vapores en la columna en
contracorriente con el reflujo interno y externo, manteniéndose el equilibrio Vapor- Liquido en
cada plato de la torre, de tal manera que el vapor que sale de cada plato es mas rico en
componentes ligeros que el vapor que entra.
25
De manera similar, el líquido se va enriqueciendo en componentes pesados conforme
desciende a los platos inferiores de la columna.
Una columna de destilación típica usada en el fraccionamiento de petróleo es un cilindro de
acero ubicado en posición vertical, de 2 a 25 pies de diámetro y de 10 a 120 pies de altura
según los diseños solicitados.
En el interior de la torre se encuentra desde 3 hasta 60 bandejas colocadas en posición
horizontal y generalmente colocadas a espacios equidistantes una de otra. Las bandejas son
planchas de acero circulares de ½ a ¾ pulgadas de espesor y tienen una circunferencia igual a
la del interior de la columna, son empernadas rígidamente a la pared, formándose secciones de
determinados números de bandejas. El espaciamiento en los platos es generalmente de 2 pies.
Se deja un espacio de 5 a 7 pies para las salidas laterales y de 3 pies en la cabeza de la columna
para evitar la salida de líquido en la corriente de tope. En el fondo de la columna se deja libre
un espacio de aproximadamente 7 pies para variaciones de nivel.
El tope de las columna trabaja a bajas temperaturas que permiten la condensación de
compuestos corrosivos, normalmente los 4 platos superiores y el domo son de monel. Los
platos acumuladores para salidas laterales están hechos de acero al carbono o de acero al
carbono pasivado. La sección del fondo de la columna puede estar recubierta con acero
inoxidable con 11 a 13% de Cr para prevenir corrosión a altas temperaturas. Para altas
temperaturas se aumenta la resistencia de las bridas de las boquillas a 300 # y se utiliza acero
con 1 a 1 ¼ % de Cromo y ½ % de Molibdeno.
Los dispositivos usados en Refinería Conchán para el fraccionamiento en cada plato son del
tipo de copas de burbujeo, las cuales se soportan en un riser de 6 posiciones, cada una de las
cuales permitirá mayor área para el pase de vapor hacia el plato superior
Los platos cumplen los siguientes objetivos:
•
Capacidad: Es deseable que sean diseñados para altos flujos vapor/líquido. Además
deben tener Flexibilidad o adaptabilidad a fluctuaciones en flujos de vapor o líquido.
• Caídas de presión: Es deseables bajas caídas de presión para reducir la gradiente de
temperatura entre el tope y fondo de la columna.
Una alta caída de presión, generalmente está asociada con diseños ú operaciones
antieconómicas (se estima en un alto porcentaje).
• Eficiencia: el objetivo de performance de cada plato es lograr alta eficiencia. A mejor
contacto vapor/líquido sobre un amplio rango de capacidades, mayor será la eficiencia en este
rango.
• Costos de Fabricación e instalación: Los detalles deben ser simples para mantener bajos
costos.
• Costos de operación y mantenimiento: El diseño mecánico debe considerar las
peculiaridades del fluido (partículas suspendidas, coke, etc.) y dar facilidad para los
requerimientos de drenaje, limpieza (química o mecánica), etc., para mantener los costos de
operación y tiempos de parada en el mínimo.
26
La columna de destilación es usada para separar las fracciones de hidrocarburos con puntos de
ebullición similares.
El crudo que ingresa a la zona de vaporización (flah) a la temperatura óptima para separar las
fracciones, sufre una disminución de presión vaporizando súbitamente todos los componentes
livianos y ascendiendo a través de cada plato de burbujeo donde se encuentra en
contracorriente con el líquido que baja internamente por la columna y que constituye el reflujo
interno. En cada plato ocurre transferencia de masa entre los componentes que conforman los
vapores de hidrocarburos que ascienden y el líquido condensado que desciende, los
componentes volátiles arrastran la parte volátil del líquido del plato y ascienden con el vapor al
plato superior y los menos volátiles condensan en el líquido y son arrastrados hacia el siguiente
plato inferior.
Los hidrocarburos que hierven a baja temperatura ascienden a la cabeza del fraccionador,
mientras que los hidrocarburos con puntos de ebullición intermedios ascienden a la mitad del
fraccionador, y los hidrocarburos con puntos de ebullición elevados permanecen en los fondos
del fraccionador.
El calor que se requiere para destilar es suministrado parcialmente por el intercambio entre las
corrientes de alimentación y las corrientes de los productos extraído en intercambiadores de
calor.
Dentro de la columna, en cada plato de fraccionamiento se localizan las copas de burbujeo,
cuya posición se regula manualmente en las inspecciones generales para lograr el
fraccionamiento deseado.
Para un incremento de carga de procesamiento es necesario modificar las posiciones de las
copas de burbujeo en los platos, para permitir el manejo de un mayor volumen de vapor
ascendiendo a través de las copa y evitar la inundación de los platos. En la tabla contigua se
muestra la posición de las copas en la torre.
27
Columna de Destilación Atmosférica
Salida vapores C-1
Válvula de
seguridad
Reflujo gasolina al tope
Solvente
a C-5
Kerosene
al C-2
Reflujo Medio
de Diesel
32
31
30
29
28
27
26
25
24
23
22
21
20
19
18
17
16
15
14
13
Retorno vapores C-5
Retorno vapores C-2
Retorno vapores C-5
12
Diesel al C-3
Entrada crudo
a zona Flash
C-1
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Entrada vapor despojante
Fondos de
C-1
Fig 5
28
Cuadro 9
Líneas de Productos
Columna de Destilación atmosférica
Vapores de gasolina
Reflujo de gasolina
Balance agotador Solvente
Solvente
Balance agotador kerosene
Kerosene
Balance agotador Diesel
Diesel
Reflujo de diesel
Crudo a columna (zona flash)
Vapor despojante a C-1
Fondos fraccionadota
Salida de columna C-1
Tope
Entrada a columna C-1
Plato 32
Plato 26/27
Plato 26
Plato 20/21
Plato 19 (según plano)
Plato 12/13
Plato 11 (según plano)
Plato 14
Plato 5
Fondo (lateral)
Fondo
Características principales de la Columna C-1:
CARACTERISTICA
Altura total
Diámetro interno
Espesor nominal.
Nº platos
Presión de diseño
Temp. De Diseño
Nº de copas
Tipos de copas
Protegido por
DATA
77
60
5/16 en zona rectificación
3/8 en zona strippping
27 en zona rectificación
5 en zona de stripping (fondos)
50
625 ºF
86 copas/plato en zona rectificación
13 copas/plato en zona de stripping (fondos)
Copas de burbujeo de 4” O.D.
Válv. Seguridad PSV-7 seteado a 50 psig.
29
DIMENSIONES
Pies
Pulgadas
Pulgadas
Posición
Libras /plg2
Grados Fahrenheit
Pulg
Lb/plg2
CUADRO 10
TABLA
POSICION DE COPAS DE BURBUJEO EN EL RISER
Fondos
Diesel
Kerosene
Solvente
Gasolina
CORTE PLATO
Nº
32
31
30
29
28
27
26
25
24
23
22
21
20
19
18
17
16
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
COPAS
POR PLATO
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
86
13
13
13
13
13
1
6
6
6
6
6
6
4
4
4
4
4
4
6
6
6
6
6
6
4
4
4
4
4
4
4
4
6
2
6
6
6
6
6
6
4
4
4
4
4
4
6
6
6
6
6
6
4
4
4
4
4
4
4
4
6
3
3
3
3
3
3
6
6
6
6
6
6
4
4
4
4
4
4
6
6
6
6
6
6
4
4
4
4
4
4
4
4
6
FILA DE CADA PLATO
4
5
6
7
6
6
6
5
6
6
6
5
6
6
6
5
6
6
6
5
6
6
6
5
6
6
6
5
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
6
6
6
5
6
6
6
5
6
6
6
5
6
6
6
5
6
6
6
5
6
6
6
5
4
4
4
3
4
4
4
3
4
4
4
3
4
4
4
3
4
4
4
3
4
4
4
3
4
4
4
3
4
4
4
3
6
6
6
6
3
3
3
3
3
8 9
5
5
5
5
5
5
4
4
4
4
4
4
5
5
5
5
5
5
3
3
3
3
3
3
3
3
6
3
3
3
3
3
5
5
5
5
5
5
4
4
4
4
4
4
5
5
5
5
5
5
3
3
3
3
3
3
3
3
6
Cada bandeja tiene un gran número de huecos de 2 a 3 pulgadas de diámetro, taladrados a
través de la plancha. Sobre estas perforaciones van las copas de burbujeo, que son de diferentes
tipos.
30
Diagrama de una copa de burbujeo
D
Riser
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D D
D
D
D
DD
Vapores de
hidrocarburos
que
ascienden por
el riser
D
D
D D
D
D
D
D
D
D
D
D D
D
D
D D
D
D
D D
D D
D
D
D D
D
D
D D
D D
Plato
FIG. 6
Para separar los varios productos entre sí, El líquido caliente que ha sido removido del
fraccionador y enfriado en los intercambiadores de calor retorna para servir de reflujo.
EL reflujo enfriará los hidrocarburos vaporizados ascendentes, procedentes de los platos más
bajos y los vapores que condensen serán revaporizados por otros vapores calientes ascendentes
en el fraccionador. Este enfriamiento, condensación, calentamiento y revaporización van
constantemente purificando y destilando los productos deseados. Se forma otro reflujo con
parte del líquido obtenido por condensación de los vapores calientes que salen del tope del
fraccionador. Es te reflujo permite el enriquecimiento en compuestos ligeros del producto
obtenido en el tope.
De la columna de destilación se obtienen varios productos a diferentes alturas. Estos productos
se llaman cortes laterales y se usan como alimentación a unas columnas pequeñas llamadas
strippers (desorbedores ó despojadores).
31
En la sección de fondos de la columna típicamente hay 5 ó 6 platos, y al igual que en los
strippers, se usa vapor sobrecalentado para desorber los ligeros y minimizar el arrastre de
diesel ó gasóleo atmosférico en la corriente de crudo reducido. La experiencia indica que la
temperatura de fondos de la columna es 20 a 40 ºF más baja que la temperatura de
alimentación a la zona flash. La cantidad aproximada de vapor despojante usado es de 10 Lbs
de vapor por Bbl de fondo.
Diagrama Inundación de Platos.
En la fig. de la izquierda se observa
el flujo de líquido y vapor a través
de los platos de la columna. El
hidrocarburo líquido descendiendo
por las bajantes, y los vapores
ascendiendo a través de las copas y
burbujeando en el nivel de líquido
del plato. En ocasiones los platos se
pueden inundar de hidrocarburo
líquido haciendo imposible para las
bajantes manejar apropiadamente el
nivel de líquido en el plato. El nivel
continuará subiendo hasta llenar el
espacio que normalmente ocupan
los vapores con líquido.
Fig. 7
El espacio que normalmente es ocupado por
vapores de hidrocarburos es inundado con
líquido, la mezcla e intercambio de calor del
líquido con el vapor es interrumpida por lo
que el fraccionamiento se empobrece.
Adicionalmente, la gradiente de Temp. A
través del plato inundado disminuye,
acercándose a cero, mientras que la caída de
presión en la sección inundada aumentará, a
veces muy rápidamente. Esto se observa en
la figura de la izquierda. La inundación de
platos puede ser causada por las razones que
analizaremos a continuación:
Fig. 8
32
1. Una disminución en la presión de la
torre puede causar un incremento en el
rate del vapor el cual arrastrará el
líquido hacia la parte superior de la
torre causando inundación.
2. Una alta temperatura en el fondo de la
torre incrementa el rate de vapor lo
suficiente
como
para
causar
inundación.
3. Incremento del nivel de fondos hasta
que alcance la sección de los platos.
4. Alto régimen de reflujo bajando por el
interior de la columna puede inundar
los platos.
5. Falta de capacidad de la torre para
manejar la carga. Bajo esta condición
anormal, el fraccionamiento no es el
adecuado y puede traer como
consecuencia daños físicos a la torre.
REFLUJO
COND.
A TANQUE A ALM
ALIMENTACIÓN
ALTO
N, 022
DE FONDOS
FIG. 10
33
En las figuras se observa las partes internas
de la torre bajo condiciones de inundación.
Estas condiciones pueden originar daño
físico de la torre. Las acciones correctivas
dependiendo de la causa pueden ser: bajar
la carga, bajar el rate de vapor, disminuir la
presión, reducir la temperatura de la torre,
reducir el reflujo de tope a la columna.
Posterior las variables del proceso deben
ser ajustadas para recuperar
las
especificaciones de los productos.
En esta figura se observa el daño físico que
puede sufrir la torre como consecuencia de
fenómenos de inundación causados por
altos regímenes de carga.
DETERIORO EN
LAS CAPAS
FIG. 11
Cuando los platos se secan:
DISMINUYE ∆ T
DISMINUYE ∆ P
PLATO CON
BAJO NIVEL
DE LÍQUIDO
FIG. 12
PRODUCTO
SOBRECALENTADO
PRODUCTO
A TANQUE
AL MAR
FIG. 13
PRODUCTO DE FONDO
34
Un plato que no contiene
la suficiente cantidad de
líquido para mantener un
nivel en el plato es llamado un plato seco. En este
caso debido a la falta de
líquido en el plato ocasiona que la gradiente de
temperatura
disminuya
acercándose a cero. En la
figura se muestra claramente que por un exceso
en la extracción del plato,
los platos inferiores se
quedan sin líquido.
Cuando un plato está seco la caída de
presión a través de él disminuye.
Las causas que lo originan pueden ser
bajo reflujo interno o externo, de modo
que para corregir este problema se debe
incrementar el reflujo externo. Debe
tomarse en cuenta que un bajo reflujo
interno no siempre es causado por un
bajo reflujo externo, sino también por
una excesiva extracción lateral. Otra
causa importante puede ser un severo
overflash (sobre-vaporizado) de la carga
o cualquier otra condición que genere
una mucho mayor cantidad de vapor
que la normal.
Resumiendo, En la columna de destilación los platos tienen tres tipos de condiciones de trabajo
que afectan la performance de la destilación:
•
Operación con platos inundados.
• Operación con platos secos.
• Operación con platos dañados físicamente como consecuencia de lo anterior (o como
consecuencia de presionamiento excesivo en el interior de la torre).
En la figura de la izquierda se puede observar un
plato deteriorado por una condición anormal de
presionamiento en el interior de la torre.
Los problemas de mala instalación de copas que
originan copas sueltas en los platos puede también
causar condiciones anormales de operación en el
plato.
FIG. 14
2.4
Agotamiento (Stripping con vapor de agua)
Entrada de
HC a
Despojador
DESPOJADOR
F
Vapores HC
A Columna
Vapores de
Despojamiento
FIG. 15
35
Las corrientes laterales de la columna de destilación de crudo entran a una columna de
agotamiento o stripper a través de una boquilla lateral sobre el plato superior. La alimentación
se distribuye y orienta a fin de que el líquido no sea arrastrado con los vapores de retorno a la
columna. Un stripper de corte lateral tiene generalmente 6 platos, como en el caso de Refinería
Conchán. Para obtener la calidad de producto deseada deben satisfacerse las especificaciones
de punto final de ebullición. Esto se logra balanceando los caudales de extracción y de reflujo
interno en la columna de crudo. También deben satisfacerse los puntos iniciales de ebullición.
Esto se hace en el stripper mediante vapor de agotamiento.
Introduciendo vapor seco en un líquido caliente, decrece su presión parcial y, por lo tanto
reduce la temperatura a la cual el líquido hierve. Así, sin necesidad de añadir más calor en el
stripper, pero usando vapor de agotamiento, se elimina del producto la cantidad deseada de
ligeros y se obtiene el Punto Inicial de Ebullición deseado. El vapor de agua tiene poco efecto
en la viscosidad, punto final y otras propiedades. Estas características son poco afectadas por la
presencia de fracciones livianas.
La cantidad de vapor teórica que deber ser usada en los strippers es 10 Lbs/Bbl de producto no
desorbido.
3.9.0
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
PRODUCTOS - UNIDAD DESTILACION PRIMARIA
Gases Incondensables de Tope, descargan a la atmósfera.
Gasolina Liviana de V-2, al pool de tanques de Gasolina Primaria.
Gasolina de V-1, al pool de tanques de Gasolina Primaria.
Solvente Nº1, a tanques de almacenamiento de Solvente Nº1.
Solvente N° 3, a tanques de almacenamiento de Solvente Nº 3.
Solvente RC, a tanque seleccionado para formulación de Asfalto Líquido, ó a tanques de
almacenamiento.
Solvente pesado, con punto de inflamación alto, que se alinea al kerosene y/o al pool de
residuales cuando los tanques de solventes están llenos.
Kerosene , a tanques de almacenamiento.
Diesel, a tanques de almacenamiento.
Crudo Reducido/Residuales, carga a la Unidad de Vacío o a tanques de almacenamiento
pasa por las estaciones de mezcla.
Gasolina
Los vapores procedentes de la parte superior de la Torre son condensados parcialmente (ver
diagrama de flujo) en los intercambiadores E-1, E-1 A, E-1 B (Crudo vs.Gasolina), luego en
el aerorefrigerante E-6 y recibidos en el acumulador de reflujo V-1, donde se produce la
decantación del agua que se inyectó como vapor por los fondos de la torre y los strippers.
La gasolina condensada es bombeada y por experiencia normalmente el 50% del flujo de
gasolina se almacena y el resto retorna como reflujo al tope de la columna (plato 32) con
una temperatura deseable de 95 a 135°F
36
El agua decantada en drum N° V-1 es drenada al sistema industrial, via control automático de
nivel
Los vapores aún sin condensar, pasan al aerorefrigerante E-15 donde se condensan, la gasolina
se acumula en el Drum V-2 (gasolina liviana) y también el agua decantada se drena.
La gasolina se bombea hacia el sistema de tratamiento cáustico pero en su recorrido se une con
el circuito de la gasolina del Drum V-1 mezclandose antes del tren de tratamiento.
La presió n del sistema es controlada en un rango de 7 a 15 psig (acumulador V-2) mediante
el sistema de instrumentación, los gases tal como el propano, etano etc que no se condensan en
este sistema se eliminan a la atmósfera .
Solvente
Es extraído del plato N ° 26 (Plato acumulador). Toda la producción de solvente va al Agotador
ó Stripper C-5 a través de su controlador de nivel
En el agotador el producto entra en contacto con el vapor despojante sobrecalentado que
ingresa por el fondo y en cada plato va siendo desorbido de los componentes volátiles los
cuales ascienden hacia la parte superior del stripper y salen por la línea de vapores hacia la
columna donde ingresan a la altura del plato Nº 27.
El Solvente desorbido que va bajando por los platos y sale como producto por el fondo, con
bomba el producto se envía al aerorefrigerante E-8 y luego hacia el sistema de tratamiento.
La producción de Solvente Nº3 pasará primero por el decantador de agua D-123 donde el agua
decantada es drenada periódicamente al sistema de drenaje industrial. Posteriormente el
solvente pasa para el lavado con solución de soda de 8°Be en el Tanque D-126 donde ingresa
mediante un distribuidor por su parte inferior el propósito es remover los sulfhídricos
remanentes en el solvente. Luego pasa al D-127 (drum de lavado con agua) y posteriormente al
filtro de sal D-124 donde deberá eliminarse toda el agua remanente.
Para eliminar los olores característicos del solvente el producto pasa a través de los filtros de
carbón activado D-128/ D-125 en serie para luego ir a sus tanques de almacenamiento.
En las corridas de Solvente RC-250 pasará por el decantador de agua D-123 y el filtro de sal
D-124 de allí irá a los tanques de almacenamiento.
Kerosene
Se extrae del Plato N° 20 (Plato acumulador) hacia el agotador o stripper C-2 a través de un
controlador de nivel, ver diagrama de flujo.
Por la parte superior el producto ingresa al stripper, con un proceso de despojamiento similar a
los anteriores, los componentes volátiles con vapor de agua ingresan a la torre plato 21, y los
líquidos salen por el fondo del stripper pasa al tren de intercambiadores del circuito N° 1 para
luego ser almacenados.
37
Diesel
Es extraído del Plato N° 12 (Plato acumulador).
Una parte de la producción de diesel, por medio de bombas se envia al intercambiador E-531(o
E-214) luego es enviada como reflujo medio de retorno a la fraccionadora a la altura del Plato
N°13 a una temperatura aproximada de 450 °F. El flujo y la temperatura óptima del reflujo se
controla mediante instrumentación especial.
La otra parte de Diesel va al agotador C-3 ingresando por la parte superior y con un control
estricto del nivel en el stripper el diesel pasa por un proceso similar al descrito anteriormente,
los vapores que salen del stripper ingresa a la columna a la altura del plato 14.
El diesel que sale del stripper, por bombeo se envia a los intercambiadores (ver diagram de
flujo) E-3 y luego al autorefrigerante E-10 finalmente el diesel se bombea el decantador de
agua D-122 y luego por el filtro de sal D-120 y de allí a los tanques de almacenamiento.
El Crudo Reducido
Producto del fondo de la Torre de destilación primaria (ver diagrama de flujo) con las bombas
P-9, P-9 A y P-9 B se bombea hacia los intercambiadores de calor E-5 A/B para precalentar el
crudo del circuito Nº 1. Luego es enviado hacia el horno F-2
El nivel de fondos de la columna de destilación es controlada mediante instrumentación
especializada, una parte va hacia el Horno F-2 y la diferencia a los tanques de almacenamiento.
3.10.0 Horno para la columna de al Vacío F-2:
El crudo reducido, producto del fondo de la UDP ingresa al horno F-2 para incrementar su
temperatura desde los 520 ºF hasta 660-700 ºF en función del tipo de la corrida ( producción)
Para que el crudo reducido logre la temperatura optima para su destilación se tiene dos (2)
opciones, una es controlando el tiempo de residencia en el horno y la otra es incrementando el
calor del horno.
Dentro del horno existen dos serpentines de sobrecalentamiento del vapor, uno para el vapor
sobrecalentado que se usa en el eyector de vacío, y otro para el vapor despojante que es usado
en la UDV.
El combustible usado es residual de 300 cst @ 122 ºF, atomizado con vapor saturado de 100
psig suministrado por el área de SSII.
38
CUADRO 11
PRINCIPALES CARACTERISTICAS
HORNO DE VACIO
Tipo
Duty de Diseño
Número de tubos
Diámetro, long de tubos
Material de los tubos
Cambios de flujo en
Accesorios de hornos
Número,Tipo de quemador.
Agente atomizante
Mat. refractario cilindro
Horno cilíndrico vertical
11.2 MM BTU/hr (sin zona convectiva).
40
4 ½ “ O.D., 24 ft. Long.
Aleación 5 Cr- ½ Mo (1)
H-Bends y L-Bends
2 termocuplas K para piel de tubos del horno F-1 (2 tubos)
1 Serpentín sobrecalentador de vapor al eyector.
1 Serpentín sobrecalentador de vapor despojante
4 National Air Oil Burner. Modelo CP20, llama vertical.
Vapor saturado de 100 psig.
Refractario castable, 5” espesor.
Condiciones de Operación típicas:
•
•
•
•
•
510-545°F
660-720°F
1250 ºF
46 psig.
16 psig.
Temperatura de Entrada :
Temperatura de Salida :
Temperatura de piel de tubos:
Presión de Entrada
:
Presión de Salida
:
3.11.0 DESTILACIÓN AL VACIO
Destilación al Vacío en el proceso de refinación significa que el producto a ser destilado se
encuentra sometido a una presión por debajo de la atmosférica para que su punto de ebullición
sea menor
Considerando que en una destilación atmosférica, operando a tan bajas presiones y tan altas
temperaturas de zona flash como sea posible se vaporizará la máxima cantidad de
hidrocarburos, sin embargo se estima que por los cortes del rango de destilación (TBP) entre
700 y 800 ºF. el residuo atmosférico (crudo reducido), aún contiene un gran volumen de
destilados los cuales pueden ser recuperados mediante la operación de destilación al vacío.
La temperatura máxima en la zona flash de una columna. de destilación al vacío, pueden ser de
hasta 1125 ºF Esta temperatura límite está fuertemente influenciada por el contenido de
metales de los destilados, particularmente el Vanadio y otros como el níquel, cromo etc.
39
Por el fondo de la torre se inyecta vapor de agotamiento para reducir la presión parcial del
líquido del fondo que favorece la destilación.
El fondo de la columna es de diámetro más reducido en su parte inferior para disminuir el
tiempo en que el fondo permanece a una temperatura elevada. También se provee una línea de
entrada de aceite de enfriamiento (quench) para proteger a las bombas de fondos.
Consideraciones técnicas en el Diseño de Columnas de Destilación al Vacío
a. Disminuyendo la presión parcial de los hidrocarburos en la zona flash incrementa la
vaporización y por lo tanto la producción de destilados.
b. Disminuyendo la presión total del sistema, disminuye la cantidad de vapor requerido para
una vaporización dada. Al máximo vacío, teóricamente es posible que no se requiera vapor.
Nótese que la finalidad de inyectar vapor a los fondos de la columna de vacío es el reducir
la presión parcial de los hidrocarburos en la zona flash y no para el stripping de los fondos.
c. Un aumento en la presión de sistema incrementa los requerimientos de vapor y también
incrementa los requerimientos de área seccional.
d. Una disminución de la presión del sistema incrementa los requerimientos de vapor del
sistema de eyectores.
De todo lo anterior se concluye que la presión óptima del sistema será aquella que minimice el
consumo total de vapor.
La Unidad de Vacío se diferencia de la del tipo atmosférico en que tiene una columna de
fraccionamiento de diámetro más grande, con platos de burbujeo más separados. Esto es
necesario porque hay que manejar volúmenes mayores de vapor debido a baja presión.
Cualquier aumento repentino del vacío aumenta el volumen del vapor rápidamente y
posiblemente cause la inundación de la torre.
3.12.0 Columna de Destilación al Vacío
El vacío que se logra en la columna de destilación es con Eyector, que genera vacio con el
paso de vapor.
El crudo reducido calentado en el Horno F-2 es bombeado a la zona flash de la columna de
destilación al vacío (ver diagrama de flujo) donde es separado en vapor y líquido, los líquidos
son rectificados con vapor sobrecalentado de 200 psig y todos los componentes ligeros cuya
presión de vapor son altos serán separados y los líquidos estará conformado por los productos
pesados que tienen presión de vapor bajo.
La presión de operación de la columna de destilación al vacío es controlada con válvulas
especiales, la presión típica en el caso de la Refinería Conchán es de 2 psia.
40
Cuadro 12
Líneas de la columna de destilación atmosférica C-6
Accesorios
Vapores/gases de tope
Reflujo de gasoleo liviano (tope)
Salida de gasóleo liviano
Reflujo de Gasóleo pesado
Salida de gasóleo pesado
Entrada de crudo reducido
Salida de fondos de columna
Salida de columna C-6 Entrada a columna C-6
Tope
Plato 20
Plato 17
Plato 12
Plato 9
Plato 6
Fondo
Cuadro 13
Características principales de la Columna C-6:
PARAMETROS
Altura total neta, pies
Diámetro interno, pulg.
Espesor nominal, pulg.
Nº platos
Presión de diseño, Puig
Temp. De Diseño
Material de construcción
Capacidad del recipiente
Nº de copas
Tipos de copas
Protegido por
DIMENSIONES y/o DATAS
62 pies recipiente, 71’11” total hasta el piso
5 pies
½ pulg, 7/16 pulg.,5/8 pulg. en zona rectificación
½ pulgada en zona strippping
7/16 pulg en casquetes de tope y fondo.
15 platos en zona de rectificación
5 platos en zona de stripping (fondos)
60 psig
775 ºF
Acero ASTM A-285 C
1160 pies cúbicos
86 copas/plato en zona rectificación, 2’ espaciado entre
platos. 17 copas/plato en zona de stripping.
Copas de burbujeo de 4” O.D.
Válv. Seguridad PSV-1902, seteado a 60 psig.
El sistema de vacío se usa para remover los vapores que no pueden ser condensados..
En una columna de vacío los venteos de las bombas retornan a la columna para permitir la
eliminación de incondensables de la bomba durante el arranque. Esto ayuda a arrancar la
bomba. La bomba opera con el venteo cerrado.
Se dice que una torre está inundada cuando el volumen del líquido o de vapor fluyendo por la
torre es mayor que la capacidad de diseño de la torre. Básicamente el procedimiento de
operación de la torre de vacío es el mismo que de cualquier fraccionadora operando bajo
condiciones atmosféricas.
41
3.13 PRODUCTOS – UNIDAD DESTILACIÓN VACIO:
•
•
Gases incondensables de Tope , descarga a la atmósfera vía K.O.Drum.
Nafta de Vacio , se alinea al pool de diesel.
•
Gasóleo Ligero, a pool de Diesel.
•
Gasóleo Pesado, usado para la formulación de Residuales o asfaltos.
•
Residuo de Vacío, a tanques de almacenamiento de residuales vía estaciones de mezclas.
•
Asfaltos Sólidos, PEN- 40/50, 60/70, 85/100, 120/150. El asfalto se obtiene del
procesamiento de Crudo Mezcla (75% Crudo Loreto Oxy y 25 % Base Asfaltica de Refinería
Talara). Bajo este esquema se preparan el Asfalto 40/50, 60/70, 85/100 y 120/150.
•
Base Asfáltica, usada para la formulación de Asfaltos líquidos con inyección de solvente
vía estación de mezclas. Bajo este esquema se preparan el Asfalto RC-70, y RC-250. En elcaso
de la formulación de MC-70 se usa la base mezclada con kerosene.
•
Base Asfáltica, para formulación de Ronax 250,500,800 mezclando la base asfáltica con
Aceite Lubricante DL-8000 en proporcionaes establecidas.
Productos de la columna de vacio.
Nafta de Vacío
Los componentes más ligeros tal como gases incondensables, nafta y vapor de agua son
extraídos del tope de la torre por medio de un eyector (generador de vacio) ubicado en tanque
acumulador que opera con vapor de agua sobrecalentado de 200 psig. La mezcla de vapores de
hidrocarburos procedentes de la parte superior de la columna –VER DIAGRAMA DE FLUJO
van a ser condensados en el aerorefrigerante E-32 y luego pasan al acumulador V-4 donde se
decanta el agua y drena al desague industrial. La Nafta de vacío acumulada en el V-4 se
bombea a los tanques de Diesel o al Tanque de desechos (Slop)
Los gases incondensables del V-4 son desfogados a la atmósfera vía K.O.Drum.
Gasóleo Liviano
El gasóleo liviano se extrae de la columna del plato 17 –Ver diagrama de flujo- por medio de
bombas para luego enviarlo al intercambiador de calor E-33 A para ceder parte de su calor
hacia el crudo del circuito Nº 2, continúa su enfriamiento en el aerorefrigerante E-34 A y de
allí se divide en dos corrientes, una de reflujo hacia el tope de la columna C-6 para el control
de temperatura de tope y la otra va al pool de diesel hacia el D-120/D-122 vía control de flujo.
En los casos en que por variaciones en la Unidad de Vacío se manche el gasóleo liviano, se
alinea al sistema de gasóleo pesado hasta que el producto esté limpio, para evitar la
contaminación del pool de diesel.
42
DIAGRAMA DE COLUMNA DE VACIO
Vapores tope
Válvula de Seguridad
20
Reflujo Tope
19
18
17
Salida de Gasoleo Liviano
16
15
14
13
Reflujo de Gasóleo Pesado
12
11
10
9
8
Salida de Gasoleo Pesado
7
6
Entrada Crudo Reducido
Retorno de Venteos
5
4
3
2
1
Vapor despojante
Fondos de Vacío
FIG. 16
43
Gasóleo Pesado
El gasóleo pesado será extraído del Plato Nº 9 -Ver diagrama de flujo-con bombas y enviado al
intercambiador E-33 B donde cederá parte de su calor al crudo proveniente del circuito Nº2.
Después se divide en dos corrientes, una retorna a C-6 como reflujo de gasóleo pesado a la
altura del plato Nº 12 para mejorar la rectificación de la columna y la otra va a continuar su
enfriamiento al aerorefrigerante E-34 B y posteriormente a tanques de almacenamiento.
Fondos de Vacío
El residuo de Vacío es extraído del fondo de la torre con sus bombas hacia el intercambiador
E-35 A/B donde intercambia calor con el crudo del circuito Nº 2 en su recorrido final. Luego
va al E-35 C donde también intercambia calor con el crudo del circuito de crudo Nº 2 en su
recorrido inicial, y posteriormente va las estaciones de mezclas o hacia tanques según la
operación programada de producción.
Los fondos se operan con una temperatura de 580-630 °F, para lo cual existe una línea de
retorno de fondos del C-6 después del E-35 A/B que se usa cuando la condiciones de operación
así lo exijan. Este quench de enfriamiento permite minimizar posible reacciones de craqueo
térmico y que origina menos formación de coke en los fondos.
3.14.0 EQUIPOS IMPORTANTES EN EL PROCESO DE REFINACION
3.14.1 Agotadores o Strippers
Los cortes laterales y los fondos de la fraccionadora contienen buen porcentaje de componentes
ligeros (bajo punto de ebullición) que son arrastrados con el corte lateral de productos de
mayor punto de inflamación (flash point)
Para mejorar la eficiencia en la recuperación de los componentes ligeros se utiliza los
agotadores (Strippers) para los productos, solvente, Kerosene y diesel, en los cuales los
componentes más ligeros son despojados por medio de vapor de agua. Cada despojador
requiere vapor despojante en proporciones aproximadas de 0.1 lb/gal de producto de fondo del
despojador.
La principal variable de operación es el flujo de vapor, un aumento en el flujo de vapor del
stripper aumentará la eficiencia, o en términos concretos subirá el punto de inflamación de los
productos del corte deseados ( así como sus puntos iniciales de ebullición). La cantidad de
producto que se extrae de la Torre es regulada por el control de nivel de cada uno de los
agotadores.
44
CUADRO 14
CARACTERISTICAS DE LOS AGOTADORES (STRIPPERS)
Tag Producto
Nº
Platos
C-5 Solvente 6
C-2 Kerosene 6
C-3 Diesel
6
Presión
Diseño
143 psig.
50 psig.
50 psig.
Temp.
Diseño
450 ºF
465 ºF
555 ºF
Vapor
Despoj.
100 psig
100 psig
100 psig
Cont.
Nivel
LC-10
LC-3
LC-2
Diám
pulg.
30
30
30
Altura,
ft.
20
42
42
Los agotadores tienen una línea de salida por el tope, por donde regresa a la torre los vapores
de despojamiento del producto. Los cortes laterales al pasar por el agotador, ya han sido
ajustados con el vapor para obtener su punto de inflamación y punto inicial adecuados.
Posteriormente luego de pasar por los Intercambiadores y enfriadores son cargados a sus
respectivos filtros de sal ó deshidratadores.
3.14.2 Aerorefrigerantes:
Son equipos que permiten el enfriamiento de corrientes de proceso: Productos intermedios que
normalmente constituyen los vapores de los topes de las columnas, los reflujos de tope o
reflujo intermedio y los productos terminados.
En el caso de la Refinería Conchán los enfriadores atmosféricos son de tiro forzado y
accionados por motor eléctrico. El diámetro de tubos usados es de 1” ¢ 14 BWG, de
longitudes de 20 fts. Con excepción de los E-13 de 8 ft. y el E-14 de 16 fts. De Long.
CUADRO 15
Aerorefrigerantes y sus características principales
Item
Producto
NumTubos
cuerpos/pasos
E-6
Vapores tope C
142 / 1 / 2
1
E-7
Vapores V-2 54 / 1 / 4
E-8
Solvente
22 / 1 / / 4
E-9
Kerosene
74 / 1 / 8
E-10 Diesel
62 / 1 / 6
E-11 Residuales
385 / 2 / 14
E-32 Vapores tope C
142 / 1 / 1
6
E-34 Gol/Gop
164 / 2 / 5
E-13 F/S
102 / 1 / 4
E-14 Residuales
480 / 2 / 5
E-15 Gasolina
90 /1 / 4
(1) Duty en MM BTU/hr
(2) Area expresada en ft 2
Duty
/
(1)
5.01
Area
(2)
745
0.63
0.33
1.10
1.37
1.67
1.88
282
115
381
319
2020
741
4533
1730
5830
5205
----15200
215
415
500
305
340
450
115
85
135
115
135
60
190/100
390/100
260/100
280/120
314/140
185/110
5.71
1.20
2.29
1.06
1380
206
4090
463
28200
3440
---7550
450
265
300
215
150
265
135
50
290/120
240/130
274/140
190/100
45
lisa
Area ext.Temp Pres.
Temp.
Diseño Diseño Ent/sal. ºF
11900 280
50
253/190
3.14.3 Coalescedores y deshidratadores (Filtros de Sal)
Los cortes laterales de Solvente y Diesel que son tomados por la bomba de producto
respectiva, llegan a los coalescedores después de su paso por los aerorefrigerantes.
Los coalescedores D-122 y D-123 son recipientes para separar el agua de las corrientes de
Solvente y diesel respectivamente. El D-122 internamente tiene anillos raschig para favorescer
la coalescencia del agua y luego internamente tiene piernas colectoras del agua, la que será
drenada con periodicidad al sistema de drenaje industrial..
El D-123 en cambio es un recipiente simple de separación de agua del hidrocarburo.
Los filtros de sal D-120 y D-124 tienen interiormente sal de roca distribuídos en capas. El
producto entra por la parte inferior y atraviesa las capas de sal. La cantidad de agua en
suspensión del producto es tomado por la sal y se produce la separación de aceite y agua. El
producto sale por la parte superior y la solución de agua salada se precipita al fondo del
recipiente, drenándose posteriormente con periodicidad al sistema de desagüe industrial.
3.14.4 Drums Acumuladores de Tope
Son recipientes de separación por decantación de la gasolina pesada (V-1) y liviana (V-2) del
agua condensado en el sistema de enfriamiento de tope (E-1 y E-6) y en el sistema de
enfriamiento de los gases y vapores de salida del acumulador V-1 (E-15).
Cada acumulador dispone de un colector tipo pierna que es un acumulador de agua con
control automático y/o manual, asimismo se dispone de una toma de succión de producto que
se encuentra sobre el nivel mínimo a un (1) pie de la base del drum, el diseño permite
minimizar el riesgo de arrastre de agua a la columna en el caso de V-1, y en el caso del V-2
asegura la transferencia de gasolina liviana al pool de gasolinas libre de agua.
El agua de la pierna de estos acumuladores es retirada hacia drenaje y en ella se controla el pH
adecuado para controlar la efectividad de la amina neutralizante en el sistema de inyección de
aminas al tope de la columna. Otros análisis permitirán también evaluar indirectamente la
corrosión existente en el sistema de tope de la columna de destilación primaria.
El drum acumulador tope se maneja con control automático hacia los tanques de producción de
gasolina. Acostumbran tener un rompedor de vórtice en el tubo de succión de la gasolina.
46
Entrada de E-6
Gases a E-15
Gasolina de V-2
Gasolina a P-3
Agua a drenaje
FIG. 17
3.14.5 Estaciones de Mezclas
En la producción de residuales, los fondos de vacío pasan a las estaciones de mezclas donde
se le inyecta el kerosene/gasóleo/diesel en el volúmen necesario para cumplir las
especificaciones de Residuales. Luego pasa por el aerorefrigerante E-14 para conseguir bajar la
temperatura de este producto a menos de 200°F.
En la producción de asfaltos pesados como los 40/50, 60/70, el residuo de vacío pasa a la
estación N° 3 y de allí a su tanque de almacenamiento. En ese caso los asfaltos más livianos
como el 85/100 ó 120/150 los fondos de vacío se mantienen en calidad de penetración pesada
(60/70) y en la estación 3 se le inyecta el gasóleo pesado únicamente de la producción para o
alcanzar las especificaciones de 120/150.
En la producción de Base Asfáltica para el RC-250 al residuo de vacío de especificación como
85/100 se le inyecta solvente en la estación N°3 para obtener la especificación de RC-250 y
pasa al aerorefrigerante E-14 para bajar su temperatura a menos de 200 °F y posteriormente ser
enviado a su tanque del almacenamiento.
47
3.14.6 Lavado cáustico con soda y agua a la Gasolina primaria/solvente1
Para eliminar los mercaptanos y ácido sulfihidrico ( H2 S) de la gasolina primaria, la producción
de gasolina almacenada en el Drum V-1 es tomada por sus bombas y enviadas al
aerorefrigerante E-9 y de allí pasa al sistema de tratamiento que consiste en una torre de
lavado (C-4) con soda (NaOH) el producto ingresa por la parte inferior vía un distribuidor, y
asciende través del lecho de solución de soda de concentración de 5 ºBé.
EL producto sale de la torre C-4 por la parte superior y el flujo se dirije a la torre de lavado
(agua) V-3 el ingreso al tanque es por la parte inferior vía un distribuidor asciende por el
lecho de agua y sale por su parte superior. La gasolina liviana proveniente del V-2 es
bombeada y se une con la gasolina del V-1 en un punto previo al ingreso al sistema de
tratamiento.
En el caso de producción de gasolina primaria va directamente a tanques, y en el caso de
producción de solvente Nº1, la gasolina es enviada al filtro de carbón activado D-125 para su
deodorización
CUADRO 16
Caracteristicas generales de los equipos:
Columna
Uso
Distribuidor superior
Distribuidor inferior
Volumen recipiente
Altura(ft) x Diám (pulg)
Tiempo residencia @ 400 BPD máx.
Presión interior, Puig
Temperatura ºF
Soluc. soda a agregar
Volumen agua a adicionar
Adición carbón activado
C-4
V-3
Lavado con soda
Lavado con agua Filtro carbón activado
24 orificios,
1/8” diám. orificio
50 orificios
1/8” diám. orificio
1,880 gal
20’ x 4”
137 min
125 psig
100
940 gal
---------------
------12 orificios,
¼” diám. Orificio
752 gal
8’ x 4”
54.8 min
125
100
----376 gal
---------
D-125
Colector, 156 orificios de
¾” diám. Orificio.
52 orificios,
¼” diám. Orificio.
------------40 bolsas = 1,000 Kgs.
3.14.7 Tratamiento cáustico del Solvente 1/Solvente 3.
Para eliminar los mercaptanos y el H2S del solvente se le efectúaun lavado con soda. El
circuito de producción es de acuerdo al siguiente orden: solvente del Stripper C-5 à bomba P5 à drum decantador D-123 à torre de lavado con soda D-126 à torre de lavado con agua D127 à filtro de sal D-124 à filtro de carbón activado D-128 à a tanques. En el caso de la
producción de solvente RC-250 no se usa el filtro de carbón activado y la produción se deriva
al tanque 11. En el caso del solvente 3 se usa el filtro de carbón activado y la producción se
deriva a los tanques 46 ó 38.
48
49
Cuadro 17
Características del tren de Tratamiento Cáustico
Columna
Uso
Distribuidor superior
Distribuidor inferior
Volumen recipiente
Altura(ft) x Diám (pulg)
Tiempo residencia @
300 BPD máx.
Presión interior, psig
Temperatura ºF
Soluc. soda a agregar
Volumen agua a adicionar
Adición carbón activado
D-126
Lavado con soda
23 orificios, 1/8”
diám. Orificio
21 orificios, 3/16”
diám. Orificio
734 gal
24’ x 30”
39.9 min
D-127
Lavado con agua
23 orificios, 1/8”
diám. Orificio
21 orificios, 3/16”
diám. Orificio
734 gal
24’ x 30’
39.9 min
D-128
Filtro carbón activado
50 orificios, 3/8”
diám. Orificio.
Colector, 150 orificios
de ½” diám. Orificio.
1403 gal.
3.75’ x 3’
19.8 min
150 psig
80
367 gal.
---------------
150
80
----367 gal
---------
80
80
------------100bolsas=2,500 Kg
3.15.0 Protección contra la Corrosión
3.15.1 Mecanismos de Reacción en Formación de Agentes Corrosivos
El procesamiento de crudos con alto contenido de sales (mayor a 10 PTB) y azufre, como es el
caso de algunos yacimientos tal como el crudo OXY, ocasiona problemas de corrosión en las
unidades del proceso.
La sal que se encuentra en el crudo proviene de los yacimientos o campos y plataformas de
producción y a las temperaturas de precalentamiento (490 ºF) y de salida de horno (650ºF) se
hidrolizan liberando hidróxidos y ácido clorhídrico., según las siguientes reacciones:
(a)
CaCl2 + 2 H2 O à Ca (OH) 2 + 2 HCl @ 350-450 ºF
(b)
Mg Cl + 2 H2 O à Mg(OH) 2 + 2HCl @ 300-400 ºF
(c)
Na Cl H2 - à NaCl (no hidroliza a la temp. del horno)
(d)
Cr (CH2SiMe3)4 + 2 H2 O à CrO 4 -2 + H+ @ 350-450 ºF
Se asume que la sal compleja de cromo se hidroliza y forma ácido crómico que es arrastrado
al tope de la torre para luego ser drenado con los condensados de vapor de agua..
Los hidróxidos formados y las sales no hidrolizadas precipitan en el crudo reducido y salen por
el fondo de la UDP. Los ácidos en estado gaseoso, asciende por el tope junto con la gasolina y
50
se disuelve en las primeras gotas de agua condensada generando agua fuertemente ácida que
ataca las paredes metálicas del sistema de tope según las siguientes reacciones:
(1)
(2)
(3)
(4)
HCl + H2 O ------ à 2H+ (ac) + 2Cl - (ac) .....gotas fuertemente ácidas
H2 CrO 4 + H2 O
à 2H+ (ac) + CrO 4 -2 (ac) gotas ácidas
Feº
+ 2 Cl ------ à Fe++ Cl-- (ac)
........ ataque corrosivo al metal
-2
+2
-2
Feº
+ CrO 4
---- à Fe CrO 4 (ac)
........ ataque corrosivo al metal
Por otro lado los compuestos del azufre también se descomponen durante su calentamiento en
el horno F-1. El ácido sulfhídrico (H2 S) y RSH presentes en los vapores de gasolina ascienden
al tope de la columna incrementando la velocidad de corrosión explicada en la siguiente
reacción:
(5)
FeCl2 + H2 S ------> 2 HCl + FeS
El FeS formado por la reacción (5) se depositará en la superficie de los materiales ferrosos y
cuando reacciona nuevamente con el HCl liberado se convierte en FeCl2 y se disuelve,
separándose de la superficie del Hierro. Repitiéndose esta reacción, la reacción (1) se estimula
y el resultado será que la nueva superficie del hierro estará siendo continuamente atacada por el
HCl.
En el acumulador V-1, durante las maniobras de drenaje del agua, una práctica común es
tomar muestras para detectar la presencia de una nata de coloración marrón oscura, que
corresponde al sulfuro de fierro (FeS) formado por corrosión. El FeS se emulsiona fácilmente
con la gasolina.
EL ion cromato, como sal se disuelve en el agua para posteriormente ser drenada y su
disposición final es el mar.
Problemas originados por mercaptanos
Los tioles ó tioalcoholes, conocidos comunmente como mercaptanos, son una familia de
compuestos orgánicos del azufre los cuales están presentes frecuentemente en un amplio rango
de los destilados no tratados del petróleo tales como el GLP, gasolina, kerosene, solventes.
También se encuentran en el crudo y otros se forman en el transcurso de la refinación del
petróleo. Se representan por la fórmula RSH, donde R es un radical de hidrocarburo (alquil,
cicloalquil, etc) y el grupo SH constituído por un átomo de azufre y uno de hidrógeno.
Los mercaptanos son indeseables por muchas razones. Los de bajo punto de ebullición tienen
un olor extremadamente desagradables y son moderadamente ácidos. Tienen la característica
de disminuir la susceptibilidad al Plomo tetraetílico (TEL) en las gasolinas, siendo el número
de octano más bajo conforme se incrementa el contenido de mercaptanos.
Para remover o convertir los mercaptanos en disulfuros en Refinería Conchán se usa el
tratamiento con soda (torre de lavado con soda y torre de lavado con agua) para eliminar
compuestos como los mercaptanos, sulfuro de hidrógeno, gas carbónico, tiofenoles, etc
51
Los mercaptanos se combinan con la soda de acuerdo a la siguiente reacción:
(1)
RSH +
<----àRSNa +
NaOH
H2O
Esta reacción no es completa sino que se establece un equilibrio caracterizado por el
coeficiente K definido por
K =
concentración en S mercaptanos en la fase acuosa
Concentración en S mercaptano en la fase hidrocarburo
Este factor depende de:
•
•
•
•
Tipo de mercaptanos, su eliminación es más difícil cuanto mayor sea su peso molecular.
Tipo de hidrocarburo, los mercaptanos se extraen más fácilmente de la gasolina que del
kerosene.
Concentración de la solución de soda:, es del orden de 5% para gasolina primaria.
Las temperaturas bajas favorecen la extracción.
Para el caso del H2S se efectúa el lavado cáustico con la finalidad de mejorar la
susceptibilidad al TEL y eliminar el mal olor. La reacción química de remoción del H2S es:
(1)
H2S
+
2 NaOH
à
Na2 S +
(2)
H2S
+
Na2S
à
2 NaSH
2 H2O
Los sulfuros de sodio formados se precipitan en la cama de soda del recipiente, y
cuando la soda llega a un gastado de 40 % es drenado al desague industrial para proceder al
c1ambio de soda.
3.15.2
Acciones Preventivas para Evitar Corrosión en la UDP
Para minimizar los efectos de la corrosión hay varias alternativas entre las cuales podemos
citar:
a.
Utilizar materiales a prueba de corrosión.
b.
Neutralizar el HCl.
c.
Cubrir la superficie metálica con un inhibidor
El método "a" no es económico por el elevado costo de los materiales. Con respecto al método
"b" se utiliza el amoniaco para neutralizar el HCl. Con respecto al método "c",se usan aminas
fílmica y neutralizante.
Inhibidores de corrosión
Actualmente se usan aminas fílmicas para proteger al material con una capa monomolecular
que sirva como una barrera entre la superficie del metal y el ambiente corrosivo. Tiene dentro
52
de sus principales limitaciones su descomposición con la alta temperatura, la alta velocidad de
los fluidos gaseosos que erosiona el film, y el estrecho rango de pH en el que opera.
La amina neutralizante .- Se inyecta a la línea de salida de vapores de tope y su régimen
varía lo necesario con el fin de obtener un pH en el agua decantada en el acumulador de
Gasolina del V-1 y el V-4 de 6.0 a 6.5. También se adiciona a la línea de reflujo de gasóleo al
tope de la Unidad de Vacío.
La amina fílmica.- Se inyecta a la línea de reflujo de tope de la Torre Fraccionadora C-1 y la
Torre de Destilación al Vacío C-6.
3.16.0 TECNICA DE PROTECCION CATODICA
3.16.1 Generalidades
Es la reducción o eliminación de la corrosión convirtiendo en cátodo el metal que se quiere
proteger por medio de una corriente impresa, o por medio de la instalación de ánodos de
sacrificio (por lo general Zinc).
Una instalación básica de protección catódica sólo puede proteger las superficies externas de la
estructura (fondos de tanques, tuberías, etc.), las cuales están en contacto con un medio
conductor. Las superficies internas no reciben protección. Igualmente, las porciones de tuberías
aéreas no reciben protección ya que el aire no es buen conductor de la corriente.
Se puede presentar el caso de que haya una estructura rodeada por otras, éstas últimas pueden
absorber toda la corriente dejando sin protección la que se encuentra al centro. En este caso se
aplican sistemas especiales de protección catódica; por ejemplo: Colocando ánodos de
sacrificio.
El sistema de protección catódica de las líneas submarinas por corriente impresa consiste en
unir eléctricamente al polo negativo de un rectificador las tuberías submarinas que se van a
proteger, y el polo positivo del rectificador a un electrodo auxiliar que son los ánodos de
sacrificio (parrillas de tubos de acero al carbono de 12” sch 40 de 5 mts. de longitud cada uno),
quienes de esta manera luego son forzados a descargar la corriente de protección hacia la
estructura.
3.16.2 Anodos de sacrificio
Llamados también ánodos galvánicos, son metales que tienen una diferencia de voltaje con
respecto a la estructura que se quiere corroer, y que descarga una corriente que fluye a través
del medio hacia la estructura en cuestión. El ánodo galvánico debe estar conectado
eléctricamente con la estructura protegida y también debe estar en contacto con el medio
conductor (electrolito) que contiene la estructura.
Al medir el voltaje, la estructura debe ser positiva (+) con respecto al ánodo de sacrificio antes
de que ésta descargue corriente. Los requisitos para que un metal pueda ser ánodo son los
siguientes:
a.
El potencial entre el ánodo y la estructura que se protege debe ser bastante grande para
vencer las celdas ánodo-cátodo que se producen en la estructura que se protege.
53
b.
c.
d.
El ánodo debe tener un contenido suficiente de energía eléctrica como para permitir una
vida larga con una cantidad práctica de material anódico.
Los ánodos deben tener una buena eficiencia, lo que significa que un alto porcentaje de
contenido de energía eléctrica del ánodo, suele ser válido para la
corriente usual de salida de protección catódica. El balance de la energía que es
consumida es auto-corrosión del ánodo suele ser muy pequeña.
Parrilla de Anodos
+
D
Rectificador
D.C.
Tubería Submarina
FIG. 19
3.16.3 Corriente Impresa
Es un sistema basado en la conexión de una fuente de corriente impresa (rectificador) entre una
parrilla (ánodo) y la estructura por proteger (cátodo). El terminal positivo (+) de la fuente se
conecta siempre con la parrilla de ánodos, el cual es obligado a descargar la corriente deseada a
través del electrolito (tierra o mar). Es importante tener en cuenta que tanto la parrilla de
54
ánodos como el cable de alimentación a la parrilla pueden descargar corriente, y por lo tanto
corroerse en cualquier punto.
Esta es la razón por la cual la conexión del cable con el ánodo debe tener un aislante de alta
calidad.
La fuente de corriente impresa más usada en protección catódica es un rectificador. Con este
equipo se convierte la corriente alterna en corriente directa de bajo voltaje y gran amperaje. La
tensión de suministro usada es de 440 VAC y 220 VAC y la máxima tensión y corriente directa
del rectificador es de 40 VDC y 500 Amp, siendo la alimentación de corriente trifásica. A fin
de evitar sobrecargas en el rectificador, éste presenta un interruptor de corriente
termomagnético de 30 Amp, el cual tiene una plancha magnética para acelerar la apertura del
contacto durante un corto circuito.
El sistema de refrigeración usa aceite electrolube 33 para transformadores, adecuado para la
atmósfera agresiva del ambiente marino.
El rectificador, ubicado en el área de Químicos consiste básicamente de:
•
Un transformador
•
Un elemento rectificador
•
0Un interruptor de corriente
•
Un sistema de refrigeración
•
Instrumento de medición de amperaje y voltaje
3.16.4 Protección Catódica
El criterio más común para la protección catódica es la medición de potencial. La base de éstos
es que si la corriente fluye hacia una estructura protegida es porque debe haber una diferencia
de potencial entre la estructura y el medio que lo rodea.
Esto se debe a que el flujo de corriente ocasiona una diferencia de potencial, el cual a su vez es
una combinación de la caída de voltaje a través de la resistencia entre la estructura protegida y
el medio; y el potencial de polarización desarrollado en la superficie de la estructura. Resulta
entonces que la estructura que es protegida se volverá más negativa con respecto al medio que
la rodea.
Si se envía la cantidad suficiente de corriente hacia las áreas catódicas para polarizarlas desde
las áreas anódicas, la corrosión se detiene porque no habría potencial que permita el flujo de
corriente.
3.16.5 Celdas de referencia para medición de potencial
Se usan:
Cobre (Cu)
Plata (Ag) -
à
à
CuSO4
Ag Cl
55
en tierra
en agua de mar
Cualquier voltaje leído entre la estructura y el electrodo consta de dos partes (1/2 celda de
potencial).
a.- Media celda ( ½) potencial entre el electrodo y la tierra, el cual es un valor constante.
b.- Media celda (½) entre la estructura y la tierra, el cual es un valor variable.
En la práctica no es necesario separar las media celdas ( ½ ) de potencial, ya que nos interesa
las variaciones en la porción estructura-tierra, y esta variación se registra en el potenciómetro.
Para el caso de estructuras de acero, un valor de –0.85 Volts o más, leído en el potenciómetro,
indica una protección catódica total, con respecto al electrodo Cu-CuSO4 .
A continuación presentamos una relación de metales de acuerdo a su potencial con respecto a
tierra, medido con una ½ celda de Cu SO4}
Metales
Magnesio
Aluminio
Zinc
Fierro
Cobre
Níquel
Titanio
CUADRO 18
Potencial (volts.)
1.750
1.106
1.016
0.686
0.436
0.276
0.226
3.17.0 POZA API y POZA DE PECOLACION
3.17.1 Separador API
El sistema del separador API consta de la red de drenaje industrial, que colecta agua o agua
con hidrocarburos del drenaje de los tanques de producción o almacenamiento y que se
colectan en un estanque de diseño especial denominado poza API.
Las áreas de trabajo con tanques propios que son drenados permanentemente son los
siguientes:
Area de Procesos entre sus principales equipos se tiene la Unidad de Destilación Primaria /
Unidad de Destilación al Vacío.
Servicios Industriales, Los principales equipos son el caldero, compresores tanques de aire
de planta y aire para instrumentación, Bombas y tanques de almacenamiento para
combustible al caldero.
Area de Movimiento de Productos que involucra el drenaje de todos los tanques de
almacenamiento Tales como crudo, productos de hidrocarburos.
56
Area de Planta de Ventas, involucra tanques de productos terminados listo para su
comercialización.
Laboratorio solo drenan las muestras de hidrocarburos.
El separador API tiene las siguientes características:
•
•
•
•
•
Poza de concreto armado de 13.5 metros de largo y 4.20 metros de ancho, con 2.50
metros de altura, y con un volumen de trabajo estimado en 98 metros cúbicos (620
Barriles).
Esta dividido en dos bahías de recolección de efluentes
.Cada bahía de recolección tiene un tubo recolector superficial de 8” de diámetro operado
manualmente con un sistema de válvula que permite regular la posición del tubo
recolector de modo de colectar únicamente el hidrocarburo que por su menor densidad
flota en la superficie del líquido. Estos colectores descargan el producto en la poza
colectora de producto.
Poza colectora de producto, de donde el producto es bombeado hacia el tanque slop, con
el uso de bombas. La poza colectora no cuenta con control de nivel automático
efectuandose la operación en forma manual el Operador debe prestar especial atención a
la revisión del sistema de drenajes y debe por lo menos 2 veces por turno verificar la
operatividad de todo el sistema.
El agua que fluye por la parte inferior de la poza cae por un vertedero hacia la zona de
colección de agua desde donde es bombeado hacia la poza de percolación situada en
Planta de Ventas (sector playa). El agua de la zona de colección tiene control automático
sobre una bomba, que evacua el agua a la poza de percolación ubicada en la playa.
Mantenimiento
Revisar permanentemente las bahías para eliminar los sedimentos barrosos (borra)
• Mantener limpia la zona de colección de agua, para que los efluentes no ensucien con aceite
la poza de percolación.
• Efectuar mantenimiento a todas las válvulas y manubrios para que su operatividad sea
óptima.
3.17.2 POZA DE PERCOLACIÓN
Pozas construidas bajo el suelo con el propósito que el agua que descarga de la poza
API filtre a la napa freática
La poza está construida con piedras de canto rodado
57
58
FIC-1
P-9/9A/9B
P-8/8A
LC-2
P-5
TIC-25
FIC-13
P-10/7B
C-3
P-6/7B/8
C-2
C-5
E-5 AB
E-7
E-10
E-214/E-531
E-3/E-214
E-2
E-8
E-9
LIC-1109VA
LC-4
E-14
C-4
D-127
H2O
D-126
Residual a tanques
Residual a tanques
Crudo Reducido a F-2
D-122
D-123
LC-5
E-11
LIC-1109VB
FIC-1314
FIC-16
FIC-20
P-3/3A/3B
V-1
D-120
Crudo circuito
Nº 2
TIC-1
5
6
C-1
LC-3
LC-10
TIC-2
E-6
NaOH
12
20
26
32
E-1/1-A
NaOH
F-1
Crudo de Tks
Circuito 1
H2O
V-3
D-128
LC-6
P-4B
V-2
PETROPER
U
PIC-1
Diesel
Kerosene
Solvente/Solvente 3
Solvente 1
Gasolina
DIAGRAMA DE
PROCESOS
UNIDAD DE
DESTILACION PRIMARIA
REFINERIA CONCHAN
D-124
E-15
D-125
NaCl
59
Al Horno
F-1
Crudo
Reducido
de C-1
FIC-1107
TiC-1103
F-2
Crudo de Tks
Circuito 2
5
6
9
P-19/19A
C-6
18
20
P-16B/16A
FIC-103
P-16/16A
TIC-1102
Vapores de C-1
LIC-1104
E-35 AB
E-33 B
E-33 A
E-34A
Al E-6
E-35C
E-1B
E-32
E-34A
E-14
FIC-1106
FIC-1105
P-18
V-4
Vapor de
200 psig
Residuales a
tanques
Asfalto a
Tks.
P-15/P-4A
A
KO Drum
REFINERIA CONCHAN
UNIDAD DE DESTILACION
AL VACIO
DIAGRAMA DE PROCESOS
PETROP
ERU
HVGO a
Tks.
LVGO a
Pool de Diesel
Nafta a
pool de Diesel