universidad central del ecuador facultad de ingeniería química

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA
CARRERA DE INGENIERIA QUÍMICA
SIMULACIÓN DEL USO DEL GAS RESIDUAL COMO MEDIO DE
DESPOJAMIENTO EN EL COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI
TRABAJO DE GRADO PARA LA OBTENCIÓN DEL
TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO
AUTOR: JULIO ENRIQUE TERÁN ZAVALA
TUTOR: ING. DIEGO EDUARDO MONTESDEOCA ESPÍN.
QUITO
2015
AGRADECIMIENTOS
El autor expresa sus agradecimientos a:
EP PETROECUADOR, por la colaboración prestada en la entrega de información para la
realización de este trabajo.
La FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA, por ser una casa del saber y aportar a sus
estudiantes con los conocimientos para salir a realizar un buen desempeño en la industria.
Mis abuelos Eduardo y Mabel, por el apoyo, el cariño y las enseñanzas para poder ser una mejor
persona cada día.
Mi padre Enrique, por enseñarme que en la vida no basta con ser un buen profesional, hay que
saber llegar a la gente.
Mis hermanos, Andrés, Santiago, David y María Augusta por brindarme la alegría y la gran suerte
de aprender que la familia es lo más valioso que se tiene.
Mi tío César, por ilustrarme que en los libros, uno encuentra no solo a un respaldo, sino al mejor
aliado en el ejercicio profesional.
Todas las personas que de una u otra forma aportaron en mi vida, para poder llegar al final de esta
etapa y estar motivado a seguir adelante.
iv
CONTENIDO
pág.
LISTA DE TABLAS ..................................................................................................................viii
LISTA DE CUADROS................................................................................................................. ix
LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................... xi
RESUMEN .................................................................................................................................. xii
ABSTRACT ...............................................................................................................................xiii
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 1
1. SIMULACIÓN DE PROCESOS ............................................................................................... 3
2. DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA ............................................................................................ 4
2.1. Generalidades ......................................................................................................................... 4
2.2. Esquema general del proceso de destilación ........................................................................... 5
3. DESPOJAMIENTO ................................................................................................................... 6
3.1. Tipos de despojamiento .......................................................................................................... 6
4. REFINERÍA AMAZONAS (COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI) .......................... 9
4.1. Diagrama de bloques del proceso ........................................................................................... 9
4.2. Descripción del proceso ........................................................................................................ 10
4.2.1. Precalentamiento ............................................................................................................... 10
4.2.2. Desalado ............................................................................................................................ 11
v
4.2.3. Fraccionamiento ............................................................................................................... 12
4.2.4. Enfriamiento y almacenamiento........................................................................................ 14
5. GAS RESIDUAL .................................................................................................................... 15
5.1. Composición y especificaciones del gas residual del CIS.................................................... 15
6. SIMULADOR ASPEN PLUS 7.2. .......................................................................................... 16
6.1. Selección de paquetes termodinámicos ................................................................................ 16
6.2. Modelos de Columnas de Destilación .................................................................................. 18
6.2.1. Modelo DSTWU ................................................................................................................ 18
6.2.2. Modelo DISTL ................................................................................................................... 18
6.2.3. Modelo RADFRAC ............................................................................................................ 18
6.2.4. Modelo MULTIFRAC........................................................................................................ 18
6.2.5. Modelo SCFRAC ............................................................................................................... 19
6.2.6. Modelo PETROFRAC ....................................................................................................... 19
6.2.7. Modelo RATEFRAC .......................................................................................................... 19
6.2.8. Modelo BATCHFRAC ....................................................................................................... 19
7. PROCESO DE SIMULACION .............................................................................................. 20
7.1. Datos Requeridos ................................................................................................................. 20
7.1.1. Datos y Características de la alimentación ........................................................................ 20
7.1.2. Datos de operación durante el año 2014 ........................................................................... 22
7.2. Datos de operación utilizados para simulación y validación................................................ 23
7.2.1. Temperaturas de extracción de los cortes en los platos de la columna de destilación
atmosférica ............................................................................................................................... 23
7.2.2. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para las fracciones .................................. 23
7.3. Datos Complementarios ....................................................................................................... 24
7.4. Aplicación de la simulación ................................................................................................. 25
vi
7.4.1. Elección del paquete termodinámico ................................................................................ 25
7.4.2. Elección del modelo de columna ....................................................................................... 26
7.4.3. Método de validación de la simulación con respecto a la operación real ........................ 27
7.4.4. Simulación de la operación cambiando el vapor de agua por el gas residual como
medio de despojamiento. ............................................................................................................. 27
8. CALCULOS Y RESULTADOS ............................................................................................. 28
8.1. Cálculo de los flujos másicos ............................................................................................... 28
8.2. Determinación de la numeración de los platos para introducir al simulador. ...................... 29
8.3. Cálculo del flujo real de gas residual de la planta de gas ..................................................... 30
8.4. Comparación de algunas variables de proceso reales con las simulada para validar
la simulación. .............................................................................................................................. 34
8.5. Cálculo de las toneladas de CO2 no emitidas al ambiente gracias al reemplazo del
medio de despojamiento. ............................................................................................................. 39
9. DISCUSIÓN ........................................................................................................................... 40
10. CONCLUSIONES ................................................................................................................ 42
11. RECOMENDACIONES ....................................................................................................... 43
CITAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................................................... 44
BIBLIOGRAFÍA......................................................................................................................... 45
ANEXOS..................................................................................................................................... 48
vii
LISTA DE TABLAS
pág.
Tabla 1. Curva de Destilación TBP corregida a 760 mm Hg ......................................................... 21
Tabla 2. Datos de Operación en la alimentación ............................................................................ 22
Tabla 3. Datos del vapor de despojamiento ................................................................................... 22
Tabla 4. Características de la columna de destilación .................................................................... 22
Tabla 5. Flujos de salida de productos de la columna de destilación ............................................. 22
Tabla 6. Temperatura de extracción de los cortes en los platos de la columna .............................. 23
Tabla 7. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para la nafta ligera ................................. 23
Tabla 8. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para la nafta pesada ............................... 23
Tabla 9. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para el jet fuel ........................................ 24
Tabla 10. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para el diesel ........................................ 24
Tabla 11. Densidad Relativa de los Hidrocarburos a 60 OF ........................................................... 24
Tabla 12. Densidad del agua a 60 OF ............................................................................................. 24
Tabla 13. Cálculo del flujo másico corregido a 60 OF.................................................................... 28
Tabla 14. Determinación de la numeración de los platos............................................................... 29
Tabla 15. Cuadro de Balance para cálculo de composiciones molares .......................................... 31
Tabla 16. Propiedades críticas de cada componente ...................................................................... 31
Tabla 17. Propiedades críticas medias corregidas para el gas residual .......................................... 32
Tabla 18. Condiciones normales y de operación para el gas residual ............................................ 32
Tabla 19. Propiedades reducidas para las condiciones normales y reales ...................................... 33
Tabla 20. Valores del factor de compresibilidad para las condiciones normales y reales ............. 33
Tabla 21. Flujos de gas residual disponibles en condiciones normales y reales ............................ 33
viii
LISTA DE CUADROS
pág.
Cuadro 1. Cantidades de Vapor de despojamiento recomendadas ................................................ 7
Cuadro 2. Composición del Gas Residual CIS............................................................................ 15
Cuadro 3. Especificaciones del Gas Residual CIS ...................................................................... 15
Cuadro 4. Propiedades del crudo de alimentación ...................................................................... 20
Cuadro 5. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas. ................ 34
Cuadro 6. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados .............. 34
Cuadro 7. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86 ........................................ 35
Cuadro 8. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas para
5399,609 kg/día de gas residual .................................................................................................. 35
Cuadro 9. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados para
5399,609 kg/día de gas residual .................................................................................................. 35
Cuadro 10. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86 para 5399,609 kg/día
de gas residual ............................................................................................................................. 36
Cuadro 11. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas para
12682,80 kg/día de gas residual .................................................................................................. 36
Cuadro 12. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados para
12682,80 kg/día de gas residual .................................................................................................. 36
Cuadro 13. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86 para 12682,80 kg/día
de gas residual ............................................................................................................................. 37
Cuadro 14. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas para
20292,48 kg/día de gas residual .................................................................................................. 37
ix
Cuadro 15. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados para
20292,48 kg/día de gas residual .................................................................................................. 37
Cuadro 16. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86 para 20292,48 kg/día
de gas residual ............................................................................................................................. 38
Cuadro 17. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas para
33708,05 kg/día de gas residual .................................................................................................. 38
Cuadro 18. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados para
33708,05 kg/día de gas residual .................................................................................................. 38
Cuadro 19. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86 para 33708,05 kg/día
de gas residual ............................................................................................................................. 39
x
LISTA DE FIGURAS
pág.
Figura 1. Esquema general del proceso de destilación atmosférica .............................................. 5
Figura 2. Esquema de una torre de despojamiento ........................................................................ 8
Figura 3. Diagrama de bloques del proceso .................................................................................. 9
Figura 4. Árbol de Decisión para elección de un paquete termodinámico adecuado. ................. 17
xi
SIMULACIÓN DEL USO DEL GAS RESIDUAL COMO MEDIO DE
DESPOJAMIENTO EN EL COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI
RESUMEN
Simulación del uso de gas residual como despojador en la unidad de destilación atmosférica del
Complejo Industrial Shushufindi (CIS), empleando el software Aspen Plus V7.2., y datos de:
características y curva de destilación TBP del crudo de alimentación; de la operación durante el
año 2014 de la columna de destilación de jet fuel; temperaturas de especificación ASTM D86 y
flujos de gas residual provenientes de la planta de gas del Complejo.
La simulación se realizó con las condiciones actuales de operación y utilizando el gas residual;
se obtuvieron datos de temperaturas de plato, flujos y temperaturas de especificación ASTM
D86, las cuales se compararon.
El gas residual es un remplazo factible del vapor de agua usado para el despojamiento en el
proceso de destilación atmosférica del CIS, ya que permite el arrastre de hidrocarburos livianos
en condiciones de operación menos complejas y no altera las especificaciones requeridas en los
combustibles obtenidos. A las condiciones de operación propuestas, el flujo óptimo de gas que
puede remplazar totalmente al vapor es de 400000 pies cúbicos estándar/día, generando un
ahorro de 10000 kg de agua/día y se evita la emisión de aproximadamente 46 Ton CO2/día a la
atmósfera.
PALABRAS CLAVES: /COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI /SIMULACION DE
PROCESOS /UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA /GAS RESIDUAL /ASPEN
PLUS/ DESPOJADORES/
xii
SIMULATION OF THE USE OF RESIDUAL GAS AS A STRIPPING MEDIUM AT
SHUSHUFINDI INDUSTRIAL COMPLEX
ABSTRACT
Simulation of the use of residual gas as a stripper in the atmospheric distillation unit of
“Shushufindi” Industrial Complex (CIS), employing Aspen Plus V7.2. software and data
concerning: characteristics and distillation curve TBP of the crude feed; 2014 operation data
from the jet fuel distillation column; ASTM D86 specification temperatures and residual gas
flows from the Complex gas plant.
The simulation was completed using the current conditions and using the residual gas; Data of
stage temperature, flows and ASTM D86 specification temperatures were obtained, and were
compared between them.
Residual gas is a workable replacement for the steam used for stripping in the atmospheric
distillation process at CIS, due to that it carries light hydrocarbons with less complex operating
conditions and it doesn’t change required specifications of the products. With the operating
conditions proposed, the gas flow that can completely replace the steam is 400000 standard
cubic feet/day, generating savings of 10000 kg water/day and approximately avoiding the
emission of 46 Ton CO2/day to the atmosphere.
KEYWORDS: /SHUSHUFINDI INDUSTRIAL COMPLEX /PROCESS SIMULATION
/ATMOSPHERIC DISTILLATION UNIT /RESIDUAL GAS /ASPEN PLUS/ STRIPPERS /
xiii
INTRODUCCIÓN
La técnica de la simulación de procesos es un avance que cambió la forma con la cual se
diseñan, calculan y mejoran las plantas industriales. En la actualidad, el rediseño de la actividad
industrial u optimización, ayuda a mejorar, cambiar, establecer procesos con el fin de alcanzar
mayores rendimientos en producción, reducir los impactos ambientales, pero sobre todo,
aumentar la rentabilidad en la generación de productos.
En el fraccionamiento del petróleo crudo en el Ecuador, interesa la obtención de la mayor
cantidad de productos livianos. Esto se debe a que son los de mayor uso y comercialización en
la sociedad. Por esto se han desarrollado algunos métodos para generar mayor cantidad de
productos livianos y así aumentar su rendimiento en el proceso de separación.
La destilación atmosférica es el proceso base en la refinación del petróleo, para obtener mayor
rendimiento de componentes livianos de la separación se emplea generalmente vapor de agua.
El vapor de agua baja la presión parcial de la mezcla y por ende arrastra consigo más livianos de
la mezcla.
En el año de 1936, el profesor estadounidense Wilbur Nelson, en su libro “Petroleum Refinery
Engineering”, planteó que el despojamiento de hidrocarburos se puede hacer con gas que
cumpla dos condiciones: que sea inerte al proceso y que sea incondensable a las condiciones de
operación, siendo generalmente utilizado para este efecto el vapor de agua. En el año 2011, el
profesor griego C Plellis-Tsaltakis retoma este planteamiento realizado por Nelson, realiza una
simulación y publica su artículo “The Use of Fuel Gas as a stripping medium in Atmospheric
Distillation of Crude Oil” en el que propone el uso de gas residual como medio de
despojamiento, sin embargo, su estudio es limitado ya que el consideró al etano como único
componente en su trabajo, siendo esta la última investigación sobre el tema.
Dado el incremento constante de la demanda energética, la extracción de petróleo crudo y la
producción de derivados también aumenta. La Facultad de Ingeniería Química de la
Universidad Central del Ecuador está empeñada en optimizar los procesos de refinación de
hidrocarburos y el uso responsable del agua, ya que en muchos procesos no se emplea estos
recursos de la mejor manera.
1
Con estos antecedentes, se propone el estudio de la posibilidad de utilizar el gas residual
producido en la planta de gas del Complejo Industrial Shushufindi, como un medio de
despojamiento en el proceso de destilación atmosférica que ocurre en el mismo complejo. De
esta forma se obtendría un ahorro tanto en el sector económico (reducción de utilización de
combustibles para la generación de vapor, disminución de consumo de agua) como en el sector
ambiental (reducción de las emisiones de CO2 al ambiente, disminución del consumo de agua).
Este estudio se llevó a cabo mediante la simulación del proceso en el programa Aspen Plus
V7.2., en el cual se replicaron y se validaron las condiciones actuales de operación del proceso
de destilación atmosférica y a partir de éstas, poder definir si el gas es un remplazo viable para
el vapor de agua o no.
Mediante la convergencia y análisis de las varias simulaciones realizadas en el programa Aspen
Plus V7.2., se pudo determinar que el gas residual es un remplazo factible para el despojamiento
en destilación atmosférica del Complejo Industrial Shushufindi debido a que se comprobó que
el gas residual permite el arrastre de los hidrocarburos livianos con condiciones de operación
menos complejas que las demandadas por el vapor y debido a que el gas residual no altera las
especificaciones requeridas en los combustibles producto.
2
1.
SIMULACIÓN DE PROCESOS
En la industria, siempre se busca que los procesos tengan los mejores rendimientos para lograr
la mayor cantidad de producción, obteniendo así, una mayor rentabilidad económica.
Debido a que los procesos requieren ciertas condiciones de operación para llegar a la
producción esperada, es muy complicado realizar cambios de éstas durante el trabajo,
dificultando así el estudio de mejores condiciones de proceso para alcanzar mejores
rendimientos.
Por esta necesidad, surge la simulación de procesos, que es un estudio integral de las
operaciones existentes o por existir en plantas industriales, para analizar, contrastar y encontrar
mejoras, cambios o implementaciones que se pueden dar en diseños existentes o que están en
proceso de creación.
La simulación de procesos realizada con la ayuda de programas informáticos es una herramienta
de cálculo que permite desarrollar análisis de condiciones de operación y procesos de una forma
más rápida y eficiente, sin embargo hay que tener muy en cuenta que realizar un estudio de
simulación va mucho más allá de conocer las herramientas informáticas para ello; es necesario,
interpretar y llevar los resultados obtenidos al nivel más cercano a la realidad para que su
aplicación sea más adecuada.
La simulación de procesos se realiza en todo el mundo, para un sinnúmero de procesos e
industrias, entre las cuales se puede citar:
Industria Petrolera y Petroquímica
Industria Farmacéutica
Industria Química
Tratamiento de aguas y efluentes
Flujo de Fluidos por interior de ductos
Aseguramiento de Flujo y Corrosión
3
2.
DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA
2.1. Generalidades
La destilación atmosférica es una operación unitaria de separación líquido-vapor continua o
semi-continua, que se da por medio de la diferencia en los puntos de ebullición de sus
componentes, dicha separación se facilita con la ayuda de platos o rellenos y como su nombre
indica se realiza a presión atmosférica. Esta operación es la base de los procesos de una refinería
de petróleo, y a partir de ésta se obtienen las cargas para los otros procesos.
La destilación atmosférica ocurre en columnas, en las que se separa el petróleo crudo en
fracciones más livianas, por medio de calentamiento. Estas fracciones son grupos de
componentes que tienen propiedades físicas y químicas similares y por ende están en el mismo
rango de temperaturas de ebullición.
Los diferentes cortes o fracciones se obtienen a distintas temperaturas y en distintas secciones
de la torre; las fracciones más livianas van hacia la parte superior y las más pesadas se quedan al
fondo.
“Los principales productos de esta destilación son:

Gases de Refinería.

Naftas (ligeras/ pesadas).

Querosenos y combustibles de aviación (Jet Fuel).

Diesel y aceites de calentamiento doméstico.

Fuel oil pesado industrial (Residuo Atmosférico) ” [1]
4
2.2. Esquema general del proceso de destilación
Generalmente las operaciones de destilación atmosférica tienen la siguiente estructura:
Fuente: WUITHIER, P. El Petróleo: Refino y Tratamiento Químico, Tomo 1. Trad. del francés.
Primera Edición. Editorial CEPSA. Madrid. 1971, p. 521.
Figura 1. Esquema general del proceso de destilación atmosférica
5
3.
DESPOJAMIENTO
El despojamiento o desabsorción es una operación líquido-vapor que en la industria petrolera
permite la separación de pequeñas cantidades de fracciones livianas de productos líquidos más
pesados, con dos fines: bajar el punto de inflamación y reducir la concentración de livianos.
Este proceso se realiza en columnas que sólo tienen zona de despojamiento (agotamiento,
despuntamiento).
La relación de recuperación de las fracciones absorbidas depende de los mismos factores que la
absorción, es decir:
 No requiere de muchos platos, ya que la operación depende mayormente de los flujos de gas
de despojamiento, de la cantidad de líquido a despojar o de la cantidad de calor suministrada.

La cantidad de vapor inyectada condiciona la recuperación.
En la operación es importante trabajar a alta temperatura y baja presión, pero la presión debe
tener un valor tal, que permita condensar en la cabeza la fracción recuperada.
3.1. Tipos de despojamiento
En operaciones convencionales de despojamiento, el proceso se puede dar de dos formas: por
suministro de calor mediante un rehervidor o por medio de la inyección directa (viva) de un gas
inerte, generalmente vapor de agua.
3.1.1. Operación con un rehervidor. La columna de despojamiento tiene integrada a ésta un
rehervidor. Se pueden utilizar los diferentes tipos de rehervidores empleados en el
fraccionamiento del crudo, entre otros se tiene: Tipo Kettle, Tipo Recirculación, Tipo Bayoneta,
Tipo Termosifón.
6
Se debe proveer suficiente calor para lograr la vaporización de los componentes ligeros que
tienen menor punto de ebullición y de esta forma lograr la separación.
3.1.2. Operación con un gas inerte. La columna de despojamiento tiene una conexión para que
el gas inerte ingrese a la columna por la parte inferior. De esta forma el gas inerte a una
temperatura y presión determinada entra en contacto con el producto a despojar bajando la
presión parcial del producto y vaporizando a los componentes livianos con lo cual se realiza la
separación.
El gas inerte más utilizado en esta operación es el vapor de agua. Hay métodos de cálculo
específicos para la determinación del porcentaje de arrastre frente a la cantidad de vapor de agua
requerida por volumen de líquido a despojar, para facilitar el diseño de las columnas
despojadoras de este tipo.
El requerimiento de vapor para los despojadores de crudo y derivados, en la práctica usual se
indica en la siguiente tabla:
Cuadro 1. Cantidades de vapor de despojamiento recomendadas
Uso
lb vapor/gal
Nafta
0,2-0,5
Keroseno o Diesel
0,2-0,5
Gasóleo
0,1-0,5
Despuntadores de crudo
0,4-1,2
Fuente: VAN WINKLE, M. Distillation. First Edition. Ed. McGraw Hill. California. 1967,
p.359
7
En la Figura 2, se ilustra un despojador con vapor.
Productos
Livianos
Líquido a
Despojar
Vapor
Producto
Despojado
Figura 2. Esquema de una torre de despojamiento
8
4.
REFINERÍA AMAZONAS (COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI)
4.1. Diagrama de bloques del proceso
El diagrama de bloques del proceso de destilación atmosférica en la refinería Amazonas se
indica a continuación:
CRUDO
Primer precalentamiento
Tren de Intercambiadores de Calor
Desaladora
T= 116,3 C
T= 114 C
Segundo precalentamiento Tren de intercambiadores de Calor 1
T= 241 C
85 m3/día Agua
78 C
Vapores
T= 356,5 C
1
Horno
Fraccionamiento
Vapor de Agua
10,5 kg/cm2
T= 320 C
Vapor de Agua
10,5 kg/cm2
T= 320 C
2
Enfriamiento de productos del proceso
Tren de Intercambiadores de Calor
Despojamiento de Livianos
T= 38 C
Almacenamiento de Productos
Figura 3. Diagrama de bloques del proceso
9
2
4.2. Descripción del proceso
La Refinería Amazonas, se concibió como una solución a la creciente demanda interna de
combustible y la presencia de un número mayor de empresas contratadas para las actividades de
exploración y explotación petrolera en la región nororiental del país.
En 1987, se inicia la operación de esta refinería con capacidad para 10 mil barriles diarios. Su
capacidad se duplicó a 20 mil barriles diarios de crudo de 28° API, en mayo de 1995.
La refinería dispone de dos plantas de destilación primaria donde se obtienen los siguientes
productos: GLP, nafta base, keroseno, jet fuel, diesel 2 y crudo reducido.
Cada refinería tiene códigos para los equipos que utiliza, para la refinería Amazonas 1, los
códigos tienen solo una letra; para la refinería Amazonas 2, los códigos tienen dos letras.
La descripción aquí contenida se basará en los parámetros del proceso para el caso Jet Fuel
(combustible de aviación).
4.2.1. Precalentamiento. El crudo procedente del área de tanques, se recibe en límites de batería
a través de la línea de alimentación a una presión de 21,1 kg/cm2 (g) y temperatura ambiente.
Dicha corriente de alimentación incrementa su temperatura sucesivamente hasta alcanzar las
condiciones requeridas en la desaladora.
Primero se calienta en el Intercambiador de Crudo/Residuo (C-E001) hasta una temperatura de
55,5
O
C; en el intercambiador de Crudo/productos del domo de la torre de destilación
atmosférica (C-E002) hasta 76,6 OC; en el intercambiador de Crudo/Nafta Pesada (C-E003)
hasta 82,2 OC; en el intercambiador de Jet Fuel/ Crudo (C-E004) hasta 92,2 OC, y finalmente en
el CC-E013 a 116,3 OC que es la temperatura de entrada a la desaladora del crudo.
La temperatura alcanzada por el crudo en el primer tren de precalentamiento es una variable
importante, puesto que de ella depende el funcionamiento adecuado de la desaladora.
Con el propósito de favorecer la separación de las fases y la remoción de las sales, se inyecta
demulsificante y agua a la corriente de crudo, el primero se dosifica corriente arriba del
intercambiador C-E002, en tanto que el agua se alimenta en el mismo punto anterior y a la
entrada de la desaladora.
10
El agua para desalado tiene dos procedencias. Un promedio de 6,27 LPM se recupera del
acumulador del domo de la torre atmosférica, en tanto que el volumen principal (52 LPM),
proviene de la descarga de las bombas Y-P301 vía el cabezal distribuidor de agua de servicio.
Esta segunda corriente, antes de entrar a control de nivel al tambor de balance de condensado
(C-V006), se calienta en el “intercambiador de entrada/salida de agua para desalado (C-E012)”
hasta 78 OC. Del tanque de balance (C-V006), se envía a la unidad de crudo por medio de las
bombas de agua (C-P006 A/B) a los puntos ya indicados.
4.2.2. Desalado. El desalado el crudo, se lleva al “intercambiador de crudo/diesel” (C-E005
A/B) donde aumenta su temperatura de 113OC a 150OC; en el “intercambiador secundario
crudo/residuo” (C-E006), se alcanza la temperatura de 171 OC; en el “intercambiador de crudo/
diesel circulante” (C-E007 A/B) se incrementa a 197 OC; para finalmente en el intercambiador
primario crudo/residuo (CC-E008) llegar a 241OC. De aquí entra directamente al horno de carga
(C-H001) donde se le suministra la carga térmica necesaria para llevar la temperatura hasta
356,5OC y lograr la vaporización parcial requerida.
Para esto, se tiene un control de temperatura a la salida del horno. Dicho parámetro será
mantenido mediante un control en cascada temperatura-flujo que regulará el suministro de
combustible a los quemadores. El punto de ajuste se hará de acuerdo a la vaporización requerida
del crudo (50% molar), para entrar a la torre atmosférica. Deberá evitarse que la temperatura de
salida del crudo sea mayor a 374 OC con el propósito de reducir la coquización en los tubos del
calentador y en las líneas de transferencia. Con el objeto de evitar la vaporización del crudo en
el tren de intercambio térmico y de esta manera lograr una adecuada transferencia de calor, se
tiene un sistema de control justamente antes del horno, que permite mantener la presión
suficientemente alta en el circuito. Como parte del mismo circuito de control, también se regula
el flujo de carga al horno – que es el flujo de alimentación a la planta -. Eventualmente el
control de flujo C-FRC-002/003 estará supeditado al control de presión C-PIC-002. El control
de presión C-PIC-002 solamente modificará el punto de ajuste del controlador de flujo C-FRC002/003 en caso de que las variaciones de dicho parámetro alteren el valor de la presión en el
tren de intercambio más allá del rango aceptado.
El vapor saturado de media presión (10,5 kg/cm2) se sobrecalienta en la zona de convección del
Horno de carga (C-H001) y sirve como medio de arrastre de ligeros y como fuente de calor para
la parte inferior de la torre atmosférica (C-V001) y del despojador de Diesel (C-V002).
11
4.2.3. Fraccionamiento. La torre Atmosférica (C-V001) tiene un diámetro interno de 2,3 m e
incluye 41 platos. La columna tiene un revestimiento de monel en la parte superior, que abarca
los primeros cuatro platos superiores con el fin de reducir la corrosión/erosión en dicha zona.
Igualmente está revestida con acero inoxidable en la zona de alimentación, Este recubrimiento
abarca los 6 platos inferiores. La corrosión del domo se evita inyectando neutralizante para
ajustar el pH y un inhibidor de corrosión.
En la torre de destilación atmosférica, la presión en la torre atmosférica se regula mediante el
controlador C-PRC-001, el cual envía una señal, para ajuste simultáneamente a las válvulas
automáticas C-PV-001A y C-PV-001B. Cuando la presión en la torre tienda a subir, la C-PV001A cerrará con el propósito de inducir a los vapores del domo a pasar a través de los
condensadores (C-A004) con lo cual se disminuiría la presión. Y a la inversa, si la presión
tiende a bajar se abrirá la válvula automática CC-PV-001A con lo que se disminuye la
condensación y se recupera la presión.
La temperatura del domo de la torre, se regula por medio de C-TRC-001 en cascada con el
control de flujo C-FRC-008 localizado en la línea de reflujo de nafta a la misma torre.
Los vapores del domo de la torre atmosférica, se enfrían y condensan parcialmente en el
intercambiador de Crudo/vapores domo de la torre de destilación atmosférica (C-E002). En una
segunda etapa de enfriamiento y condensación se baja aún más la temperatura, en los
enfriadores con aire (C-A004), para pasar al acumulador de reflujo (C-V005), donde se separan
el agua condensada y la nafta ligera de los vapores de hidrocarburos no condensables.
Mediante la bomba de reflujo (C-P007 A/B), se envía parte de la nafta como reflujo al plato
superior de la columna (plato 41), así como al enfriador (C-E024) donde se lleva a una
temperatura de 38OC. Esta corriente de nafta ligera fría, se mezcla con nafta pesada procedente
del despojador (C-V004).
Los hidrocarburos no condensados que se acumulan en el tambor de reflujo (C-V005), salen a
control de presión hacia la sección de recuperación de licuables.
Del plato No. 30 de la torre atmosférica, se extrae nafta pesada a control de nivel y se envía al
despojador de nafta pesada (C-V004) donde los compuestos ligeros mediante el “Rehervidor del
despojador de Nafta” (C-E010). Los vapores de hidrocarburos desprendidos se retornan al plato
No. 31 de la torre fraccionadora (C-V001). La nafta pesada se extrae de dicho despojador con la
12
bomba de nafta pesada producto (C-P005 A/B) para ser enfriada sucesivamente en los
intercambiadores C-E003, C-A003 y C-E022 hasta 38OC. La extracción de nafta producto se
hace mediante un control en cascada nivel-flujo. Corriente debajo de la válvula automática CFCV-010, se mezcla con la nafta ligera procedente del enfriador C-E024.
La mezcla de nafta ligera y pesada, sale de límites de batería de la planta, interconectándose con
la corriente equivalente a la otra unidad para su posterior envío a tanques de almacenamiento de
gasolina Y-T802 A/B y YY-T802 C. El punto de inyección de gasolina natural procedente de la
planta de gas permanece sin modificaciones.
La nafta así obtenida, seguirá un proceso de acondicionamiento (mezcla con naftas de 95
octanos, que se transportan en tanqueros hacia el complejo, así obteniendo una gasolina en
especificación), para su venta en las instalaciones actuales de la refinería.
De forma similar, pero del plato No.20, se extrae jet fuel de la torre. De igual manera se
eliminan los compuestos ligeros en el despojador de jet fuel C-V003, y se envía con la bomba
de jet fuel C-P004 A/B, a través del intercambiador de Crudo/jet fuel, donde se enfría a 96,6OC,
para luego enfriarlo más aún, a 38 OC en el enfriador de jet fuel, C-A002, para enviarlo a través
del filtro de arena para combustible de aviación (C-V008) y al filtro de arcilla (C-V009). Los
compuestos ligeros se retornan al plato No.21 de la torre atmosférica.
En el despojador (C-V002), se eliminan los hidrocarburos ligeros absorbidos en el diésel, siendo
retornados al plato No.11 de la torre atmosférica. Con la bomba diésel producto C-P003 A/B, se
envía el diésel agotado a través del intercambiador de Crudo/diésel C-E005 A/B, donde se baja
su temperatura a 131OC. En el enfriador de aire C-A001, se enfría más hasta llegar a 46 OC y
luego, con el regulador de flujo C-FCV-016, se manda al tanque de diésel en el área de
almacenamiento.
A diferencia de los despojadores de Nafta Pesada y Jet fuel, el despojador de diésel C-V002 no
tiene rehervidor, por lo que la liberación de ligeros se consigue por arrastre directo con vapor de
agua de media presión.
Con el propósito de regular el perfil de temperatura en la torre, para obtener las distintas
fracciones dentro de especificación se tiene una recirculación intermedia total de diésel entre el
plato 10 y el 11. Dicha operación se lleva a cabo por medio de la bomba C-P002 A/B “Bomba
de reflujo total de diesel” y a control de flujo, logrando el enfriamiento en el “Intercambiador de
crudo/recirculación total de diesel” (C-E007 A/B) de 253OC a 186OC.
13
4.2.4. Enfriamiento y almacenamiento. El crudo reducido abandona los fondos de la torre
atmosférica, regulado por un control en cascada nivel-flujo y a una temperatura de 350 OC.
Dichos fondos son enviados con la bomba de residuos C-P001 A/B, al intercambiador de
residuos/Crudo (C-E008), para enfriarlos a 264OC; luego van al rehervidor del despojador de Jet
Fuel (C-E009), donde se enfrían a 251OC, al desprender calor; pasa por el rehervidor del
despojador de nafta (C-E010), bajando su temperatura a 244OC por haber nuevamente cedido
calor a la nafta; siguen a través del intercambiador de residuo/crudo (C-E006), enfriándose a
203OC; prosiguen por los generadores de vapor (calderetas) de 3,5 kg/cm2 Residuo C-E011 A/B
para un enfriamiento a 185OC; continúan al intercambiador Terciario de Residuo/Crudo (CE013), donde se enfrían a 136OC y por último, van al intercambiador crudo/residuo (C-E001)
donde adquieren una temperatura final de 79OC.
Con el propósito de obtener un balance térmico estable en la red de intercambio térmico, se
tiene en cada uno de los intercambiadores de calor para residuo, derivaciones individuales- by
pass- , para desviar parte del residuo circulado.
En el curso de una operación normal, el residuo atmosférico de la torre se envía directamente, a
la succión de las bombas nuevas de transferencia de residuo YY-P806 C/D las que represurizan
el residuo para su inyección al oleoducto.
Adicionalmente se tiene la facilidad de enviar parte del crudo reducido en la unidad, al tanque
diario de combustible para su empleo en el horno de carga.
Los vapores de hidrocarburos no condensados procedentes de los acumuladores de ambas torres
fraccionadoras C-V005 y CC-V005, se juntan para alimentar al enfriador CC-E025 para bajar su
temperatura de 48,5OC a 35OC, pasando posteriormente al tanque CC-V015 donde se lleva a
cabo una separación líquido vapor. Los vapores son succionados por el compresor CC-C001
A/B, descargándolos a unas condiciones de presión y temperatura de 8,44 kg/cm2 (g) y 112OC
respectivamente. Esta corriente de descarga del compresor es enfriada en el intercambiador CCE015, hasta una temperatura de 45OC, para posteriormente enviarla al tanque acumulador CCV014.
Para una mejor visualización del proceso, ver el Anexo A.
14
5.
GAS RESIDUAL
Es un gas combustible compuesto mayoritariamente por metano, que es producto de la
extracción de etano y más pesados, siendo estos hidrocarburos licuables e hidrocarburos
líquidos, así como impurezas. Se puede usar como combustible para motores, pero debido a la
cantidad de impurezas y al alto costo de su tratamiento, se procede a quemarlo en la tea de la
refinería.
5.1. Composición y especificaciones del gas residual del CIS
El gas residual del Complejo Industrial Shushufindi tiene la siguiente composición, la misma
que fue entregada por el personal que opera en el complejo y se indica en la siguiente tabla:
Cuadro 2. Composición del Gas Residual CIS
Componente
% en peso
N2
2,77
C1
50,59
C2
12,37
C3
6,16
CO2
28,11
Las especificaciones que debe cumplir el gas residual que se inyectaría a la columna, se indican
el en cuadro siguiente:
Cuadro 3. Especificaciones del Gas Residual CIS
Variable
Valor
Evaluación Calorífica
800-1400 BTU/scf
Total hidrocarburos líquidos y sólidos
Máx. 20 ppm
Partículas sólidas
Máx 1 micrón
Sulfuro de Hidrógeno (H2S)
Máx. 3% en volumen
15
6.
SIMULADOR ASPEN PLUS 7.2.
Durante los años setenta, investigadores desarrollaron una tecnología novedosa en el Instituto
Tecnológico de Massachusetts (MIT). El proyecto fue conocido como el Sistema Avanzado
para Ingeniería de Procesos (ASPEN), y se desarrolló únicamente para ayudar en la generación
de combustibles sintéticos.
El programa ASPEN se mejoró y es una herramienta que simula grandes procesos con un alto
grado de precisión.
Aspen Plus es un programa de simulación que permite cambiar interactivamente
especificaciones como: configuración de procesos, condiciones de operación, composición de
corrientes, análisis de nuevos casos y análisis de nuevas alternativas de procesos.
Para la realización de las simulaciones, Aspen Plus utiliza paquetes termodinámicos con las
cuales se obtiene las propiedades de los componentes de los procesos que van a ser integrados.
Además de la simulación de procesos, Aspen Plus puede realizar un amplio rango de otras
actividades como estimación y regresión de propiedades físicas, generando resultados gráficos y
tabulares personalizados, ajuste de datos de planta reales a modelos de simulación, optimización
de procesos y la presentación de resultados en hojas de cálculo.
Esta herramienta de simulación es bastante usada para simulaciones en estado estacionario de
industrias químicas, de petróleo, y petroquímicas.
6.1. Selección de paquetes termodinámicos
El paquete termodinámico con el que se va a trabajar en una simulación es el que permite
obtener la alta o baja precisión en los resultados de la misma, por esta razón es importante su
entendimiento y selección adecuada. La siguiente figura es un árbol de decisión para escoger el
paquete termodinámico más adecuado. Se realizó la reestructuración y traducción del modelo
original
para
lograr
una
16
mejor
presentación.
S ELECCION DE UN MODELO
TERMODINAMICO
t < - 30°C
si
presencia de
hidrógeno
no
t < - 30°C
no
no
si
si
hidrocarburos
< C5
BENEDICT WEBB-RUBIN
( BWR)
no
si
MODELOS DE
AGUAS
AMARGAS
PENGROBINSON (PR)
O
SOAVEREDLICHKWONG (SRK)
si
si
No idealidad
pronunciada de
la fase líquida
GRAYSON
ST REED (GS)
no
¿Se trata de
aguas
amargas?
presencia de
hidrógeno
GRAYSON-ST REED
( CHAO-SEADER
MEJORADO)
si
no
T ABULACION Y
AJUST E DE
DAT OS
si
no
¿Se dispone de
datos
experimentales
completos?
¿Se trabaja
al vacío?
no
P < 10
bares
BRAUN K10
(RAOULT
MEJORADO)
si
no
no
si
si
MODELOS DE
REPRESENT ACION DE LA FASE
LIQUIDA (COEFICIENTES DE
ACT IVIDAD)
WILSON (L-V unicamente)
NRT L y UNIQUAC (LL, LL, LLV)
si
t de
-30 a 430°C
¿Se dispone de
datos
experimentales
binarios o de un
banco de
parámetros?
si
P < 210
bares
si
GRAYSONST REED (GS)
no
no
no
¿Se puede
realizar la
experimetación
necesaria?
P < 350
bares
SOAVEREDLICHKWONG (SRK)
si
no
no
MODELO DE
CONT RIBUCION DE
GRUPO UNIFAC
(A EMPLEAR CON
PRECAUCION)
si
P < 6 bares
t < 100°C
NECESIT A DE UN
T RABAJO
EXPERIMENTAL O
ECUACIONES DE EST ADO
CON REGLAS DE MEZCLA
NRT L POR EJEMPLO
si
Fuente: ESCUELA NACIONAL SUPERIOR DE PETRÓLEOS Y DE MOTORES. Donnees et
Diagrammes: Classeur 0, Cycle RIG-1998. Instituto Francés del Petróleo. París. 1998, Lámina
J4.
Figura 4. Árbol de Decisión para elección de un paquete termodinámico adecuado.
17
6.2. Modelos de Columnas de Destilación
El paquete de simulación Aspen Plus, tiene nueve modelos integrados para las columnas de
separación. En la terminología Aspen, estos modelos se llaman DSTWU, Distl, RadFrac,
Extract, MultiFrac, SCFrac, PetroFrac, RateFrac y BatchFrac. A continuación se detalla su
función:
6.2.1. Modelo DSTWU. El modelo DSTWU usa el método Winn-Underwood-Gilliland para
una columna de una sola alimentación y dos productos del fraccionamiento teniendo un
condensador parcial o un total. Estima el mínimo número de etapas usando el método de Winn y
la mínima relación de reflujo usando el método de Underwood. Además, determina la relación
de reflujo real para el número de etapas especificado o el número de etapas reales para la
relación de reflujo especificada utilizando la correlación de Gilliland.
6.2.2. Modelo DISTL. El modelo Distl también incluye una sola alimentación y dos productos,
y asume flujo molar y volatilidades relativas constantes. Usa en el enfoque Edmister para
calcular las composiciones de los productos. Se necesita especificar el número de platos,
ubicación de la alimentación, relación de reflujo, perfiles de presión y relación
destilado/alimentación. Cuando se provee toda esta información, se puede usar este modelo para
verificar los resultados en los productos.
6.2.3. Modelo RADFRAC. El modelo RadFrac es para columnas de fraccionamiento riguroso
que puede manejar cualquier número de alimentaciones así como de corrientes laterales. Tiene
una amplia variedad de aplicaciones, tales como absorción, despojamiento, destilación
ordinaria, destilación extractiva y azeotrópica, destilación reactiva, etc.
6.2.4. Modelo MULTIFRAC. El modelo MultiFrac se utiliza regularmente para cualquier
número de columnas de fraccionamiento y cualquier número de conexiones entre las columnas
o en las columnas. Tiene la habilidad de simular columnas de destilación integradas con torres
“flash”, hornos de alimentación, despojadores laterales, reflujos, etc. Este modelo riguroso de
columna puede ser usado como una alternativa a PetroFrac, especialmente cuando la
configuración está sobre las posibilidades de PetroFrac.
18
6.2.5. Modelo SCFRAC. SCFrac es un modelo de columna aproximado. Simula una unidad de
destilación conectada con una sola alimentación, múltiples productos y una opción de vapor de
despojamiento. Es usada para modelar columnas de refinerías, tales como la unidad de
destilación atmosférica y la unidad de destilación al vacío.
6.2.6. Modelo PETROFRAC. El modelo PetroFrac es comúnmente empleado para fraccionar
una alimentación de petróleo crudo. Este modelo riguroso simula las columnas de refinería
atmosférica, de vacío, fraccionador de craqueo catalítico en lecho fluidizado (FCC), etc.,
equipado con un horno de alimentación, despojadores laterales, recirculaciones.
6.2.7. Modelo RATEFRAC. El modelo RateFrac es para columnas fuera del equilibrio basado
en relaciones empleado para simular todas las operaciones de separación líquido vapor, tal como
absorción, desorción y destilación. Simula columnas simples o interconectadas ya sean con
platos o arreglo de rellenos.
6.2.8. Modelo BATCHFRAC. El modelo BatchFrac se lo denomina riguroso, usado para
simular las columnas de destilación por lotes. Esto también incluye las reacciones ocurridas en
cualquier etapa del separador. El modelo BatchFrac no considera la hidráulica de las columnas,
y hay una retención despreciable de vapor y retención de líquido constante. [2]
19
7.
PROCESO DE SIMULACION
7.1. Datos Requeridos
Para simular en el programa Aspen Plus V7.2, se darán entradas de datos reales tanto de
alimentación como flujos de la columna de destilación (caso jet fuel) de la Refinería Amazonas
en el Complejo Industrial Shushufindi. Los datos necesarios para la simulación se describen a
continuación:
7.1.1. Datos y Características de la alimentación. El petróleo crudo alimentado a la columna de
destilación, tiene las siguientes características:
Cuadro 4. Propiedades del crudo de alimentación
Parámetro
Unidad
O
O
Gravedad a 15,5 C
Valor
API
27,5
Densidad a 15 OC
kg/m3
884,1
Azufre
%m
0,966
Presión de vapor
psi
4,03
Factor de
11,81
Caracterización Kuop
Viscosidad @ 40OC
cSt
12,61
Sal
lb/1000 bbl
8,31
Fuente: ECOPETROL. Informe Técnico, Caracterización y Evaluación del Crudo Oriente:
Refinería Amazonas. Instituto Colombiano del Petróleo. Bucaramanga, 2006, p.10.
20
Para llevar a cabo la simulación, se requiere también la curva de destilación TBP (True Boiling
Point) del crudo alimentado a la columna para obtener datos semejantes a los reales en cuanto al
fraccionamiento del crudo y sus rendimientos. Los puntos de la curva se indican en la siguiente
tabla:
Tabla 1. Curva de Destilación TBP corregida a 760 mm Hg
%V
T, OC
%V
T, OC
0
9,1
44,15
310
1,35
15
45,4
315,5
1,78
30
48,35
330
2,73
45
50,41
343,3
3,24
60
52,18
353
4,73
75
53,94
363
6,01
90
55,16
371,1
8,88
107,2
57,4
410,2
10,89
120
59,64
425,5
13,46
135
61,88
434,2
17,01
151,6
64,13
439,7
20,05
170
66,37
453,2
21,68
185,9
68,61
464,3
25,2
198,9
70,85
480,6
26,56
215
73,09
496,9
28,97
230
75,34
513
32,85
248,8
77,58
528,7
34,96
260
79,37
543
36,72
270
100
781,2
38,27
280
40,11
290
42,12
300
Fuente: ECOPETROL. Informe Técnico, Caracterización y Evaluación del Crudo Oriente:
Refinería Amazonas. Instituto Colombiano del Petróleo. Bucaramanga. 2006, p.11.
21
7.1.2. Datos de operación durante el año 2014
En el siguiente cuadro se indican los datos de operación de la columna de destilación (caso jet
fuel) del CIS:
Tabla 2. Datos de Operación en la alimentación
Variable
Valor
Flujo de Alimentación, BBL/día
10000
O
Temperatura de la alimentación, C
350
Presión de la Alimentación, kgf/cm2(g)
2
Tabla 3. Datos del vapor de despojamiento
Variable
Valor
Flujo de Vapor, kg/día
10080
O
Temperatura del Vapor, C
320
Presión de la Alimentación, kgf/cm2 (g)
1,41
Tabla 4. Características de la columna de destilación
Variable
Valor
Número de Platos Reales
41
Tipo de Condensador
Total
Velocidad de Reflujo
40 m3/h
Tabla 5. Flujos de salida de productos de la columna de destilación
Flujo a 60OF
Valor, BBL/día
Nafta Pesada
798
Jet Fuel
1048
Diesel
2784
Residuo
4386
Estos datos se ingresarán al simulador
22
7.2. Datos de operación utilizados para simulación y validación.
7.2.1. Temperaturas de extracción de los cortes en los platos de la columna de destilación
atmosférica
Tabla 6. Temperatura de extracción de los cortes en los platos de la columna de destilación
Corte
Temperatura, OC
Nafta Pesada
160
Jet Fuel
210
Diesel
280
Residuo
343
7.2.2. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para las fracciones
Tabla 7. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para la nafta ligera
Porcentaje Destilado
Temperatura, OC
10%
55
50%
75
90%
91
Pto Final
128
Tabla 8. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para la nafta pesada
Porcentaje Destilado
Temperatura, OC
10%
105
50%
125
90%
150
Pto Final
180
23
Tabla 9. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para el jet fuel
Porcentaje Destilado
Temperatura, OC
10%
192
50%
205
90%
228
Pto Final
260
Tabla 10. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para el diesel
Porcentaje Destilado
Temperatura, OC
65%
290
90%
360
7.3. Datos Complementarios
Tabla 11. Densidad Relativa de los Hidrocarburos a 60 OF
Hidrocarburo
Densidad Relativa a 60OF
Crudo Alimentación
0,8899
Nafta Pesada
0,7649
Jet Fuel
0,8044
Diesel
0,8612
Residuo
0,9465
Fuente: AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS. Petroleum Measurement
Tables. American Edition. ASTM. 1952, pp. 167-172.
Tabla 12. Densidad del agua a 60 OF
Densidad del Agua a 60 OF, kg/m3
999,5
Fuente: PERRY, R., GREENE, D. Perry’s Chemical Engineers’ Handbook. Eighth Edition.
McGraw Hill. Florida. 2008, p. 139
24
7.4. Aplicación de la simulación
Consideraciones Generales

Se utiliza el software de simulación Aspen Plus V 7.2, pues es muy recomendable para
optimizaciones y para trabajo con hidrocarburos, ya que tiene un bajo porcentaje de error.

El assay del crudo utilizado en el complejo se realizó en el año 2006 y como no han
existido cambios significativos, se asume que las condiciones del crudo han permanecido
inalteradas.

Debido a la gran variedad de temperaturas involucradas en el proceso y con el fin de
obtener un cálculo en el balance másico correcto, se debe transformar todos los flujos a 60
O
F y se utilizarán sus respectivas densidades para transformar estos en flujos másicos.

Se simula la columna de destilación atmosférica y los despojadores; los procesos de
intercambio de calor y bombeo no son de importancia para este estudio.

El trabajo consta de dos partes: simular condiciones reales, y hacer el reemplazo con gas
residual.
7.4.1. Elección del paquete termodinámico. La selección del paquete termodinámico se puede
simplificar al utilizar la Figura 4 del presente trabajo. Al utilizar hidrocarburos y temperaturas
de operación normales, se determina que el paquete más adecuado para realizar esta simulación
es el de Peng-Robinson.
A continuación, se dará una pequeña introducción sobre la ecuación de estado de Peng
Robinson.
“La ecuación de estado de Peng Robinson (1976) es una modificación de la ecuación de
Redlich-Kwong (RK) para representar mejor los cálculos de los equilibrios Líquido Vapor. Las
densidades para la fase líquida en la ecuación de Soave-Redlich-Kwong (SRK) no representan
precisamente los valores experimentales debido a un alto valor del factor universal de
compresibilidad de 0,3333. La ecuación de Peng Robinson es una modificación de la ecuación
de estado RK que corresponde a un valor menor de la compresibilidad crítica de alrededor de
25
0,307 mediante la representación del equilibrio Líquido Vapor de los sistemas de gas natural
precisamente. La expresión de Peng Robinson se indica en las ecuaciones (1), (2), y (3):
P
(1)
a
0,45724
(2)
b
0,077480
(3)
Donde:
P= Presión del fluido
R= Constante de los Gases
T= Temperatura del Fluido
V= Volumen del Fluido
Tc= Temperatura Crítica
Pc= Presión Crítica
a=Parámetro de atracción de las moléculas
b= Parámetro de volumen residual
Para las aplicaciones de petróleo, gas y aplicaciones petroquímicas, la ecuación de estado de
Peng Robinson es el paquete de propiedades recomendado. Las mejoras a esta ecuación de
estado le permiten que sea precisa para una variedad de sistemas sobre un rango de condiciones.
Este resuelve rigurosamente cualquier sistema de una, dos o tres fases.” [3]
7.4.2. Elección del modelo de columna. Un factor importante para que la simulación se
asemeje lo que más se pueda a la operación real es la selección del modelo de columna en el
simulador. En el caso de la Refinería Amazonas, se cuenta con una columna de destilación que
posee los siguientes elementos: horno de calentamiento, columna de separación, condensador de
tope y despojadores laterales. De acuerdo a la teoría revisada en la sección anterior, se
determinó que el modelo de columna más adecuada es del tipo PETROFRAC, y es el que se
utilizará en esta simulación.
26
7.4.3. Método de validación de la simulación con respecto a la operación real. Para
comprobar los resultados obtenidos en la simulación, se debe revisar los datos de temperatura de
extracción de cada corte (perfil de temperatura), los flujos y las curvas ASTM D86 respectivas
para cada uno de los derivados y compararlos con los reales. De esta forma se garantiza que los
datos obtenidos en la simulación son coherentes con la operación actual de la columna.
7.4.4. Simulación de la operación cambiando el vapor de agua por el gas residual como
medio de despojamiento. Una vez obtenida la simulación con operación semejante a la real, se
procede a realizar simulaciones en base a la original para remplazar el vapor de agua con el gas
residual y determinar si con la cantidad de gas residual disponible al momento, se puede o no
obtener una operación parecida a la que se efectúa con vapor.
27
8.
CALCULOS Y RESULTADOS
8.1. Cálculo de los flujos másicos
Con los datos de flujos de las corrientes en la columna de destilación atmosférica y los datos de
densidad obtenidos de la tablas 11 y 12 del presente trabajo, se procede a calcular el flujo
másico de cada corriente, tal como se indica en la ecuación (7).
Flujo Másico a 60 OF= Gravedad específica a 60 OF*Densidad del agua a 60 OF*Volumen
corregido a 60 OF.* Factor de Conversión de Unidades
(7)
Para el flujo de Jet Fuel:
Flujo Másico a 60 OF= 0,8044*999,5*1048*0,15897 (factor de conversión) = 133946 kg/día
Tabla 13. Cálculo del flujo másico corregido a 60 OF
Producto
Vol. 60 OF,
D.R.
Densidad
O
O
O
Flujo,
BBL/día
a 60 F
Agua 60 F
kg/BLS 60 F
kg/día
Alimentación
10000
0,8899
999,5
141,4
1413967
Nafta Pesada
798
0,7649
999,5
121,5
96985
Jet Fuel
1048
0,8044
999,5
127,8
133946
Diesel
2784
0,8612
999,5
136,8
380953
Residuo
4386
0,9465
999,5
150,4
659610
28
Densidad,
8.2. Determinación de la numeración de los platos para introducir al simulador.
En base a los datos obtenidos de la planta, se tiene que relacionar la numeración de los platos de
la planta con la numeración utilizada por el simulador. El simulador considera el condensador
como una etapa real más.
Tabla 14. Determinación de la numeración de los platos
Platos Aspen
Platos Reales
1
Condensador
2
41
3
40
4
39
5
38
6
37
7
36
8
35
9
34
10
33
11
32
12
31
13
30
14
29
15
28
16
27
17
26
18
25
19
24
20
23
21
22
22
21
23
20
29
Plato Extracción
Nafta Pesada
Jet Fuel
Tabla 13. (Continuación)
Platos Aspen
Platos Reales
24
19
25
18
26
17
27
16
28
15
29
14
30
13
31
12
32
11
33
10
34
9
35
8
36
7
37
6
38
5
39
4
40
3
41
2
42
1
Plato Extracción
Diesel
Alimentación
8.3. Cálculo del flujo real de gas residual de la planta de gas
Debido a que los flujos de gas residual se dan en condiciones normales (15,5OC y 1 atm) hay
que calcular su equivalente a condiciones de operación (30OC y 1,41 kgf/cm2 (g)) para saber con
cuanto gas se va a contar al momento del reemplazo. Para esto se utilizará el concepto de gas
ideal y del factor de compresibilidad
8.3.1. Determinación del factor de compresibilidad. Para obtener el factor de compresibilidad
se requiere de las fracciones molares de la mezcla así como las propiedades críticas.
30
Tabla 15. Cuadro de balance para cálculo de composiciones molares
Base de cálculo= 100 g de gas residual
Componente
% en peso
masa, g
M, g/mol
n, mol
x mol
N2
2,77
2,77
28
0,10
0,02
CH4
50,59
50,59
16
3,16
0,71
C2H6
12,37
12,37
30
0,41
0,09
C3H8
6,16
6,16
44
0,14
0,03
CO2
28,11
28,11
44
0,64
0,14
Tabla 16. Propiedades críticas de cada componente
Componente
Tc, K
Pc, MPa
N2
126,2
3,4
CH4
190,564
4,599
C2H6
305,32
4,872
C3H8
369,83
4,248
CO2
304,21
7,383
Fuente: PERRY, R., GREENE, D. Perry's Chemical Engineers' Handbook. Eighth edition. Ed.
McGraw Hill. Florida. 2008, p.181
Las propiedades críticas de la mezcla se obtienen mediante las ecuaciones (8) y (9)
T
∑x T
(8)
T
0,02 ∗ 126,2
0,71 ∗ 190,56
0,03 ∗ 369,83
T
P
0,14 ∗ 304,21
221, 71K
∑x P
(9)
31
0,09 ∗ 305,32
P
0,02 ∗ 3,4
0,71 ∗ 4,59
0,09 ∗ 4,87
0,03 ∗ 4,24
0,14 ∗ 7,38
4,99MPa
P
En el libro de William Lyons [4], se indica que cuando se trabaja con gas que tenga dióxido de
carbono en su composición, se debe hacer la siguiente corrección en las propiedades críticas de
la mezcla. Las ecuaciones de corrección se indican en (10), (11) y (12).
(10)
(11)
,
,
(12)
Con esto se obtuvieron los siguientes valores:
Tabla 17. Propiedades críticas medias corregidas para el gas residual
Propiedad
Valor
206,17 K
4,64 MPa
Con los datos de operación, los datos a condiciones normales y las propiedades críticas se
procede a determinar las propiedades reducidas, mediante las ecuaciones (8) y (9):
Tabla 18. Condiciones normales y de operación para el gas residual
Condiciones Normales Condiciones Reales
Presión, kPa
101,3
199,1
Temperatura, K
288,65
303,15
32
Las propiedades reducidas se indican en la siguiente tabla:
Tabla 19. Propiedades reducidas para las condiciones normales y reales
Condiciones Normales
Condiciones Reales
PR
0,02
0,04
TR
1,40
1,47
Mediante el nomograma indicado en el Anexo B, se determina los factores de compresibilidad,
z, para ambas condiciones, dando como resultados los siguientes valores:
Tabla 20. Valores del factor de compresibilidad para las condiciones normales y reales
Condiciones Normales
Condiciones Reales
0,996
0,998
z
Mediante la utilización de la ecuación del gas ideal conjuntamente con el factor de
compresibilidad indicada en la ecuación (13), se puede obtener el valor de volumen real de gas
residual disponible para la operación
(13)
Tabla 21. Flujos de gas residual disponibles en condiciones normales y reales
Condición
Valor Mínimo
Valor Máximo
Normal, cf/día
200000
1500000
Real, cf/día
106543
799074
33
8.4. Comparación de algunas variables de proceso reales con las simuladas para validar la
simulación.
8.4.1. Comparación de la simulación de la columna sin modificar con respecto a las variables
de operación.
 Cálculo del error
El error se determina mediante la ecuación (14) que se indica a continuación:
%
∗
(14)
Cuadro 5. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas.
Corte
Temperatura Real, OC
Temperatura Simulada, OC
%e
Nafta Pesada
160
157,68
1,45
Jet Fuel
210
210
0
Diesel
280
280,47
0,16
Residuo
343
342,18
0,23
Cuadro 6. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados
Flujo
Valor Real, kg/día
Valor Simulado, kg/día
%e
Nafta Pesada
96985
96985,10
0
Jet Fuel
133946
133946
0
Diesel
380953
329073
13,61
Residuo
659610
645392
2,15
34
Cuadro 7. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86
Corte
Nafta Pesada
Jet Fuel
Diesel
%
Vol
Temperatura Real, OC
10
65
Nafta Pesada
Jet Fuel
90
Diesel
Temperatura
Simulada, OC
%e
105
110,3
4,81
192
189,9
1,09
290
296
2,03
150
149,68
0,32
228
228
0
360
360
0
8.4.2. Comparación de la simulación de la columna con la modificación con respecto a las
variables de operación.
Para un flujo de 5399,609 kg/día de gas residual
Cuadro 8. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas para
5399,609 kg/día de gas residual
Corte
Temperatura Real, OC
Temperatura Simulada, OC
%e
Nafta Pesada
160
165
3,03
Jet Fuel
210
212,77
2,18
Diesel
280
280,00
0
Residuo
343
342,84
0,24
Cuadro 9. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados para
5399,609 kg/día de gas residual
Flujo
Valor Real, kg/día
Valor Simulado, kg/día
%e
Nafta Pesada
96985
71929,75
25,83
Jet Fuel
133946
133946
0
Diesel
380953
302792
20,51
Residuo
659610
737482
10,55
35
Cuadro 10. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86 para 5399,609
kg/día de gas residual
Corte
Nafta Pesada
Jet Fuel
Diesel
% Vol
Temperatura
Temperatura
Real, OC
Simulada, OC
105
108
2,77
192
190,6
0,72
290
295
1,69
150
148,6
0,93
228
228
0
360
360
0
10
65
Nafta Pesada
Jet Fuel
90
Diesel
%e
Para un flujo de 12682,80 kg/día de gas residual
Cuadro 11. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas para
12682,80 kg/día de gas residual
Corte
Temperatura Real, OC
Temperatura Simulada, OC
%e
Nafta Pesada
160
165
3,03
Jet Fuel
210
213,55
1,66
Diesel
280
280,00
0
Residuo
343
338,88
1,20
Cuadro 12. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados para
12682,80 kg/día de gas residual
Flujo
Valor Real, kg/día
Valor Simulado, kg/día
%e
Nafta Pesada
96985
73747,30
23,96
Jet Fuel
133946
1339465
0
Diesel
380953
319631
16,09
Residuo
659610
716847
7,98
36
Cuadro 13. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86 para 12682,80
kg/día de gas residual
Corte
Nafta Pesada
Jet Fuel
Diesel
% Vol
Temperatura
Temperatura
Real, OC
Simulada, OC
105
109,3
3,93
192
192,2
0,10
290
293
1,02
150
160
6,25
228
228
0
360
360
0
10
65
Nafta Pesada
Jet Fuel
90
Diesel
%e
Para un flujo de 20292,48 kg/día de gas residual
Cuadro 14. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas para
20292,48 kg/día de gas residual
Corte
Temperatura Real, OC
Temperatura Simulada, OC
%e
Nafta Pesada
160
168
4,76
Jet Fuel
210
213,95
1,84
Diesel
280
280,00
0
Residuo
343
334,37
2,51
Cuadro 15. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados para
20292,48 kg/día de gas residual
Flujo
Valor Real, kg/día
Valor Simulado, kg/día
%e
Nafta Pesada
96985
91619,81
5,53
Jet Fuel
133946
133946
0
Diesel
380953
330020
13,33
Residuo
659610
703377
6,22
37
Cuadro 16. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86 para 20292,48
kg/día de gas residual
Corte
% Vol
Nafta Pesada
Jet Fuel
Diesel
Temperatura Real, OC Temperatura Simulada, OC
10
65
Nafta Pesada
Jet Fuel
90
Diesel
%e
105
108
2,77
192
192,9
0,46
290
299
3
150
159
5,66
228
230,45
1,06
360
360
0
Para un flujo de 33708,05 kg/día de gas residual
Cuadro 17. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas para
33708,05 kg/día de gas residual
Corte
Temperatura Real, OC
Temperatura Simulada, OC
%e
Nafta Pesada
160
160
0
Jet Fuel
210
214,69
0
Diesel
280
280,47
0,16
Residuo
343
327,21
4,60
Cuadro 18. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados para
33708,05 kg/día de gas residual
Flujo
Valor Real, kg/día
Valor Simulado, kg/día
%e
Nafta Pesada
96985
127363
23,85
Jet Fuel
133946
133946
0
Diesel
380953
338571
11,12
Residuo
659610
688717
4,22
38
Cuadro 19. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86 para 33708,05
kg/día de gas residual
Corte
% Vol Temperatura Real, OC Temperatura Simulada, OC
Nafta Pesada
Jet Fuel
Diesel
10
65
Nafta Pesada
Jet Fuel
90
Diesel
%e
105
112
6,25
192
196,9
2,48
290
302
3,97
150
172
12,79
228
228
0
360
360
0
8.5. Cálculo de las toneladas de CO2 no emitidas al ambiente gracias al reemplazo del
medio de despojamiento.
Debido a que el gas residual está compuesto mayoritariamente por metano, podemos asumir que
en la combustión del gas en la tea, dada en la siguiente reacción:
CH4 (g) + 2 O2 (g)
CO2 (g) + 2 H2O (g)
Asumiendo que el flujo de gas residual obtenido en la cima después del despojamiento se
recircula en la columna para seguir despojando, se puede determinar cuántas toneladas de CO2
se ahorraría por combustión, además habría que adicionar la cantidad de CO2 existente en el gas
por lo que la cantidad a ahorrar sería:
Para un flujo de 20292,48 kg/día (0,4 MMCFPD) de gas residual
0, 75*(20292 kg CH4/día)*(1/16 kmol CH4/kg)*(1 kmol CO2/ 1 kmol CH4)*(44 kg/kmol CO2) =
41852, 25 kg CO2/ día
Hay que adicionar la cantidad de CO2 presente en el gas residual
41852, 25 kg CO2/ día + (0, 25)* (20292 kg /día) = 46925, 25 (kg CO2/ día)
=46, 92 Ton CO2/ día
39
9.
DISCUSIÓN
 Para la operación y consecuentemente la simulación de un proceso referente al petróleo, la
caracterización del crudo es un dato fundamental; los ajustes en planta así como las
optimizaciones de diseño se realizan a partir de este ensayo y modificando las variables del
proceso, para lograr que los productos cumplan con las especificaciones requeridas, con el
fin de obtener la mayor eficiencia en el trabajo. Este estudio se realizó con los datos de
caracterización proporcionados en la planta dentro del marco del convenio interinstitucional
No. 2014017 entre EP PETROECUADOR y la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL
ECUADOR.
 Al momento de obtener los resultados de la simulación de las condiciones operacionales de
la Refinería Amazonas 1, se observó que los flujos de productos tenían una cierta variación,
aun cuando las temperaturas de los platos de la columna son las mismas y los combustibles
cumplen las temperaturas para su especificación. Esto se debió a que se trabajó con los datos
de diseño (Crudo de 31 API) mientras que en la operación actual se trabaja con un crudo de
27 API. Al tener un crudo más pesado, los rendimientos de fracciones livianas disminuyen,
obteniendo más residuo y menos combustibles “blancos”.
 Al definir las condiciones de trabajo del gas residual se tuvo en cuenta los siguientes
aspectos: la columna de destilación atmosférica tiene un límite de presión que puede
soportar, así como un diseño que permite el despojamiento mediante un gas inerte al
proceso. Para la operación actual se utiliza vapor de agua a una alta temperatura para que el
vapor no condense en el proceso, y una presión suficiente para que llegue al tope de la
columna. El gas residual por su naturaleza (gas incondensable a temperaturas ambientales)
no requiere de condiciones complejas de proceso, tales como altas temperaturas o altas
presiones, dando así la facilidad de poder realizar una simulación considerando una
operación sencilla pero efectiva al momento de usar gas residual en este trabajo, de esta
forma se definió una presión similar a la que utiliza el vapor de agua, y se utilizó el gas a
temperatura ambiente para de esta forma evitar consumo de energía adicional en el proceso.
40
 La cantidad de gas residual que se puede utilizar se determinó en función de la
disponibilidad actual de gas que se produce en la planta de gas del Complejo Industrial
Shushufindi en promedio. Con este antecedente se realizó varias simulaciones para ver cuál
era el efecto de la cantidad de gas en el proceso. Se observó que por la baja temperatura, con
respecto al proceso, a la que entra el gas residual, a mayor cantidad, el residuo bajaba más su
temperatura, causando que los rendimientos de fracciones livianas sean más bajos, de esta
forma afectando a la eficiencia del proceso. Además se observó que a mayor cantidad de gas
inyectada, la presión de la columna aumentaba y el domo de la columna se secaba,
generando un error en la convergencia de la simulación.
 Otro factor importante que afectó a este trabajo fue la variedad de los datos entre diversas
fuentes, ya sean históricos de operación, o los datos de diseño de la planta, por lo cual se
tomaron los promedios de producción generales con los que ha trabajado la Refinería
Amazonas.
41
10. CONCLUSIONES
 Mediante la convergencia y análisis de las varias simulaciones realizadas en el programa
Aspen Plus V7.2., se pudo determinar que el gas residual es un remplazo factible para el
despojamiento en destilación atmosférica del Complejo Industrial Shushufindi, en razón de
que se comprobó que el gas residual permite el arrastre de los hidrocarburos livianos con
condiciones de operación menos complejas que las demandadas por el vapor y debido a que
el gas residual no altera las especificaciones requeridas en los combustibles producidos.
 Las simulaciones con el gas residual como medio de despojamiento en la torre de destilación
atmosférica posibilitaron definir que la cantidad promedio de producción de la planta de gas
del Complejo Industrial Shushufindi podría satisfacer una operación normal con gas en lugar
de vapor.
 Se determinó que a las condiciones de operación propuestas, el flujo óptimo de gas residual
que puede totalmente remplazar al vapor de agua es de 0,4 MMSCFD, lo que generaría un
ahorro de 10000 kg de agua al día así como aproximadamente 46 Ton CO2/día no se
emitirían a la atmósfera, generando impactos tanto económicos como ambientales para la
operación de la industria del petróleo ecuatoriana.
 Las simulaciones de la operación de despojamiento en la torre con gas residual manifestaron
ciertos efectos similares que los del vapor de agua, tal como que a medida que aumenta la
cantidad inyectada de gas a la columna, el residuo baja su temperatura, llegando a tal
condición de flujo en el cual la columna se enfría mucho y la separación ya no se puede dar
con normalidad.
 Una abundante cantidad de gas residual también altera las curvas de caracterización ASTM
D86 de los productos debido a que tiene componentes solubles en su composición, causando
que aumente una pequeña cantidad de livianos en estos cortes, lo que implicó, al igual que
con el vapor, el empleo de columnas despojadoras en la simulación.
42
11. RECOMENDACIONES
 Al tener datos de la planta actualizados, clasificados y ordenados, se permite a los visitantes
y personas auditoras tener mejor acceso a la información requerida. Se sugiere una
sistematización mejor estructurada de los archivos relacionados con la operación de la
planta, así como caracterizaciones del crudo más frecuentes, manuales de los equipos
reeditados y lugares de consulta bibliográfica e histórica dentro de la planta, aparte del
registro de control de la producción.
 Dado los resultados obtenidos sería conveniente la realización de un estudio de factibilidad
económica para determinar si la adaptación de la planta para el uso del gas residual en el
proceso es económicamente justificable para de esta forma lograr un escenario más claro
sobre esta mejora.
 Los estudios de optimización y mejoras en plantas son una parte fundamental para el
desarrollo y aumento de eficiencia en los procesos; Se recomienda incentivar a los
estudiantes de la Facultad de Ingeniería Química en estudiar y aplicar optimizaciones en
plantas existentes, a fin de que ellos adquieran experiencia y a futuro se pueda pensar en
diseños propios.
43
CITAS BIBLIOGRÁFICAS
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44
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WATKINS, R.N. Petroleum Refinery Distillation. Second Edition. Gulf Publishing Company.
Houston. 1979.
WAUQUIER, J.P. Petroleum Refining: Separation Processes. Trad. From French. First Edition,
Editions TECHNIP, Paris, 2000.
WUITHIER, P. El Petróleo: Refino y Tratamiento Químico, Tomo 1. Trad. del francés. Primera
Edición. Editorial CEPSA. Madrid. 1971
47
ANEXOS
48
ANEXO B. Carta para la determinación del factor de compresibilidad
Fuente: GAS PROCESSORS SUPPLIERS ASSOCIATION, Engineering Data Book, Twelfth Edition,
FPS, Tulsa, 2004.
50
ANEXO C. Fotografía de la Refinería Amazonas, Complejo Industrial Shushufindi
51
ANEXO D. Esquema de la columna de destilación y los despojadores en el simulador con
operación normal
52
ANEXO E. Esquema de la columna de destilación y los despojadores en el simulador para el
remplazo con gas residual
53
ANEXO F. Comparación de los componentes para cada una de las simulaciones realizadas
54
55
ANEXO G. Resultados obtenidos en el simulador para la operación normal de la columna
56
ANEXO H. Resultados obtenidos en el simulador para la operación de la columna con el remplazo
ANEXO J. Temperaturas de especificación para el Jet Fuel
Fuente: Laboratorio, Complejo Industrial Shushufindi, Septiembre 2014
57
ANEXO L. Temperaturas de especificación para la Nafta Ligera
Fuente: Laboratorio, Complejo Industrial Shushufindi, Septiembre 2014
58
ANEXO K. Análisis Cromatográfico Gas Residual de la Planta de CO2
Fuente: Laboratorio, Complejo Industrial Shushufindi, Septiembre 2014
59