UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS “ANÀLISIS DEL PROCESO DE HIDRODESULFURACIÓN Y DE ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA REMOCIÓN DE AZUFRE EN EL DIESEL PRODUCIDO EN LA REFINERÍA DE ESMERALDAS” TRABAJO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA EN PETRÓLEOS VIVIVANA ARACELI MUÑOZ PERUGACHI ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE Quito, Marzo 2012 © Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012 Reservados todos los derechos de reproducción DECLARACIÓN Yo VIVIANA ARACELI MUÑOZ PERUGACHI, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente. _________________________ Viviana Araceli Muñoz Perugachi 0604340299 CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANALISIS DEL PROCESO DE HIDRODESULFURACIÓN Y DE ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA REMOCIÓN DE AZUFRE EN EL DIESEL PRODUCIDO EN LA REFINERÍA DE ESMERALDAS”, que, para aspirar al título de Ingeniera en Petróleos fue desarrollado por Viviana Araceli Muñoz Perugachi, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25. ___________________ Ing, Fausto Ramos Aguirre DIRECTOR DEL TRABAJO C.I. CARTA DE LA INSTITUCIÓN DEDICATORIA Dedico este trabajo a mi madre Susana Perugachi por haberme dado el apoyo incondicional para continuar y culminar mis estudios, por inculcarme valores que me han permitido tener un lado humano valioso y a la vez ser mi inspiración a lo largo de mi desarrollo académico. De igual manera a mi hermana Jadira Muñoz por su gran apoyo y a mis sobrinas. Viviana Araceli Muñoz Perugachi. AGRADECIMIENTO Al presentar mi tesis quiero agradecer A DIOS por permitirme culminar una de mis metas propuestas. A mi Familia por ser un ejemplo de Fe y apoyo. Agradezco a la Universidad Tecnológica Equinoccial, en especial al Ing. Jorge Viteri decano de la Facultad de ciencias de la ingeniería ya que ha sido un pilar muy importante para la carrera de Ingeniería en Petróleos y un agradecimiento muy especial a mis maestros que con sus conocimientos han permitido mi desarrollo académico . Un agradecimiento en especial al Ing. Fausto Ramos Aguirre por dirigirme y brindarme su valioso apoyo para la realización de mi tesis de grado. Un agradecimiento a la Refinería de Esmeraldas por permitir recopilar información para el desarrollo de mi tesis. Viviana Araceli Muñoz Perugachi. INDICE DE CONTENIDO PÁGINA RESUMEN xiii ABSTRACT xv 1. INTRODUCCIÓN. 1 1.1. OBJETIVO GENERAL. 2 1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. 2 2. MARCO TEÓRICO. 6 2.1.- UBICACIÓN DE LA REFINERIA ESTATAL DE ESMERALDAS (REE). 6 2.2. DESCRIPCIÓN DEL COMPLEJO INDUSTRIAL. 7 2.3. EL PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS. 9 2.3.1. DESCRIPCIÓN DE LOS PRODUCTOS PRINCIPALES 2.4. PRINCIPALES PROCESOS DE LA REFINERÍA. 10 12 2.4.1. UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA. 13 2.4.2. UNIDADES DE DESTILACIÓN AL VACÍO. 15 2.4.3. UNIDAD DE VISCORREDUCCIÓN. 16 2.4.4. UNIDAD CRACKING CATALÍTICO FLUIDIZADO (FCC). 18 2.4.5 HIDRODESULFURACIÓN. 19 2.5. IMPÁCTOS AMBIENTALES DE LOS PROCESOS DE REFINACIÓN. 21 2.5.1. TRATAMIENTO DE GASES ÁCIDOS. 21 2.5.2. UNIDAD DE TRATAMIENTO DE AGUAS AMARGAS. (Z/Z1). 22 2.5.3. UNIDAD CLAUS. 23 2.5.4. LLUVIA ÁCIDA. 24 2.6. ALMACENAMIENTO Y TRANSFERENCIA. 26 i 3. METODOLOGÍA. 29 3.1. BASE DE LA HIDRODESULFURACIÓN (HDS). 29 3.1.1. SECCIÓN DE REACCIÓN. 3.2. EQUIPOS EMPLEADOS 30 EN EL PROCESO HIDRODESULFURACIÓN. 3.2.1. HORNO 3.2.1.1. Eficiencia del horno. 3.2.2. REACTOR. 3.2.2.1 Procedimientos del reactor 3.2.3 CATALIZADOR. DE 33 33 36 39 41 41 3.2.3.1. Regeneración de catalizador. 42 3.2.3.2. Regeneración in situ. 44 3.2.3.3. Regeneración ex-situ. Descarga del catalizador. 44 3.2.3.4. Tipo de carga de los catalizadores. 45 3.2.3.5. Activación del catalizador. 45 3.2.3.6. Desactivación del catalizador. 46 3.2.3.7. Catalizador de desulfuración. 46 3.2.3.8. Carbonilos y catalizador. 47 3.2.3.9. Manejo de las cargas del catalizador. 47 3.2.3.10. Manejo de la carga de catalizador y alúmina. 48 3.2.3.11. Activación del catalizador o sulfurización con DMDS antes de ingresar la carga a la sección de reacción. 3.2.4. PROCEDIMIENTO DE SULFURIZACIÓN. 3.2.4.1 Ingreso de carga. 3.2.5. CONSUMOS INTERMITENTES. 3.2.5.1 Nitrógeno. 49 51 52 53 53 ii 3.2.5.2. Químicos. 53 3.2.6. SEPARADOR. 54 3.2.7. DESPOJADOR. 55 3.2.8. SECADOR. 57 3.2.9. BOMBA. 58 3.2.9.1. Rodado de bombas y accionadores. 59 3.2.10. INTERCAMBIADORES DE CALOR. 62 3.2.11. COMPRESOR. 63 3.2.11.1. Compresor de gas de reciclo. 64 3.2.12. TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE DIESEL E HIDRÓGENO. 64 3.2.13. TUBERÍAS Y ACCESORIOS. 65 3.3. DISEÑO DE LA UNIDAD DE HIDRODESULFURACIÓN DE LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS. 66 3.4. REACCIONES EN EL PROCESO DE HDS. 67 3.4.1. REACCIONES DE REFINACIÓN. 67 3.4.1.1. Desulfuración. 67 3.4.1.2. Denitrificación. 67 3.4.2. REACCIONES DE HIDROGENACIÓN. 3.5. PARÁMETROS DE OPERACIÓN. 67 68 3.5.1. TEMPERATURA. 68 3.5.2. VELOCIDAD ESPACIAL. 68 3.5.3. PRESIÓN PARCIAL DE HIDRÓGENO. 69 3.5.4. GAS DE RECICLO. 69 3.5.5. CALIDAD DE LA ALIMENTACIÓN. 70 3.6. DESCRIPCIÓN DE LA UNIDAD DE HDS DE LA REFINERÌA DE ESMERALDAS POR SECCIONES. 71 iii 3.6.1. SECCIÓN DE CARGA/REACCIÓN/SEPARACIÓN. 71 3.6.2. SECCIONES DEL DESPOJADOR Y DEL SECADOR 73 3.6.3. VELOCIDAD ESPACIAL Y RELACIÓN DE RECICLO DE H2. 76 3.7. OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE HIDRODESULFURACIÓN DE LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS. (REE) 77 3.8. PRODUCTOS DEL PROCESO HDS. 77 3.8.1. OBTENCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL DIESEL (CURVA DE DESTILACION ASTM D-86). 78 3.8.1.1 Método ASTM D-4294 utilizado para determinar el contenido de azufre en el diesel por fluorescencia de Rayos X. 81 3.8.2. DIESEL OBTENIDO EN EL PROCESO HDS. 82 3.8.3. USOS (DIESEL 1 Y DIESEL 2). 83 3.8.4. DIESEL "PREMIUM”. 85 3.9. 3.8.4.1. Ventajas del uso del producto. 85 3.8.4.2. Aplicaciones. 86 3.8.4.3. Características. 86 CARACTERÍSTICAS ESTIMADAS DEL PRODUCTO PROCESO HDS. 3.9.1. DIESEL DESULFURADO. 4. ANÁLISIS DE RESULTADOS. EN EL 87 87 89 4.1 BALANCE DE MATERIALES. 95 4.2 CARACTERÍSTICAS DEL CATALIZADOR. 98 4.2.1. CATALIZADOR TIPO LD 145 98 4.2.2. CATALIZADOR TIPO HR 306 C. 99 4.2.3. BOLAS DE ALÚMINA. Titania (TiO2). 4.3.1 CATALIZADORES DE W Y NIW SOPORTADO. 100 102 104 iv 4.3.2 CATALIZADORES DE NIW SOPORTADO EN ALÚMINA. 104 4.3.3 CATALIZADORES DE NIW SOPORTADO EN ALÚMINA-TITANIA 105 4.3.4 SÍNTESIS DEL MÉTODO SOL-GEL. 106 4.3.5 HIDRODESULFURACIÓN DEL DIESEL POR DESTILACIÓN REACTIVA. 107 4.3.6 QUE ES LA DESTILACIÓN REACTIVA. 109 4.3.6.1 Ventaja de usar la destilación reactiva. 110 4.3.7 .PROCESO DE HIDRODESULFURACIÓN VÍA DESTILACIÓN REACTIVA. 110 4.3.8 HIDRODESULFURACIÓN ULTRA PROFUNDA DEL DIESEL (UDHDS). 112 4.3.9 PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO PARA INCREMENTAR LA CARGA DE DIESEL A DESULFURAR. 4.3.9.1 Planta de Hidrógeno. 113 115 4.3.9.2. Procedimiento para la obtención de hidrógeno a partir de gas natural que comprende. 4.3.10 MÉTODOS DE OBTENCIÓN DE HIDRÓGENO. 117 119 4.3.10.1 Reformado con vapor (steam reforming). 119 4.3.10.2 Campo Amistad 120 4.4. PRODUCCIÓN DIARIA DE GLP Y GAS COMBUSTIBLE EN LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS. 123 4.4.1CONSUMO DE GAS COMBUSTIBLE EN LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS. 125 4.5 CARTA MUNDIAL DE COMBUSTIBLE. 126 4.6 PROPIEDADES FÍSICAS DEL DIESEL EN UN VEHICULO. 130 4.6.1 DENSIDAD. 130 4.6.2. CURVA DE DESTILACIÓN. 130 v 4.6.3. VISCOSIDAD. 131 4.6.4. COMPORTAMIENTO A BAJA TEMPERATURA. 131 4.6.5. AZUFRE EN EL DIESEL. 132 4.7.1. ÍNDICE DE CETANO. 132 4.7. RECUPERACIÓN DE AZUFRE: 4.7. ESTUDIO ECONOMICO VOLUMEN Y COSTO DE DERIVADO DEL PETROLEO (Diesel). 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 133 IMPORTACION 135 138 5.1. CONCLUSIONES 138 5.2. RECOMENDACIONES. 140 GLOSARIO DE TÉRMINOS 141 BIBLIOGRAFIA. 145 ANEXOS 147 vi INDICE DE TABLAS PÁGINA TABLA Nº1. Derivados del Crudo a partir del punto de ebullición. 11 TABLA Nº 2. Datos Físicos Químicos de los Derivados del Petróleo 12 TABLA N⁰ 3. Equipos del Proceso de HDS. 33 TABLA Nº4 .Condiciones de operación del horno usado en la unidad HDS en la REE. TABLA N⁰5. 35 Condiciones de operación del reactor usado en Hidrodesulfuración. 40 TABLA Nº 6. Especificaciones de las etapas de regeneración. 43 TABLA Nº7. Condiciones de operación del despojador usado en el proceso Hidrodesulfuración. 57 TABLA N⁰8. Diseño de cargas para operar la unidad HDS. 66 TABLA N⁰9. Condiciones operativas por simulación Aspen HYSYS® AspenTech. 75 TABLA N⁰10. Rendimientos estimados en el reactor con Aspen HYSYS® AspenTech (% peso de carga líquida). 76 TABLA Nº 11. Curva de destilación de diesel de entrada y salida del proceso HDS. 78 TABLA Nº12. Curva de Destilación ASTM D-86 del diseño. 79 TABLA Nº13. Curva de Destilación ASTM D-86 de entrada del producto del diseño vs actual. 80 TABLA Nº14. Caracterización del Diesel 1 de acuerdo a la Norma INEN 1489. 84 TABLA Nº15 Caracterización del Diesel 2 de acuerdo a la Norma INEN 1489. TABLA Nº16. Caracterización del diesel INEN1489. 84 Premium según la norma 87 vii TABLA Nº17. Estimación de las Propiedades y caudales obtenidas en el por simulación Aspen HYSYS® - AspenTech. 88 TABLA Nº 18. Especificación de la carga de diesel de entrada del diseño. 89 TABLA Nº19 Especificación de la carga de diesel de entrada de operación actual. 90 TABLA Nº20 Especificaciones para el H2 de reposición para todos los casos de diseño. 91 TABLA Nº21 Especificaciones para el H2 de reposición para todos los casos situación actual. 91 TABLA Nº 22. Tabla comparativa de la caracterización del diesel Premium año 2010-2012 y de diseño. 92 TABLA Nº 23.Tabla comparativa del azufre en el diesel en la actualidad. 92 TABLA Nº 24. Tabla comparativa de la caracterización del diesel Premium comparado con las especificaciones World Wide Fuel Charter (WWFC). 93 TABLA Nº 25 Tabla comparativa del índice de cetano en el diesel WWFC 93 TABLA Nº 25 Tabla comparativa del azufre presente en el diesel WWFC 94 TABLA Nº 26 Resultados del balance de masa para la unidad HDS de R.E.E. 97 TABLA N⁰ 27. Propiedades básicas del hidrógeno 115 TABLA Nº28 Datos técnicos del Campo Amistad 121 TABLA Nº 29 Resultados de Cromatografía de Gases 121 TABLA Nº30 Diesel Premiun Distribuido en Ecuador se asemeja a la Euro III 128 TABLA Nº31 Características del diesel según su categoría. (WWFC) 129 TABLA Nº32 Análisis económico de las importaciones y producto elaborado diesel 135 TABLA Nº33 Variaciones del consumo de diesel en el país 136 TABLA Nº34 Diferencia de ingresos- costos de las importaciones. 136 viii INDICE DE FIGURAS PÁGINA FIGURA Nº1. Ubicación en el mapa de la REE. 6 FIGURA Nº2. Procesos de refinación en la REE. 8 FIGURA Nº3. Principales productos petrolíferos, intervalos de temperatura de ebullición y de número de átomos de carbono. 10 FIGURA Nº4. Diagrama de la Unidad de Destilación Atmosférica de la Refinería de Esmeraldas. 14 FIGURA Nº5. Diagrama de flujo de la Unidad al Vacio, de la Refinería de Esmeraldas. 16 FIGURA Nº 6. Diagrama de la Unidad de Viscorreducción de la Refinería de Esmeraldas. 17 FIGURA Nº7. Diagrama de la Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado de la Refinería de Esmeraldas. 19 FIGURA Nº8. Esquema del proceso HDS convencional. 20 FIGURA Nº 9. Proceso de Tratamiento de Gases. 22 FIGURA Nº10. Proceso de Tratamiento de Aguas Amargas. 23 FIGURA Nº 11. Proceso de Tratamiento de Recuperación del Azufre 24 FIGURA Nº 12. Tanques de Almacenamiento. 26 FIGURA Nº13. Esquema de Hidrodesulfuración (HDS) de la Refinería de Esmeraldas. 32 FIGURA N⁰14. Grafico de un Horno 35 FIGURA Nº15. Horno del Proceso HDS Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) 38 FIGURA Nº16. Esquema de un separador gravimétrico de tres fases de la Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) 55 ix PÁGINA FIGURA Nº17. Despojador de la Refinería Estatal de Esmeraldas 56 FIGURA Nº18. Secador usado en el proceso de HDS Refinería Estatal de Esmeraldas (REE). 58 FIGURA Nº19. Bombas usadas en la Refinería Estatal de Esmeraldas en el proceso de HDS 59 FIGURA Nº20. Intercambiador de Calor usado en el proceso HDS Refinería Estatal de Esmeraldas. 63 FIGURA Nº21. Tanque de almacenamiento de diesel Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) 65 FIGURA Nº22. Unidad de hidrodesulfuración de la REE. 77 FIGURA Nº23 Curva de destilación ASTM 79 FIGURA Nº24 Curva de destilación ASTM D-86 80 FIGURA Nº25 Curva del diesel, Carga-Producto 81 FIGURA Nº26. Muestras para análisis de azufre 82 FIGURA.Nº 27 Esquema de la fase sulfuro CoMoS (soportada en-Alumina) 101 FIGURA Nº 28. Diferentes tratamientos en el proceso sol-gel. 107 FIGURA Nº29. Esquema vía destilación reactiva 111 FIGURA Nº30 Diagrama de la Unidad de Hidrodesulfuración Profunda 113 FIGURA Nº31 Diagrama de planta de Hidrógeno 117 FIGURA Nº32 Separación del dióxido de hidrogeno. 118 FIGURA Nº 33. Ubicación Campo Amistad. 120 FIGURA Nº 34 OFFSHORE CAMPO AMISTAD 123 FIGURA Nº35. Características de ignición de dos hidrocarburos. 132 FIGURA Nº 36. Recuperación del Azufre 134 x INDICE DE ANEXOS PÁGINA ANEXO Nº 1. Unidad de Hidrodesulfuración de Diesel HDS. 147 ANEXO Nº2. Unidad de Hidrodesulfuración de Diesel HDS 148 ANEXO Nº3. Esquema de refinación de la Refinería Estatal de Esmeraldas 149 ANEXO Nº4 .Tabla Análisis del Diesel Ligero 150 ANEXO Nº 5 Análisis de combustibles diesel pesados. 151 ANEXO Nº6. Curva de destilación de Diseño de la carga HDS 153 ANEXO Nº7. Norma NTE INEN 1489:99 Productos derivados del petróleo Diesel. 154 ANEXO Nº 8 Diesel Categoría I 159 ANEXO Nº9 Diesel Categoría II 160 ANEXO Nº 10 Diesel Categoría III 161 ANEXO Nº11 Diesel Categoría IV 162 ANEXO Nº12 Cifras Económicas del Sector Petrolero. 163 ANEXO Nº13 Consumo de Derivados 164 xi INDICE DE ECUACIONES PÁGINA ECUACION Nº1. Eficiencia del Horno 36 ECUACION Nº2. Velocidad espacial 69 ECUACION Nº3. Gas de Reciclo 70 ECUACIÓN Nº 4 Pie cúbico estándar de hidrógeno por barril de Alimentación . 96 ECUACIÓN Nº5 Pie cúbico estándar de hidrógeno por barril de Alimentación que reacciona. 97 ECUACIÓN Nº6 Temperatura requerida para reducir los nivel de azufre. 109 xii RESUMEN El proceso de Hidrodesulfuración consiste en remover el azufre, con la finalidad de obtener combustibles ecológicos de mayor calidad evitando así la emisión de compuestos azufrados a la atmósfera y por ende la contaminación ambiental, el principio de este proceso implica un tratamiento catalítico con hidrógeno para convertir los compuestos azufrados presentes en ácido sulfhídrico y después, éste es separado y convertido en azufre elemental a través del proceso Clauss que detallaremos conforme se va desarrollando este trabajo. En la actualidad diesel Premium cumple con la Norma INEN 1489-2021 pero cada vez van evolucionando las normas así como se puede observar en la Unión Europea. En 1998, la Unión Europea acordó que el límite máximo permisible para el contenido de azufre en el diesel fuera de 350 ppm para el año 2002 y de 50 ppm para al año 2005. La Environmental Protection Agency (E.P.A.) de los Estados Unidos, para el año 2000, propuso que el límite de azufre estuviera entre 30 y 80 ppm; en la actualidad en nuestro país la norma INEN del diesel Premium para comercializarlo indica una concentración de 500 ppm de azufre , llegando a la categoría 2 del World Wide Fuel Charter (WWFC) o norma EURO2, a pesar de haber logrado un salto importante al reducir el contenido de azufre de 7000 ppm que se utilizaba en años anteriores, resulta ineficiente aún, es por eso que se debe plantear nuevos proyectos que permitan reducir la concentración de azufre en el diesel. Actualmente en Europa y estados Unidos así como en varios países industrializados los motores consumen el diesel con concentración de 10 ppm de azufre, cumpliendo la normativa EURO 4 WWFC, estos motores son mucho más eficientes en l conversión energética y en la emisión de contaminantes. En Ecuador aun cumpliendo con la normativa EURO 2 nos falta mucho para utilizar en los vehículos motores con esta eficiencia, esto obliga a las refinerías a mejorar los procesos de Hidrodesulfuración siendo esta la propuesta de este trabajo. xiii En el Capítulo I se presenta el objetivo general y específico, el planteamiento del problema, y la justificación del trabajo, En el Capítulo II se describe el marco teórico del trabajo, la ubicación geográfica de la refinería de Esmeraldas, y los derivados obtenidos, así también los diferentes procesos en la refinación de petróleo utilizados en la Refinería Estatal de Esmeraldas. En el Capítulo III se describe la metodología, así Hidrodesulfuradora, también sus describe componentes, a profundidad características, la unidad así también características operativas de la unidad en la refinería de Esmeraldas. En el Capítulo IV se presentan el análisis de resultados y alternativas que ayudaran a reducir la cantidad de azufre en el diesel y finalmente en el Capitulo V se describe las conclusiones y recomendaciones finales del proyecto El contenido máximo aceptable de azufre en la alimentación catalítica está determinado por la naturaleza del catalizador logrando cumplir con los estándares de control, el azufre contenido en la alimentación de gasóleo a un reactor catalítica puede depositarse y formar parte del coque si no se maneja con los parámetros operacionales. se pudo observar que actualmente la REE por las exigencias ambientales actuales y la demanda de diesel Premium de bajo contenido de azufre a estado en la necesidad de trabajar a un capacidad de 95% dado que años atrás trabajaba la planta solo a una capacidad de un 50%. xiv ABSTRACT The hydrodesulfurization process involves removing the sulfur, in order to obtain high quality green fuels thus avoiding the emission of sulfur compounds into the atmosphere and thus pollution, the principle of this process involves a catalytic treatment with hydrogen to convert These sulfur compounds to hydrogen sulfide, and then it is separated and converted to elemental sulfur by the process according Clauss will detail unfolds this work. Premium diesel currently compliant but increasingly INEN 1489-2021 standards evolve and can be seen in the European Union. In 1998, the EU agreed that the maximum allowable sulfur content in diesel was 350 ppm in 2002 and 50 ppm by 2005. The Environmental Protection Agency (EPA) of the United States, in 2000, proposed that the sulfur limit was between 30 and 80 ppm, at present in our country from the standard diesel INEN Premium to market indicates a concentration of 500 ppm sulfur, reaching Category 2 of the World Wide Fuel Charter (WWFC) or EURO2 standard, despite having achieved a significant leap to reduce the sulfur content of 7000 ppm which was used in previous years, yet inefficient, is so that new projects should be considered to reduce the concentration of sulfur in diesel. Currently in Europe and the United States and in several industrialized countries consume diesel engines with a concentration of 10 ppm sulfur, complying with EURO 4 WWFC, these engines are much more efficient in energy conversion and l in the emission of pollutants. In Ecuador even certified in compliance with EURO 2 we have much to use in motor vehicles with this efficiency, this forces refiners to improve hydrodesulfurization processes being the proposal of this work. Chapter I presents the general and specific objectives, the problem statement and justification of the work, Chapter II describes the theoretical framework of the work, the geographic location of the Esmeraldas refinery, and the derivatives obtained, so the different processes in oil refining used in Esmeraldas Refinery State. Chapter xv III describes the methodology and also describes in depth the Hydrodesulfurization unit, its components, characteristics, and also operating characteristics of the unit in the Esmeraldas refinery. Chapter IV presents the results and analysis of alternatives that will help reduce the amount of sulfur in diesel and finally in Chapter V describes the conclusions and recommendations of the project. The maximum allowable sulfur content in catalytic power is determined nature of the catalyst by failing to meet the standards of control, the sulfur content in diesel power a catalytic reactor can be deposited and become part of the coke if not handled with operational parameters. it was observed that currently REE current environmental requirements and demand for premium diesel low sulfur content to the necessity to work at a capacity of 95% as the plant working years ago only a capacity of 50 %. xvi INTRODUCCIÓN 1. INTRODUCCIÓN. Debido a los problemas de contaminación, la ciudadanía y las normas ambientales son cada vez más estrictas ya que los compuestos contaminantes emitidos a la atmósfera por fuentes fijas y móviles, especialmente de combustión, se han incrementado, debido al aumento demográfico, automotriz, industrial y tecnología productiva siendo estos los principales causantes de la contaminantes ya que el petróleo tiene una fracción relativamente pesada que contiene una gran cantidad de impurezas oleofilicas. Estos, al ser quemados, liberan azufre liberándose a la atmosfera como emisiones sulfurosas. Para disminuir la descarga de contaminantes por combustión existen dos tendencias: las medidas preventivas y las medida correctivas. Las medidas correctivas involucran el tratamiento de los efluentes que salen de chimeneas de la parte industrial y de escapes de los automotores por medio de convertidores catalíticos u otros mecanismos. Los tratamientos preventivos involucran la remoción de los precursores que son los contaminantes que se dan durante el proceso de elaboración de los combustibles en las refinerías de petróleo el cual es nuestro tema de estudio y como mejorar aun mas estos procesos. Existen muchas razones para remover del petróleo, posteriormente del diesel los compuestos de azufre uno de ellos es evitar la corrosión durante el procesamiento, control y disminución de emisiones a la atmósfera evitando así las lluvias acidas, además permitir diseños de motores que los haga más eficiente. Para remover varios de los compuestos precursores de los contaminantes atmosféricos, existen procesos denominados hidrotratamientos. En estos procesos se utiliza hidrógeno para remover el azufre (hidrodesulfuración, HDS), y procesos previos a la obtención de derivados del petróleo. Todos estos procesos, además de necesitar hidrógeno, requieren de un reactor que tenga un catalizador capaz de acelerar las reacciones de eliminación correspondientes siendo la hidrodesulfuración para el diesel nuestra zona de interés. 1 1.1. OBJETIVO GENERAL. Analizar el proceso de hidrodesulfuración con el fin de identificar las alternativas para mejorar la remoción de azufre en el diesel producido en la Refinería Estatal de Esmeraldas y evitar los posibles problemas en los equipos, en los automotores y los impactos al medio ambiente. 1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. Analizar el proceso de hidrodesulfuración de Hidrodesulfuración (HDS) en la Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) para determinar su eficiencia. Analizar las variables del proceso para determinar aquellos factores que nos permitan bajar el contenido de azufre con el fin de evitar el deterioro de los equipos. Determinar las condiciones en las que está operando la planta de hidrodesulfuración de diesel en la Refinería Estatal de Esmeraldas (REE.). Documentar el proceso Hidrodesulfuración (HDS) de la refinería y determinar si está trabajando a las condiciones y capacidad real óptima. El estudio de este trabajo es de gran importancia ya que al analizar el proceso de hidrodesulfuración lograremos identificar en que parte del mismo se podría reforzar o mejorar con el fin de reducir el contenido de azufre en el diesel Premium de esta manera evitaremos los posibles problemas en los equipos, automotores y los impactos al medio ambiente. Ecuador no puede importar vehículos y motores de última generación más eficientes en producción energética y mucho menos contaminantes por que la calidad del diesel que tenemos actualmente no lo permite. El alcance de este trabajo es proponer las condiciones óptimas de operación en el proceso de Hidrodesulfuración (HDS) en la Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) que permitan disminuir el contenido de azufre en el diesel para esto se estudiaran las variables de operación de los equipos y procesos y se propondrá 2 alternativas para incrementar el tratamiento del Diesel proveniente de destilación atmosférica. Actualmente el proceso de hidrodesulfuración de diesel está operando en la REE pero de manera discontinua y con resultados que solo permiten obtener diesel de bajo contenido de azufre (Premium). La hidrodesulfuración es un proceso catalítico y térmico que permite disminuir el contenido de azufre de un combustible en este caso diesel sin afectar sus propiedades físicas y químicas. El análisis del proceso nos permitirá detectar los posibles problemas y proponer alternativas que nos permitan mejorar este proceso. A continuación se indica las variables e indicadores respecto al tema. Parámetros operacionales de la planta. Características del Diesel y del hidrogeno. Condiciones de operación del catalizador. Especificaciones de la carga. Especificaciones ambientales. Selección del catalizador. Propiedades del diesel. A continuación se indicará el método aplicado en la investigación realizada. El presente trabajo se desarrolló basándose en el MÉTODO CIENTÍFICO ANALÍTICO e investigativo-práctico, este método consiste en la investigación y la observación en el campo. Estos dos aspectos son importantes para el planteamiento del problema, lo que lleva a emitir alguna hipótesis o suposición de la que se intenta extraer una consecuencia. Para ello es necesario plantear los objetivos y una investigación profunda para sacar una conclusión. 3 Las técnicas a utilizarse en este trabajo son: Se recopilara información de diferentes fuentes ya sean en conferencias realizadas por técnicos, tanto dentro de la universidad como fuera de la misma, También se obtendrá información a través de libros, manuales de operación, internet, normas y pruebas de laboratorio y el conocimiento impartido en la Universidad Tecnológica Equinoccial en la Carrera de Ingeniería de Petróleos Este trabajo se realizó principalmente en la unidad de interés que es la planta de hidrodesulfuración de diesel (HDS) en la REE. Se utilizará información recopilada en el laboratorio de la refinería para comprobar el cumplimiento de calidad y exigencias ambientales que exigen la mejora del diesel. 4 MARCO TEÓRICO 2. MARCO TEÓRICO. 2.1.- UBICACIÓN DE LA REFINERIA ESTATAL DE ESMERALDAS (REE). La Refinería Estatal de Esmeraldas se encuentra en la provincia del mismo nombre, esta ubica geográficamente a siete kilómetros de la ciudad de Esmeraldas en dirección suroeste, junto a la vía que conduce al cantón Atacames. Las instalaciones se encuentran a 300 metros del Río Teaone, a tres kilómetros del Río Esmeraldas y a 3,8 kilómetros del Océano Pacífico en línea recta El área de influencia operativa de la Refinería Estatal de Esmeraldas cubre una superficie aproximada de 136 hectáreas incluyendo el área externa de residuos sólidos (AER) y piscinas externas. FIGURA Nº1. Ubicación en el mapa de la REE. 6 2.2. DESCRIPCIÓN DEL COMPLEJO INDUSTRIAL. La construcción de la Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) se inició a fines del año 1972 y su operación en 1977, con una capacidad de procesamiento de 55.615 barriles diarios de crudo procedente de la Región Amazónica Ecuatoriana con un rango de 27,9 a 28,3 grados API. La primera ampliación concluyó en el año 1987, en que se instalaron unidades adicionales de Destilación Atmosférica, Destilación al Vacío y Reducción de Viscosidad. La capacidad de procesamiento alcanzada con esta ampliación fue de 90.000 barriles diarios de petróleo, con lo cual se cubriría el déficit proyectado a esa fecha. Ecuador por intermedio de las compañías extranjeras empieza a procesar crudos semipesados entre 18 y 24 API, los mismos que son mezclados con el crudo liviano, obteniéndose a esa fecha una calidad promedio de crudo para refinación de 25,4 grados API por lo que se realiza la segunda ampliación de la REE que concluye en 1997, y tiene por fines adaptar la planta para el procesamiento de crudos pesados, a fin de compensar la pérdida de producción de derivados debido a la disminución del API del crudo, suprimir la utilización del TEL como aditivo en las gasolinas y mejorar la calidad del diesel. Para esto, se amplió la capacidad de refinación de las Unidades de Destilación Atmosférica existentes, y se instalaron nuevas Unidades como la Unidad de Reformación con Regeneración Continua de Catalizador (CCR), Hidrodesulfurizadora de Diesel (HDS), además de otra planta de tratamiento de efluentes, necesarias para minimizar los impactos y cumplir los requerimientos ambientales. El aumento de la capacidad de refinación fué de 90.000 a 110.000 bls/día. La Refinería Estatal Esmeraldas está conformada por las siguientes unidades y sus respectivos procesos, las mismas que están agrupadas de manera lógica de acuerdo a la secuencia que sigue el petróleo en el proceso de refinación e industrialización hasta llegar a nuestra zona de interés, la unidad de Hidrodesulfuración del diesel (HDS). 7 Tratamiento LPG NHT Isomerizadora LPG LPG 29400 bpd 55000 bpd C r u d o N. Liviana N. Pes ada Jet/kero V a c í o Nafta FCC Gas óleo Slurry HDT Dies el HDS V a c í o Diesel 2 Fondos de vacío 2 Diesel Premium Gas óleo 2 C r u d o CCR Tratamiento Jet Crudo reducido bpd G. Extra Aceite Cíclico Ligero Aceite Cíclico Pesado 1 1 55000 F C C MEROX N. Liviana N. Pes ada V i s b r e a k e r Nafta Res iduo de Vis breaker 1 Jet/kero V i s b r e a k e r Dies el Crudo reducido 2 Nafta B L E N D I N G G. Súper Jet Diesel Premium Diesel 2 Fuel Oil # 4 Asfalto AC20 Asfalto RC250 Fuel Oíl # 6 Res iduo de Vis breaker Crudo Reducido FIGURA Nº2. Procesos de refinación en la REE. Refinería Estatal de Esmeraldas, (2011), Gerencia de refinación. 8 2.3. EL PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS. El petróleo es una mezcla de compuestos orgánicos, cuyos principales constituyentes son carbono e hidrógeno, que se presenta de manera natural en depósitos de roca sedimentaria. A partir de éste se originan la mayor parte de los combustibles empleados por el hombre. Actualmente dos terceras partes de los crudos que son refinados se queman como combustibles, los cuales contaminan el ambiente debido a fugas, pérdidas por vaporización, combustión incompleta en motores y por los gases resultados de la combustión, todo esto origina la formación de lluvia ácida, ozono, radicales libres, y smog, por esta razón el diesel Premium debe cumplir con normas INEN 1489 (Productos Derivados del Petróleo, Diesel Requisitos) de control para determinar los rangos permisibles de ciertas sustancias presente en los combustibles o en productos de combustión. Uno de los problemas a los que se enfrenta la industria del petróleo es que se buscan mayormente, medidas correctivas para cumplir con las regulaciones ambientales en lugar de desarrollar nuevos procesos que permitan aprovechar al máximo el petróleo. En la figura Nº3 se ven la diversidad de productos extraídos del petróleo clasificados en función de su intervalo de destilación y del número medio de átomos de carbono que los componen. De un crudo a otro, las proporciones de las diferentes fracciones obtenidas son muy variables si se examina la fracción nafta (una de las más valoradas económicamente). Todas estas diferencias afectan a las condiciones de producción, transporte, almacenamiento y refino que se han de adaptar a los destilados producidos, de ahí la necesidad de un conocimiento más exacto de la composición de los crudos y los productos. 9 FIGURA Nº3. Principales productos petrolíferos, intervalos de temperatura de ebullición y de número de átomos de carbono. 2.3.1. DESCRIPCIÓN DE LOS PRODUCTOS PRINCIPALES. El crudo y los productos refinados de petróleo están compuestos por cadenas de hidrocarburos, que a su vez están formadas por átomos de hidrógeno y carbono en arreglos moleculares diferentes. El crudo contiene cientos de hidrocarburos y además otras sustancias orgánicas e inorgánicas, incluyendo átomos de hierro, vanadio, níquel y cromo; los procesos de refinado intentan remover estos elementos. 10 Todo crudo contiene fracciones ligeras similares a la gasolina, así como brea o cera y puede variar su consistencia de un fluido ligero volátil a semisólido. En la refinería obtendremos cortes con diferentes intervalos de ebullición obteniendo los derivados del crudo. TABLA Nº1. Derivados del Crudo a partir del punto de ebullición. Número de Carbones 5 Punto de Ebullición Isómeros 8 126 3 18 10 174 75 12 15 20 25 30 35 40 45 60 80 100 216 271 344 402 449 489 522 550 615 672 708 355 36 4347 3,66E+05 3,67E+07 4,11E+09 4,93E+11 6,24E+13 8,22E+15 2,21E+22 1,06E+31 5,92E+39 Productos Gasolinas Diesel y Destilados Medios Gas oil de Vacio Residuo Atmosférico Asfaltos y Residuos de Vacío Residuo no Destilable Luis Calle, (2004), Química y Características del Petróleo y productos Básicos. La producción de la REE está orientada a satisfacer la demanda de combustible del país con el consiguiente ahorro de divisas, así también como producir productos que sirven para la exportación. Así tenemos: - LPG - Gasolinas - Diesel - Jet Fuel - Fuel Oíl (exportación) - Asfaltos - Azufre peletizado 11 TABLA Nº 2. Datos Físicos Químicos de los Derivados del Petróleo Intervalo en punto de Hidrocarburos presente Fracción ebullición (⁰C) en la fracción Gas Debajo de 32.2 C1aC5 Nafta ligera 32.2 a 93.3 C5 aC7 Nafta pesada 76.7 a 204.4 C12aC18 Queroseno 176.7 a 287.8 C15 a C18 Combustóleo 198.9 a 326.7 C16 a C21 Gasóleo Arriba de 260.0 C20 en adelante Residuo primario Arriba de 301.7 J.P Wauquier, (2004), El Refino del Petróleo 2.4. PRINCIPALES PROCESOS DE LA REFINERÍA. A pesar de las diferencias en función, y en los flujos y productos que maneja cada uno de los procesos esenciales de una refinería el tipo de proceso con que cuenta cada unidad es muy similar. De ahí que se pueda hacer un listado del equipo principal que se tiene en cada proceso y se pueden resumir operaciones modulares que sirvan para cualquiera de ellos. Desde el punto de vista físico y químico la industria del petróleo es la más compleja de todas las industrias químicas de proceso, sin embargo, se puede lograr un entendimiento total de su funcionamiento, sin adentrarse en los problemas de diseño, construcción y funcionamiento, a través del estudio de los principios o fundamentos en que se basa la operación de esta industria. La refinación del petróleo es esencialmente un proceso de separación física que involucra principalmente la destilación y seguido de algunas modificaciones químicas necesarias para poder obtener productos deseables (procesos de reacción). 12 Así, podría asegurarse que esta industria posee dos tipos de procesos: los físicos y los químicos. El estudio de estos procesos se puede realizar tomando en cuenta que deben cumplir con ciertos requisitos fundamentales o principios en los cuales están basados, estos principios son: a) La conservación de la materia. b) La conservación de la energía. c) La conservación del momentum. d) El principio del incremento de entropía. A continuación daremos una breve y concisa descripción de lo que se considera más importante en el análisis de cualquier proceso lo cual corresponde a la base de datos físicos, termodinámicos y de transporte de los componentes que conforman las corrientes en las operaciones de la refinación del petróleo. 2.4.1. UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA. Este proceso inicia la refinación del petróleo y su función es separar los diferentes componentes del crudo en una torre de destilación. Los productos del proceso son gas combustible, gasolina de destilación directa, naftas ligera y pesada, combustóleos y crudo reducido los equipos presentes son: bombas, cambiadores de calor, desaladora, calentador y torre de fraccionamiento. Actualmente la cantidad de sal que tiene el crudo proveniente del Oriente es de 15 libras por mil barriles de crudo (PTB), es decir que por cada barril de crudo tendremos 1,5x10-2 lb/bls y al salir de las desaladoras el crudo contiene alrededor de 2 libras por cada mil barriles, es decir 0,908gr/bls. El crudo desalado es calentado en un tren de intercambiadores de calor y en un horno hasta una temperatura aproximada a los 350 ºC, posteriormente es alimentado a la torre de destilación, la Refinería Estatal Esmeraldas cuenta con dos unidades gemelas de 55,000 bpd de capacidad cada una, dos trenes de 13 intercambiadores de calor permiten aprovechar el calor de los productos obtenidos de la torre para precalentar el petróleo crudo y reducir la carga calórica que proporciona el horno. A una temperatura de 350º C, entra el petróleo a la torre de destilación atmosférica de 40 m de altura, 4 m de diámetro y 40 platos, a una presión ligeramente superior a la atmosférica 0.4 kg/cm², en la que las fracciones se separan en base a las diferentes curvas de ebullición los diferentes compuestos del crudo se separan en fracciones. FIGURA Nº4. Diagrama de la Unidad de Destilación Atmosférica de la Refinería de Esmeraldas. 14 2.4.2. UNIDADES DE DESTILACIÓN AL VACÍO. En este proceso se alimenta el crudo reducido de la destilación primaria y su función es la de separar aún más esta fracción realizando una destilación al vacío. Los productos obtenidos son los siguientes: gasóleos ligero y pesado, aceites lubricantes, asfalto o combustóleo pesado y la alimentación del coquizador los equipos presentes en este proceso son calentador, torre de destilación al vacío, eyector. El residuo que sale del fondo de la torre de destilación atmosférica ingresa a esta unidad cuyo propósito es obtener algo de combustibles ligeros del crudo, la destilación del crudo reducido es producida a una baja presión para minimizar la temperatura requerida en la destilación y así evitar la descomposición térmica. El objetivo de hacer vacío es permitir la evaporación de fracciones más pesadas que el diesel. Estas fracciones requerirían temperaturas mayores a 400º C para evaporarse en la torre de destilación atmosférica, sin embargo sobre esta temperatura el petróleo empieza a descomponerse térmicamente por lo que no es posible la separación de estas fracciones, la presión de vacío es de alrededor de 30mm Hg, se produce la separación de la carga en fracciones que sirven de alimentación para las unidades de FCC, viscorreducción y oxidación de asfaltos. La Refinería Estatal Esmeraldas, consta de una Unidad de Destilación al Vacío I, diseñada para procesar 29.400 bpd, (crudo base) de los fondos de la columna de destilación atmosférica. La torre de destilación al vacío procesa el residuo proveniente de la torre de destilación atmosférica el cual sus componentes de punto de ebullición es más alto, se extraen los gasóleos ligero y pesado que sirven de carga a la unidad de Craqueamiento Catalítico Fluido (FCC). 15 FIGURA Nº5. Diagrama de flujo de la Unidad al Vacio, de la Refinería de Esmeraldas. 2.4.3. UNIDAD DE VISCORREDUCCIÓN. La carga constituida por los fondos de vacío es decir las partes más pesadas se calientan a altas temperaturas y bajas presiones son sometida a un cracking térmico controlado, se usan cargas ligeras líquidas o gaseosas a temperaturas elevadas (525 ºC), con el objeto de reducir la viscosidad de la misma. Posteriormente esta carga pasa a las columnas de fraccionamiento en la que se produce una separación en partes: gases (sistema de combustible de refinería), gasolina con alto contenido de mercaptanos (unidad de MEROX-200), Diesel, y un residuo que es enviado a los tanques de recepción de fuel oíl, previo despojamiento por vapor para eliminar las fracciones ligeras, también se produce cera contaminada. Las unidades tienen 15750 bpd de capacidad de producción y por ende la unidad 16 Viscorreductora I solo produce nafta y fuel oíl de fondo, y la unidad Viscorreductora II produce de 3 a 4% de Gasolina y un 2% de destilado con características similares al diesel y fuel oíl como fondo. FIGURA Nº 6. Diagrama de la Unidad de Viscorreducción de la Refinería de Esmeraldas. 17 2.4.4. UNIDAD CRACKING CATALÍTICO FLUIDIZADO (FCC). La unidad de Craqueo Catalítico Fluido “FCC” juega un papel muy importante en una moderna refinería de petróleo por su rentabilidad y competitividad. Convierte el gasóleo (moléculas grandes de hidrocarburos a moléculas pequeñas y de tamaño mediano) en: productos más valiosos como gases, gasolina de alto octanaje y aceites combustibles, usando altas temperaturas para convertir hidrocarburos pesados en productos ligeros para luego se terminados térmicamente o catalíticamente. La unidad de la refinería cuenta con una capacidad 18000 bpd se alimenta de gasóleos ligero y pesado, constituido por cadenas largas de hidrocarburos. En el reactor a una temperatura de 529º C en contacto con un catalizador zeolítico en estado fluidizado, estas cadenas se rompen dando como resultado fracciones más livianas, gas Licuado de petróleo o LPG, gasolina de alto octanaje y aceites cíclicos utilizados como diluyentes del fuel oíl. La carga constituida por los gasóleos procedente de la unidad de destilación al vacío, es calentada en un horno para posteriormente pasar al reactor FCC en el que se producen las reacciones de cracking en presencia de catalizador con una temperatura de 520⁰C luego el producto de esta reacción es alimentado a la columna fraccionadora en donde el flujo es separado en fracciones: gases licuables (GASCON), gasolina de alto octanaje (MEROX 200), Diesel y Fuel Oíl. El catalizador se impregna de coque en el reactor, luego pasa al regenerador donde, en contacto con oxígeno, se combustión el coque a 650-700 °C, y el catalizador pasa nuevamente al proceso. 18 FIGURA Nº7. Diagrama de la Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado de la Refinería de Esmeraldas. 2.4.5 HIDRODESULFURACIÓN. La hidrodesulfuración es un proceso que se usa en la industria del petróleo para eliminar ciertos elementos indeseables en los productos. Las refinerías obtienen combustibles que contienen compuestos de azufre, de nitrógeno, organometálicos, compuestos aromáticos, entre otros y tienen que hidrotratarlos para reducir el contenido de esos contaminantes para cumplir con las normas vigentes. Durante el proceso de hidrodesulfuración, se hace reaccionar el destilado con hidrógeno en presencia de un catalizador y en algunos tipos de de hidrodesulfuración se debe operar con los reactantes en fase vapor. La reacción es un rompimiento controlado de la cadena o anillo de hidrocarburo en la ubicación donde el átomo de azufre o de nitrógeno está unido a los átomos de carbono, liberando ácido sulfhídrico o amoniaco los cuales, generalmente se llevan a otro proceso para transformarlos en azufre o nitrógeno elementales, respectivamente. 19 La hidrodesulfuración (HDS) es un proceso destinado a eliminar el azufre (que es una impureza oleofílica contaminante), es uno de los procesos más importantes en la refinación de crudo, que se encuentra en las fracciones del petróleo, mientras más pesado sea el crudo tiene una mayor fracción no volátil, así como un mayor contenido de azufre que en nuestro país va de 2.1 a 2.35% peso. En el Capítulo III ampliaremos con detalle la unidad de Hidrodesulfuración del diesel para mejor comprensión. FIGURA Nº8. Esquema del proceso HDS convencional. Hydrocarbon Processing, (2004),Refining Processes. 20 2.5. IMPÁCTOS AMBIENTALES DE LOS PROCESOS DE REFINACIÓN. La industria del petróleo y el gas tiene el potencial de causar diversos impactos ambientales, estos impactos dependen de la etapa del proceso, el tamaño y la complejidad de la refinería, la naturaleza y la sensibilidad del medio ambiente circundante, y la eficacia de la planificación y de las técnicas de prevención de la contaminación, mitigación y control de la contaminación. La industria del petróleo ha sido proactiva en el desarrollo de sistemas de gestión, prácticas operativas y tecnología de ingeniería dirigidos a minimizar el impacto ambiental, y esto ha reducido significativamente la cantidad de incidentes ambientales. Entre las clases de impactos potenciales están los impactos sobre los seres humanos, los socioeconómicos y culturales, y los atmosféricos, acuáticos, terrestres y sobre el ecosistema y la biosfera. La planificación, el diseño y el control apropiados de las operaciones en cada etapa evitarán, minimizarán o mitigarán los impactos. 2.5.1. TRATAMIENTO DE GASES ÁCIDOS. Los gases ácidos constituidos principalmente por sulfuro de hidrógeno (H2S) proceden fundamentalmente de residuo de unidades de hidrodesulfuración. Se producen menores cantidades en unidades de craqueo térmico y catalítico. La función de estas unidades es tratar el gas combustible, mediante la captura del sulfuro de hidrógeno existente en las diferentes corrientes provenientes de los procesos de refinación. Los principales aportes de gas son de las unidades de FCC, HDS, HDT y Reductoras de Viscosidad. Debido a las diferentes presiones a las que se obtienen los gases, existen dos sistemas de tratamiento, denominados de baja presión y de alta presión. 21 El tratamiento es realizado en absorbedoras que utilizan Dietanolamina (DEA) que captura al H2S, el cual es enviado a las unidades de Recuperación de Azufre. El gas con menor concentración de H2S es enviado al sistema de combustibles para su distribución hacia los diferentes hornos y calderas de la REE. FIGURA Nº 9. Proceso de Tratamiento de Gases. 2.5.2. UNIDAD DE TRATAMIENTO DE AGUAS AMARGAS. (Z/Z1). En esta unidad se remueve el H2S y 20% de los fenoles presentes en las aguas de los procesos de la refinería (Destilación Atmosférica, Reductoras de Viscosidad, FCC, HDT y HDS). El agua despojada se envía a la desaladora. 22 Estas aguas amargas contienen disueltos principalmente gases como el sulfuro de hidrógeno y el amoníaco, los mismos que separados en una columna de despojamiento y enviados a la unidad de Recuperación de Azufre. Las diversas corrientes de condensados amargos de procesos llegan al acumulador, en donde el aceite eventualmente presente es separado gravimétricamente y drenado al sistema de aguas aceitosas. FIGURA Nº10. Proceso de Tratamiento de Aguas Amargas. 2.5.3. UNIDAD CLAUS. El proceso consiste en transformar el H2S en azufre por la combustión del gas ácido por la reacción de Claus en presencia de un catalizador. El azufre vapor se condensa y almacena en forma líquida o sólida. Los rendimientos son del 90 al 23 97%.Los humos que contienen trazas de SO2, H2S, COS y CS2 se envían generalmente a un tratamiento de acabado antes de ser incinerados. En el incinerador se combustionan los gases de cola procedentes de las secciones de recuperación de azufre y gases ácidos de alimentación, con el fin de combustionar el H2S y transformarlo en SO2. Para la comercialización, el azufre liquido es sometido al proceso denominado “peletización”, donde se lo obtiene en forma sólida en forma de gránulos, el mismo que es almacenado en compartimientos al aire libre diseñados para este propósito. El rendimiento global de la operación es del 99,5 al 99,8% en peso, según el tipo de acabado utilizado. FIGURA Nº 11. Proceso de Tratamiento de Recuperación del Azufre 2.5.4. LLUVIA ÁCIDA. Dado que aún en nuestros días, el petróleo cubre casi el 40% de la demanda mundial de energías primarias, todos los aspectos relativos a su explotación incurren en numerosos impactos ambientales. 24 Después del carbono y el hidrógeno, el azufre es el elemento químico más abundante en el crudo, oscilando entre el 0.05 y 5% en peso. Por otro lado, la calidad del crudo está disminuyendo, a medida que se van agotando los mejores yacimientos, extrayéndose crudos con mayores contenido en azufre. La mayor parte de ese azufre se encuentra en compuestos orgánicos, tales como mercaptanos, disulfuros, sulfuros y tiofenos. Durante la combustión del crudo se produce la emisión de elevadas cantidades de productos sulfurados a la atmósfera, especialmente en las actividades industriales y en el transporte. El azufre se emite directamente como óxidos de azufre, o indirectamente como ácido sulfhídrico procedente del refino del crudo o de la limpieza del gas natural antes de su distribución. Estos óxidos de azufre en la atmósfera, en contacto con vapor de agua, se convierten en ácido sulfúrico, regresando a la superficie dando lugar a lo que se conoce como “lluvia ácida”, comprendiendo este término también la niebla y la nieve ácida. En general, la lluvia ácida precipita lejos de la fuente de contaminación primaria, originando además un problema transfronterizo. Sin embargo, éste no es el único problema, dado que el alto contenido en azufre también genera problemas técnicos, como el envenenamiento de catalizadores, corrosión, etc. Todo proceso de combustión genera reacción así tenemos: Combustible ire C C S Calor Donde: CO2: Dióxido de Carbono CO: Monóxido de Carbono 25 NOx: Oxido de Nitrógeno SOx: Oxido de azufre 2.6. ALMACENAMIENTO Y TRANSFERENCIA. La recepción del crudo se lo hace en cuatro tanques en los que se lo deja reposar hasta que toda la cantidad de agua que existe en él decante y sea evacuada, el agua está mezclada con hidrocarburos, la operación del almacenamiento pueden tener ciertos problemas como: Las pérdidas por evaporación de productos livianos La necesidad de calentamiento de los productos pesados para mantener su fluidez. En los tanques que almacenan fondos de vacío y asfaltos se utilizan quemadores a gas fuel para mantener su temperatura, y en los que se almacenan slop, gasóleo y fuel oil serpentines de calentamiento a vapor, la combustión del gas fuel ocasiona la emisión de gases como el NOX, SO2, CO y material particulado, que actualmente no se monitorean porque no existe un punto de muestreo en el sitio, para disminuir el contenido de azufre en el fuel oíl se le inyecta sal de monoetanolamina, la coloración de la gasolina es realizada por los operadores para lo cual se utilizan varios químicos, debido a las grandes presiones con las que se maneja el producto suelen dañarse los sellos de las bombas siendo este un problema ya que puede producir derrames de hidrocarburos. 26 FIGURA Nº 12. Tanques de Almacenamiento. 27 METODOLOGÍA 3. METODOLOGÍA. En la actualidad, tan sólo el proceso físico-químico conocido como Hidrodesulfuración (HDS) resulta económicamente viable para la desulfuración de las principales fracciones destiladas y por tanto, es el generalmente utilizado en las refinerías. Esta técnica consiste en el tratamiento del crudo con hidrógeno catalítico y altas presiones y temperaturas. El azufre se encuentra combinado dentro de las moléculas del combustible por lo que es difícil su extracción. 3.1. BASE DE LA HIDRODESULFURACIÓN (HDS). En esta tecnología las fracciones del petróleo junto con los compuestos de azufre se hacen reaccionar con hidrógeno (H2) en presencia de un catalizador, se obtienen como resultado de la reacción hidrocarburos no azufrados y ácido sulfhídrico (H2S). El nivel de desulfuración depende de varios factores entre ellos la naturaleza de la fracción de petróleo a tratar (composición y tipos de compuestos de azufre presentes), de la selectividad y actividad del tipo de catalizador utilizado (concentración de sitios activos, propiedades del soporte, etc.), de las condiciones de reacción (presión, temperatura, relación hidrocarburo/hidrógeno, etc.) y del diseño del proceso. Es importante señalar que el H2S debe ser continuamente removido porque es un inhibidor de las reacciones de HDS y envenena el catalizador. La reacción principal del proceso es la ruptura de enlaces entre el azufre y el carbono, mediante catalizadores, el azufre en presencia de H2 se transforma en H2S. El diesel obtenido no cambia sus propiedades de combustión ni el número de cetano. El proceso de desulfuración se realiza a 340° C y en presencia de hidrógeno y catalizador. 29 Combustible zufre Combustibles bajos en azufre S Para la obtención de diesel Premium a partir del petróleo la unidad HDS se divide en las siguientes secciones de proceso: Sección de reacción. Sección de separación. 3.1.1. SECCIÓN DE REACCIÓN. La unidad de Hidrodesulfuración recibe una alimentación de diesel proveniente de una planta de destilación atmosférica. En el sistema de reacción la corriente de alimentación llega a un tanque de carga, para posteriormente pasarla a una bomba, donde se aumentará la presión y se mezclara con una corriente de hidrógeno. La mezcla diesel-hidrógeno entrará a un pre calentador o intercambiador de calor, y después a un calentador, alcanzando las condiciones adecuadas para entrar al reactor. El reactor contiene un lecho catalítico, donde el catalizador principal es de Níquel- Molibdeno. El sistema de reacción consta usualmente de reactores empacados de tres fases, son llamados así porque se encuentran presentes la fase líquida (diesel), la fase gas (H2 y H2S) y la fase sólida (catalizador). Estos son operados a corriente, es decir, la fase líquida y gas fluyen en la misma dirección y la masa de catalizador se mantiene fija. Los compuestos orgánicos de azufre reaccionan con el hidrógeno para obtener compuestos orgánicos y ácido sulfhídrico, el efluente caliente del reactor se usa para intercambiar energía con la alimentación en el pre calentador, pasando posteriormente a un enfriador, para luego entrar a un tanque separador de alta presión. 30 En este tanque se separa una fase gaseosa, la cual será principalmente hidrógeno, para recircularlo al proceso inicial. La fase líquida pasara a la siguiente sección. 3.1.2 SECADO DE LA SECCIÓN DE REACCIÓN La operación de secado debe llevarse a cabo antes de la carga del catalizador con el fin de eliminar la máxima cantidad de agua de la sección de reacción. Esto también permite al personal de operaciones verificar el compresor D-C2 de reciclo mientras está funcionando, verificar los termopares del reactor y secar el refractario del horno si es posible con el compresor de reciclo D C02 funcionando con N2 de acuerdo a las instrucciones del fabricante. La presión en esta sección debe estar arriba de la presión mínima a la cual el compresor de reciclo puede operar con N2 y los aumentos de temperatura incremental serán hechos de acuerdo a las recomendaciones del fabricante del horno. Es deseable alcanzar una temperatura tan alta como sea posible a la salida del horno, aunque de acuerdo a las especificaciones del equipo. El agua es drenada de los separadores en los puntos bajos, cuando no se recupera más agua del separador de alta presión, la operación de secado de la sección de reacción se considera terminada y el gas circulante es mantenido hasta enfriar el equipo a una temperatura adecuada para entrar con seguridad y cargar el catalizador, luego el compresor es parado y aislado. 3.1.3 SECCIÓN DE SEPARACIÓN. En esta sección se separa mediante una torre agotadora el diesel desulfurado y los gases amargos (ácido sulfhídrico, H2, e hidrocarburos ligeros). El producto de fondos contendrá una composición menor de azufre, pasará a una torre fraccionadora, separándose en diesel desulfurado y gasolina amargas. 31 El diesel obtenido en la torre fraccionadora será el producto final seco y con un menor contenido de azufre. Finalmente el gas amargo será tratado en un absorbedor de aminas, para remover el ácido sulfhídrico. El diesel obtenido en las unidades de Crudo, sometido al proceso de hidrodesulfuración, produce diesel con bajo contenido de azufre (menor a 0.05% Peso) y libre de compuestos nitrogenados. Vale recalcar que en las refinerías se obtiene el H2 especialmente de los procesos de reformado catalítico (CCR). El diesel proveniente de destilación atmosférica contiene sobre los 7000 ppm de azufre (0,7 % peso) y debe cumplir con la especificación actual de contener máximo 0,05 % ppm. (500 ppm) y en el futuro máximo 0,005 % peso (50 ppm). FIGURA Nº13. Esquema de Hidrodesulfuración (HDS) de la Refinería de Esmeraldas. 32 3.2. EQUIPOS EMPLEADOS EN EL PROCESO DE HIDRODESULFURACIÓN. Los equipos utilizados en el proceso de hidrodesulfuración se pueden observar en la Tabla Nº7 que son: TABLA N⁰ 3. Equipos del Proceso de HDS. EQUIPO MAYOR EQUIPO AUXILIAR HORNO BOMBA REACTOR INTERCAMBIADOR DE CALOR SEPARADOR TANQUES DESPOJADOR TUBERIA Y ACCESORIOS SECADOR COMPRESOR PETROINDUSTRIAL, (2010). Los principales equipos son: 3.2.1. HORNO La temperatura que adquiere el diesel después de ganar calor con los productos calientes no es suficiente para poder obtener el máximo rendimiento por lo que es necesario el horno el mismo que es empleado para precalentar el flujo alcanzando la temperatura suficiente, y posteriormente este diesel será la alimentación del reactor. Los hornos utilizados en la industria petrolera emplean como combustible exclusivamente petróleo o gas. Tenemos hornos o calentadores de fuego directo, que puede ser horno vertical u horizontal los cuales se diferencian por la posición de los tubos de 33 los quemadores; pues los primeros tubos están colocados en forma vertical y los quemadores en el piso; mientras que en los horizontales, los tubos están ubicados en forma horizontal y los quemadores en forma lateral a los costados del horno siendo ideal para precalentamiento de alimentaciones de hidrocarburos a reactores. En un horno de cualquier tipo se distinguen dos zonas fundamentales de calor, la una de radiación y la otra de convección. La zona de radiación se encuentra cercana a los quemadores, en donde los tubos están frente a la llama trasmitiéndose el calor por la radiación. La llama no debe topar a los tubos porque producen puntos sobrecalentados localizados y con la consiguiente ruptura de estos. En la zona de convección, la transmisión de calor se produce por los gases calientes, que son los productos de la combustión. Los tubos absorben calor al paso de estos gases que alcanzan temperaturas de hasta 780°C pero este tiene variables operacionales ya establecidas para su óptimo rendimiento. En la zona de radiación se alcanza el 60 – 70% del calor total en el horno. El horno es de forma cilíndrica o paralelepipeda cubierta por una envoltura metálica montada sobre soportes revestidos de hormigón para protegerles contra el fuego. Las partes internas de la zona de reacción están cubiertas con material refractario que tiene por objeto calentarse e irradiar calor a los tubos, reducir perdidas de calor al exterior y la concentración calorífica en la zona. 34 FIGURA N⁰14. Gráfico de un Horno Química y Características del petróleo, (2008) En la sección de convección los tubos se encuentran colocados frente al refractario en forma horizontal en el interior del techo del horno cerca de la chimenea e interconectados con los tubos de la zona de radiación. Uno de los componentes más importante del horno es el quemador los cuales están diseñados para operar casi con toda clase de combustibles. TABLA Nº4 .Condiciones de operación del horno usado en la unidad HDS en la REE. CONDICIONES DE OPERACIÓN Temperatura 364 °C Presión 1 atm Flujo de alimentación 143 365.9 Kg / h Carga térmica 14.967 x 109Joules/ h Flujo de combustible 501.89 Kg /h No. de tubos en la sección 30 radiante Diámetro de tubos 0.102 m PETROINDUSTRIAL, (2010). 35 3.2.1.1. Eficiencia del horno. La eficiencia de horno es el porcentaje del calor liberado en la llama que es absorbido por el fluido que se está calentando. Los valores van de 70 % a 90 % de eficiencia. El motivo de ineficiencia en los hornos es: las pérdidas de calor en las paredes del horno (un 2 % es el valor aceptable en el diseño) y las pérdidas en los gases producidos. El porcentaje de eficiencia se define matemáticamente de la siguiente manera: ECUACION Nº1. Eficiencia del Horno [EC 1] Cálculo de la eficiencia del horno utilizado en la Refinería de Esmeraldas. %Eficiencia 329(º C) * 100 364(º C) % Eficiencia=90,4% El aporte de calor es la cantidad de combustible multiplicada por el poder calórico del mismo. El calor útil transferido es la cantidad de calor transferido al fluido, también puede ser el calor transferido al aire de combustión o al combustible. Esta cantidad es constante, independientemente del hecho si se utiliza el valor alto o el valor bajo de calentamiento. Por lo tanto, considerando que el valor alto de calentamiento es una cifra elevada, la eficiencia (base de VAC) es menor que la eficiencia calculada utilizando el valor bajo de calentamiento. 36 En cuanto se sea constante cualquiera de los dos valores de calentamiento puede utilizarse. Sin embargo, puede presentarse un problema cuando se compara el desempeño real con el de diseño, si la base del cálculo de la eficiencia de diseño no está establecida claramente. El segundo problema con la fórmula de eficiencia de los calentadores consiste en que, con bastante frecuencia, es difícil calcular la cantidad de calor transferido al proceso. Este problema se presenta, en particular, cuando hay vaporización parcial en el calentador. Para calcular la cantidad de vaporización pueden utilizarse métodos manuales o programas computarizados de simulación pero, inclusive con buenos datos de campo, el error es razonablemente grande. Un método para eliminar esta fuente potencial de error consiste en modificar la ecuación, de manera que el calor útil transferido sea igual al aporte de calor menos todas las pérdidas totales. Es recomendable calcular la eficiencia utilizando tanto el método de calor útil transferido como el método de pérdidas totales. Los dos cálculos servirán con herramientas de verificación cruzada. La disponibilidad y la calidad de los datos de campo determinarán cuál estimación de eficiencia es más confiable. El horno debe ser inspeccionado antes de la puesta en marcha inicial, asegurándose de que todas las secciones, detalles y piezas se encuentran montadas correctamente y listas para su entrada en operación. Debe tenerse un cuidado especial en la inspección, dado que cualquier fallo puede causar serios daños en el horno y que cualquier modificación posterior a la puesta en marcha podrá ocasionar grandes retrasos y suponer trabajos dificultosos. Comprobar que los soportes de los tubos están montados correctamente y permiten su expansión. 37 Los quemadores deben encontrarse limpios y exentos de materias o restos que pudieran ocasionar fallo o mala operación. Es importante comprobar que todos los quemadores se encuentran perfectamente instalados según los planos y recomendaciones del diseñador del horno y del suministrador de los quemadores. La posición de la punta de lanza ("tip") de los quemadores con respecto a los bloques de ladrillo refractarios es un punto muy importante a considerar. Si los quemadores se encuentran mal instalados, puede producirse un lamido de llama en los tubos y/o combustiones incompletas, originando depósitos en los tubos. Todos los equipos de control y medida deben ser minuciosamente comprobados por especialistas, dado que una gran parte de la operación de la Unidad está automatizada y depende de estos equipos. Medidores de caudal, termopares, alarmas y controles deben ser ajustados y comprobadas sus indicaciones o medidas. FIGURA Nº15. Horno del Proceso HDS Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) 38 3.2.2. REACTOR. En el proceso de hidrodesulfuración están presentes tres fases, líquido, gas, sólido, por lo tanto el reactor que más se utiliza en estos procesos es el reactor de lecho fijo. El reactor de lecho fijo consta de un lecho empacado en el cual el líquido fluye hacia abajo por la influencia de la gravedad, mientras que el gas puede fluir hacia arriba o hacia abajo; los espacios vacíos de las pastillas del catalizador hacen que se demore el flujo del líquido. Generalmente el flujo del líquido y del gas hacia abajo es preferente porque facilita una distribución uniforme del líquido a través del empaque de catalizador y permite el empleo de altas velocidades para el líquido. La reacción que se lleva a cabo es: Diesel + 4H2 Diesel desulfurado + H2S La conversión máxima alcanzada por el reactores del 80%. La interpretación de los datos de velocidad de reacción resulta compleja, sin embargo para concentraciones bajas de compuestos azufrados en la alimentación podemos considerar una cinética de primer orden con respecto a la concentración de hidrógeno, obteniendo un buen grado de exactitud, para el control del reactor es muy importante tomar en cuenta la temperatura y la presión como las principales variables. El reactor de lecho fijo contiene el catalizador y funciona a presiones que varían de 100 a 3000 psig dependiendo de las necesidades del tratamiento. 39 TABLA N⁰ 5. Condiciones de operación del reactor usado en Hidrodesulfuración. CONDICIONES DE OPERACION DEL REACTOR Temperatura 300 – 350 °C Flujo total 50 – 80 3 cm /min Presión total 100 a 3000 psig Presión de tiofeno 0.024 atm Masa de catalizador 0.1 – 0.2 gr En gran exceso hidrógeno H2 CONDICIONES ÓPTIMAS PARA LA OPERACIÓN DEL REACTOR Temperatura del reactor Presión del reactor 340°C 60 bars – 40 kg/cm2 568 a 870 psi PETROINDUSTRIAL, (2010). Las paredes del reactor serán sometidas a una limpieza exhaustiva para eliminar la herrumbre. 40 3.2.2.1 Procedimientos del reactor Purga del reactor. Antes de introducir hidrógeno o hidrocarburos en el reactor D-R01 el aire será purgado para reducir la concentración de oxígeno a 0.2% Vol. Esta operación es efectuada después de la carga de catalizador, la purga será conducida por ciclos repetidos de vacío seguidos por la inmediata presurización con N2 hasta que la concentración adecuada de oxígeno se alcance, El compresor permanece aislado en la succión y descarga para evitar fugas de hidrocarburo a la unidad durante el período de vacío. Los instrumentos que no están diseñados para vacío deben ser aislados. Protección del reactor − Seguir la información del fabricante para la operación del mismo. − Mantener la relación presión/temperatura. Gas conteniendo hidrógeno. Nitrógeno. − Verificar la velocidad de presurización/despresurización del reactor. − Velocidad de aumento/disminución de temperatura. Presión: normal 30 kg/cm² por hora. Temperatura: normal 30 ºC por hora. − Localización y tamaño de los defectos notados en el reactor después de su fabricación para tener la posibilidad de seguir la evolución de estos defectos a lo largo del tiempo. 3.2.3 CATALIZADOR. Un catalizador es una sustancia química, simple o compuesta, que modifica la velocidad de una reacción química, interviniendo en ella pero sin llegar a formar parte de los productos resultantes de la misma. Los catalizadores se caracterizan con arreglo a las dos variables principales que los definen: la fase activa y la selectividad. 41 La actividad y la selectividad, e incluso la vida misma del catalizador, depende directamente de la fase activa utilizada, por lo que se distinguen dos grandes subgrupos: los elementos y compuestos con propiedades de conductores electrónicos y los compuestos que carecen de electrones libres y son, por lo tanto, aislantes o dieléctricos. Los catalizadores más utilizados en la industria para las reacciones de hidrodesulfuración son los que contienen metales de transición tales como vanadio, hierro, níquel, molibdeno, rodio, cobalto. Los catalizadores usados en la hidrodesulfuración para aceites pesados son diferentes a los utilizados para los ligeros, debido a que se utilizan a condiciones de reacción más severas ya que la presencia de asfaltenos desactiva el catalizador a un más rápido. La unidad de Hidrosulfuradora de la refinería estatal de Esmeraldas consta de un reactor de lecho con dos clases de catalizadores, un catalizador para hidrogenación selectiva, y un catalizador para hidrodesulfuración de diesel. Es necesario seguir con las especificaciones de diseño del fabricante, para este proceso, permitiéndonos alargar la vida útil del reactor así también el correcto desempeño durante la reacción permitiéndonos obtener los productos deseados. 3.2.3.1. Regeneración de catalizador. La regeneración consiste de las siguientes etapas: Despojamiento con vapor. quemado (0,2 hasta 2% vol. de O2). Oxidación quemado (0,2 hasta 5% vol de O2). Enfriamiento con vapor. Durante el funcionamiento de la unidad, el catalizador gradualmente pierde su actividad hasta que se alcanzan las condiciones end of run. En este punto las 42 temperaturas en el reactor están al máximo y/o las especificaciones del producto no se cumplen y/o la caída de presión en el reactor no permite un flujo suficiente de gas de reciclo. Cuando esta desactivación es el resultado de la deposición de coque, la actividad se recupera por quemado del coque. Esto puede efectuarse in situ por medio de una mezcla aire-vapor a temperatura controlada. La desactivación de los sitios catalíticos en el proceso de hidrodesulfuración se genera principalmente por el carbón depositado en la superficie del catalizador. Este tipo de desactivación es denominada como temporal, ya que el catalizador puede ser reactivado eliminando el carbón mediante una combustión que utiliza aire o aire con nitrógeno. La vida útil del catalizador disminuye de un 5 a 10% cada vez que se realiza el proceso de regeneraciones ya que, se recomienda efectuar un máximo de 6 regeneraciones. TABLA Nº 6. Especificaciones de las etapas de regeneración. Componentes gas Despojamiento Quemado Vapor 150 psi Vapor + aire Contenido O2 O.2 a 2% vol. Especificación Caudal (kg/h) 26.500 Peso molecular gas Temperatura rx ºC Presión de salida del rx estimada kg/cm2g 18.0 Vapor 26500 a 20000 Aire 320 a 3400 18,1 a 19,05 400 0,05 Oxidación Quemado Vapor + aire Enfriamiento Vapor Contenido O2 5% vol. Vapor 13700 Aire 6900 20,6 18 400 a 480 480 bajo de 250 0,05 0,05 0,05 PETROINDUSTRIAL, (2011). 43 3.2.3.2. Regeneración in situ. − Sección de reacción bajo N2 − Reactor a 200 ºC − Compresores de gas de reciclo y de gas de reposición bajo N2 y aislados − Separador de baja presión, despojador y secador aislados de la sección de reacción. 3.2.3.3. Regeneración ex-situ. Descarga del catalizador. − La descarga será hecha por un contratista capaz de trabajar en una atmósfera especializada inerte con máscaras de aire. − Antes de descargar, el catalizador debe ser enfriado hasta 40 ºC. − La unidad se para de acuerdo con el procedimiento descrito, manteniéndose la sección de reacción bajo nitrógeno. − El compresor del gas de reciclo se usa para circular N2 y enfriar el reactor. Usando el circuito normal, esta operación tomará gran tiempo, debido a la temperatura de descarga del compresor de gas de reciclo y los intercambiadores. Una solución para acelerar esta operación es crear un by pass temporal de este intercambiador, directo desde el compresor de gas de reciclo hasta la entrada al horno. − Durante la descarga del catalizador, el contenido de oxígeno de la atmósfera del reactor se verifica continuamente y la operación se para si el % vol. de O2>5%. − Cuando el reactor está vacío, para prevenir cualquier riesgo de corrosión politiónica algunos refinadores lavan el recipiente con una solución de carbonato de sodio al 2% en agua conteniendo menos de 10 ppm de cloro. − Esto no es necesario cuando se usa acero inoxidable estabilizado con titanio. . 44 3.2.3.4. Tipo de carga de los catalizadores. Existen dos tipos de carga: - Carga tradicional con bolsa: a) Permite la carga de una cantidad limitada de catalizador b) Es necesario un estricto control de la caída del catalizador para evitar su rotura. - Dense loading: a) Permite una mayor cantidad de catalizador por unidad de volumen b) Se logra una carga más uniforme que permite una mejor distribución del flujo durante la operación c) Reduce la formación de puntos calientes en el catalizador. 3.2.3.5. Activación del catalizador. Catalizador es manufacturado y trasladado en el estado de óxido de metales para facilitar la manipulación. Los metales deben ser convertidos a sulfuros de metales para obtener una mayor actividad en el catalizador. La sulfurización del catalizador se realiza después de su carga Se inyectan agentes con alto contenido de azufre y rápida descomposición Es necesario un cuidadoso control de la sulfurización ya que es altamente exotérmica En el Capítulo IV mencionaremos los catalizadores utilizados en la Refinería estatal de Esmeraldas, los mismos que se encuentran en la página 98. 45 3.2.3.6. Desactivación del catalizador. Envenenamiento, consecuencia de la interacción química con la superficie catalítica por una molécula de veneno que se adsorbe fuertemente el catalizador puede ser remplazado por otro o es regenerado. Coquificación (formación de carbón) de la superficie por deshidrogenación de algunos hidrocarburos cíclicos. La mayor cantidad de coque se deposita durante la parte inicial de la reacción. Pérdida de la fase activa parcial o total por desgaste del catalizador. Durante un proceso catalítico las moléculas complejas (asfaltenos) o aquellas formadas durante el proceso son absorbidas fuertemente por el catalizador haciendo imposible su tratamiento con H2, por lo tanto continúan condensándose hasta que finalmente se degradan a coque, y esta es la sustancia que se deposita en los sitios activos que eventualmente interfiere con la reacción. 3.2.3.7. Catalizador de desulfuración. Cuando sea necesario manipular el catalizador, hay que usar equipos autónomos de aire u oxígeno, dado que es posible la presencia de trazas de carbonilos o hidrocarbonilos, los cuales son tóxicos a las concentraciones de 0.001 ppm en un tiempo de exposición de 8 horas. La toxicidad del carbonilo con respecto al sulfhídrico y monóxido de carbono está relacionada de la siguiente manera: 0,001 ppm Carbonilo equivalen a 20 ppm H2S ó 100 ppm CO. Como se ve, en el caso de una concentración mínima de carbonilos, el grado de peligro es muy alto. Las normas de seguridad para entrar al Reactor deben ser observadas escrupulosamente. 46 3.2.3.8. Carbonilos y catalizador. Los carbonilos están formados por el grupo (CO) y un metal, principalmente Níquel, Hierro, Cobalto o Molibdeno, bajo ciertas condiciones de operación, en presencia de Monóxido de Carbono (CO). Durante la regeneración del catalizador es posible la formación de pequeñas cantidades de carbonilos metálicos. El catalizador HDS puede contener trazas de carbonilo de cobalto o molibdeno. 3.2.3.9. Manejo de las cargas del catalizador. Para alcanzar el funcionamiento esperado de la unidad, es absolutamente necesaria una carga correcta del catalizador. Después del enfriamiento, la atmósfera del reactor debe ser cambiada a aire para la carga de catalizador. Esto se puede hacer usando el eyector o sacando el N2 con un ventilador. Antes de la carga de catalizador inspeccione la limpieza del reactor y los platos. Antes de la carga, los tambores de catalizador deben ser almacenados en un lugar seguro y protegido contra la lluvia. Ciertas partes internas de platos de mezcla y de enfriamiento serán desmantelados para permitir la carga del catalizador, nivelación y verificación. Durante estas operaciones, debido a que la plataforma superior del reactor está ocupada por el equipo desinstalado del reactor se usará otra plataforma desmontable y será instalada al nivel de la brida superior del reactor. Las operaciones en el tope del reactor deben ser reducidas a un mínimo, especialmente el manejo de tambores lo cual debe ser realizado sólo en el suelo. 47 Debe existir suficiente espacio alrededor del reactor para permitir un fácil acceso y manejo conveniente del catalizador. Durante la carga del catalizador, use equipo de seguridad para proteger los ojos y los pulmones del polvo de catalizador: gafas contra químicos y respiradores anti polvo tóxico aprobados. 3.2.3.10. Manejo de la carga de catalizador y alúmina. Los internos del reactor deben ser secados y limpiados y la tubería de descarga del catalizador y el colector de salida deben ser instalados. La carga de catalizador y de alúmina se hace de acuerdo a los diagramas detallados. Un silo de carga (de alrededor 1 m3) equipado con una válvula deslizante y una manga. Este silo será posicionado en el tope del reactor, la manga permitirá un flujo suave del catalizador dentro del reactor. Uno o dos silos de transferencia (de alrededor de 1 m3) para subir el catalizador desde el nivel del suelo hasta el tope del reactor. Este silo será llenado al nivel del suelo y el catalizador vertido en el silo de carga abriendo la válvula deslizante en el fondo del silo de transferencia. Al nivel del suelo se reservará suficiente espacio para almacenamiento de tambores de catalizador vacío y llenos y una plataforma temporal será erigida. Los tambores de catalizador serán subidos a esta plataforma y luego vertidos dentro del silo de transferencia. Se proveerán suficientes artefactos de aireación para la seguridad de la gente que trabaje dentro de los reactores y del silo de carga, los que no deben impedir la evacuación del personal en caso de emergencia. El catalizador es cargado por la manga, con un trabajador dentro del reactor para nivelar continuamente el lecho. Cuando se ha completado el lecho, la capa de alúmina es cargada y el plato es instalado con cuidado para tener una buena operación del reactor: horizontalidad, sello del plato distribuidor, plato de mezclado e 48 inyector de enfriamiento, tuberías de retiro del catalizador, grillas de soporte de catalizador. Instale la canastilla en el lecho superior y verifique su penetración en el lecho de catalizador. 3.2.3.11. Activación del catalizador o sulfurización con DMDS antes de ingresar la carga a la sección de reacción. La activación del catalizador es necesaria solamente para presulfurizar el catalizador. El objetivo es transformar los óxidos metálicos en sulfuros de metal activos. En el caso de un catalizador presulfurizado, el azufre está ya depositado en el catalizador y debe tenerse cuidado para no perder demasiado de él durante la activación del catalizador. La activación del catalizador se lleva a cabo bajo hidrógeno en presencia de diesel atmosférico. Los dos, el hidrógeno y el diesel son reciclados para limitar las pérdidas de azufre. El gas es sólo purgado si durante el curso de la activación, la concentración de hidrógeno en el gas de reciclo cae debajo del 50% mol. El absorbedor de H2S no está en operación. El diesel no pasa a través del despojador (no debe ser despojado), es reciclado del separador de alta presión al tambor de balance de carga. La presión se reduce a 20-30 kg/cm2 en la sección de reacción. Se alimenta diesel atmosférico (sin olefinas ni diolefinas) al reactor cuando la temperatura de entrada al mismo alcanza 50 a 100 ºC. La temperatura se incrementa luego a 220-240 ºC a una tasa de 20 a 30 ºC/hora. Las condiciones son mantenidas por 2 horas. La temperatura de entrada se aumenta lentamente 320 ºC (a una tasa de 20 ºC/h) y estas condiciones son mantenidas durante 3 horas. La temperatura de entrada es finalmente elevada a 340 ºC para asegurar la completa sulfurización de los óxidos metálicos. Las condiciones son mantenidas hasta que se alcance el estado estacionario (aproximadamente 1 hora). 49 Si el catalizador es suministrado presulfurizado para el arranque inicial o para los arranques después de la regeneración in-situ, debe ser seguido un procedimiento de activación del catalizador. − La sección de reacción es aislada de otras secciones y es puesta bajo N2. − Las secciones del tambor de balance, despojamiento y del secador son alineadas by-paseando la sección de reacción usando la línea de arranque y bajo circulación con diesel de arranque. Con el fin de cambiar el catalizador a su forma activa, será sulfurado antes de que ingrese el diesel. Si no es sulfurado, el catalizador provocará el craqueo de la carga y depósitos de coque y será rápidamente desactivado. El agente sulfurizante es el H2S generado por la descomposición del dimetil disulfuro (DMDS). Los metales catalíticos en la forma de óxidos reaccionan para dar los sulfuros correspondientes. Las reacciones son las siguientes: * CH3-S-S-CH3 + 3 H2 → C 4 + 2H2S (en el catalizador) * 9CoO + 8H2S + H2 →Co9S8 + 9H2O * 3Nio + 2H2S + H2 → i3S2 + 3H2O * MOO3 + 2H2S + H2 → oS2 + 3H2S La descomposición del DMDS y la absorción del H2S son exotérmicas y habrá un pequeño incremento de temperatura a través de los lechos de catalizador durante la sulfuración. − El diesel a ser usado para la sulfuración es el atmosférico. − Debe evitarse la reducción del catalizador antes de la sulfurización ya que es peligroso para el catalizador. 50 − La reducción del óxido metálico incrementa la sinterización del metal, el cual tiende a aglomerar y así decrecer el área metálica activa. − Para los metales capaces de ser sulfurizados, la tasa de sulfuración para una mezcla hidrógeno y H2S es mucho más alta cuando el producto inicial está bajo la forma de óxido (la difusión de azufre entre los átomos metálicos es mucho más fácil comenzando desde un óxido que desde un metal). − En el caso de sulfurización incompleta, cuando la carga se calienta, los metales reducidos remanentes pueden causar sobrecalentamientos locales y una significativa deposición de coque. − La sulfurización con circulación de gas y líquido, es superior a la sulfurización sólo con circulación de gas debido a que evita la formación de puntos calientes en los lechos de catalizador. 3.2.4. PROCEDIMIENTO DE SULFURIZACIÓN. La sección de despojamiento y destilación está bajo circulación de diesel de arranque. La sección de reacción está bajo atmósfera inerte, esto es al 0.2% Vol. Con el fin de evitar condiciones de fragilización y no exceder el diferencial de temperatura de diseño radial y longitudinal permitida en la pared del reactor, las tasas de incremento o decrementos de presión y temperatura serán llevadas a cabo de acuerdo a las recomendaciones del fabricante del reactor (curva presión/temperatura). Presurización con H2 y precalentamiento - La sección de reacción bajo H2 (verificar fugas) - Arranque los enfriadores con aire y los intercambiadores enfriados con agua. - Arranque el compresor de reciclo a flujo máximo - Incremente la temperatura de entrada al reactor a 150 ºC. 51 Presurización con H2 para la sulfuración - Cuando la temperatura más baja en el reactor alcanza 135 ºC (esta temperatura debe ser confirmada por el fabricante del reactor), presuriza la unidad con H2 de reposición a presión de operación normal (5 kg/cm2g) para permitir el incremento debido a la inyección de diesel. - El H2 de reposición se inyecta con el fin de mantener una pureza de H2 mínima de 50% en el gas de reciclo durante la sulfurización (la descomposición del DMDS produce HC4) purgue si es necesario. 3.2.4.1 Ingreso de carga. - Las condiciones de operación son: - Temperatura de entrada al reactor 320 ºC - Inyección de DMDS para tener 0.3 % vol de H2S en el gas de reciclo. - Circulación de diesel: 60% de la capacidad de diseño de la bomba de carga, como en la etapa de sulfurización. - Tasa de gas de reciclo al valor de diseño. - Agua de lavado comisionada al aeroenfriador y agua enviada al despojador de aguas amargas. - Absorbedor de amina by-pass. - Despojador y secador en condiciones normales con el fin de eliminar el SH2 y el agua del diesel circulante. La carga de diesel atmosférico se alimenta al 60% de capacidad, el producto se envía al tanque de diesel fuera de especificaciones. Las temperaturas del reactor se ajustan para conseguir un producto en especificaciones antes de que sea enviado a almacenamiento definitivo. La tasa de carga se incrementa hasta el diseño con carga normal y las condiciones ajustadas acordemente. 52 El contenido de H2S del gas de reciclo es monitoreado y controlado poniendo el absorbedor de amina en funcionamiento. Parte del flujo total es lavado con amina para conseguir de 0.5% vol. a 1% vol. de H2S pasando a través del compresor de reciclo. 3.2.5. CONSUMOS INTERMITENTES. Los consumos intermitentes son aquellos que se interrumpen o se reactivan generalmente en intervalos regulares, así describiremos los consumos intermitentes durante el proceso. 3.2.5.1 Nitrógeno. El gas nitrógeno es necesario en períodos de arranque y paros con el fin de liberar a la unidad de oxígeno o hidrocarburos. Requerimiento estimado 2.200 Nm3 El consumo será verificado en la ingeniería de detalle. Aire y vapor Decoquizado del horno Activación, sulfurización y regeneración del catalizador El catalizador normalmente será importado presulfurizado y regenerado ex situ, sin embargo, se ha previsto la posibilidad de sulfurización con DMDS y regenerar in-situ con vapor/aire. 3.2.5.2. Químicos. Agente anti-ensuciamiento. Inyectado en la carga a una tasa de 10 ppm peso después de dilución al 10% peso con diesel atmosférico. 53 Tipo: Equivalente Proveedor: ---Consumo anual: 11.2 T/año. Agente inhibidor de corrosión Inyectado en el domo del despojador a una tasa de 10 ppm peso después de dilución al 10% peso con diesel atmosférico. Tipo: Equivalente Proveedor: ---Consumo anual: 1 T/año. Dimetildisulfuro Este producto puede ser usado para sulfurizar al catalizador si la carga inicial no está en la forma presurizada o si se lleva a cabo una regeneración in-situ. Cantidad requerida: 11.6 Ton. Proveedor: ----- 3.2.6. SEPARADOR. Cumple con la función de separar la mezcla liquido-gas que sale del reactor, la fase gas contiene hidrógeno que no se convirtió en el proceso de reacción por encontrarse en exceso, por consiguiente será recirculado para ser utilizado nuevamente en el reactor. El grado de separación en este equipo se considera del 100%, existen tres tipos de flujos: 54 Parte inferior una bota separadora de agua, equipada con válvula automática de nivel para su evacuación, sobre la bota de agua, los condensados de la columna de fraccionamiento, que son reservorios de la bomba de reflujo. Vapores no condensables en la parte superior que son descargados por el control automático de presión. Acumulador tiene el mismo diámetro de la columna y la longitud es tres veces el diámetro, construido en acero. FIGURA Nº16. Esquema de un separador gravimétrico de tres fases de la Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) PETROINDUSTRIAL, (2010). 3.2.7. DESPOJADOR. Con el propósito de cumplir con especificaciones, deben ser separados los componentes livianos del diesel, para lo cual se utilizan columnas pequeñas que contienen de 4 a 0 platos conocidos como despojadores o “stripping tower”. Los platos generalmente son del tipo válvula. 55 El corte entra al despojador, sobre el primer plato de cabeza, mientras el vapor es alimentado por debajo del primer plato del fondo. El vapor se pone en contacto con la fracción produciéndose una re vaporación de los componentes ligeros, que conjuntamente con el vapor abandonan por la cabeza de la columna despojadora. Por el fondo del despojador sale el producto a ser enfriado. Una mayor cantidad de vapor aumenta el punto de inflamación a la vez que el punto de ebullición final del producto se incrementa. El vapor usado en el despojador abandona por la parte superior de la columna para después ser condensado y separado por decantación. FIGURA Nº17. Despojador de la Refinería Estatal de Esmeraldas 56 TABLA Nº7. Condiciones de operación del despojador usado en el proceso Hidrodesulfuración. CONDICIONES DE OPERACIÓN atm “ 49,83 psi” Presión Temperatura 204.4 °C Flujo de Entrada de diesel 147305.53 Kg/h Fracción de peso 99.2% de diesel y 8 % de H2S Número de etapas 12 Flujo de Agua 18188.2 Kg/h @ 204.4°C Presión 17 atm PETROINDUSTRIAL, (2010), 3.2.8. SECADOR. Como su nombre lo indica después que el vapor agotado es usado el diesel es removido del fondo del secador, posteriormente es enfriado en el intercambiador de calor le cual produce vapor de baja presión y agua de alimentación a las calderas. El diesel ingresa al enfriador de aire y el agua disuelta está presente en el diesel se separa, la mayoría de esta agua es removida posteriormente y el diesel va dirigido al almacenamiento. La sección de secado no cuenta con tamices moleculares, sino que se utiliza un coalescedor y luego pasa a un secador de vacío que utiliza vapor de media presión para obtener un vacio de 150 mmHg. 57 FIGURA Nº18. Secador usado en el proceso de HDS Refinería Estatal de Esmeraldas (REE). PETROINDUSTRIAL, (2010). Entre los equipos auxiliares tenemos: 3.2.9. BOMBA. La presión de la alimentación del tanque está controlada por el sistema de control de presión de combustible pero esta presión no es la suficiente para que la carga llegue a las siguientes etapas del proceso por lo tanto se necesitara aumentar la presión de carga. La alimentación del tanque entra a las bombas de carga donde su presión es aumentada para permitir que la alimentación entre al circuito de reacción. La bomba de carga es de tipo multietapas de alta eficiencia. La alimentación de las bombas de carga pasa a través de un intercambiador. efluentealimentación donde ésta es calentada con el material efluente del rector. 58 FIGURA Nº19. Bombas usadas en la Refinería Estatal de Esmeraldas en el proceso de HDS PETROINDUSTRIAL, (2010). 3.2.9.1. Rodado de bombas y accionadores. Una adecuada instalación y operación de bombas y accionadores es esencial para un funcionamiento libre de problemas. Todos los accionadores deben rodar por un mínimo de cuatro horas en condiciones de vacío. A continuación de estos, las bombas y accionadores deben ser acoplados, alineados apropiadamente y ensamblados para la operación. Este rodado inicial se hace generalmente con agua y frecuentemente puede ser incluido con agua de lavado. Sin embargo, cuando el fluido usado para el rodado es más pesado que el fluido para el cual la bomba fue diseñada, se deben tomar precauciones para evitar sobrecargar al motor, cerrando la válvula de descarga de la bomba. Algunas veces, es necesario usar otro fluido como el diesel o rodar la bomba durante el arranque. 59 Lista de operaciones que deben llevarse a cabo: − Verifique la rotación de los motores eléctricos desacoplados de la bomba. Ruede por un mínimo de 4 horas desacoplado, verifique la operabilidad. − Ruede, desacoplada la bomba, accionadores diferentes a los eléctricos. Verifique el disparo de sobrevelocidad, rodamientos, controles, etc. − Antes de rodar la bomba: Revise las instrucciones de operación del fabricante. 1. Verifique que la instalación total esté completa. 2. Verifique que el accionador y la bomba estén alineados apropiadamente. 3. Verifique que la tubería del agua de enfriamiento esté conectada y en servicio donde se requiera; pedestales, cojinetes de rodamientos, cajas de empaquetaduras, etc. 4. Verifique que la tubería de vapor esté conectada donde se requiera. 5. Verifique la tubería de sello. 6. Verifique que esté instalada la empaquetadura en los sellos. 7. Verifique que los filtros temporales han sido instalados en la tubería de la succión. 8. Verifique que los rodamientos y ejes estén limpios y lubricados adecuadamente. Cuando esté lista para el arranque la bomba el rodado puede empezar: 1. Rote la bomba y el accionador manualmente, verificando que ellos ruedan libremente. 2. Verifique que el suministro de agua y los circuitos de envío estén alineados apropiadamente. 3. Alinee el agua de enfriamiento, donde se requiera. 60 4. Verifique que la lubricación sea satisfactoria. 5. Verifique que el venteo de la bomba y los drenajes de la caja estén cerrados. 6. Abra las válvulas de la succión totalmente, venteando el aire de la tubería y de la bomba, llenando completamente de líquido. 7. Abra parcialmente la válvula de descarga de una bomba centrífuga y abra totalmente la válvula de descarga de una bomba de desplazamiento positivo antes del arranque. 8. Arranque la bomba y llévela a la velocidad inmediatamente, observando la presión de descarga. Si la presión no sube inmediatamente, pare la bomba y encuentre la causa. Llene nuevamente la bomba y rearranque cuando la dificultad previa haya sido corregida. 9. Cuando la presión de descarga de una bomba centrífuga se ha incrementado satisfactoriamente después del arranque, gradualmente abra la válvula de descarga para obtener la tasa de flujo deseada. 10. En el caso de un ruido inusual, vibración, sobrecalentamiento u otra condición anormal, pare la bomba inmediatamente. Corrija la causa antes de volver a operar. Continúe la verificación de condiciones anormales que pueden ocurrir después de una operación prolongada. 11. Opere la bomba, direccionando el flujo a través de los circuitos de la succión y descarga. 12. Inspeccione y limpie los filtros cuando se requieran. 13. Después de que todas las líneas que van a la bomba han tenido un lavado adecuado, los filtros temporales de la succión se pueden desmontar después de dos exámenes sucesivos sin presencia de depósitos. 14. Los filtros permanentes se instalarán después donde se requieran. 61 3.2.10. INTERCAMBIADORES DE CALOR. En el proceso de HDS de la REE existen dos trenes de intercambio de calor el primero que permite precalentar la carga del diesel hacia el horno intercambia calor con diesel proveniente del reactor y el segundo que enfria el producto mediante aeroenfriadores posteriormente ingresara al separador para completar el proceso. Los intercambiadores de calor son aparatos que permiten el calentamiento o enfriamiento de un fluido (líquido o gas) por medio de otro fluido a diferente temperatura que estén separados por una barrera o que se encuentren en contacto. En los cambiadores se comprobará la posibilidad de dilatación, así como que están completamente aislados. Si un cambiador no ha podido ser puenteado durante la limpieza de líneas, quitar los cabezales y comprobar su limpieza. Comprobar que hay un espacio suficiente para sacar el haz de tubos y desmontar el cambiador. Los intercambiadores de calor más comúnes están formados por dos tubos concéntricos, por uno de los cuales pasa el líquido a enfriar y por otro se hace circular la corriente refrigerante. Estos son tubos de aproximadamente 0.1524 m de diámetro y 9.7600 m de longitud. 62 FIGURA Nº20. Intercambiador de Calor usado en el proceso HDS Refinería Estatal de Esmeraldas. PETROINDUSTRIAL, (2010). 3.2.11. COMPRESOR. Los compresores en la REE nos sirve para dar energía al hidrogeno en el proceso de HDS; este hidrogeno proviene de la planta CCR (Reformado Catalítico Continuo) de la misma refinería. En el proceso de hidrodesulfuración tenemos la presencia de dos tipos de compresores que son el make – up (Alimentación) y el de reciclo, en estos compresores; el gas de reposición es comprimido del cabezal de hidrógeno a la presión de operación de la unidad en un compresor de dos etapas. El tamaño de los compresores es tal que estos son capaces de suministrar hasta 110 % de los requerimientos de gas de reposición de la unidad hidrodesulfuradora (HDS). Un compresor será operado en cualquier tiempo, la succión de cada etapa de compresión será proporcionada con la succión 63 del tanque para remover cualquier traza de líquido que pueda estar presente. Los valores de control de retro derrame controlados por los controladores de presión en la succión y descarga de cada etapa de control de retro derrame de cada etapa a fin de proteger al compresor en contra de alta presión diferencial a través de cualquier etapa. El gas de la unidad es controlado por el controlador de presión en el separador frío. 3.2.11.1. Compresor de gas de reciclo. Este compresor es único y esencial para la operación de la planta. Un cuidado particular debe tomarse en su funcionamiento de acuerdo a las instrucciones de operación del fabricante. El compresor es acoplado, purgado con nitrógeno y presurizado. La purga es verificada por cualquier líquido. Una verificación completa de los sistema de aceite de lubricación y sello con los diferentes enfriadores es hecho antes del arranque del compresor. Se aumenta la velocidad paso a paso hasta la máxima permitida por la curva de operación de la prueba. Todos los datos son anotados: temperaturas, presiones, flujos, vibraciones en cada paso. 3.2.12. TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE DIESEL E HIDRÓGENO. El tanque de almacenamiento es un tanque venteado. Se lo ha diseñado tomando en cuenta la viscosidad del diesel frio para que trabaje a condiciones de operación de 1 atm de presión con una temperatura 64 de 25° C. En el caso del tanque de almacenamiento de existe uno que trabaja a las condiciones de operación aproximadas de 111,92 atm y 0 ° C. FIGURA Nº21. Tanque de almacenamiento de diesel Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) 3.2.13. TUBERÍAS Y ACCESORIOS. En el proceso HDS también son importantes ciertos accesorios como válvulas de compuerta, válvulas de globo, válvulas check, válvula de ángulo, codos ce 90°. Estos accesorios tan importantes para las líneas de tubería para el gasóleo líquido antes y después de desulfurar también para las tuberías del hidrógeno gaseoso. 65 3.3. DISEÑO DE LA UNIDAD DE HIDRODESULFURACIÓN DE LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS. La unidad de HDS está diseñada para hidrodesulfurizar y desnitrificar los dos tipos de carga la carga que viene de la destilación atmosférica y la carga de la unidad de visbreking . La unidad tiene una capacidad de 24500 BPD para ambas cargas lo cual es equivalente al 100% del flujo de diseño. En el año 2010 la planta de HDS trabajaba a una capacidad a bajo flujo de 12.566 BPD para ambas cargas,lo cual es lo equivalente al 50% de flujo del diseño Está diseñada para trabajar con presencia de hidrógeno el mismo que es suministrado por la Unidad Reformadora para producir diesel con: a) Un contenido de azufre máximo de 500 ppm en peso. b) Un número de cetano mayor o igual que la carga a la unidad c) Un punto de inflamación mínimo de 55 ºC. TABLA N⁰8. Diseño de cargas para operar la unidad HDS. Caso Carga de Fase Temp. ºC de H2 % mol, en No. diesel operativa la carga reposición 1 Atmosférica SOR 50 93.45 2 Atmosférica EOR 50 93.45 3 Mezcla SOR 50 93.45 4 Mezcla EOR 50 93.45 PETROINDUSTRIAL, (2010), 66 Donde: SOR = Comienzo de ciclo (start of run) EOR =Fin de ciclo (end of run) 3.4. REACCIONES EN EL PROCESO DE HDS. Ocurren dos diferentes clases de reacciones químicas: 3.4.1. REACCIONES DE REFINACIÓN. Los compuestos que reaccionan en esta fase son: 3.4.1.1. Desulfuración. Mercaptanos, sulfuros y disulfuros reaccionan fácilmente conduciendo a los compuestos saturados o aromáticos correspondientes. El azufre combinado dentro de los anillos de estructura aromática, como los tiofenos, es más difícil de eliminar. Estas reacciones llevan a la formación de H2S y al consumo de hidrógeno. 3.4.1.2. Denitrificación. La tasa de reacción de Denitrificación es más baja que la de desulfurización. Ocurre principalmente en el caso de compuestos heterociclíticos que tienen una estructura aromática (Estas reacciones conducen a la formación de NH3 y al consumo de hidrógeno). 3.4.2. REACCIONES DE HIDROGENACIÓN. Los compuestos que reaccionan en esta fase son: Estas reacciones afectan a las diolefinas, olefinas y aromáticos y son altamente exotérmicas (Las diolefinas y olefinas se convierten en compuestos saturados). 67 Bajo las condiciones de reacción escogidas para este análisis son: − El grado de hidrogenación de aromáticos es pequeño. − El grado de hidrocraqueo es casi despreciable. 3.5. PARÁMETROS DE OPERACIÓN. A continuación se presentan los parámetros de operación de la unidad. 3.5.1. TEMPERATURA. Las reacciones de hidrotratamiento tienen un incremento en la temperatura, lo que hace que incremente el depósito de coque en el catalizador. Por tanto, debe encontrarse una temperatura promedio que permita un hidrodesulfuración eficiente y una larga vida del catalizador. Esta temperatura depende estrictamente del estado del catalizador, la severidad de la reacción y el caudal de carga. La temperatura en el reactor también juega un papel importante para conseguir un producto bajo especificaciones de acuerdo al análisis de la carga y la actividad del catalizador. Estas temperaturas se incrementarán progresivamente durante la operación de la unidad. La temperatura de entrada al reactor será controlada por el horno de reacción y la entrada al segundo lecho por el quench. 3.5.2. VELOCIDAD ESPACIAL. Mientras más baja es esta velocidad, más alta la tasa de reacción. Siendo la cantidad de catalizador una constante, la velocidad espacial sólo puede ser cambiada con una acción sobre el flujo de la carga. 68 Disminuyendo este flujo, la velocidad espacial decrece, pudiéndose operar a temperaturas más bajas y a la inversa. Para definir la velocidad espacial se debe considerar: ECUACION Nº2. Velocidad espacial [EC 2] 3.5.3. PRESIÓN PARCIAL DE HIDRÓGENO. La presión parcial de hidrogeno se incrementa por motivo de la disminución de los depósitos de coque sobre el catalizador y las reacciones de hidrotratamiento se ven favorecidas. Esta presión debe mantenerse en cada punto del reactor asegurando suficiente reciclo de hidrógeno a la entrada del reactor. 3.5.4. GAS DE RECICLO. El gas de reciclo tiene 3 importantes funciones: − Mantener suficiente presión de H2 a través de los 2 lechos catalíticos con el fin de limitar los depósitos de coque por hidrogenación del material craqueado. − Reducir la elevación de temperatura en cada lecho usando una parte del gas de reciclo como quench. Esto permite el uso óptimo del catalizador e incrementa la duración del ciclo. − Dispersar el hidrocarburo líquido a través del lecho del catalizador. − El caudal de gas de reciclo expresado en metros cúbicos estándar de H2 puro por metro cúbico estándar de carga de diesel se calcula como sigue: 69 ECUACION Nº3. Gas de Reciclo Relación de gas de reciclo de H 2 (%V/V) = Caudal de gas de reciclo x pureza [EC 3] alimentaci ón de diesel Este valor debe ser periódicamente verificado y ajustado si es necesario Contenido de H2S en el gas de reciclo. El contenido de H2S del gas de reciclo es controlado por la cantidad de gas que pasa a través del absorbedor de amina en el proceso de endulzamiento del gas proveniente del separador. Este contenido de H2S tiene que ser ajustado entre 0.5% vol. y 1% vol. 3.5.5. CALIDAD DE LA ALIMENTACIÓN. La calidad de alimentación comprende la concentración de compuestos sulfurados en el diesel y la pureza del hidrogeno para la reacción. La calidad de la alimentación debe ser constante. Sin embargo, pequeñas variaciones pueden ser compensadas con el ajuste de las condiciones de operación mientras aún se cumplen con las especificaciones requeridas del producto. La severidad de estas condiciones se incrementa en el caso de un contenido de impurezas en la carga alto o si el punto final de ebullición de la carga es más alto que el valor del diseño. Los compuestos como silicio, arsénico y metales son absorbidos en el catalizador. La absorción ocurre en las capas superiores de los lechos catalíticos y se extiende progresivamente hacia abajo. Para todos los catalizadores afectados por estos compuestos la actividad se reduce dramáticamente. Los compuestos insaturados en la carga, cuando son llevados a la temperatura de reacción pueden conducir a problemas de ensuciamiento en el tren de intercambio de calor. 70 3.6. DESCRIPCIÓN DE LA UNIDAD DE HDS DE LA REFINERÌA DE ESMERALDAS POR SECCIONES. A continuación se describen las secciones principales del proceso. 3.6.1. SECCIÓN DE CARGA/REACCIÓN/SEPARACIÓN. La carga de diesel llega a la unidad bajo control de flujo de carga, usando un sistema de control localizado fuera del límite de batería. Es enviada al tambor de balance de carga . La presión del tambor se mantiene con gas combustible con control de presión de rango partido hacia la tea. La carga se bombea bajo control de flujo por la bomba de alimentación para unirse con parte de la corriente enviada por el compresor de reciclo de hidrógeno. El inhibidor de polimerización (agente antiensuciamiento) se inyecta a la succión de la bomba. La cantidad de hidrógeno, mezclado con la carga, es suficiente para asegurar una presión parcial hidrógeno adecuada a la entrada del reactor. La corriente mezclada es calentada primero en los intercambiadores carga/efluente del reactor y finalmente en el horno de carga al reactor hasta la temperatura requerida de entrada al reactor. En el sistema de reacción, los incrementos de temperatura en cada lecho de catalizador, son controlados en menos de 15 ºC, usando la parte remanente de la corriente enviada por el compresor de reciclo de hidrógeno en forma de una corriente de enfriamiento inter-lecho. La corriente de salida del reactor intercambia calor primero con la carga al despojador, y luego con la carga al reactor en el intercambiador. 71 El enfriamiento final del efluente del reactor se alcanza en el condensador del Efluente del Reactor y en el enfriador del efluente del reactor. Para evitar depósitos de sales de amonio y el riesgo de corrosión, se inyecta agua a la entrada del con la bomba de agua de lavado). El agua de lavado es una mezcla de agua desaireada de la Unidad de Despojamiento de Aguas Amargas y de agua recuperada de la sección de despojamiento. Esta mezcla se recoge en el tambor de agua de lavado que se mantiene bajo presión de gas combustible para evitar la entrada de aire. El gas de reposición de H2 de refinería, que viene del límite de batería, se envía al tambor de separación del compresor de reposición de H2. Es luego comprimido por el compresor. El flujo de gas de reposición es controlado para mantener la sección de reacción a la presión retorno del compresor al tambor separador. El gas de reposición se une al efluente del reactor aguas arriba del Condensador del Efluente del Reactor. De esta manera, cualquier traza de cloro de la unidad reformadora es lavada inmediatamente con agua de lavado. El efluente del reactor enfriado del fluye al separador de alta presión donde se separan las tres fases. El agua amarga que contiene sales de amonio, se elimina bajo control de nivel de la interfase y se envía a la Unidad de Despojamiento de Aguas Amargas. La fase gaseosa es parcialmente enviada al Absorbedor de H2S donde el H2S es eliminado mediante un lavado con amina. La otra parte by-passea el absorbedor y se envía directamente al tambor separador del compresor de reciclo. El by-pass se usa para controlar la concentración de H2S en el gas de reciclo dentro del rango de 0.5 a 1.5 % mol. 72 Está disponible una purga de gas para poder controlar el crecimiento de pesados en la corriente de reciclo de gas de hidrógeno. Normalmente el flujo es cero. La fase líquida de hidrocarburo del separador de alta presión se alimenta bajo control de nivel al sistema del despojador. 3.6.2. SECCIONES DEL DESPOJADOR Y DEL SECADOR La alimentación al despojador se precalienta por intercambio con el producto del fondo del despojador en el Intercambiador Carga/Fondo del Despojador y luego con intercambio con el efluente del reactor en el precalentador de carga al despojador para alcanzar la temperatura requerida de entrada al despojador. Se inyecta vapor de media presión, bajo control de flujo, al fondo del Despojador con el fin de obtener un producto diesel con el punto de inflamación correcto y libre de H2S. Los cortes ligeros y el H2S se unen en la cabeza del despojador y son parcialmente condensados en el Condensador del Domo del Despojador .Se inyecta inhibidor de corrosión en el línea del domo del despojador adelante del condensador. Las tres corrientes se separan en el Tambor de Reflujo HC líquido (gasolina bruta); agua líquida libre; y una corriente de vapor. La corriente de vapor se envía al absorbedor de amina de baja presión fuera del límite de batería. El agua decantada se envía bajo control de nivel desde la bota al Tambor de Agua de lavado. Los hidrocarburos líquidos son divididos en: reflujo, que es retornado al despojador bajo control de flujo, y destilado líquido (gasolina bruta), que es enfriado y enviado al límite de batería bajo control de nivel. 73 El producto del fondo del despojador se enfría con la carga en los. Se mezcla luego con el reciclo de hidrocarburos líquidos del Tambor del Domo del Secador y se envía al coalescedor. La temperatura en el coalescedor se controla con un by-pass del intercambiador en fondos del despojador. La mayor parte del agua libre es eliminada del hidrocarburo líquido y enviada bajo control de nivel al Tambor de Agua de Lavado. El hidrocarburo líquido del Coalescedor se alimenta al secador de Vacío bajo control de nivel del fondo del despojador. En el secador de vacío la mayor parte del agua remanente se vaporiza, así como algunas fracciones de diesel ligero. Estos vapores son enfriados y condensados en el Condensador del Secador. Este condensador está conectado al Paquete Eyector del Secador de Vacío. Los incondensables son enviados al Horno de Carga al Reactor La fase acuosa decantada es enviada a la Unidad de Despojamiento de Aguas Amargas fuera de los límites de Batería. El hidrocarburo líquido se pasa por la Bomba de Reciclo de Hidrocarburo a la entrada del Coalescedor bajo control de nivel. El diesel producto desulfurado y secado se bombea por la Bomba de Diesel Producto, y se enfría en el Enfriador de Diesel Producto y en el enfriador, antes de ser enviado al límite de batería bajo control de nivel. A continuación se presenta en la Tabla Nº 10 un resumen de la simulación realizara con el software HYSYS para optimizar el proceso de Hidrodesulfuración, el simulador de procesos posee la REE, Aspen HYSYS es un programa de simulación cuya función es servir de apoyo para el diseño y modelado de procesos tanto químicos como de refinación, permite la optimización del diseño conceptual y de operaciones. 74 TABLA N⁰9. Condiciones operativas por simulación Aspen HYSYS® AspenTech. CASO 1 2 3 4 Temp. entrada ºC 330 364 330 364 Temp. salida ºC 342 376 342 376 P. entrada kg/cm2g 46,3 46,23 46,3 46,23 P. salida kg/cm2g 42,3 42,23 42,3 42,23 operativa 33,8 32,2 33,0 31,4 mín. recomendada 28 28 28 28 Separador alta pres. D- ------------ ------------ ------------ ------------- 37,9 37,9 37,9 37,9 Sección de reactor V04 Presión kg/cm2g Temperatura ºC <-------------- 45 --------------> Tambor de reflujo de despojador D-V08 Presión kg/cm2C <-------------- 6.5 --------------> Temperatura ºC <-------------- 50 --------------> Secador D-V09 Presión g/cm2a <-------------- 170 --------------> Temperat. carga ºC <-------------- 120 a 125 --------------> Condensación ºC <-------------- 43 --------------> PETROINDUSTRIAL, (2010). 75 TABLA N⁰10. Rendimientos estimados en el reactor con Aspen HYSYS® - AspenTech (% peso de carga líquida). Caso 1 2 3 4 H2S 0,88 0,88 1,03 1,03 NH3 0,01 0,01 0,016 0,016 C1 0,04 0,04 0,04 0,04 C2 0,04 0,04 0,04 0,04 C3 0,05 0,05 0,05 0,05 C4 0,07 0,07 0,07 0,07 0,89 0,89 0,90 0,90 150+ 96,37 96,37 98,254 98,254 Total 100,35 100,35 100,40 100,40 Consumo Químico de H2 0,35 0,35 0,40 0,40 C5 PETROINDUSTRIAL, (2010). 3.6.3. VELOCIDAD ESPACIAL Y RELACIÓN DE RECICLO DE H2. La velocidad espacial es el volumen de hidrocarburo (HC) líquido alimentado a 15 ºC en m3/h dividido para el volumen total de catalizador. La relación de reciclo de hidrógeno es una medida del reciclo de hidrógeno a través del horno a la entrada del reactor. Está expresado como el número m3/h estándar de H2 puro reciclado a través del horno menos la parte prorrateada del hidrógeno de reposición y enfriamiento (quench), todo dividido por el volumen de carga de HC líquido en m3/h estándar. 76 El valor mínimo permitido para este proyecto es 180 sm3/sm3 de alimentación. 3.7. OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE HIDRODESULFURACIÓN DE LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS. (REE) A continuación se describe los equipos y variables que intervienen durante el proceso de hidrodesulfuración. FIGURA Nº22. Unidad de hidrodesulfuración de la REE. 3.8. PRODUCTOS DEL PROCESO HDS. Gasolina inestable. Diesel desulfurado. Ácido sulfhídrico. Gas residual. 77 3.8.1. OBTENCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL DIESEL (CURVA DE DESTILACION ASTM D-86). Para obtener la caracterización del diesel es necesario tomar una muestra considerable con el fin de obtener diferentes cortes, se realiza entre los cortes obteniendo de esta manera diferentes fracciones con intervalos de ebullición muchos más amplios. El propósito de este mezclado es obtener el producto con las especificaciones y características exigidas. A continuación se graficara la curva de destilados de entrada y salida del producto diesel obtenidos en le Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) a 1 atmosfera de presión. TABLA Nº 11. Curva de destilación de diesel de entrada y salida del proceso HDS. PARÀMETRO % Vol de destilado CARGA PRODUCTO Temperatura de Ebullición (Cº) 5 200 203 10 222 225 30 273 277 50 295 298 70 320 318 90 352 350 PETROINDUSTRIAL, (2010). 78 Curva de Destilación (ASTM D-86) Temperatura de Ebullición (Cº) 380 330 280 CARGA 230 PRODUCTO 180 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Volumen Destilado (%) FIGURA Nº23 Curva de destilación ASTM Aquí tenemos las curvas de destilación de diseño de la planta HDS de la Refinería Estatal de Esmeraldas TABLA Nº12. Curva de Destilación ASTM D-86 del diseño. Atmosférico Diesel del Crudo Mezcla Base % Vol. Mezcla Diesel del Diesel de Crudo viscorreductora Mezcla VB-2 de 23 ºAPI Diesel mezcla Temperatura de Ebullición (Cº) 5 248 148 249 210 10 263 166 263 249 30 292 210 292 287 50 317 250 317 313 70 348 290 349 345 90 385 330 387 385 79 Temperatura de Ebullición (Cº) Curva de Destilación (ASTM D-86) 400 Diesel del Crudo Mezcla Base 350 300 Diesel de viscorreductora VB2 250 200 Diesel del Crudo Mezcla de 23 ºAPI 150 100 Diesel mezcla 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Volumen de Destilado (%) FIGURA Nº24 Curva de destilación ASTM D-86 TABLA Nº13. Curva de Destilación ASTM D-86 de entrada del producto del diseño vs actual. DISEÑO Los ACTUALIDAD PARÁMETRO CARGA PRODUCTO CARGA PRODUCTO 5 248 249 200 203 10 263 263 222 225 30 292 292 273 277 50 317 317 295 298 70 348 349 320 318 90 385 387 352 350 datos presentados nos permiten determinar cuantitativamente las características de volatilidad de dicho producto. 80 Temperatura de Ebullición (Cº) CURVA DE DESTILACIÓN DEL DIESEL, CARGA-PRODUCTO 380 DISEÑO CARGA 330 280 DISEÑO PRODUCTO 230 ACTUALIDAD CARGA 180 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 ACTUALIDAD PRODUCTO Volumen de Destilado (%) FIGURA Nº25 Curva del diesel, Carga-Producto 3.8.1.1 Método ASTM D-4294 utilizado para determinar el contenido de azufre en el diesel por fluorescencia de Rayos X. La muestra se hace reaccionar por medio de la excitación de las moléculas de los hidrocarburos producida por los rayos x, este determina el contenido de azufre en los hidrocarburos como naftas, destilados aceites combustible, residuos, etc. La determinación de concentración de azufre es necesaria para poder cumplir con las especificaciones en la elaboración de combustibles. Límites: El rango de concentración es de 0.01 a 5 % peso. Precauciones: 1) Se debe tener mucho cuidado para evitar regar producto inflamable dentro del equipo. 2) Lavar bien el material y apegarse rigurosamente al método. Aparatos: - Aparato de Rayos X. - Celdas. 81 - Lamina de plástico. - Sellador de celdas. Procedimiento. - En una célula coloque la muestra del producto hasta 3mm de profundidad. - Si el producto es pesado calentar las muestras para que puedan ser fáciles de entrar a la célula. - Sellar la célula con una lámina de plástico transparente y asegúrese de que no - haya ninguna burbuja de aire entre la ventana y el líquido. - Ingrese la célula al equipo y actívelo. - Obtenga 3 lecturas consecutivas de 30 segundos cada una. FIGURA Nº26. Muestras para análisis de azufre Refinería Estatal de Esmeraldas, Laboratorio HDS. 3.8.2. DIESEL OBTENIDO EN EL PROCESO HDS. La segunda fracción importante que se obtiene en la destilación atmosférica del petróleo, es la conocida como destilados medios que comprenden los productos: Diesel 1, Jet A-1, Diesel 2 y Diesel Premium. 82 Los componentes de este producto son hidrocarburos que destilan entre los 200°C y 300°C, los hidrocarburos más importantes que entran en la composición química de este combustible son: parafínicos, isoparafínicos, aromáticos (monociclo y biciclos), nafténicos y estructuras mixtas nafteno-aromático. Tiene una buena combustión, con llama blanca amarillenta debido al bajo contenido de hidrocarburos aromáticos. La apariencia del producto es blanca transparente y la acidez orgánica se expresa en mg de KOH/ 100 ml, no sobrepasa de 1,4 %, lo cual evita la acción corrosiva sobre los metales. 3.8.3. USOS (DIESEL 1 Y DIESEL 2). Por su alto poder calorífico, es utilizado como combustible de uso industrial, especialmente en la industria de la cerámica y, en las áreas rurales es de uso doméstico. Se utiliza como diluyente en la preparación de capa de rodadura de las carreteras. En la comercialización de los combustibles marinos es usado como diluyente para ajuste de la viscosidad en la preparación de los IFO (Fuel Oil Intermedio). En el transporte de hidrocarburos por poliductos se utiliza como interfaces para la separación de productos. 83 TABLA Nº14. Caracterización del Diesel 1 de acuerdo a la Norma INEN 1489. Requisitos del Diesel 1 Unidad Min Max Punto de Inflamación ⁰C 40 .. Método de Ensayo INEN 1047 Corrosión Laminar del Cobre .. .. N⁰ 2 INEN 927 Temperatura de Destilación 90% ⁰C .. 288 INEN 926 Agua y Sedimentos % en V .. 0,05 INEN 1494 Índice de Cetano Calculado Residuo Carbonoso sobre el 10% del residuo. .. %en peso %en peso cSt %en peso 40 .. INEN 1495 .. 0,15 INEN1491 .. 0,01 INEN 1492 1.3 3,00 INEN 810 .. 0,30 INEN 1490 Cenizas Viscosidad Cinemática a 37,8⁰C Contenido de Azufre INSTITUTO NACIONAL ECUATORIANO DE NORMALIZACION, (2012), Productos derivados del petróleo requisitos del Diesel, cuarta revisión INEN 1489 TABLA Nº15 Caracterización del Diesel 2 de acuerdo a la Norma INEN 1489. Requisitos del Diesel 2 Unidad Min Max Punto de Inflamación ⁰C .. 51 .. Método de Ensayo INEN 1047 .. .. .. 45 N⁰ 3 360 0,05 .. INEN 927 INEN 926 INEN 1494 INEN 1495 .. 0,15 INEN1491 .. 0,01 INEN 1492 2.5 6,00 INEN 810 .. 0,70 INEN 1490 .. .. .. Corrosión Laminar del Cobre Temperatura de Destilación 90% Agua y Sedimentos Índice de Cetano Calculado Residuo Carbonoso sobre el 10% del residuo. Cenizas Viscosidad Cinemática a 37,8⁰C Contenido de Azufre Calor de Combustión ⁰C % en V .. %en peso %en peso cSt %en peso .. INSTITUTO NACIONAL ECUATORIANO DE NORMALIZACION, (2012), Productos derivados del petróleo requisitos del Diesel, cuarta revisión INEN 1489 84 A continuación se mencionara la caracterización del diesel premium según la norma INEN 1489 que es el enfoque del trabajo el mismo que se encuentra en la pagina 87. 3.8.4. DIESEL "PREMIUM”. El diesel ecológico Premium es un combustible obtenido de la destilación primaria del petróleo. Es un destilado medio que se encuentra entre el kerex y el aciete lubricante. Sus componentes elementales son el carbono, el hidrógeno y el azufre. El producto ecológico tiene un máximo del 0.05% de azufre, es decir 0.65% menos que el diesel 2. Esta característica cumple con la Ordenanza Municipal DEL DISTRITO METROPOLITANO DE QUITO, 0213 que prohíbe el expendio de diesel que esté fuera de las especificaciones de la Norma INEN 1489 a pesar de cumplir con la norma el gobierno ha puesto gran énfasis en mejorar la calidad de los combustibles obligando a la REE a mejorar su catalizador para bajar más el contenido de azufre en el diesel sin embargo esto aun no es suficiente para alcanzar normalizaciones internacionales como es la carta mundial del combustible WWFC. 3.8.4.1. Ventajas del uso del producto. El menor porcentaje en peso de contenido de azufre en el diesel Premium hace posible: reducir las emisiones gaseosas tóxicas como el dióxido de azufre (SO 2) y trióxido de azufre, (SO3); gases que cuando entran en contacto con el agua, H 2O, forman la llamada lluvia ácida", cuyo efecto es tóxico y nocivo para los ecosistemas. Disminuir el efecto corrosivo en los motores y accesorios metálicos de los vehículos, aumentando la vida útil de los mismos y mejora la calidad del aire. 85 El Diesel Premium es utilizado en vehículos, que por regulaciones ambientales de control de emisiones, los motores están diseñados para funcionar con combustibles con muy bajo contenido de azufre. 3.8.4.2. Aplicaciones. La segunda fracción importante que se obtiene en la destilación atmosférica del petróleo, es la conocida como destilados medios que comprenden los productos Diesel 1, Jet A-1, Diesel 2 y Diesel Premium. 3.8.4.3. Características. Es la fracción más pesada que se obtiene del petróleo por destilación atmosférica, por lo tanto es la fracción que destila entre la temperatura que termina la destilación del Diesel 1 y aquella temperatura hasta la cual se puede calentar el petróleo sin que se produzca rompimiento de moléculas (craqueo). Los hidrocarburos presentes en este combustible son de carácter saturado como los parafínicos, nafténicos, así como, aromáticos y de carácter mixto. Tiene resistencia baja al autoencendido, es decir, se enciende por compresión y su tensión superficial baja permite la fácil pulverización en los inyectores, su bajo contenido de azufre admite la utilización de lubricantes con bajo contenido de alcalinidad (número de TBN). El Diesel Premium, se obtiene disminuyendo el contenido de azufre del Diesel 2, mediante procesos catalíticos de inyección de Hidrógeno se eliminan los compuestos de azufre. 86 TABLA Nº16. Caracterización del diesel Premium según la norma INEN1489. Requisitos del Diesel 1 Unidad Min Max Punto de Inflamación ⁰C 51 .. Método de Ensayo INEN 1047 Corrosión Laminar del Cobre .. .. N⁰ 3 INEN 927 Temperatura de Destilación 90% ⁰C .. 360 INEN 926 Agua y Sedimentos % en V .. 0,05 INEN 1494 Índice de Cetano Calculado Residuo Carbonoso sobre el 10% del residuo. .. %en peso %en peso cSt %en peso .. 45 .. INEN 1495 .. 0,15 INEN1491 .. 0,01 INEN 1492 2.5 6,00 INEN 810 .. 0,05 INEN 1490 .. .. .. Cenizas Viscosidad Cinemática a 37,8⁰C Contenido de Azufre Calor de Combustión INSTITUTO NACIONAL ECUATORIANO DE NORMALIZACION, (2012), Productos derivados del petróleo requisitos del Diesel, cuarta revisión INEN 1489 3.9. CARACTERÍSTICAS ESTIMADAS DEL PRODUCTO EN EL PROCESO HDS. A continuación se describe el proceso. 3.9.1. DIESEL DESULFURADO. El diesel desulfurado se produce en el fondo del despojador. El agua libre se elimina en el coalescedor. El producto es luego secado en el Secador a Vacío, en el cual se enfría y envía al límite de batería. Un resumen de sus caudales y propiedades claves se dan a continuación. 87 TABLA Nº17. Estimación de las Propiedades y caudales obtenidas en el por simulación Aspen HYSYS® - AspenTech. Caso 1 2 3 4 Caudal, Kg/h 138.559 138.559 138.439 138.439 Grav. específ. 0,861 0,861 0,854 0,854 50% ºC 307 307 306 306 Agua ppm peso 94 94 94 94 >50 >50 >50 >50 >55 >55 >55 >55 ASTM D86 Índice cetano D976 Pto. Inflamación ºC PETROINDUSTRIAL, (2010). 88 ANÁLISIS DE RESULTADOS 4. ANÁLISIS DE RESULTADOS. Una vez que se ha analizado el estudio de la planta de HDS se puede hacer una breve comparación de las cargas tanto la de diseño como la de operación actual para ver si está trabajando al 100% de su capacidad. TABLA Nº 18. Especificación de la carga de diesel de entrada del diseño. % peso en la carga 100 Kg/h en la carga 141.417 API 30.9 Barriles de Petróleo Día. 24.500 Gravedad especif 0.8713 Corte TBP ºC 150-370 Indice cetano 48.5 Azufre, % peso 0.97 Viscos. cS @ 100 ºC 1.66 PETROINDUSTRIAL, (2010). 89 TABLA Nº19 Especificación de la carga de diesel de entrada de operación actual. % peso en la carga 97.7 Kg/h 135.000 API 34.4 BPDO 23.949 Gravedad especifica 60/60ºF 0.8520 Indice de cetano 49.5 Corte TBP ºC 329 ºC Destilación (ASTM D-86): PIE (ºC) 125 5% (ºC) 200 10% (ºC) 222 30% (ºC) 273 50% (ºC) 295 70% (ºC) 320 90% (ºC) 352 PFE (ºC) 377 Residuo (%vol) 1.0 Perdidas (%vol) 1.0 Azufre (%) 0,732 Viscosidad (cSt) 3.6 PETROINDUSTRIAL, (2010). Los valores mencionados en la Tabla Nº19 fueron proporcionados en la planta de Hidrodesulfuración en la REE, los mismos que al compararlos con la tabla Nº 18 se puede llegar a determinar que la planta está trabajando a un 97% de la carga de diseño. 90 TABLA Nº20 Especificaciones para el H2 de reposición para todos los casos de diseño. PARAMETRO (%VOL) H2 REPOSICIÓN Hidrógeno 93.45 Metano 2.46 Etano 2.10 Propano 1.20 Iso butane 0.31 N Butano 0.23 Neo pentane 0.25 Total 100 PETROINDUSTRIAL, (2010). TABLA Nº21 Especificaciones para el H2 de reposición para todos los casos situación actual. PARAMETRO (%VOL) H2 REPOSICIÓN Hidrógeno 97,82 GAS RECICLO AUMENTAR RECICLO 96,72 Metano 0,87 2,53 Etano 0,60 0,52 H2S 0 0 Propano 0,34 0,13 Iso butane 0,17 0,05 N Butano 0,09 0,05 Neo pentane 0,04 0 Iso pentane 0.07 0 Norm pentane 0 0 Pentano + pesados 0 0 Total 100 100 PETROINDUSTRIAL, (2010) 91 En resumen tenemos que en la actualidad la planta está trabajando a: Carga (Kg/h) Producto (Kg/h) 135000 134240 Presión en la Zona de Reacción (Kg/cm2) 37,9 Temperatura de la zona de Reacción ºC Flujo de Hidrógeno (Kg/h) 936 329 TABLA Nº 22. Tabla comparativa de la caracterización del diesel Premium año 2010-2012 y de diseño. 2010 PARÀMETRO % peso en la carga Carga de diesel Kg/h BPDO Gravedad especifica 60/60ºF API Residuo (%vol) Perdidas (%vol) Azufre (ppm) Viscosidad a 37.8°C Índice de cetano 2012 CARGA PRODUCTO CARGA PRODUCTO 51,29 51,29 97,7 97,7 52.359 52.359 135.000 134.240 12.566 12.566 23.949 23.949 0,8423 0,8423 0,852 0,8443 36,5 1 1 7.000 36,5 1 1 540 34,4 1 1 7.329 36,1 1 1 245 2,5 2,5 3,6 3,8 45 45 49.5 49.5 TABLA Nº 23.Tabla comparativa del azufre en el diesel en la actualidad. Tabla comparativa del azufre en el diesel en la actualidad 7,000 Azufre (ppm) 7,329 2012 2010 245 540 92 En la tabla Nº22 se puede observar que el contenido de azufre a variado desde el año 2010 al 2012 llegando a reducir el contenido de azufre de 540 ppm a 245 ppm TABLA Nº 24. Tabla comparativa de la caracterización del diesel Premium comparado con las especificaciones World Wide Fuel Charter (WWFC). WORLD WIDE FUEL CHARTER PARÁMETROS Índice de Cetano Azufre, ppm Viscosidad a 37,8 ºC,cSt Punto de Inflamación, º C Poliaromáticos, % m/m I II PREMIUM III IV 48 3000 2,0 a 4,5 51 300 2,0 a 4,0 49.5 245 2,5 a 6 53 50 2,0 a 4,0 55 10 2,0 a 4,0 55 55 51 55 55 .. 5 .. 2 2 En esta tabla podemos observar que a pesar de trabajar la planta de HDS en los niveles óptimos, nuestro diesel se encuentra en la categoría II permitiéndonos alcanzar la caracterización del diesel de calidad, principalmente en dos parámetros fundamentales que son el índice de cetano y el contenido de azufre, para mayor comprensión se puede observar gráficamente en las siguientes tablas. TABLA Nº 25 Tabla comparativa del índice de cetano en el diesel WWFC Tabla Comparativa del indice de Cetano en el diesel WWFC Índice de Cetano 55 53 51 49.5 48 I II PREMIUM III IV 93 TABLA Nº 25 Tabla comparativa del azufre presente en el diesel WWFC Tabla Comparativa del Azufre presente en el diesel WWFC Azufre (ppm) 3000 300 I II 245 PREMIUM 50 10 III IV El análisis del diesel se realizo con una capacidad de 97% y el análisis del azufre en el diesel carga y producto fue de 7329 y 245 ppm respectivamente. Para conocer los parámetros de operación: FLUJO CORTE MASICO(Kg/h) Diesel 135.000 % En peso S Entrada 0,007329 DENSIDAD DEL DIESEL (lb/bl) 298 API 34,5 %S Salida 0,000245 DENSIDAD 0,8 0,8 0 0,9990 g 0,8 lt g . 0 lb 3. 8 lt 4 gal . . . lt g gal bl g lt 98 lb bl 94 API 4 , 0,8 0 3 9 0 0,00 3 9 4 0 0,000 4 AZUFRE SALE = 245 ppm. S 34, AZUFRE ENTRADA = 7.329 ppm. S 3 , FLUJO MASICO = 135.000kg/h 3 000 g . 0 lb g 9 lb 4.1 BALANCE DE MATERIALES. Calculo de la cantidad de Hidrogeno por barril de alimentación. SCFB H2=110.8*(Sf) + 10.2* (HDS %) - 659.0 Donde: (SCFB)= Pie cúbico estándar de hidrógeno por barril de alimentación Sf = Porcentaje de azufre de entrada. HDS% = Porcentaje de conversión. ECUACIÓN Nº 4 Pie cúbico estándar de hidrógeno por barril de alimentación SCFB (H2) = 110.8 x (0,007329) + 10,2 x (97) – 659 [EC 4] SCFB (H2) = 330,5 95 S Entrada. Azufre que entra = flujo másico* % Sf SE 9 0,00 3 9 SE 8 . lb/h S Salida. Azufre que sale = flujo másico* % S S 9 S 0,000 4 ,9 lb S Reacciona. Azufre que reacciona= Azufre que entra- Azufre que sale 8 . Azufre que reacciona= 00 - .9303 Azufre que reacciona = 2108.7 lb/h Peso Molecular. Moles de azufre que reacciona= Azufre que reacciona/ PM S S ,9 lb mol . 96 SCFB (H2) Reacciona. ECUACIÓN Nº5 Pie cúbico estándar de hidrógeno por barril de alimentación que reacciona. SCF Reacciona SCF . Densidad .3 9 flujo másico Reacciona S F reacciona ,9 9 98 [EC 5] 3 9 R H2 Saliente. H2 que Sale = 330,5 – ,0 = 305,5 (ft³/barril) TABLA Nº 26 Resultados del balance de masa para la unidad HDS de R.E.E. BALANCE DE MASA PARA EL DIESEL DE HDS H2 Requerido (Kg/h) 936,5 330,5 SCFB (H2) requerido 2.181,7 S Entra(lb) 72,9 S Sale(lb) 2.108,7 S reacciona(lb) 65,9 S (lbmol) 70,9 H2 Reacciona (Kg/h) 25,0 SCFB (H2) reacciona 305,4 H2 Sale(SCFB) 865,5 H2 Sale (Kg/h) 2.240,5 H2S (lb) 36,1 (API) producto 97 Con el balance de masa realizado se pudo demostrar y determinar que el hidrógeno utilizado en la actualidad en la unidad HDS de la refinería de Esmeraldas es suficiente para procesar los 135.000 K/h de carga que ingresa a la unidad con un porcentaje de conversión del 97%, la REE está trabajando en el punto de provisión y consumo de hidrogeno. Se conoce que la base para tener un buen proceso de HDS es el catalizador, en la planta de Hidrodesulfuración en la REE se usa catalizador de lecho fijo, se inyecta gas de enfriamiento rápido (quench) entre los lechos con el fin de controlar la reacción dentro del rango de temperatura definido como óptimo. El catalizador HR 306 se instala en los dos lechos. Una capa de guarda de catalizador LD 145 es puesta en el tope del lecho superior para la hidrogenación de los insaturados de la carga y prevenir la formación de coque. 4.2 CARACTERÍSTICAS DEL CATALIZADOR. A continuación se describen los catalizadores utilizados en el proceso HDS en la REE: 4.2.1. CATALIZADOR TIPO LD 145 Características del catalizador Proveedor: Procatalyse Función: Hidrogenación selectiva de cortes de pirólisis insaturados en el tope del primer lecho del reactor Cantidad: 11 m3 Descripción y composición química: Cuentas de alúmina de alta pureza cargada con óxidos de níquel y molibdeno. Diámetro de tamaño de partícula 2-4 mm. Composición típica: NiO (8% peso) 98 MOO3 (8% peso) Propiedades físicas: Area superficial: 140 m2/g Densidad másica: 0.8 g/cm3 Volumen de poro: 0.45 cm3/g Duración de ciclo estimado: 2 años Vida estimada: 6 años 4.2.2. CATALIZADOR TIPO HR 306 C. Proveedor: Procatalyse Función: Hidrodesulfurización de destilados. Cantidad: 97 m3 Descripción y composición química: Alúmina cilíndrica extruzada de muy alta pureza cargada con óxidos de cobalto y molibdeno. Tamaño de partícula: Diámetro 1.2 mm, largo 4 mm. Composición típica: CoO 3% peso MoO3 14% peso. Pérdidas por ignición a 500 ºC: 0.5% peso. Propiedades físicas (típicas). Área superficial: 210 m2/g Densidad másica, cargado golpe : 0.67 g/cm3 Densidad másica, cargado denso : 0.76 g/cm3 Volumen de poro : 0.5 cm3/g Resist. a la compresión másica :1.1 MPa Duración de ciclo estimado : 2 años 99 Vida estimada : 6 años 4.2.3. BOLAS DE ALÚMINA. Tipo: Mullita o equivalente Cantidad: Diámetro de bola Cantidad (m3) ¼" ¾" 2.40 4.89 4.3 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS PARA EL PROCESO HDS. Cada vez incrementa la necesidad de buscar diferentes alternativas para mejorar la remoción de azufre presente en el diesel de nuevos materiales catalíticos. Esta necesidad se da ya que los materiales catalíticos que más comúnmente se utilizan a escala industrial para el hidrotratamiento de cortes petroleros son el CoMo y NiMo sulfurados soportados sobre Al2O3, como es el caso de los usados en la REE. Sin embargo, sus propiedades intrínsecas hacen que difícilmente puedan ser utilizados en los esquemas de hidrotratamiento profundo. Las normas de calidad establecidas para combustibles diesel indican la necesidad de nuevos catalizadores con alto poder hidrodesulfurante e hidrogenante, considerando las restricciones fijadas para el contenido de azufre y aromáticos. Por lo que se han buscado alternativas en lo referente a nuevos soportes con mejores propiedades que el Al2O3 tradicionalmente utilizado en la formulación de catalizadores de hidrotratamiento. Se podría utilizar diferentes materiales tales como TiO2, ZrO2 y algunos tipos de zeolita mesoporosas como MCM-41 SBA15. Otro tipo de materiales con propiedades promitentes son los óxidos mixtos de Al2O3-TiO2, Al2O3-ZrO2 y ZrO2- TiO2 con el fin de mejorar las propiedades de las alúminas a si como el otro oxido incorporado. El estudio de algunas propiedades fisicoquímicas de fundamental importancia en lo referente a la aplicación de este tipo de óxidos como soportes de catalizadores 100 para procesos de hidrotratamiento (HDT), considerando el área específica y volumen poroso, diámetro de poros adecuado a las moléculas hidrocarbúricas a tratar y acidez superficial. El tamaño de poros es importante en la obtención de catalizadores más eficientes para la hidrodesulfuración (HDS) de moléculas azufradas presentes en cortes medios(Diesel), también la acidez característica de los óxidos mixtos Al2O3-TiO2 promueve la obtención de catalizadores de MoS2 altamente activos en la HDS de tiofeno. Esta acides de puede consideran que existe relación directa entre la acidez Lewis superficial de los soportes binarios y el mejoramiento de la dispersión de la fase activa. Tomando en cuenta lo anterior, la posibilidad de preparar sólidos mixtos con propiedades texturales y ácidas moduladas resulta de gran relevancia en el campo de la hidrodesulfuración. Muchos estudios an probado que la fase mixta superficial de estequiometría CoMoS (NiMoS o NiWS), la cual es la principal causantes de la actividad catalítica. No obstante, esta fase no existe en todo el volumen del catalizador. FIGURA.Nº 27 E q f f M S γ -Alumina) J.P Wauquier, (2004), El Refino del Petróleo 101 Alúmina (Al2O3). La alúmina, como se ha mencionado, se considera un excelente soporte pues posee características que son benéficas para los procesos de HDT. Las alúminas de alta área superficial (200-400 m2/g) se forman generalmente por la descomposición térmica de hidróxidos de aluminio y su estructura es función del precursor de aluminio. Los precursores de alúmina son: boehmita como óxidohidróxido de aluminio y bayerita, gibsita norstrandita del grupo de los trihidróxidos de aluminio. Titania (TiO2). La titania existe en tres formas cristalinas: anatasa, rutilo y brookita. La anatasa y el rutilo tienen un arreglo tetragonal, mientras que la broquita forma un arreglo ortorrómbico. A diferentes temperaturas de calcinación se obtienen las distintas fases del TiO2. La anatasa se identifica entre los 300-600°C y el rutilo a temperaturas mayores de 600°C. La unidad estructural para las tres fases es un octaedro de TiO6 y la variedad de cada una de las estructuras cristalinas se debe en diferencias en el arreglo de este octaedro. Sus propiedades superficiales provistas por sus cationes (3+ y 4+) hacen que se comporte como un material dieléctrico. Los electrones d que posee como catión Ti4+, provocan que presente alta reducibilidad y comportamiento semiconductor. Los óxidos de titanio y aluminio poseen concentraciones más o menos comparables de grupos hidroxilo superficiales, siendo la principal diferencia entre éstos la manera en que están distribuidos. En la superficie de la titania, el Ti4+ se encuentra coordinado tetraédricamente y los grupos OH se distribuyen de manera uniforme creando una superficie homogénea. En el caso de la alúmina, los cationes Al3+ están coordinados tetraédrica u octaédricamente y los grupos hidroxilo se localizan en filas paralelas. 102 El empleo de catalizadores con las fases activas MoS2 y NiMo soportados en titania, un incremento en la actividad en la HDS de moléculas refractarias tales como DBT y 4,6-DMDBT, respecto a los tradicionales catalizadores soportados en alúmina. Sin embargo, la sinergia reportada en catalizadores NiMo es menor en soportes de TiO2 que en Al2O3. Esto puede atribuirse a los métodos de preparación usados para la deposición de la fase activa y en particular a las dificultades encontradas con el método de comúnmente usado co-impregnación seguido de la calcinación y la sulfuración. La co-impregnación de los catalizadores promovidos en su estado óxido es un sistema complejo que consiste en diferentes especies de óxidos con diferentes interacciones entre ellos. Así entonces, el efecto de promoción dependerá en de la evolución del precursor oxidado. De manera similar se ha reportado que catalizadores de NiW soportados en TiO 2 son más activos que los soportados en alúmina, principalmente causado por la morfología y estructura electrónica del soporte. Igualmente este aumento en la actividad de HDS se le ha atribuido a la interacción metal-soporte, lo cual provoca diferencias en la dispersión y en el apilamiento de las láminas de WS 2, esto ejerce un importante efecto en la reducibilidad y sulfurabilidad de las fases activas. Soporte Oxido Mixto Al2O3TiO2. Para lograr los óxidos mixtos de alúmina con alto grado de mezclado a alto grado de mezclado a nivel atómico de los cationes que lo componen se ecurre al método sol-gel la adición de Ti dentro de la matriz de Al2O3 para formar óxidos mixtos de (Al2O3TiO2) genera un material con propiedades estructurales y superficiales modificadas en comparación a los óxidos de sus componentes puros. En los sistemas Al2O3-TiO2 desde el punto de visa termodinámico Al2O3 y TiO2 reacciona solo a altas temperaturas por encima de 1180 ⁰C en una atmosfera oxidante y en una concentración equimolar para formar una solución sólida, existen cambios electrónicos durante la sulfuración del soporte Al 2O3-TiO2 103 comparados con catalizadores soportados en Al2O3 es decir que el titanio presenta una reducción de Ti+4 a Ti+3 y estos electrones pueden transferirse a la fase activa, la interacción de la alúmina con WO3 es mayor con MO3 no obstante en catalizadores de NiW con alto contenido de titanio la actividad intrínseca se incrementa con el contenido de titanio. 4.3.1 CATALIZADORES DE W Y NIW SOPORTADO. En el caso de los catalizadores mono metálicos de wolframio el uso de alúmina como soporte da lugar a fuertes interacciones entre las especies de en estado óxido de wolframio y el soporte, que disminuyen el grado de sulfuración del catalizador. Para superar este problema, se han estudiado los efectos de la composición del soporte sobre estos catalizadores, la influencia del método de preparación y la adición del promotor de níquel. Estudios preliminares han mostrado que los catalizadores de wolframio soportado en óxidos mixtos de Al2O3-TiO2 tienen mayor actividad en la HDS que los soportados en alúmina. Además se ha encontrado que la titania brinda mejor dispersión y sulfuración de las fases de wolframio en estado óxido que sobre alúmina. Se considera que durante la síntesis de los óxidos mixtos, cationes de Ti+4 pueden acomodarse en sitios vacantes de la alúmina que se genera la desohidroxilarse sin modificar su número de coordinación de 6 y sin formar enlace Al-O-Ti, que seguirá el modelo de la generación de acides por diferencia en números de coordinación y estado de oxidación, la vía sol-gel permite mejorar la textura y las propiedades fisicoquímicas. 4.3.2 CATALIZADORES DE NIW SOPORTADO EN ALÚMINA. Se sabe que la presencia del Ni como promotor, mejora la sulfuración y la dispersión de las fases de wolframio; a pesar que los catalizadores de NiW no son usados tan frecuentemente como los CoMo o NiMo, muestran alta actividad en la hidrogenación de aromáticos, en la conversión de 4,6-dialquildibenzotiofenos y en reacciones de HDN. Los catalizadores de NiW en su estado oxido contienen 104 dispersas las especies WO3, NiO y NiWO4, las cuales tienen diferente grado de sulfuración incrementando en el siguiente orden: NiO>WO3>NiWO4>NiAl2O4. Este grado de sulfuración se ve más afectado por la temperatura de calcinación que de sulfuración, el incremento de la temperatura de calcinación resulta en una sulfuración más difícil del Ni. Dado que el WO3 es difícil de sulfurar en alúmina, lo hace menos susceptible a la sinterización de WS2. Publicaron en 1997 que la sulfuración completa del wolframio provocó máxima actividad en la HDS del tiofeno, mientras que una sulfuración incompleta mostró mayor actividad para la HDS del DBT. Se encontró que el catalizador soportado en TiO2 es más activo en la HDS de tiofeno que el soportado en alúmina, esto se atribuye a la menor interacción metal-soporte que existe entre el W y la titania, comprobado por la técnica de reducción a temperatura programada. 4.3.3 CATALIZADORES DE NIW SOPORTADO EN ALÚMINA-TITANIA Con el objetivo de disminuir la interacción metal-soporte, para así obtener una sulfuración mayor y dispersión del wolframio y el níquel y la formación de la fase NiWS, se ha recurrido al uso de óxidos mixtos. Los sistemas Al 2O3-TiO2 y TiO2Al2O3 En los estudios realizados se ha concluido que estos sistemas favorecen la reducibilidad y la sulfurabilidad de las fases activas De esta manera, el efecto de la titania en la actividad de la HDS es más visible en catalizadores W/Al2O3-TiO2 que en catalizadores de Mo. La presencia de la titania en el soporte facilitó la reducción y sulfuración de las fases Ni-W, y disminuyeron las interacciones de los precursores de óxidos de W con el soporte. También la presencia de la titania induce la formación de mayor número de especies WS2, favoreciendo la ruta de hidrogenación- hidrodesulfuración en la HDS de 4,6-DMDBT, que requiere la hidrogenación de uno de sus anillos aromáticos antes de la hidrodesulfuración. 105 Es por esta razón que la actividad de NiW fue mayor que los catalizadores de NiMo por efecto de la titania. Estos resultados están de acuerdo con otros estudios que han realizado HDS de moléculas modelo en catalizadores conteniendo TiO2. Por esto se concluye que un soporte rico en titania modificada por alúmina podría considerarse un soporte potencial de HDS para catalizadores de NiW. 4.3.4 SÍNTESIS DEL MÉTODO SOL-GEL. Sea a definido como un sol es una suspensión estable de partículas sólidas coloidales en un medio líquido, un gel es una red porosa tridimensional formado por una interconexión de partículas en un medio líquido. El proceso sol-gel es un método para preparar óxidos metálicos a partir de sus precursores alcoxidos (compuestos metalorgánico) o sales inorgánicas. Se caracteriza por brindar control en los parámetros de síntesis esto se da a su baja temperatura en el proceso esto provoca que se obtengan materiales con áreas superficiales relativamente altas >200 m2/g, distribución de tamaño de poros, y tamaños de partículas específicas,, así obtienen de igual manera como alta pureza del material, se se obtiene multicomponentes homogéneos que pueden ser fácilmente logrados por la mezcla de los percursores debido al empleo de soluciones se obtiene un mezclado a nivel molecular. En Resumen el sol-gel se basa en una reacción de polimerización durante las cuales un solución de percursores orgánicos se transforman progresivamente en una red tridimensional, se obtienen diferente productos estructurales dependiendo del tratamiento al cual se sometan. 106 FIGURA Nº 28. Diferentes tratamientos en el proceso sol-gel. S. Robles Andrade/R. Silva Rodrigo/ . Castillo Mares, Revista mexicana de Ingeniería Química, Universidad Metropolitana Iztapalpa, (2008), Revista. 4.3.5 HIDRODESULFURACIÓN DEL DIESEL POR DESTILACIÓN REACTIVA. El azufre presente en el diesel es una importante fuente de contaminación del aire, durante la combustión de los motores diesel, el azufre se quema para formar óxidos de azufre perjudiciales para el medio ambiente. La reducción del contenido de azufre en los combustibles se ha convertido en uno de los principales retos para la catálisis en los procesos de refinación. El azufre contenido en los combustibles y emitido durante los procesos de refinación, constituye uno de los principales contaminantes emitidos por la industria química, por lo que es de gran importancia adoptar diversas tecnologías que minimicen sus efectos en el ambiente. Desde el punto de vista de las aplicaciones, la destilación reactiva es interesante como opción para separar mezclas de compuestos de características químicas muy similares que no modifican significativamente su volatilidad relativa. Desarrollando y evaluando las alternativas tecnológicas basadas en la HDS para remover selectivamente compuestos azufrados del diesel mediante la destilación 107 reactiva, en la cual los compuestos azufrados reaccionan con el hidrógeno para obtener compuestos orgánicos y sulfuro de hidrógeno, además de un sistema de separación para remover compuestos ligeros del diesel, y de un sistema de recirculación. El proceso de hidrodesulfuración reactiva opera en condiciones menos severas de presión y temperatura. Debido a que este proceso requiere hidrógeno y un catalizador capaz de acelerar las reacciones de eliminación correspondientes y, dado que, la demanda nacional de productos más limpios a partir de la refinación trae consigo la necesidad de incrementar la cantidad de hidrógeno necesario para llevar a cabo las reacciones de hidrodesulfuración. Convencionalmente las reacciones presentes en la hidrodesulfuración se llevan a cabo en configuraciones donde existe un flujo paralelo, por lo que este proceso es ventajoso debido a que este tipo de reacciones son inhibidas por el H2S formado. Con la tecnología actual de hidrodesulfuración (HDS), las especificaciones del contenido permitido azufre, en un futuro sólo pueden lograrse en procesos con severas condiciones, es decir, alta temperatura y presión, también tiempos de residencia prolongados. Estas condiciones de operación reducen los márgenes de utilidad porque una temperatura alta en el reactor reduce la vida de catalizador, un tiempo de residencia grande reduce el rendimiento y una presión parcial de hidrógeno alto aumenta el consumo de los costos de hidrógeno y operación. Esto crea la necesidad de mejorar los procesos HDS para reducir la creciente concentración de compuestos de azufre en la materia prima, mientras mejoran los márgenes de utilidad, por todo esto, la destilación reactiva (DR) puede ser una alternativa viable Reactividad, es la facilidad con la que reaccionan diferentes compuestos de la misma clase, comparativamente entre sí, en condiciones de reacción semejantes. R= alquilo T= Tiofeno BT= Benzotiofeno DBT= Dibenzotiofeno 108 Al probar un catalizador es conveniente considerar los factores que influyen en su actividad: las condiciones de operación, la composición de la carga, la presencia de productos que afectan las propiedades del catalizador, etc. Shih derivo una ecuación con base en la correlación de resultados de HDS de cargas del tipo de gasóleo y aceite cíclico, con propiedades tales como la concentración inicial de azufre y nitrógeno total. Esta ecuación describe la temperatura requerida para llevar el nivel de azufre a menos del 0.05% peso, independientemente del origen de la carga. ECUACIÓN Nº6 Temperatura requerida para reducir los nivel de azufre. T To (31,39F) exp S600F (25,05F) ln CN [EC 6] Donde To es una constante (454 F), S600F es el azufre en la carga, CN es el nitrógeno total en ppm (ºF son grados Farenheit). Esta correlación es simple y útil para diseñar un plan estratégico de la operación de una planta, solo es menester conocer la concentración del azufre y del nitrógeno en la carga. Este trabajo deja el planteamiento de que los derivados del DBT son los menos reactivos, pues presenta el avance de la reacción por análisis cromatográfico, y muestra que en niveles de 0.05 % peso de azufre en una corriente hidrotratada, el azufre aportado es casi 100% derivado de dimetildibenzotiofenos. 4.3.6 QUE ES LA DESTILACIÓN REACTIVA. La combinación de destilación y reacción en un mismo equipo se conoce como destilación reactiva (DR), la destilación se da de la siguiente manera en la zona inferior reaccionan los compuestos de azufre más pesados y en la zona superior reaccionan los compuestos de azufre ligeros, esto es importante porque se 109 remueven continuamente los compuestos pesados de la zona del catalizador, que son precursores de la formación de coque en la superficie del mismo. 4.3.6.1 Ventaja de usar la destilación reactiva. Cuando tengamos problemas de altas exotermicidades debido a la reacción en reactores de lecho empacado ya que con DR los problemas de puntos calientes en el reactor se evitan porque la vaporización del líquido actúa como un atenuante térmico. En sistemas donde tengamos reacciones cuyos productos puedan tener una indeseable hidrolización, pues en DR podemos agotar éstos reactivos de la fase líquida mediante el uso de vapor. Cuando la configuración típica de DR (operación a contracorriente) sea ventajosa. Por ejemplo en el hidroprocesamiento de corrientes de petróleo como veremos más adelante. 4.3.7 .PROCESO DE HIDRODESULFURACIÓN VÍA DESTILACIÓN REACTIVA. Consiste en sustituir el reactor por una columna reactiva seguida de una etapa de separación y recirculación de hidrógeno. El esquema de recirculación es más sencillo que el proceso convencional y la sección de separación ha sido sustituida solamente por una columna estabilizadora, en la Figura Nº19 se presenta el esquema de destilación reactiva. 110 FIGURA Nº29. Esquema vía destilación reactiva En este proceso la masa de catalizador, los flujos de gasóleo y de hidrógeno de recirculación son comparables con los del proceso convencional. La corriente de fondos pasa a una columna estabilizadora donde el hidrógeno y el ácido sulfhídrico solubles en la mezcla líquida son separados para así obtener en el fondo diesel con baja concentración de compuestos de azufre (menor a 500 ppm (0.05 % peso). Para llevar a cabo la hidrodesulfuración es importante la presencia de hidrogeno y conforme avanza la necesidad de incrementar alternativas para cumplir con las estrictas normas internacionales el hidrogeno proveniente de CCR no será suficiente para abastecer el proceso de HDS, la implementación futura de una planta de hidrogeno podría ayudar a mejorar la remoción de azufre en el diesel. 111 4.3.8 HIDRODESULFURACIÓN ULTRA PROFUNDA DEL DIESEL (UDHDS). Esta es una propuesta que podría ser incrementada en la REE o en la nueva refinería del Pacifico para disminuir el contenido de azufre y alcanzar las especificaciones de la Euro IV propuesta tomada de la revista “Hidrocarbon Proccesing,(2004) Refining Processes, Hidrodesulfuration” Aplicación: La Hidrodesulfuración ultra profunda (UDHDS) es un proceso que puede producir productos destilados con niveles de azufre por debajo de 10 ppm. Descripción: El reactor y la tecnología del catalizador de la unidad de hidrodesulfuración ultra profunda es ofrecida a través de proveedores como “Akzo Nobel Catalystic”, en una sola etapa, el reactor de lecho fijo incorpora propiedades de alto rendimiento, distribución y enfriamiento interno, la alimentación combinada con el reciclo y el make-up del gas son precalentados en contacto con el catalizador en un flujo descendente y vaporiza instantáneamente en una alta y baja presión separación. Una torre de absorción de amina elimina el H2S del gas de reciclo y en el separador el vapor es utilizado con el final de recuperar el producto. La tecnología de UDHDS aplicable para renovar y diseñar. Economía: Inversiones (Base: 25,000-35, 000 bsd, 1Q 2000 Costa del Golfo de EE.UU.) Nueva unidad, $ 1.000 por BPSD a 1.800 Instalación: Más de 60 unidades cuentan con actualización de destilados mediante (Akzo Nobel ultra-profundas HDS technology. Twenty) y cinco de estas aplicaciones producen, o va a producir, <10 ppm de azufre, utilizando la tecnología UDHDS. 112 FIGURA Nº30 Diagrama de la Unidad de Hidrodesulfuración Profunda Hidrocarbon Proccesing,(2004) Refining Processes, Hidrodesulfuration 4.3.9 PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO PARA INCREMENTAR LA CARGA DE DIESEL A DESULFURAR. El hidrógeno se encuentra repartido por todo el planeta: en el agua, en los combustibles fósiles y en los seres vivos. Sin embargo, raramente aparece en estado libre en la naturaleza, sino que tiene que ser extraído de fuentes naturales, como será este caso que lo obtendremos a partir del gas. El hidrógeno es un elemento químico que contiene energía y que puede ser almacenado en forma líquida o gaseosa. Es 14 veces más ligero que el aire, incoloro, inodoro y no tóxico, ya que su único producto luego de la combustión es agua. 113 Obtenemos la producción de hidrogeno en la reformación catalítica esta unidad tiene una capacidad de producción de 10000 bpd, una vez que la Nafta Cruda de bajo octanaje (RON= 54) constituida por fracciones de parafinas, naftenicos y aromáticos se le han removido los contaminantes ingresa al proceso de Reformación Catalítica, esta unidad consta de tres reactores en los que las moléculas se reestructuran para dar productos aromáticos de alto octano (RON = 100) e hidrógeno utilizado en los procesos de hidrodesulfuración. El hidrogeno que sale de esta planta se almacena en la planta de hidrogeno que se encuentra cerca esta unidad. Las condiciones de la reacción son temperaturas del orden de los 500ºC y presiones del orden de los 3.5 kg/ cm². El propósito del proceso de la octanización es producir un reformado de alto número de octano, que es un componente principal de las gasolinas, y un gas rico en hidrógeno que sirve para la operación de otras unidades de la refinería. La carga a la reformadora es la nafta hidrodesulfurada proveniente de la hidrodesulfuradora de nafta pesada. Debido a la presencia de contaminantes en todos los casos, el hidrotratamiento de nafta, antes de la octanización es siempre necesario. La octanización es un proceso de reformación de nafta, lo cual incluye dos secciones: - La reformadora catalítica en sí incluyendo reactores, hornos, recuperación de efluente y estabilización. - La circulación de catalizador y la regeneración continua que involucra el manipuleo de sólidos y la tecnología de lecho móvil.En la sección de reformación catalítica, la corriente de carga de nafta hidrotratada, es procesada a muy baja presión en tres reactores adiabáticos sobre un lecho de catalizador multimetálico móvil, en un ambiente de hidrógeno.Se requiere una temperatura alta (en el rango de los 500ºC) para promover las reacciones químicas que mejoran el número de octano, de ahí la necesidad de precalentar la carga. 114 Algunas de las reacciones deseables son altamente endotérmicas por tanto para asegurar una eficiencia alta de la reacción, el catalizador debe ser dividido en varios reactores con recalentadores intermedios o intercalentados. El alto rendimiento del proceso, es debido en gran parte, a su operación a baja presión con regeneración continúa de catalizador. En un proceso convencional de tipo semi-regenerativo, esta combinación de alta temperatura y baja presión conducirían a un alto depósito de coque y a una muy corte duración del ciclo. El hidrógeno es el elemento más ligero, más básico y más ubicuo del universo. Cuando se utiliza como fuente de energía, se convierte en el combustible eterno. Nunca se termina y, como no contiene un solo átomo de carbono, no emite dióxido de carbono. TABLA N⁰ 27. Propiedades básicas del hidrógeno Gas incoloro, sin olor ni sabor Densidad energética Masa molecular Punto de ebullición Lim. Inflamabilidad en aire Punto de fusión Densidad Temperatura crítica Temperatura de autoignición Presión crítica 120 kJ/g 2,016 -252,7 ºC 4 - 75 % -259,2 ºC 0,089 g/cm3 -239,9 ºC 580 ºC 12,8 atm LUIS GUTIÉRREZ JODRA (2011) 4.3.9.1 Planta de Hidrógeno. Modelo de planta tomada de Hidrocarbon Processing, 2004, Gas Processes, Foster Wheeler APLICACIÓN: Para producir hidrógeno es necesario la presencia de una corriente de metano reformado. 115 MATERIA PRIMA: Se puede usar como materia prima gas natural, gas de refinería, gas licuado de petróleo (GLP) y nafta. PRODUCTOS: Corriente de hidrogeno con alta pureza. DESCRIPCIÓN: Al ingresar la materia prima para producir hidrogeno primero se calienta antes de pasar a través de las dos camas del catalizador. Los compuestos orgánicos de azufre presentes en el gas de alimentación (por ejemplo, mercaptanos) se convierten en sulfuro de hidrógeno (H 2S) y monoolefinas, en el primer lecho del catalizador de cobalto óxido de molibdeno la fase de gas es hidrogenada el segundo lecho contiene óxido de zinc que elimina H2S por adsorción. Este azufre removido en esta etapa es necesario para evitar el envenenamiento del reformador catalítico. Una vez tratada la alimentación del gas este es mezclado con el vapor y calentado antes de pasar hacia el reformador donde los hidrocarburos y el vapor reaccionan para formar gas de síntesis, (syngas). El gas de síntesis que contiene hidrógeno, metano, dióxido de carbono (CO2), monóxido de carbono (CO) y agua sale de la reformador y pasa a través de la caldera de calor residual al reactor de desplazamiento, donde la mayor parte del CO se convierte en CO2 e hidrógeno por reacción con vapor de agua. Para obtener materias primas más pesadas, el pre reformador se utiliza para la conversión de material de alimentación aguas arriba del reformador.El gas de síntesis se enfría a través de una serie de intercambiadores de calor antes que el agua se evapor es recuperada en un tambor (knock-ou). El corriente de hidrógeno pasa por un proceso de adsorción (oscilación de presión) para la unidad de purificación obteniendo un 99,9% producto de calidad. El agua desmineralizada es desaireada, mezcla con el condensado, recuperado y precalentado a través de una serie de intercambiadores de recuperación de calor antes de pasar al tambor de vapor, cantidades de vapor pueden variar entre 1.250 y 5.750 libras / millones SCFD de hidrógeno producido utilizando aire precalentamiento y auxiliares. 116 ECONOMÍA: Las configuraciones de la planta de diseño han sido optimizadas para satisfacer las necesidades económicas de los clientes, utilizando flujos efectivo, diseñados para producir hidrogeno de clidad a bajo costo de producción de hidrógeno. INVERSIÓN: 10-100 millón SCFD. Utilidades, típicos por millón SCFD de hidrógeno producido (materia prima de gas natural): Canal + combustible, lb 960 Agua, desmineralizada, lb 4.420 El agua, la refrigeración, gal EE.UU. 1180 Electricidad, kWh 12 FIGURA Nº31 Diagrama de planta de Hidrógeno Hidrocarbon Processing, 2004, Gas Processes,Foster Wheeler 4.3.9.2. Procedimiento para la obtención de hidrógeno a partir de gas natural que comprende. a) Hacer reaccionar el gas natural con una mezcla de aire y vapor de agua, en un único reactor para obtener un gas que comprende H2 y CO. Produciendo una mezcla de monóxido de H. llamada syngas o gas de síntesis. 117 La mezcla gaseosa así obtenida es difícil de separar ya sea física o químicamente (es necesario enfriar hasta -205 ºC antes de que el monóxido pueda condensar) CH4 (g) + H2O (g) (Ni, 800ºC) CO (g) + 3H2 g Δ + 06 KJ El problema de separar el dióxido del hidrogeno es más sencillo, hay varias formas de realizar la separación, mediante medios físicos y medios químicos como se muestra a continuación. Medios físicos. Una opción es enfriar la mezcla por debajo de la temperatura de condensación del CO2 (-78 ºC) muy diferente a la del H2 (-253 ºC). Económicamente viable mediante un servicio de frío en planta. Medios químicos. El CO2 es un oxido ácido que reacciona con una disolución de carbonato potásico para dar el carbonato ácido de potasio, calentando este se puede regenerar el carbonato: K2CO3 + CO2 + H2O 2KHCO3 FIGURA Nº32 Separación del dióxido de hidrogeno. b) Hacer reaccionar el CO producido a alta temperatura con vapor de agua para obtener un gas que comprende H2 y CO2. c) Hacer reaccionar el CO que no ha reaccionado en la etapa (2) a baja temperatura con vapor de agua para obtener un gas que comprende H2 y CO2, caracterizado porque en la etapa (1) el gas natural, el aire y el vapor de agua se alimentan simultáneamente y reaccionan sobre el mismo catalizador y porque la 118 presión empleada en las etapas (1) a (3) varía entre 1 y 8 atm, así como a una planta de producción de H2 para llevar el citado procedimiento. 4.3.10 MÉTODOS DE OBTENCIÓN DE HIDRÓGENO. Los métodos se describen a continuación. 4.3.10.1 Reformado con vapor (steam reforming). Con este procedimiento el hidrógeno se obtiene a partir de hidrocarburos, fundamentalmente del gas natural. El principal componente del gas natural es metano CH4 y la reacción consiste básicamente en separar el carbono del hidrógeno. El proceso tiene lugar en dos etapas: En la fase inicial, el gas natural se convierte en hidrógeno, dióxido de carbono y monóxido de carbono. La segunda etapa consiste en producir hidrógeno adicional y dióxido de carbono a partir del monóxido de carbono producido durante la primera etapa. El monóxido de carbono es tratado con una corriente de vapor a alta temperatura produciéndose hidrógeno y dióxido de carbono. El hidrógeno producido, se almacena en tanques. La mayoría del hidrógeno empleado por la industria petroquímica se genera de esta manera. El proceso tiene una eficiencia entre el 70 y el 90%. A continuación se muestran las reacciones químicas producidas durante el proceso: CH4 + H2O => CO + 3H2 CO + H2O => CO2 + H2 Para obtener este proceso es necesario tener gas natural el mismo que puede ser obtenido del bloque 3 campo Amistad, t de la Refinería Estatal de Esmeraldas (REE). 119 4.3.10.2 Campo Amistad Se encuentra ubicada en la región costa sur-este de ecuador, flanco sur este de la subcuenca de Jambeli a 133 km al sur este de Guayaquil, 435 Km al este de Quito y 22 Km cerca de la costa FIGURA Nº 33. Ubicación Campo Amistad. Ingeniería del gas natural .GAS NATURAL CAMPO AMISTAD Carrera de Ingeniería en Petróleos año 2012 Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc. Las instalaciones terrestres como Base Logística Puerto Bolívar se localizan en la Jurisdicción del municipio de Machala y la Planta Deshidratadora de Gas se ubica en la comunidad Bajo Alto, Parroquia Tendales, Cantón El Guabo, ambos ubicados en la Provincia del Oro, en la Región sur del Ecuador. 120 TABLA Nº28 Datos técnicos del Campo Amistad Gas Original en Sitio (GOES) 1,018,530 MMPC Factor de Recobro promedio (FR) 70% Reservas Probadas 224.634 MMPC Reservas Probables 55.225 MMPC Reservas Posibles 373.881MMPC Reservas Totales 714.529 MMPC Ingeniería del gas natural .GAS NATURAL CAMPO AMISTAD Carrera de Ingeniería en Petróleos año 2012 Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc. TABLA Nº 29 Resultados de Cromatografía de Gases Compuesto Composición (% peso) Nitrógeno 0,81 Metano 94,07 Dióxido de Carbono 0,04 Etano 2,93 Agua 0,6 Propano 1,18 i-Butano 0,41 n-Butano 0,06 Gravedad especifica (ASTM 0,5572 D3588)(60⁰F a 1 atm) Ingeniería del gas natural .GAS NATURAL CAMPO AMISTAD Carrera de Ingeniería en Petróleos año 2012 Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc. La plataforma y los pozos en producción actualmente procesan hasta 35MMSCFD, y la producción está sujeta al volumen de gas que se procese en la 121 Planta de Gas, lo cual actualmente depende de la demanda de la Termoeléctrica CELEC ex Machala Power cuyo requerimiento varía entre 8 y 35 MMSCFD dependiendo de la época del año y el mantenimiento de las instalaciones de CELEC. Para el tratamiento del gas, EPPETROECUADOR cuenta con una planta deshidratadora de gas ubicada en la Comunidad de Bajo Alto, con una capacidad actual de procesamiento de 40MMSCFD y que a través de la instalación del nuevo proceso con “Glycol Contactor” cumplirá con el diseño originalmente planificada de 80MMSCFD. Entre los proyectos futuros esta la ampliación de la capacidad de procesamiento de gas a 120 MMSCFD y la optimización de procesos en plataforma Amistad, la plataforma dispone de 5 pozos ubicados en la estructura y dos pozos a una distancia de más o menos 1 milla de la estructura sumergidos en el lecho marino. Solo tres pozos se encuentran activos 2 están abandonados temporalmente y 2 están en esperan de trabajos de Workover, siendo este una ventaja ya que se podría asignar una parte de gas natural para la demande de electricidad y otra parte para la obtención de hidrogeno que necesitaríamos para bajar a un más el contenido de azufre presente en el diesel de esta manera alcanzar la norma EURO permitiéndonos traer vehículos con motores de última generación, y bajaríamos a la mitad el consumo de combustible esto implicaría que Ecuador ahorraría dinero en importación de combustibles. 122 FIGURA Nº 34 Offshore Campo Amistad Ingeniería del gas natural .GAS NATURAL CAMPO AMISTAD Carrera de Ingeniería en Petróleos año 2012 Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc. Se puede usar también el gas proveniente de la Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) ya que una gran parte de gas es quemado en las teas según; Granja P. (2013) .ANÁLISIS Y CUANTIFICACIÓN DEL GAS PROCESADO POR LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS, LOCALIZADA EN LA PROVINCIA DE ESMERALDAS, PARA LA UTILIZACIÓN DE ESTE GAS COMO GLP O GAS DE UTILIDADES. Tesis tecnología. 4.4. PRODUCCIÓN DIARIA DE GLP Y GAS COMBUSTIBLE EN LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS. El promedio de producción diaria de GLP y de gas combustible en la refinería Estatal de Esmeraldas se presenta de la siguiente manera: GLP: Destilación Atmosférica 1 58.5 m3 123 Destilación Atmosférica 2 42.8 m3 FCC 777.9 m3 CCR 35.0 m3 Carga Total para MEROX GLP914.2 m3 No existen pérdidas en el proceso Gas combustible: Existen dos Unidades que procesan gas combustible: Gas Combustible 1: Destilación Atmosférica 1 62.0 m3 Destilación Atmosférica 2 61.8 m3 Visbreaking 1 55.2 m3 Visbreaking 2 43.2 m3 FCC 231.5 m3 Carga Total para Gas Combustible 1 453.7 m3 Gas Combustible Tratado 384.5 m3 H2S producido 46.5 m3 Pérdidas en el proceso 22.7 m3 Gas Combustible 2: Tratamiento de Diesel 41.0 m3 Tratamiento de Naftas 68.0 m3 CCR 116.8 m3 Carga Total para Gas Combustible 2 225.8 m3 Gas Combustible Tratado 214.5 m3 Pérdidas en el proceso 11.3 m3 Podemos también tener gas de la Refinería Estatal Esmeraldas (REE) para esto es necesario saber el consumo de gas combustible en la REE 124 4.4.1CONSUMO DE GAS COMBUSTIBLE EN LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS. El consumo promedio de gas combustible en los diferentes hornos y calderas fue el siguiente: Horno de Destilación Atmosférica 1 710 kg/hora Horno de Destilación al Vacío 1 720 kg/hora Horno de Visbreaking 11320 kg/hora Horno de Destilación Atmosférica 21057 kg/hora Horno de Destilación al Vacío 2410 kg/hora Horno de Visbreaking 21000 kg/hora Hornos de HDT (2) y CCR (4) 2036 kg/hora Horno de HDS 515 kg/hora Horno de Planta de Azufre 1 20 kg/hora Gas quemado en teas: Gas quemado en teas proveniente de destilación atmosférica 1: 1700 kg/hora. Gas quemado en teas proveniente de destilación atmosférica 2: 1000 kg/hora. Gas quemado en teas proveniente de HDT y CCR: 383 kg/hora. El gas que sale de la planta de azufre y de HDT va hacia la incineradora de gases, donde se incinera este gas y se lo dispone a la atmosfera como SO2. La refinería cuenta con dos teas externas, la tea nueva recibe los gases residuales provenientes de la planta de azufre y CCR. La tea antigua recibe los gases residuales provenientes de FCC, destilación atmosférica, destilación al vacio y visbreaking. No hay indicador de flujo de gases en las teas, con lo que no se sabe a ciencia cierta la cantidad de gas que se está quemando a diario en refinería. 125 Podemos observar que aproximadamente 3083 Kg/h es quemado en Teas, en lugar de utilizar este gas como materia prima para la producción de hidrogeno. 4.5 CARTA MUNDIAL DE COMBUSTIBLE. El objetivo de esta carta es la armonización mundial de los combustibles, desarrollar recomendaciones comunes en todo el mundo, por "combustibles de calidad", teniendo en cuenta las necesidades de los clientes y las tecnologías de emisiones de los vehículos, los cuales, a su vez, benefician a nuestros clientes y todas las partes afectadas. Estas recomendaciones permiten que los fabricantes de automóviles y de motor proporcionen combustibles consistentes en todo el mundo mediante un asesoramiento de calidad. La aplicación de las recomendaciones deberá: • Reducir el impacto de los vehículos de motor en el medio ambiente mediante la reducción de emisiones de los vehículos. • Minimizar la complejidad de ve ículos con combustibles equipos optimizados para cada categoría de control de emisiones, lo que reducirá los costos del cliente (compra y operación). • umentar la satisfacción del cliente con el rendimiento del ve ículo. Cuatro diferentes categorías de calidad de los combustibles se han establecido tanto para la gasolina sin plomo y del gasóleo, estos se describen a continuación. Categoría 1: Mercados con nivel nulo o primero de control de emisiones, basadas principalmente en la fundamental vehículo / motor de rendimiento y protección de los sistemas de control de emisiones. 126 Por ejemplo, los mercados de EE.UU. que requieren Tier 0 y 1 EURO normas de emisión. Categoría 2: Los mercados con requisitos estrictos para el control de emisiones u otras demandas del mercado. Por ejemplo, los mercados de EE.UU. que requieren Nivel 1, EURO 2 ó 3, o normas equivalentes de emisiones. Categoría 3: Los mercados con necesidades avanzadas para el control de emisiones u otras demandas del mercado. Por ejemplo, los mercados exigen EE.UU. / California LEV o ULEV, EURO 3, JP 2005, o normas equivalentes de emisiones. Categoría 4: Las tecnologías de motores y vehículos para lograr un mejor rendimiento y menores emisiones requieren tener un combustible de mayor categoría. Estas recomendaciones de calidad del combustible son para las propiedades del combustible terminado como se proporciona al usuario final. Los métodos internos de control de calidad no son dictados o restringidos, siempre que el combustible cumpla con estas especificaciones. Para hacer frente a futuros clientes, los retos medioambientales y energéticos, la industria del automóvil y del motor en todo el mundo están explorando tecnologías avanzadas de propulsión. Mientras que la categoría 3 se ha definido como aquellos requisitos necesarios para tecnologías avanzadas, tal como existen hoy en día, Categoría 4 se ha definido como un ultra bajo contenido azufre en el combustible para satisfacer las necesidades de las tecnologías avanzadas en vehículos y necesidades futuras. 127 Todas las categorías serán examinadas y revisadas según sea apropiado para reflejar los cambios en las tecnologías de motores y vehículos, refinerías de petróleo, y los métodos de prueba. TABLA Nº30 Diesel Premiun Distribuido en Ecuador se asemeja a la Euro III WWFC, 2006, Características del Diesel Categoría II 128 TABLA Nº31 Características del diesel según su categoría. (WWFC) Indice de DIESEL Cetano Contenido de Azufre (mg/Kg) Categoria 1 48 2000 Categoria 2 51 300 Categoria 3 53 50 Categoria 4 55 10 Tipos de Diesel (WWFC 2006) Contenido de Azufre (mg/Kg) 2500 2000 1500 1000 500 0 47 49 51 53 55 57 Indice de Cetano Tipos de Diesel (WWFC 2006) Contenido de Asufre (mg/Kg) 2500 2000 1500 Categoria 2 1000 Categoria 1 Categoria 3 500 Categoria 4 0 46 48 50 52 54 56 Indice de Cetano 129 4.6 PROPIEDADES FÍSICAS DEL DIESEL EN UN VEHICULO. La densidad, la curva de destilación, la viscosidad y el comportamiento a baja temperatura, constituyen las características esenciales del diesel necesarias para el funcionamiento satisfactorio de los motores. 4.6.1 DENSIDAD. La densidad debe estar comprendida entre 0,820 y 0,860 kg/l aproximadamente, La imposición de un valor mínimo de densidad se justifica por la preocupación de obtener una potencia máxima suficiente para el motor, por medio de una bomba de inyección en la que la regulación del consumo se hace en volumen. Por otra parte, se fija un límite máximo a la densidad con el fin de evitar la formación de humos a plena carga debidos a un incremento de la riqueza media en la cámara de combustión. 4.6.2. CURVA DE DESTILACIÓN. La necesidad de realizar la inyección a alta presión y una pulverización en gotitas finas por medio de un inyector impone, para el gasóleo, unas características de volatilidad muy precisas Aproximadamente tiene una volatilidad mínima y máxima. Así, la fracción destilada (%volumen) debe ser: Inferior al 65 % para una temperatura de 250 ⁰C. Superior al 85 % para una temperatura de 350 ⁰C. Superior al 95 % para una temperatura de 370 ⁰C. El punto inicial y el punto final de la destilación no son objeto de especificación pues su determinación es en general poco precisa; los valores medidos en productos comerciales se sitúan entre 160 y 180 ⁰C para el primero y entre 350 y 385 ⁰C para el segundo. 130 4.6.3. VISCOSIDAD. También la viscosidad debe estar comprendida entre unos límites precisos en efecto una cobertura demasiado viscosa aumentaría las pérdidas de carga en la bomba y los inyectores y esto tendrá a reducir la presión de inyección a deteriorar la calidad de pulverización y finalmente afectara el proceso de combustión y si la viscosidad es insuficiente podría provocar el gripado de la bomba de inyección Durante mucho tiempo las especificaciones oficiales del diese no fijaban nada más que una viscosidad máxima de (9.5 mm2/seg) a una temperatura de 20 ⁰C para el futuro se ha definido (2.55 mm2/seg, mínimo 4.5 mm2/seg) no a 20 ⁰C si no a 40 ⁰C que parece más representativo del funcionamiento de una bomba de inyección. Salvo casos particulares (gasóleos para «gran frío» muy fluido, productos muy pesados), la restricción impuesta para esta característica no representa problemas para el refinador. 4.6.4. COMPORTAMIENTO A BAJA TEMPERATURA. Las características a baja temperatura del gasóleo condicionan más su preparación que su comportamiento en relación a la combustión. El gasóleo debe atravesar un filtro de malla muy fina antes de penetrar en la bomba de inyección, ya que este es un elemento de gran precisión mecánica cuyo buen funcionamiento podría alterarse por impurezas y por partículas en suspensión en el líquido. Ahora bien, la presencia de hidrocarburos parafínicos en el gasóleo puede provocar su cristalización especialmente a bajas temperaturas y obstruir el filtro colocado en el circuito de alimentación, lo que puede suponer una inmovilización total del vehículo. Estas consideraciones justifican la necesidad de adoptar especificaciones muy estrictas en materia de comportamiento en frío del gasóleo, incluso si se dispone de ciertos dispositivos (calentamiento del filtro instalado en vehículos recientes) que disminuyan el riesgo de incidentes en servicio. 131 4.6.5. AZUFRE EN EL DIESEL. El azufre del diesel contribuye significativamente a las emisiones de partículas, la correlación del contenido de azufre en el diesel con las emisiones de partículas y el SO2 está claramente establecido. La oxidación del dióxido de azufre produce trióxido de azufre que en presencia del agua atmosférica o sobre superficies húmedas, el trióxido de azufre (SO3) se convierte rápidamente en ácido sulfúrico (H2SO4). Los óxidos de azufre tienen un profundo impacto en el ambiente, siendo la causa principal de las lluvias ácidas. SO3 (g) + H2 l → H2SO4 (l) 4.7.1. ÍNDICE DE CETANO. Así como el octano mide la calidad de ignición de la gasolina, el índice de cetano mide la calidad de ignición de un diesel. Es una medida de la tendencia del diesel a cascabelear en el motor. FIGURA Nº35. Características de ignición de dos hidrocarburos. Alberto Ochoa,(2003) Hidrodesulfuración profunda del diesel. 132 El n-hexadecano (cetano) tiene un periodo corto de retardo durante la ignición y se le asigna un cetano de 100; el heptametilnonano (METIL NAFTALENO) tiene un periodo largo de retardo y se le ha asignado un cetano de 15. El índice de cetano es un medio para determinar la calidad de la ignición del diesel y es equivalente al porcentaje por volumen del cetano en la mezcla con heptametilnonano, la cual se compara con la calidad de ignición del combustible La propiedad deseable de la gasolina para prevenir el cascabeleo es la habilidad para resistir la autoignición, pero para el diesel la propiedad deseable es la autoignición. Típicamente los motores se diseñan para utilizar índices de cetano de entre 40 y 55, debajo de 38 se incrementa rápidamente el retardo de la ignición. En las gasolinas, el número de octano de las parafinas disminuye a medida que se incrementa la longitud de la cadena, mientras que en el diesel, el índice de cetano incrementa a medida que aumenta la longitud de la cadena. En general, los aromáticos y los alcoholes tiene un índice de cetano bajo. Por ello el porcentaje de gasóleos desintegrados, en el diesel, se ve limitado por su contenido de aromáticos. Muchos otros factores también afectan el índice de cetano, así por ejemplo la adición de alrededor de un 0.5 por ciento de aditivos mejoradores de cetano incrementan el cetano en 10 unidades. 4.7. RECUPERACIÓN DE AZUFRE: En varios procesos de una refinería se produce ácido sulfhídrico (H 2S); en la mayoría de las hidrodesulfuradoras éste es vertido en materiales más comerciales que son el azufre y el ácido sulfúrico. El producto de la unidad es azufre recolectado en forma gaseosa o disuelta en soluciones de amina y es convertido en materiales más comerciales que son el azufre y el ácido sulfúrico. Los equipos son: soplador, reactores, condensadores, quemador, fosa y bomba. 133 Los procesos de recuperación de azufre son necesarios para reducir los impactos ambientales. Las etapas para el procesamiento de los gases agrios y la obtención de azufre son: 1. Acondicionamiento de los gases de carga. 2. Conversión Térmica. 3. Conversión Catalítica. 4. Recuperación del azufre en la fosa de azufre. 5. Desgasificación del azufre. 6. Oxidación térmica de gases efluentes (Gas de cola). 7. Recuperación energética: producción de vapor. FIGURA Nº 36. Recuperación del Azufre 134 4.7. ESTUDIO ECONOMICO VOLUMEN Y COSTO DE IMPORTACION DERIVADO DEL PETROLEO (Diesel). TABLA Nº32 Análisis económico de las importaciones y producto elaborado diesel IMPORTACIÓN PRODUCCIÓN DE DIESEL DE DERIVADOS DERIVADOS (Mbls) (Mbls) NOVIEMBRE 1030.5 1634 DICIEMBRE 1118 1765 PRECIO DE PRECIO DIESEL INGRESO VENTA COSTO DE PRECIO DE TOTAL IMPORTACIÓN IMPORTADO INTERNA (Miles IMPORTACIÓN VENTA INTERNA (bls) (dólar X bls) (galón) de dólares) (Miles de dólares) (dólar x bls) 2665 137 3.3 68305.2 223942.1 41.8 2882 132 3.1 73546.9 233468.1 41.7 PRECIO DIFERENCIA DIESEL INGRESO/COSTO (galón) 1.00 -155636.9 0.99 -159921.2 Banco Central del Ecuador (2012) Cifras del sector Petrolero Ecuatoriano N⁰ 71. Según la tabla Nº32 tomando como referencia el mes de Diciembre se necesita un promedio aproximado de derivado de petróleo (Diesel) 2.882,400 bls de los cuales un 42% es el diesel local y un 58% se importa con un costo de 233.468,1 dolares el precio del diesel importado por galón es de 3,14 dólares y se comercializa en el país a 0,99 centavos generando una diferencia ingreso/costo. Gráficamente se puede observar que el total de la importación de diesel dependerá del consumo, y la producción local ya que estos factores nunca son constantes. 135 TABLA Nº33 Variaciones del consumo de diesel en el país Consumo de diesel Noviembre/Diciembre 2012 NOVIEMBRE DICIEMBRE 2665 1030.5 1118 PRODUCCIÓN DE DERIVADOS (Mbls) 1634 2882 1765 IMPORTACIÓN DE DERIVADOS (Mbls) TOTAL (bls) TABLA Nº34 Diferencia de ingresos- costos de las importaciones. Diferencia Ingreso-Costo para el Diesel 233468.1 223942.1 73546.9 68305.2 0.0 0 NOVIEMBRE -155636.9 Ingreso Venta Interna DICIEMBRE -159921.2 Costo de importación DIFERENCIA INGRESO/COSTO En la tabla N⁰ 34 se verifica que el país en los mese analizados tiene un déficit promedio 158 millones de dólares en el negocio de producir, importar y comercializar diesel. Al optimizar los procesos de Refinería y tener diesel con 10 ppm de azufre y 55 de índice de cetano permitirá importar maquinaria, equipos, vehículos con motores de alta eficiencia alta relación de compresión y mínimos impactos ambientales 136 estos motores generalmente consume de un 40 % a un 50% menos de combustible ya que un motor de alta eficiencia de 2000cm 3 realiza el mismo trabajo que uno de 4000 cm3 reduciendo el consumo de diesel nacional e importado esto representaría para el mes de diciembre del 2012 un ahorro de 116734,05 millones de dólares al país. 137 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 5.1. CONCLUSIONES 1. El crudo ecuatoriano tiene un contenido promedio de azufre de 2,35% siendo un crudo amargo, esto provoca que los destilados, gasolinas, diesel, fuel oíl entre otros contengan altas concentraciones de azufre después de su destilación; por esta razón la carga del diesel a la entrada a la unidad HDS de la REE contiene 7000 ppm de azufre. 2. Al analizar los estudios de optimización del proceso especialmente selección del catalizador y variación de presión, temperatura y provisión de hidrogeno han permitido que actualmente la REE procese toda la carga proveniente de la Destilación Atmosférica y se obtenga diesel con 245 ppm. 3. El proceso HDS no afecta las características físico- químico del diesel, el objetivo principal es extraer el azufre como ácido sulfhídrico, el mismo que luego es procesado en la planta Claus. 4. Al trabajar la unidad HDS con un catalizador recomendado por el fabricante, permitió ver cambios significativos en los resultados obtenidos ya que al cambiar el catalizador se disminuyó sustancialmente la concentración de azufre en el diesel producido. 5. Un punto vital del proceso HDS es la provisión de hidrogeno que actualmente está en su punto de equilibrio (todo lo que se produce se consume). 6. Para conseguir una disminución mayor de la cantidad de azufre en el diesel comercializado en la actualidad, es necesario adicionar un proceso con un catalizador que nos permita conseguir 10 ppm de azufre en el diesel, adicionalmente también requeriríamos mayor cantidad de hidrogeno para cumplir con el objetivo 138 7. El diesel Premium comercializado en la actualidad cumple con los parámetros que exige la Norma INEN-1489:99 con un contenido permitido de azufre de 500 ppm, sin embargo eso no es suficiente ya que en la actualidad existen motores de diesel de alta compresión y eficiencia los mismos que para conseguir un óptimo desempeño requieren un diesel de mejor calidad, reduciendo el contenido de azufre a valores menores a 10 ppm y un alto número de cetano (55), estas condiciones necesarias aún no se pueden cumplir en la unidad HDS a pesar de las adecuaciones realizadas en años anteriores. 8. Un motor moderno de alta compresión y alta eficiencia de 2000 cm 3 realiza el mismo trabajo que un motor de 4000 cm3 si el Ecuador tuviese diesel con especificación EURO IV podría importar vehículos y equipos con motores de última generación disminuyendo los volúmenes y costos de importación podemos observar que en Noviembre del 2012 se gastó 223942,1 millones de dólares y en Diciembre del 2012 se gastó 233468,1 millones de dólares en importación de diesel al tener motores de alto rendimiento y alta compresión como existe en los países desarrollados, las importaciones de diesel se reducirían a la mitad. 9. Trabajando la planta de HDS con los parámetros óptimos el diesel Premium apenas alcanza la EURO II (300 ppm) actualmente los motores a diesel de fuentes fijas o móviles utilizadas en países desarrollados cumple con especificaciones EURO IV (<10ppm). 139 5.2. RECOMENDACIONES. 1. Se recomienda implementar una planta de hidrogeno para llevar a cabo las reacciones de hidrodesulfuración, se puede utilizar como materia prima el gas natural, gas combustible que actualmente se quema 3087 Kg/h en teas este puede ser tratado y utilizado para la provisión de hidrógeno. 2. Es necesario trabajar con las condiciones y los parámetros operacionales de diseño de la unidad HDS para evitar problemas en la carga y daños en los equipos. 3. Podemos reducir el contenido de azufre de 245 ppm a 10 ppm mediante procesos como la hidrodesulfuración ultra profunda (UDHDS) y destilación reactiva que son muy comunes y utilizados en refinerías del mundo y que han dado resultados exitosos. 4. La nueva Refinería del Pacifico debería proveer de procesos modernos y de última tecnología para una alta reducción de azufre en el diesel, adaptándolos también al petróleo pesado y extra pesado que tenemos en el país, de esta forma permitirá en un futuro importar motores con especificaciones Euro IV siendo más eficientes en trabajo y desempeño el mismo que influirá en la reducción en el consumo de diesel y menos contaminantes al ambiente. 140 GLOSARIO DE TÉRMINOS Calentador U Horno.- Es un equipo diseñado para aumentar la temperatura de un fluido con la finalidad de permitir operaciones posteriores. Carga.- Es el flujo o caudal que se dispone para un determinado proceso. Coquificación: Utilizar el calor para descomponer hidrocarburos de alto peso molecular, provenientes de los residuos del petróleo, para obtener un material quebradizo y poroso de alto valor comercial, llamado coque de petróleo. Catalizador.- Es un material que aumenta o disminuye la velocidad de una reacción química sin cambiar su identidad química propia. Craqueo: Conversión térmica o catalítica tendiente a disminuir el peso molecular de hidrocarburos. Craqueo térmico: Rompimiento de moléculas a base de calor. Desbutanizadora: Se refiere a una columna de destilación para separar butanos de una corriente. Diesel: Combustible constituido por fracciones intermedias del petróleo. Diesel Premium: Combustible utilizado en motores de alto régimen que requieren de bajo contenido de azufre. Deshidrogenación: Es la pérdida de átomos de hidrógeno por parte de una molécula orgánica. Destilación: Proceso físico al que se somete al petróleo para separar sus distintas fracciones. 141 Fuel oil: Combustible para uso industrial que resulta de las mezclas de diversas fracciones pesadas del petróleo. Gasóleo: Destilados obtenidos en el proceso de destilación al vacío. Hidrocraqueo: es un proceso de refinado que convierte las moléculas pesadas, con gran contenido de azufre y otros contaminantes, en compuestos más ligeros y limpios. Hidrodesulfuración (HDS): Proceso para remover azufre de las moléculas, utilizando hidrógeno bajo presión y un catalizador. Hidrodesulfuración (HDT): Proceso que utiliza un catalizador que es sensible a ciertos contaminantes, como el azufre, nitrógeno, agua, compuestos halogenados, hidrocarburos insaturados y ciertos metales. Este proceso se realiza en presencia de hidrógeno y un catalizador. Hidroprocesos: Son procesos donde se hace reaccionar hidrógeno con hidrocarburos insaturados. Horno.- es un dispositivo utilizado para generar calor. La energía calorífica utilizada para alimentar un horno puede ser suplida directamente por la combustión de algún combustible. Índice de cetano: el índice de cetano mide la calidad de ignición de un diesel. Es una medida de la tendencia del diesel a cascabelear en el motor. Intercambiador de Calor.- Es un equipo de proceso diseñado para permitir la transferencia de calor de un caliente a otro frío. Lluvia ácida: Se denomina lluvia acida a un tipo de desastre natural caracterizado por la precipitación pluvial que, según estudios bioquímicos, 142 presenta un pH o grado de acidez menor a 5.65 (atención: también puede presentarse como nieve, niebla, roció, etc). Punto de ebullición: Temperatura a la cual un combustible líquido hierve bajo condiciones normales. Quench: Recipiente de enfriamiento brusco. Reactor.- Es un recipiente en que toda, o al menos la mayor parte de la reacción química se realiza. En la mayoría de unidades este es el recipiente en el que se coloca el catalizador. Refinación: Conjunto de procesos mediante los cuales los hidrocarburos constitutivos del petróleo se separan y se transforman individualmente o en fracciones, para su posterior aprovechamiento. Refinería: Instalación industrial destinada al procesamiento de petróleo. Slops.- Son cortes o productos petroleros que no cumplen las especificaciones de fabricación, son generalmente mezclados a un crudo para ser dirigidos nuevamente hacia la destilación atmosférica. Torre de Fraccionamiento.- Es un recipiente cilíndrico vertical usado en la separación de los componentes de una mezcla líquida por medio de destilación. Torre de Despojamiento.- Es un recipiente cilíndrico vertical usado para estabilizar o despojar componentes livianos de una carga líquida. Temperatura de transferencia. Esta es la máxima temperatura a la que se eleva el crudo para vaporizarlo, el rendimiento en destilados depende de esta variable. Temperatura de cabeza. Es la temperatura en la zona superior de la columna fraccionadora, se controla con el reflujo de cabeza, este reflujo es la fuente fría 143 que genera la corriente de líquidos que se contactan con los vapores, produciéndose los equilibrios líquido-vapor. Temperatura del corte. Es la temperatura a la cual se realiza la extracción lateral de un combustible. Esta temperatura es controlada con el reflujo de cabeza y reflujos circulantes. Estos últimos tienen un efecto semejante que el reflujo de cabeza y además precalientan el crudo, recuperando energía. Torre atmosférica.- Es una columna de destilación que opera a una presión cercana a la atmosférica. Volátil: Se aplica a la sustancia que se transforma fácilmente en vapor o en gas cuando está expuesta al aire: la gasolina es una sustancia volátil. (DMDS): Dimetil Disulfuro. (LPG): Gas licuado de petróleo (SCFB): Pie cúbico estándar por barril de alimentación. (DBT): Dibenzotiofeno. (VEHL): Velocidad espacial horaria del liquido en volumen de alimentación (volumen del catalizador) (hora). 144 BIBLIOGRAFIA. 1. Aguirre, W. y Donald R. (1999). Tecnología química del Petróleo. Bogotá, Institucional. 2. Acosta, L. (2011). 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Análisis y simulación de procesos de refinación del petróleo. México, DF: Instituto Politécnico Nacional. 19. Wuthier, P. (2003). El Petróleo Refino y Tratamiento Químico. Paris; Instituto francés del petróleo 146 ANEXOS ANEXOS ANEXO Nº 1. Unidad de Hidrodesulfuración de Diesel HDS. 147 ANEXO Nº2. Unidad de Hidrodesulfuración de Diesel HDS. 148 ANEXO Nº3. Esquema de refinación de la Refinería Estatal de Esmeraldas Gas Tratamiento de Aminas 85 Ron Proceso Claus H2 Crudo 1919 Mlbs/d 872 Mlbs/d 11612 Bpdo 14838 Bpdo 14838 Bpdo 7520 Bpdo Gas combustible 92 Ron Mezcla de Gasolinas Azufre LPG 26191 3275 Nafta HDT Nafta Liv. Ht. 26191 Nafta Liviana Isomerización 3275 Gsln 85 Reformación 6159 Gsln 92 Nafta Pesada H2 150000 Bpsd Unidad Integrada: Crudo y Vacío 150000 7604 Kerosene 6159 Nafta Pes. Ht. HDS Kero 7604 Jet Fuel H2 76462 Diesel HDS Diesel 76462 76986 Bpdo Diesel H2 Gas FCC & Merox 33668 HDS VGO Gas Seco Lpg Nafta L Nafta P ACL ACP Pepito 26190,86524 49398 38954 21631 Acite clarificado Bpdo Fuel Oil H2 93495 HVGO & DAO H-Oil 93495 H-Oil GOV Residuo de H-Oil Combustible de Refinería 149 ANEXO Nº4 .Tabla Análisis del Diesel Ligero Fracción T.B.P. ⁰C Rendimiento % Vo. % Peso. % Vol. 1. Peso específico 20/4°C 2.Densidad API 3.Color A.S.T.M. 4. Azufre total, % peso. 5.Corrosión al cobre 3 hr,50°C 6.Aromáticos,%V ol. 7.Temperatura de anilina, °C 8. Índice de refracción. 9.Factor de caracterización, K-uop. 10.Nitrógeno básico, ppm 11. N.Parafinas. % 12.Temp. de escurrimiento, °C 160-300 22,3 20,8 17,3-39,6 ASTMD 1298 0,836 160 - 350 30,3 28,8 17,3-47,6 160 - 375 160 - 400 175-375 34,3 38,8 32,2 32,8 17,3-51,6 37,3 17,3-56,1 0,849 31,0 19,451,6 0,851 34,6 34,2 0,845 0,848 ASTMD 287 ASTMD 1500 IMP-RP SA-VH006 ASTMD 130 37,2 35,4 34,8 0,5 2,0 2,0 2,0 2,0 0,26 0,32 0,37 0,39 0,40 1a 1a 1a 1 a 1a ASTMD 1319 33,9 35.0 * * * ASP1-0 611 ATM-D 1218 60,8 65,0 67,2 67,8 67,8 1,46629 47298 1,47464 1,47544 1,47265 11.7 11,7 11,7 11,7 11,7 18,8 61,0 67,7 75,7 72,8 10,0 14,0 19,0 24,0 32,0 -30 -15,0 -12 -3 UOP-375 -59 UOP313- 70 RP SAE 01 ASTM-D 97 -5 150 ANEXO Nº 5 Análisis de combustibles diesel pesados. Fracción T.B.P.°C Rendimiento ASTM 250 - 350 250 - 400 % Vol. 16,4 24,9 8,0 % Peso 16,2 24,7 8,0 Localización en crudo. % Vol 1.Peso específico 20/4°C ASTM - D 1298 2.Densidad A P I ASTM-D 287 ASTM-D 1500 3.Color A.S.T.M. 4.Azufre total,% peso 31,247,6 26,60,870 42,8 31,256,1 26,6-51,3 0,871 30,7 30,4 2,0 3,0 39,647,6 34,80,883 42,8 28,2 2,5 IMP-RP SAVH-006 ASTM-D 130 ASTM-D 1319 ASTM-D 611 0,45 ASTM-D 1218 UOP-375-59 1,48519 11,7 11,7 11,7 UOP-313-70 95,1 116,2 160,7 PP-SAE-01 32,5 43,6 43,6 12.Temp de escurrimiento, °C ASTM-D 97 +3 +6 +6 13. N. Parafinas. % Peso PP-SAE-01 32,5 43,6 43,6 14. Temp. de escurrimiento, °C 15. Viscosidad a 37. °C (SSU) ASTM-D 97 +3 +6 +6 ASTM-D 88 IP-21/5388 ASTM-D 48,6 32,4 48,9 51,4 33,0 48,5 63,5 35,1 45,8 ASTM-D 976 53,8 54,3 55,6 5.Corrosión al cobre 3 hr, 50°C 6.Aromáticos, % Vol. 7.Temperatura de anilina, °C 8.índice de refracción 9. Factor de caracterizacion,K-uop 10.Nitrógeno básico, ppm 11. N. Parafinas. % Peso 16. Indice Diesel a 98.9 °C, de (SSU) 18.Indice de cetano 0,54 300 - 350 0,55 1a 1a 1a 49,7 * * 70,6 72,6 72,6 1,48699 1,49233 151 19,Carbón Conradson, % peso 20.Acidez, mg KOH/g 18.Temp. de nublamiento °C 19.Cenizas, % peso 20.Destilación, "C ASTM-D 189 0,11 0,15 0,16 ASTM-D -974 0,084 0,230 0,120 ASTM-D 2500 +3 +7 +7 ASTM-D -182 ASTM-D 86 0,0013 0,032 0,0033 TIE 293 323 5% Vol 303 336 10% Vol 306 338 20% Vol 310 342 152 ANEXO Nº6. Curva de destilación de Diseño de la carga HDS Atmosférico Diesel del Crudo Mezcla Base % peso en la carga T/d en la carga BPDO Gravedad especif. Corte TBP ºC Indice cetano Azufre, % peso Nitrógeno, ppm peso Viscos. cs @ 100 ºC Número de Bromo Mezcla Diesel de Viscorreductora VB-2 Diesel del Crudo Mezcla de Diesel mezcla 23 ºAPI 100 8.38 91.62 100 3391 284 3110 3394 24500 2080 22420 24500 0.8705 0.8600 0.8723 0.8713 260-370 150-350 260-370 150-370 49 41 49 48 0.83 1.5 0.92 0.97 85 600 85 128 1.66 1.2 1.62 1.59 2 30 2 4.4 TBP 760 mm Hg 153 ANEXO Nº7. Norma NTE INEN 1489:99 Productos derivados del petróleo Diesel. 154 155 156 157 158 ANEXO Nº 8 Diesel Categoría I 159 ANEXO Nº9 Diesel Categoría II 160 ANEXO Nº 10 Diesel Categoría III 161 ANEXO Nº11 Diesel Categoría IV 162 ANEXO Nº12 Cifras Económicas del Sector Petrolero. 163 ANEXO Nº13 Consumo de Derivados 164 ANEXO Nº14 Ingresos y egresos del consumo de derivados 165