ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA Y AGROINDUSTRIA DISEÑO DE UN SISTEMA DE COQUIZACIÓN RETARDADA PARA CRAQUEO DE CRUDO EXTRA PESADO PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO WLADIMIR OSWALDO ROMERO BEDÓN ([email protected]) DIRECTORA: ING. LILIANA GUZMÁN BECKMANN MSc. ([email protected]) Quito, septiembre de 2016 © Escuela Politécnica Nacional (2016) Reservados todos los derechos de reproducción DECLARACIÓN Yo, Wladimir Oswaldo Romero Bedón, 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 Escuela Politécnica Nacional 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. __________________________________ Wladimir Oswaldo Romero Bedón CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el señor Wladimir Oswaldo Romero Bedón, bajo mi supervisión. ___________________________ Ing. Liliana Guzmán Beckmann MSc. DIRECTORA DE PROYECTO AGRADECIMIENTOS A mis padres Oswaldo y Sandra, que me apoyaron en todo momento. Mi gratitud eterna por un nuevo futuro. A mis hermanas Dominique y Angelina, que soportaron mi frustración tras el desarrollo de este proyecto. Gracias por su paciencia y presencia en mi vida. A Eugenia Romero, por creer en mi he impulsarme hacia adelante gracias por ser una buena tía. Al Ing. José Araujo, por apoyarme en mi primera experiencia laboral, permitirme culminar mis estudios y ayudar a mi familia. Al Ing. Lorena Velasco, por apoyarme innumerables veces en el desarrollo de temas de tesis. Al equipo de la Planta Topping: Geovanni, Freddy, Vivi, Pato, Geovanni S., Edy, Jorge, Sandro y Pablo por permitirme compartir con ustedes la experiencia de trabajar en equipo y apoyar a mi crecimiento profesional. Al Ing. Liliana Guzmán, que me apoyo sin conocerme gracias por ser una directora y profesional dedicada a su trabajo. Al Ing. Neyda Espín y al Ing. Andrés Chico, por ser los mejores colegas y es un honor poder llamarles de esa manera. A Martha, por su apoyo y amistad en el desarrollo de este proyecto. A mis compañeros de carrera por ser la competencia necesaria para culminar este proyecto en especial a Evelyn, Jessica y Juan Sebastían, más que compañeros son amigos. DEDICATORIA A Sandra, a ti te debo no solo este logro si no la vida. Gracias madre por todo. A Oswaldo, a ti gracias por apoyarme jamás lo olvidaré. Siempre adelante padre. A mis hermanas Dominique y Angelina. Las quiero demasiado. Luchen por sus sueños. i ÍNDICE DE CONTENIDO PÁGINA RESUMEN INTRODUCCIÓN x xiv 1 JUSTIFICACIÓN 1 1.1 Descripción general de la empresa 1 1.2 Diagnóstico del problema 2 1.3 Valorización de residuos 7 1.3.1 Importancia del pétroleo pesado 7 1.3.2 Valorización de crudo extra pesado con base en la coquización retardada 12 2 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 17 2.1 Procesos de coquización o craqueo de petróleo 2.1.1 Coquización retardada 2.1.1.1 Materia prima 2.1.1.2 Calentamiento del hidrocarburo sobre el punto de craqueo 2.1.1.3 Coquización en los reactores (Tambores de Coque) 2.1.1.4 Descoquización hidráulica y cortado de coque 17 18 18 18 20 24 3 CRITERIOS DE DISEÑO PARA UN SISTEMA DE COQUIZACIÓN RETARDADA PARA CRAQUEO TÉRMICO DE CRUDO RESIDUAL 26 3.1 Criterio de diseño para tuberías 3.1.1 Caracterización del crudo residual 3.1.2 Análisis del medio ambiente expuesto a la tubería 3.1.3 Selección del material de construcción para las tuberías 26 26 27 28 3.2 Criterio de diseño para el dimensionamiento de bombas céntrifugas 34 3.3 Criterio de diseño para un calentador de fuego directo con dos cámaras radiantes 3.3.1 Criterios de diseño evaluando el receptor de calor 3.3.1.1 Evaluación energética del receptor de calor 3.3.1.2 Selección del material y aislante que forman las paredes del horno 3.3.2 Criterios de diseño evaluando la fuente de calor 3.3.2.1 Selección del tipo de combustible 3.3.2.2 Evaluación energética de la fuente de calor 3.3.2.3 Criterios de evaluación para los quemadores tipo cañón y del sistema de inyección de combustible 37 38 38 46 47 47 50 53 ii 3.4 Criterios para el diseño de los reactores para la producción de coque 56 4 DISEÑO DE LA PLANTA 67 4.1 Diagramas de bloques BFD y diagrama de flujo PFD 67 4.2 Balance de masa 70 4.3 Planificación de la producción 74 4.4 Balance de energía 76 4.5 Disposición en planta (layout) y planos de elevación (vistas) 77 4.6 Diagramas de tuberías e instrumentación (P&ID) y control 83 4.7 Dimensionamiento y especificaciones de los equipos propuestos (hoja de datos de los equipos) 4.7.1 Dimensionamiento de las tuberías 4.7.2 Dimensionamiento de bombas 4.7.3 Dimensionamiento de un calentador de fuego directo 4.7.4 Dimensionamiento de un reactor para coquización 90 90 96 99 114 5 ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD ECONÓMICA 133 5.1 5.2 5.3 5.4 Inversiones Costos variables y costos fijos Indicadores económicos de rentabilidad Punto de equilibrio 133 136 138 142 BIBLIOGRAFÍA 144 ANEXOS 151 iii ÍNDICE DE TABLAS PÁGINA Comparación cualitativa de diferentes procesos para la valorización de crudos pesados y extra pesados 13 Capacidad de procesamiento en millones de toneladas métricas por año (MMTPA) de las unidades de valorización dependiendo del tipo de proceso 14 Tabla 3.1. Parámetros medibles y métodos de referencia 26 Tabla 3.2. Resultados promedios de la caracterización física-química del crudo residual 27 Clasificación de los combustibles que se utilizan en el sector industrial 48 Tabla 3.4. Propiedades Físicas –Químicas del Fuel Oil 49 Tabla 3.5. Composición Típica de Combustibles Pesados 49 Tabla 3.6. Límites máximos permisibles de emisiones al aire para fuentes fijas de combustión. Norma para fuentes nuevas en operación a partir de Enero de 2003 52 Estrés de tracción (S) en psi de aceros al carbono y aleaciones bajo el código ASME 58 Tabla 3.8. Factor de eficiencia (E) de diferentes tipos de soldaduras 59 Tabla 3.9. Interpretación del factor de enfriamiento para tambores de coque 60 Tabla 3.10. Dimensiones de la tapa toriesférica 63 Tabla 3.11. Espesores, presiones y estrés en diferentes secciones del reactor 64 Duración en horas (h) de las actividades para la extracción de coque 75 Tabla 1.1. Tabla 1.2. Tabla 3.3. Tabla 3.7. Tabla 4.1. iv Tabla 4.2. Tabla 4.3. Tabla 4.4. Datos mecánicos de aceros de baja aleación bajo el código A.S.M.E. Estrés térmico(S) en psi 94 Listado de accesorios de la tubería 8”-HL-1102-CS300-IH3.5”y su número de cargas de velocidad 96 Listado de accesorios de la tubería 8”-HL-1103-CS300-IH3.5” y su número de cargas de velocidad 97 Tabla 4.5. Materiales de construcción para las paredes del horno 100 Tabla 4.6. Variables calculadas para determinar la temperatura de los gases (Tg) 113 Propiedades físicas-químicas de la corriente de crudo residual a condiciones de craqueo 115 Tabla 4.8. Propiedades para el dimensionamiento mecánico del reactor 116 Tabla 4.9. Eficiencias de juntas y reducciones de esfuerzo 118 Tabla 4.10. Datos mecánicos de aceros de baja aleación bajo el código A.S.M.E. Estrés térmico(S) en psi 120 Costos de la materia prima para el arranque de la planta de coquización retardada 133 Tabla 5.2. Costo de los accesorios implementados en el horno tipo cabina 134 Tabla 5.3. Costos y montaje del horno tipo cabina 135 Tabla 5.4. Costo de los demás equipos requeridos 135 Tabla 5.5. Costo de los reactores de coque y tanque de agua de almacenamiento 136 Tabla 5.6. Inversión inicial del proyecto 136 Tabla 5.7. Consumo de energía eléctrica por tiempo de operación de los equipos 137 Costo anual de energía eléctrica y agua 137 Tabla 4.7. Tabla 5.1. Tabla 5.8. v Tabla 5.9. Costos de la nómina de personal 139 Tabla 5.10. Costos fijos 140 Tabla 5.11. Gastos de la empresa en el primer año 140 Tabla 5.12. Ingresos de ventas de coque, gas metano y gasoil, costo de producción unitario (USD) por tonelada 141 Tabla 5.13. Indicadores económicos de rentabilidad 141 Tabla 5.14. Flujo de caja para el proyecto del montaje de una planta de coquización retardada (USD) 142 Resultados promedios de la caracterización física-química del crudo residual 152 Resultados de la caracterización física-química del crudo residual para las tres muestras compuestas en tres días diferentes 158 Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-003 162 Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-004 163 Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-005 164 Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-006 167 Tabla AV.1. Evaluación de proyectos y costos de equipos 176 Tabla AV.2. Factores típicos para la estimación de proyectos y costos de capital 177 Flujo de caja para el proyecto del montaje de una planta de coquización retardada (USD) 179 Tabla AI.1. Tabla AI.2. Tabla AIII.1. Tabla AIII.2. Tabla AIII.3. Tabla AIII.4. Tabla AV.3. vi ÍNDICE DE FIGURAS PÁGINA Localización de la planta norte (NPF) y sur (SPF) de la empresa Repsol 1 Figura 1.2. Precio anual histórico del barril de petróleo 2 Figura 1.3. Precio referencial anual del coque de petróleo 3 Figura 1.4. Tanque de almacenamiento de crudo pesado y extra pesado 5 Figura 1.5. Esquema de las partes principales de un tanque de almacenamiento de crudo 5 Esquema general de la operación por parte de la empresa Repsol Ecuador S.A 6 Figura 1.7. Reservas existentes a nivel mundial de crudos 8 Figura 1.8. Distribución de las reservas de petróleo clasificado en convencional, no convencional, arenas petrolíferas y bitúmenes 8 Figura 1.1. Figura 1.6. Figura 1.9. Relación entre el precio del petróleo y la densidad en °API 10 Figura 1.10. Producción del campo Kern River antes y despúes de la inversión para crudos no convencionales 11 Figura 1.11. Distribución histórica de los métodos de conversión residual 12 Figura 1.12. Estructuras de coque aguja, esponja y tiro a una escala de 50um 15 Figura 1.13. Sectores industriales que utilizan coque de petróleo 16 Figura 2.1. Unidad de coquización retardada 17 Figura 2.2. Esquema de distribución energética de un horno doble cabina 20 Figura 2.3. Microemulsión de la estructura del petróleo que contiene A (asfaltenos), R (resinas), Ar (aromáticos) y s (saturados) 21 vii Mecanismo de la reacción de dealquilación para la formación de coque 23 Formación de coque en el interior de un reactor a una presión de 0.48 MPa 24 Pasos de la descoquización hidráulica en el interior del tambor de coque 25 Figura 2.7. Separación de agua y coque mediante una fosa común 25 Figura 3.1. Análisis multianual de la temperatura en °C dentro del Parque Nacional Yasuní 28 Análisis hidráulico de una tubería inclinada con los parámetros expuestos en la Ecuación de Bernoulli 30 Nomograma sobre los valores de rugosidad relativa con diversos tamaños de tuberías y materiales para su construcción 31 Nomograma sobre los valores del coeficiente de fricción en tuberías y el número de Reynolds 33 Figura 3.5. Bomba centrífuga en configuración en succión 35 Figura 3.6. Bomba centrífuga en configuración en carga 35 Figura 3.7. Calores específicos de hidrocarburos líquidos 39 Figura 3.8. Esquema típico de un calentador de fuego directo tipo cabina 40 Figura 3.9. Esquema de las proporciones de un horno de doble cabina para la unidad de coquización retardada (1:1,925:1,85) 44 Figura 3.10. Esquema de la estructura de pared para un horno tipo cabina 47 Figura 3.11. Esquema simple del sistema de retorno y del sistema de filtración hacia el tanque de almacenamiento de combustible 54 Esquema de la alimentación de combustible (Fuel Oil) mediante un sistema de pre-calentamiento con vapor 55 Figura 2.4. Figura 2.5. Figura 2.6. Figura 3.2. Figura 3.3. Figura 3.4. Figura 3.12. viii Figura 3.13. Esquema básico de un atomizador tipo Y-jet para Fuel Oil 55 Figura 3.14. Combustión de Fuel Oil a nivel del diámetro medio de atomización 56 Distorsión de forma en los tambores de coque por el fenómeno de “abultamiento y agrietamiento” 60 Figura 3.16. Dimensiones de un reactor cilíndrico de fondo cónico 66 Figura 4.1. Diagrama de bloques del proceso (BFD) 67 Figura 4.2. Diagrama de Flujo del Proceso parte 1 (PFD) 68 Figura 4.3. Diagrama de Flujo del Proceso parte 2 (PFD) 69 Figura 4.4. Etapas para el balance general de la planta de coquización retardada 70 Figura 4.5. Balance de masa en la etapa de calentamiento 71 Figura 4.6. Balance de masa en la etapa de separación y extracción de coque 72 Figura 4.7. Balance de masa en la etapa de filtrado de agua 73 Figura 4.8. Balance de masa en la etapa de filtrado de agua 73 Figura 4.9. Balance de masa en la etapa de calentamiento 76 Figura 4.10. Plano de vista superior layout parte 1 77 Figura 4.11. Plano de elevación frontal parte 1 78 Figura 4.12. Planos de vista lateral parte 1 79 Figura 4.13. Plano de vista superior Layout parte 2 80 Figura 4.14. Plano de elevación frontal parte 2 81 Figura 4.15. Planos de vista lateral parte 2 82 Figura 3.15. ix Diagrama de simbología para interpretar los planos P&ID parte 1 84 Diagrama de simbología para interpretar los planos P&ID parte 2 85 Figura 4.18. Diagrama de tuberías e instrumentación parte 1 (P&ID) 86 Figura 4.19. Diagrama de tuberías e instrumentación parte 2 (P&ID) 87 Figura 4.20. Diagrama de tuberías e instrumentación parte 3 (P&ID) 88 Figura 4.21. Diagrama de tuberías e instrumentación parte 4 (P&ID) 89 Figura 4.22. Esquema de cálculo para determinar la cabeza total (HB) de la bomba P-1101 96 Curva característica de una bomba centrífuga con diferentes tamaños de impeler a) 250 mm b) 225 mm c) 200 mm d) 175 mm e) 150 mm 98 Pared compuesta por chapa metálica, manta cerámica, ladrillo refractario 100 Figura 4.25. Aristas del horno consideradas placas adyacentes muy largas 103 Figura 4.26. Pérdidas de calor en Kcal/h a través de las paredes del horno 105 Figura 4.27. Temperaturas de combustión para C/H=7.5 y según el porcentaje (%) de exceso de aire 111 Temperaturas de combustión para C/H=8 y según el porcentaje (%) de exceso de aire 111 Esquema de las dimensiones de un horno y la distribución de los tubos 112 Representación gráfica del punto de equilibrio del proyecto para la implementación de una planta de coquización retardada para la empresa Repsol Ecuador S.A. 142 Figura 4.16. Figura 4.17. Figura 4.23. Figura 4.24. Figura 4.28. Figura 4.29. Figura 5.1. x Representación gráfica del flujo de ingresos y egresos del proyecto para la implementación de una planta de coquización retardada para la empresa Repsol Ecuador S.A. 142 Esquema de la metodología propuesta para la caracterización del crudo utilizado en el presente proyecto 157 Figura AIV.1. Catálogo de la bomba P-1103 A/B 169 Figura AIV.2. Catálogo de la bomba P-1201 A/B, P-1202 A/B 170 Figura AIV.3. Catálogo de la banda transportadora parte 1 171 Figura AIV.4. Catálogo de la banda transportadora parte 2 172 Figura AIV.5. Catálogo del clarificador S-1201 173 Figura AIV.6. Catálogo de la bomba hidráulica P-1204 A/B 174 Figura 5.2. Figura AI.1. xi ÍNDICE DE ANEXOS PÁGINA ANEXO I Caracterización física-química del crudo residual- método analítico 152 ANEXO II Balance de masa y energía de la planta de coquización retardada 159 ANEXO III Listado de tuberías de los diagramas P&ID de la planta de destilación primaria y la planta de coquización retardada 162 ANEXO IV Catálogos de los principales equipos de la planta de coquización retardada 169 ANEXO V Estudio de la prefactibilidad económica de la planta de coquización retardada 175 xii RESUMEN En el presente proyecto se realizó el diseño de un sistema de coquización retardada para craqueo de crudo extra pesado utilizando como corriente de alimentación el crudo residual procedente de la planta de destilación primaria de la empresa Repsol Ecuador S.A. Se propone una alternativa al uso actual del crudo extra pesado dentro del Bloque 16, con el fin de valorizarlo e incrementar la rentabilidad de la empresa. Se realiza un análisis del uso actual que se tiene del crudo residual. Se detalla la importancia del petróleo pesado, la tendencia de valorización de los residuos de las plantas de destilación y se selecciona como alternativa el proceso de coquización retardada. Posteriormente con base a la caracterización de crudo, se determinaron los criterios de diseño de bombas, horno con doble cámara de combustión, reactores y tuberías que conforman el proceso de coquización. Adicionalmente se determina el balance de masa y energía de la planta de coquización retardada para estructurar los diagramas de bloque (BPD), diagramas de flujo (PFD), diagramas de tuberías e instrumentación (P&ID), la disposición en planta (Layout), planos de elevación (vistas) y hojas de datos de los equipos. La capacidad de la planta se establece con base al flujo de residuo de la planta de destilación, esta corriente es de 36 653 kg/h de crudo extra pesado, a esta corriente se le adiciona 23 212 kg/h de nafta excedente del reflujo de la fraccionadora. Ambas corrientes suman 59 866 kg/h. Según la investigación del proceso y el análisis de carbón conradson se aproxima un rendimiento del 26,24%, es decir un flujo de 15 703 kg/h de coque sólido. Adicional se estimó un rendimiento de recuperación de cortes ligeros de gas metano y gasoil con rendimientos de 18,42% y 55,34% respectivamente. xiii Se dimensionó un horno de doble cabina con una capacidad de calentamiento de 10,46 MW. Como combustible se utiliza Fuel Oil con un flujo de 2 090 kg/h, con exceso de aire del 20% al ingresar a la cámara de combustión junto con un flujo de aire de 34 675 kg/h. Se requiere cuatro reactores para generar la reacción de coquización cada uno con un volumen de 948,41 m3. Se adjunta la planificación de producción para uso de los reactores en modo semi-batch. El estudio de prefactibilidad económica requiere una inversión inicial del proyecto de 35 669 941,65 USD considerando los costos fijos y variables de la planta. Repsol Ecuador S.A. maneja en sus proyectos internos una tasa mínima atractiva de rendimiento de 19,19%, en este proyecto se obtiene una tasa interna de retorno de 24,36% y un valor actual neto de 4 298 968 USD. xiv INTRODUCCIÓN Los altos precios en los que oscilaba el petróleo convencional y la declinación mundial de la producción han llevado a la industria petrolera a interesarse en actividades de explotación o refinación de crudo pesado y extra pesado. Aunque el petróleo extra pesado tiene un menor valor, en la actualidad su rentabilidad de producción ha aumentado. Además se estima que el 70% de un total de nueve a trece trillones de barriles, que son la cantidad de recursos mundiales de petróleo, se encuentran conformados por crudo pesado, extra pesado y ultra pesado (Alboudwarej, H., Felix, J. y Taylor, S., 2006, pp.38-39). Ante esta situación las refinerías han puesto énfasis en la valorización de los fondos de barril de las columnas los de recursos destilación, de petróleo para con aprovechar un mínimo por impacto completo ambiental (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.1). Entre los procesos de valorización de crudo se encuentra el craqueo de petróleo mediante reacciones de coquización retardada, este proceso es una alternativa para los flujos de crudo extra pesado en plantas de refinación. El mecanismo de esta técnica propone fragmentar los enlaces de las cadenas largas de hidrocarburos pesados para obtener coque y cortes ligeros. Esta metodología requiere alcanzar la temperatura de craqueo (515°C) con un tiempo de residencia en los reactores de 24 horas. Esta técnica fue desarrollada con el fin de reducir los rendimientos de combustibles residuales, alquitranes y asfaltos mediante un severo craqueo térmico (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, pp 99). La valorización por este método permite obtener coque de petróleo que es un sólido carbonoso producto de reacciones de polimerización e intercambio de radicales libres. Las estructuras del coque son variadas en la industria se tiene el coque tipo aguja, tipo esponjoso y tipo de tiro, la diferencia principal es la variación en el contenido de sulfuros y metales de la corriente de alimentación (Edwards, L., 2015, p.311). El coque como producto se puede utilizar en diferentes industrias como combustible de un alto poder calorífico, para la fabricación de ánodos y electrodos además de su uso como fuente de carbón xv para la fabricación de compuestos elementales (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, pp.98). Venezuela es el proveedor de coque del Ecuador. Las importaciones de coque desde Venezuela en el año 2011 cumplen con un estimado de USD 21 millones de dólares, lo cual representa el 2% de todas las importaciones del país de ese año. Este proyecto es una alternativa al cambio de la matriz productiva que se busca en la actualidad y al futuro de los yacimientos de crudo pesado y extra pesado que tiene el país (Peña, E., 2012, p.6). En el presente proyecto se trabaja con el crudo extra pesado de los fondos de la torre de destilación (9,3 °API), este crudo normalmente se mezcla a la corriente de crudo que se entrega al Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) que tiene una densidad promedio de 18°API, provocando una disminución de su densidad a 14,5°API y un aumento de su viscosidad, lo que con lleva a problemas en el transporte de crudo. La alternativa de coquización propone valorizar el crudo extra pesado, además obtener beneficios operativos y económicos para la empresa. 1 1. JUSTIFICACIÓN 1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA EMPRESA La empresa Repsol Ecuador S.A. encargada de la extracción de crudo en el Bloque 16, se estableció en el año 2001 junto con sus socios OPIC y Sinochem en la provincia de Orellana dentro de la Reserva Étnica Waorani y del Parque Nacional Yasuní. La empresa cuenta con dos plantas: la principal al norte y otra planta en el sur del Bloque 16. En la Figura 1.1., se presenta la localización de la planta norte (NPF) y la planta sur (SPF). Figura 1.1. Localización de la planta norte (NPF) y sur (SPF) de la empresa Repsol (Repsol-Manual de Operaciones NPF, 2012, p. 7) La producción real de todo el Bloque 16 y sus islas (Tivacuno y Bogí-Capirón) es de aproximadamente 29 900 (BPD) de crudo. La planta de destilación primaria 2 ubicada en NPF, tiene una capacidad de 7 200 BPD con una producción de aproximadamente 1 807 BPD de diesel. 1.2. DIAGNÓSTICO DEL PROBLEMA La empresa Repsol Ecuador S.A. debido a los bajos precios del petróleo se ha visto en la necesidad de buscar alternativas tecnológicas que generen un aumento en su rentabilidad y permitan una reducción sobre sus gastos operativos. El crudo West Texas Intermediate (WTI) producido en Estado Unidos es la referencia en precio y calidad a nivel internacional. El Ecuador exporta el crudo Oriente de 23°API (semi-pesado) y el crudo Napo de entre 18 a 21°API (pesado). En la Figura 1.2., se presenta la tendencia del precio anual histórico del barril de petróleo WTI-Oriente-Napo (USD). Precios anual del barril (USD) 120 100 80 60 CRUDO WTI CRUDO ORIENTE CRUDO NAPO 40 20 0 2007 2009 2011 2013 2015 2017 Años de cotización Figura 1.2. Precio anual histórico del barril de petróleo (Secretaría Nacional de Planificación y Desarrollo, 2015, p. 1) Por lo tanto, el objetivo de este proyecto es buscar una utilidad adicional al crudo extra pesado. Una buena oportunidad es el ingreso al sector de la petroquímica empleando una unidad de coquización retardada que valorice los residuos. 3 La materia prima se obtendrá de los residuos generados por la planta de destilación primaria que son aproximadamente 5 200 barriles por día (BPD) de crudo extra pesado. El procesamiento de la corriente permitirá obtener coque que es un sólido carbonoso con un alto poder calorífico y de mucho interés para la industria minera por su contenido en metales, sulfuros y también por los cortes ligeros del crudo. La empresa mediante esta alternativa tecnológica incrementará su rentabilidad. El precio de coque presenta un rango de valores para Enero del 2015 entre Precio del coque de petróleo por tonelada seca (USD/DMT) 100 y 280 dólares la tonelada métrica (DMT) como se observa en la Figura 1.3. Años de cotización Figura 1.3. Precio referencial anual del coque de petróleo (Edwards. L, 2014, p. 316) La empresa tiene permitido por el Estado utilizar 7 200 BPD de crudo pesado para la operación de la planta de destilación primaria con una densidad promedio de 17,3 °API, de este crudo se extraen 1807 BDP de diésel. El diesel se utiliza principalmente para la generación de energía eléctrica de esta manera se evita la compra externa de este combustible. Se recupera de los fondos de la torre un flujo de 5 200 BPD de crudo residual extra pesado con una densidad promedio de 9,3°API y una viscosidad máxima de 4 2 400 centipoises (cP), el cual es almacenado en los tanques de crudo que se entrega al oleoducto de crudos pesados (OCP). Este crudo extra pesado se mezcla a la corriente de crudo de entrega al oleoducto que tiene una densidad promedio de 18°API. Consecuentemente el crudo disminuye su densidad a 14,5°API, aumenta la viscosidad y el contenido de compuestos de alto peso molecular. Esta mezcla se desarrolla en un tanque sin ningún dispositivo mecánico para llevar acabo su mezclado. La implementación de una planta de coquización retardada busca solucionar diversos problemas operativos debido a la baja densidad del crudo. Los problemas más severos son el inadecuado almacenamiento de crudo extra pesado que afecta a la integridad mecánica de los tanques; a la eficiencia de la planta de destilación y al flujo continuo de la tubería de despacho. Una de las principales funciones de los tanques de almacenamiento para el sector petrolero es ayudar a la sedimentación de agua y barros que forman parte del flujo de extracción de los pozos. El tanque con el que cuenta la empresa tiene una capacidad de 15 000 barriles, es decir, cuenta con el volumen suficiente para brindar la flexibilidad operativa para mezclar el crudo de la planta de deshidratación y el crudo residual generado por la planta de destilación. En la Figura 1.4., se presenta el tanque de almacenamiento de crudo pesado y extra pesado de la empresa Repsol Ecuador S.A. En la Figura 1.5., se presenta un esquema de los componentes principales de un tanque de almacenamiento de crudo. La combinación de crudo extra pesado y lodos han formado una capa compacta en el fondo del tanque que desde el punto de vista de operación ha generado gastos adicionales por los frecuentes mantenimientos preventivos del equipo y el aumento del tiempo que esta unidad debe salir de servicio. 5 Figura 1.4. Tanque de almacenamiento de crudo pesado y extra pesado Figura 1.5. Esquema de las partes principales de un tanque de almacenamiento de crudo (Barrientos J., 2010, p.2) Los inconvenientes de almacenamiento han disminuido la eficiencia de la planta de destilación. Esto sucede debido que la cantidad de diesel producido es determinada por la densidad del crudo de alimentación y los requerimientos de la densidad del crudo extra pesado que se devuelve como residuo. Es decir, que se requiere una densidad mínima de 16,8°API en la corriente de alimentación para extraer los 1 807 BPD de diesel por la empresa y a la vez entregar una corriente de residuo de 9,3°API como mínimo. Si disminuye la densidad API de la alimentación no se alcanzará la producción de diésel ni el requerimiento mínimo de densidad API del crudo extra pesado que sale por los fondos para evitar 6 taponamientos en el oleoducto. Esta forma de trabajo afecta a la rentabilidad económica del negocio porque cuando no se genera suficiente cantidad de diésel, se producen gastos adicionales por la compra externa de combustible. La reducción del °API de crudo producido se ha presentado porque el campo con el paso del tiempo, se encuentra mucho más maduro, provocando una disminución en su densidad. Esto ha comprometido el sistema de bombeo debido que el diseño no fue considerado para manejar este tipo de crudo. Adicionalmente el crudo extra pesado que sale de la planta norte con una temperatura de 105°C, pierde temperatura gradualmente en su transporte provocando aumento en su viscosidad antes de llegar a la siguiente estación de bombeo. El cambio de sus propiedades físico-químicas ha provocado taponamientos intermitentes en la tubería de despacho y ha incrementado la altura dinámica total que debe vencer la bomba. En la Figura 1.6., se presenta el esquema general de la operación por parte de la empresa Repsol Ecuador S.A. Figura 1.6. Esquema general de la operación por parte de la empresa Repsol Ecuador S.A 7 1.3. VALORIZACIÓN DE RESIDUOS 1.3.1. IMPORTANCIA DEL PÉTROLEO PESADO Últimamente, la industria petrolera se ha visto en la necesidad de enfrentarse a nuevos desafíos debido a la baja del precio del crudo. El principal reto es utilizar por completo todos los recursos que pueda proporcionar el petróleo y a su vez proteger el medio ambiente. Las causas para considerar la coquización como una opción válida son el incremento en la demanda de combustibles ligeros utilizados en mayor parte por la industria del transporte y el constante crecimiento de las reservas de crudo extra pesado. El proceso permite la valorización de crudos no convencionales, con peso u molecular el obtener fin de materia generar prima combustibles para otro tipo de de bajo industria (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.1). Las reservas de crudo liviano a nivel mundial se encuentran en un estado de declinación y con ello se presencia un gradual decaimiento de la calidad. Así, las refinerías han mejorado las técnicas tanto para extraer como para procesar crudos pesados y extra pesados. Este tipo de crudos tiene una densidad inferior a los 20°API para crudo pesado y menor a 10°API para extra pesado. Generalmente se los obtiene como residuos de la destilación atmosférica y la destilación al vacío o también de campos petroleros que presentan una elevada madurez en sus yacimientos (Barreiro, E., y Masarik, G, 2011, p.16). Por consiguiente, las reservas probadas de crudo pesado y extra pesado van aumentando considerablemente. En la Figura 1.7., se presenta un esquema de la distribución sobre las reservas existentes a nivel mundial de crudos. La mayor parte de los recursos petroleros del mundo corresponden a crudos extra pesados, cuya explotación requiere elevadas inversiones monetarias y tecnologías innovadoras. El petróleo pesado y extra pesado conforma el 30% de la reserva total del mundo (Alboudwarej, H., Felix, J. y Taylor, S., 2006, p.38). 8 Figura 1.7. Reservas existentes a nivel mundial de crudos (Editorial N&P, 2015, p.1) En la Figura 1.8., se presenta una distribución de las reservas clasificando al petróleo en convencional o ligero (mayor a 20°API), no convencional (pesado menor a 20°API y extra pesado menor a 10°API), arenas petrolíferas (combinación de arcillas, arenas, agua) y bitúmenes (hidrocarburos aromáticos policíclicos). Figura 1.8. Distribución de las reservas de petróleo clasificado en convencional, no convencional, arenas petrolíferas y bitúmenes (Alboudwarej, H., Felix, J. y Taylor, S., 2006, p.38) 9 Existen una gama de factores que determinan el comportamiento del crudo en la etapa de producción. Sin embargo la densidad y la viscosidad son propiedades que determinan los objetivos de producción de las compañías de extracción de petróleo, es decir a la cantidad de barriles día que son posibles producir (Alboudwarej, H., Felix, J. y Taylor, S., 2006, p.38). La viscosidad a la temperatura de transporte determina la facilidad que tendrá el petróleo de fluir (Curtis, C. y Kooper, R., 2003, p.32). Esta propiedad para los petróleos livianos tiene un valor desde 1 centipoise (cP) hasta 10 cP; para el caso de los hidrocarburos extra pesados se tiene un valor que varía entre los 20 cP hasta más de 1 000 000 de cP (Alboudwarej, H., Felix, J. y Taylor, S., 2006, p.39). Desde un punto de vista general el valor económico del petróleo es mayor cuando cuenta con fracciones más livianas y por lo tanto menos densas, con fracciones más pesadas su precio en el mercado disminuye. En la Figura 1.9., se presenta la relación existente entre el precio del barril de petróleo y la densidad en °API. En la actualidad la inversión en proyectos de extracción de crudo convencional ha disminuido a causa del declive de las reservas de este tipo de petróleo. Las empresas de extracción invierten grandes sumas de dinero en las etapas de perforación pero en la actualidad es momento de invertir en tecnologías que permitan la recuperación de las reservas de crudos no convencionales que son las más extensas del planeta. Este tipo de inversiones depende de las características en las zonas de producción debido a la diferencia de propiedades fisicoquímicas y maduración de los yacimientos (Curtis, C. y Kooper, R., 2003, p.33). Un buen ejemplo de los beneficios que se puede alcanzar con la inversión en tecnologías de crudo no convencional se dio en el campo Kern River en California como lo muestra la Figura 1.10. La producción convencional de esta reserva tuvo un fuerte declive en los años 60, sin embargo mediante tecnologías de extracción 10 de crudo pesado se alcanzó altas producciones de hidrocarburos Precio del barril del petróleo (USD/bbl) (Decoster, E., 2003, p.34) Densidad (API) Figura 1.9. Relación entre el precio del petróleo y la densidad en °API (Gupta, R. y Poonam, G, 2015, p.645) En este tipo de ejemplos se visualizan las nuevas oportunidades que están en desarrollo, es decir que la inversión para este tipo de hidrocarburos potencializará el sector de los combustibles ligeros, gas y minerales. A esta idea global se la denominado como el nuevo potencial de la industria petrolera (Barreiro, E., y Masarik, G, 2011, p.18). La importancia del crudo pesado y exta pesado se basa en aprovechar todos los productos posibles, esta idea permitirá extender el uso de combustibles fósiles por unas décadas más mediante la inversión de nuevas tecnologías. En el Ecuador este tipo de inversiones se han concretado para la recuperación de campos 11 maduros como Shushufindi y Libertador consiguiendo un aumento en su producción en 5,7% y 4,7% respectivamente (Revista Líderes, 2015, p.1). Por lo tanto, este tipo de alternativas tecnológicas es posible implementarlas con la explotación de los campos Ishpingo, Tambococha y Tiputini (ITT), con el cual el país tiene una reserva de 3 200 millones de barriles de crudo pesado (Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, 2013, p.6). Figura 1.10. Producción del campo Kern River antes y despúes de la inversión para crudos no convencionales (Decoster, E., 2003, p.34) En general no solo el Ecuador debe buscar la explotación de crudo pesado y extra pesado sino que también se busca el cambio en la matriz productiva de los productos derivados del petróleo, en este caso que el país evite la compra de productos como el coque de petróleo. De esta manera el país se puede centrar en otros productos que permitan desarrollo y formar una nación más independiente. El Ecuador solo en el año 2011 ha gastado USD 21,4 millones de dólares solo en la compra de coque lo que representa el 2% de los principales productos de importación desde Venezuela (Peña, E., 2012, p.6). El petróleo pesado y extra pesado es la nueva era a la que debe enfrentarse el país. 12 1.3.2. VALORIZACIÓN DE CRUDO EXTRA PESADO CON BASE EN LA COQUIZACIÓN RETARDADA El proceso de mayor simplicidad para la valorización de crudo pesado y extra pesado es la coquización retardada. La característica de este proceso es la flexibilidad que posee para coquizar cualquier corriente de hidrocarburo, lo que le permite sobresalir de los demás mecanismos existentes. Además debido a su bajo costo de inversión permite incrementar la generación de productos siendo esta la principal ventaja económica (Liang, S., 2007, p.32). A nivel mundial este método de conversión produce más de 210 millones de toneladas métricas de coque por año. Este método es comparable con otros existentes entre los que se encuentran la viscorreducción, el desasfaltado, el hidrocraqueo, el crackeo catalítico entre otros. La coquización retardada es históricamente el método con la mayor tasa de producción (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.1). En la Figura 1.11., se presenta la distribución histórica de la selección en métodos de conversión residual. Desasfaltado por solvente 4% Coquización 32% Craqueo catalítico 19% Hidrocraqueo 15% Viscorreducción 30% Figura 1.11. Distribución histórica de los métodos de conversión residual (Gillis, D., VanWees, M. y Zimmerman, P., 2009, p.2) 13 El procesamiento de crudos no convencionales se ha convertido en una tendencia mundial. Los sistemas de coquización retardada han alcanzado rendimientos atractivos para la industria de la refinación. Por esta razón la producción de combustibles líquidos ha mejorado y la producción de coque se ha incrementado en cantidades considerables debido a su utilidad como combustible y como materia prima para otros tipos de industrias (Gillis, D., VanWees, M. y Zimmerman, P., 2009, p.2) Las unidades de coquización al ser procesos no catalíticos presentan ventajas considerables. El nivel de conversión dentro de este proceso es alto comparado con la inversión implementada. Por otra lado, los procesos catalíticos o en los que participen aditivos químicos necesitan de una mayor fuente de energía para poder funcionar (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.3). En la Tabla 1.1., se presenta una comparación cualitativa de diversos procesos empleados para la valorización de crudo pesado y extra pesado. Tabla 1.1. Comparación cualitativa de diferentes procesos para la valorización de crudos pesados y extra pesados Característica Procesos no catalíticos Procesos catalíticos Procesos por extracción Procesos de adición de hidrógeno Flexibilidad Baja Alta Baja Alta Costo Baja Alta Mediana Alta Calidad de los productos Baja Mediana Mediana Alta Nivel de conversión Mediana Mediana Mediana Alto Reinyección como Fuel Oil Mediana Mediana Mediana Mediana Simplicidad Alta Mediana Mediana Baja Problemas Deposición de Coque Generación de crudo extra pesado Alta demanda energética Requerimiento de hidrógeno (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.3) 14 En la Tabla 1.2., se presenta la capacidad de procesamiento de las unidades de valorización dependiendo del tipo de proceso. Tabla 1.2. Capacidad de procesamiento en millones de toneladas métricas por año (MMTPA) de las unidades de valorización dependiendo del tipo de proceso Proceso U.S.A. Japón Europa Resto del Mundo Total 6,50 1,00 108,50 82,50 198,50 93,00 3,00 31,50 61,00 188,50 Craqueo catalítico (FCC) 31,50 12,50 10,50 37,00 91,50 Procesos por extracción Desasfaltado 13,00 1,00 0,50 5,00 19,50 Procesos de adición de hidrógeno Hidroprocesos 30,50 30,25 9,00 49,75 119,50 Total 174,5 47,75 160,00 235,25 617,50 Procesos no catalíticos Procesos catalíticos Craqueo/Viscorreducción Coquización (Gupta, R. y Poonam, G, 2015, p.645) En conclusión los procesos térmicos para la valorización de crudo forman uno de los grupos más utilizado a nivel mundial. Adicional a los beneficios que se registran en su operación permiten a las refinerías maximizar la producción de destilados, generar ahorros en operación y alcanzar elevadas eficiencias de extracción de coque. En la actualidad el escenario de las refinerías se encuentra en un estado de transición, los precios del petróleo y la presencia de nuevas tecnologías está fragmentando el monopolio de esta industria. El coque y su consumo en sectores industriales.- Al implementar una planta de coquización retardada el principal producto que se obtiene es coque de petróleo. El coque es un sólido carbonoso producto de reacciones de polimerización y de intercambio de radicales libres, la principal característica es que tiene un alto poder calorífico. El coque se presenta en diferentes estructuras principalmente se tiene el coque aguja, esponjoso y de tiro. La principal diferencia entre estas estructuras es el contenido de sulfuros y metales. El tipo de coque que 15 se obtiene de una unidad de coquización retardada depende de la corriente de alimentación de crudo (Edwards, L., 2015, p.311). En la Figura 1.12., se presentan las tres estructuras de coque a una escala de 50!". Figura 1.12. Estructuras de coque aguja, esponja y tiro a una escala de 50 um (Edwards, L., 2015, p.311) En los últimos años la producción de coque aumentado debido a las cantidades de crudo pesado que se procesa a nivel mundial. El sector más interesado en este tipo de combustible es el sector de la generación eléctrica. Sin embargo el coque puede ser utilizado en varios sectores industriales como se indica a continuación: · Combustible con un alto poder calorífico. · Fabricación de ánodos para celdas de reducción de alúmina. · Fabricación de electrodos que se utilizan en la construcción de hornos eléctricos. · Uso directo como fuente de carbón en la fabricación de compuestos elementales. El uso del coque de petróleo se ha extendido a sectores industriales como la metalurgía, la termoeléctrica, acerías, procesos de calcinación entre otros, el 16 consumidor más importante es el sector cementero. En la Figura 1.13., se presenta la distribución por sectores industriales que utilizan coque de petróleo. Figura 1.13. Sectores industriales que utilizan coque de petróleo (Santos, A. y Silva, R., 2008, p.98) La producción de coque seguirá incrementándose en el mercado conforme continúe la disminución de la calidad de crudos convencionales. El mercado del coque será ampliado estimulando el uso de crudos pesados y extra pesados. En la actualidad se desarrollan tecnologías más eficientes para el consumo de coque y también la optimización de (Santos, A. y Silva, R, 2008, p.99). las unidades de coquización retardada 17 2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 2.1. PROCESOS DE COQUIZACIÓN O CRAQUEO DE PETRÓLEO El coquizar o craquear crudo residual para producir combustibles de alto valor comercial es un proceso innovador utilizado en las refinerías. Los procesos de coquización utilizan la desintegración térmica para romper las moléculas más grandes del petróleo en otras más pequeñas, con el fin de obtener el coque de petróleo e hidrocarburos de bajo punto de ebullición. Estos hidrocarburos livianos son recuperados con la fraccionadora, para mezclarlos con combustibles ligeros (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, pp 99-101). En la Figura 2.1., se presenta el esquema básico de una planta de coquización retardada. Figura 2.1. Unidad de coquización retardada (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, p 101) 18 2.1.1. COQUIZACIÓN RETARDADA 2.1.1.1. Materia prima La coquización retardada es un proceso flexible en cuanto a la selección de la materia prima. Generalmente, los residuos pesados como el crudo residual de la destilación atmosférica y al vacío son utilizados por su contenido en hidrocarburos de alto peso molecular. Por esta razón a las refinerías con unidades de coquización retardada se les denomina “refinerías con cero residuos” (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.2). Existen otras materias primas que pueden ser utilizadas como por ejemplo los desechos peligros de refinerías, plásticos usados, gilsonita líquida y lignito. La selección de la materia prima dependerá de la calidad requerida en el coque de petróleo. Poniendo en consideración la composición química de la carga de alimentación existen estudios que relacionan la obtención de diversos tipos de coque con los compuestos que forman parte del petróleo así por ejemplo: el coque tipo aguja se produce con cargas que presentan un alto contenido en compuestos aromáticos, mientras que el coque esponjoso se relaciona con el contenido de asfaltos y resinas (Requena, A., Pérez, M., y Delgado, L., 2008, p.2). Para alimentar a una unidad de coquización retardada se extrae el residuo del fondo de las columnas fraccionadoras, aprovechando la energía térmica de la corriente y el bajo contenido de la fracción de livianos extraída en la zona de agotamiento. Adicionalmente, a la corriente de alimentación se le puede realizar conexiones para ingresar corrientes de reciclo o reproceso de productos pesados (Gupta, R. y Poonam, G, 2015, p.644). 2.1.1.2. Calentamiento del hidrocarburo sobre el punto de craqueo El punto de craqueo es la temperatura en la cual las moléculas largas del crudo empiezan a romperse generando compuestos más livianos, en promedio este 19 punto se encuentra entre 480°C y 515°C (Ellis, P. y Paul, C., 1998, p.6). La corriente de alimentación debe alcanzar lo más rápido posible esta temperatura, sin embargo el coque debe tener un tiempo de residencia corto en los tubos del horno para que la transformación de coque se de en los reactores. La temperatura del horno debe ser mayor a 515°C es por eso que el proceso más crítico de una unidad de coquización retardada es el horno. La temperatura no puede disminuir debido a que esto provocaría una prematura coquización y taponamiento en los tubos. Por esta razón la operación del horno debe contar con todos los mecanismos automáticos para evitar una parada de planta. Los hornos que se utilizan para este tipo de procesos se caracterizan por ser considerablemente largos para evitar este tipo de problemas (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.14). En la operación del horno la inyección de vapor de agua en los tubos permite controlar la velocidad de la corriente de crudo extra pesado y evitar que en el interior de su estructura se forme depósitos de coque. El vapor sobrecalentado mejora considerablemente el transporte del crudo extra pesado dentro de los tubos del horno permitiendo que la reacción de polimerización se de en los reactores. La reacción de coquización inicia en el interior de los tubos del horno formando una película de coque, el vapor continuamente da una limpieza interna del sistema de conducción provocando que la coquización sea retardada (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, p.102). El calentamiento puede formar puntos calientes en las tuberías debido a la mala transferencia de calor, por lo que se divide el flujo de crudo en dos cámaras de combustión independientes para que se tenga un calentamiento uniforme. Los depósitos de coque en el interior de los tubos del horno pueden generar una variación de presión que afecte al funcionamiento del equipo. Un buen diseño de un calentador de fuego directo debe presentar un perfil de flujo energético que mantenga un promedio alto y no genere picos localizados (Zhu, F., y Xin, X., 2005, p.63). En la Figura 2.2., se presenta un esquema de la distribución energética que debe tener un horno doble cabina. 20 Figura 2.2. Esquema de distribución energética de un horno doble cabina (Zhu, F., y Xin, X., 2005, p.63) Un horno de coquización de retarda presenta un valor promedio de potencia calórica por unidad de área de 28,39 KW/m2 en la zona radiante, sin embargo este proceso se recomienda trabajar con flujo de energía más altos de 31-38 KW/m2 (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.11). De la misma forma que el proceso de coquización retardada, el diseño del horno con cabinas proporciona una flexibilidad en la configuración de sus tubos, pero sobre todo a incrementar el tiempo de vida útil del equipo y permite el aislamiento independiente de las cámaras de combustión para mantenimientos continuos. 2.1.1.3. Coquización en los reactores (Tambores de Coque) Microestructura del petróleo.- La microemulsión del petróleo está compuesta por asfaltenos, resinas, aromáticos y saturados. En la Figura 2.3., se presenta la microemulsión de la estructura del petróleo. 21 Saturados.- Su contenido de carbonos es muy elevado en promedio poseen entre C38-50 junto con un bajo contenido de heteroatomos como el nitrógeno, oxigeno, azufre entre otros. Los hidrocarburos saturados son fracciones completamente volátiles en las condiciones de formación del coque, por lo tanto no influyen en el mecanismo de reacción (Edwards, L., 2015, p. 309). Ar Figura 2.3. Microemulsión de la estructura del petróleo que contiene A (asfaltenos), R (resinas), Ar (aromáticos) y s (saturados) (Wiehe, A., y Liang, S., 1996, p 201) Aromáticos.- Los compuestos aromáticos en promedio tienen un contenido de carbonos entre C41-53, presentan en su estructura núcleos bencénicos. La reacción de este tipo de compuestos es la ruptura de las cadenas laterales sustituidas, sin la rotura del anillo. Por otro lado presentan un bajo contenido de heteroatomos y son el compuesto fundamental para el craqueo de petróleo (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, p.136). Resinas y Asfaltenos.- Este grupo de compuestos es el más importante para un crudo pesado y extra pesado. Son sustancias polares poliaromáticas que influyen directamente en el rendimiento de la formación de coque. Los asfaltenos presentan una estructura compuesta de anillos aromáticos sustituidos por grupos nafténicos, alifáticos y una cantidad de heteroátomos además de metales como el 22 Ni, Fe, V, Pb entre otros. Por otra parte, las resinas presentan estructura parecidas a los asfaltenos pero de menor tamaño con una mayor cantidad de cadenas alquil aromáticas y una polaridad menor. La polaridad de estos compuestos permite estabilizar el conjunto de la microemulsión junto con otras estructuras como los compuestos parafínicos (Urpí, J., 2011, p.338-339). La naturaleza de los crudos está ligada a la cantidad de compuestos que presentan en su estructura, es decir a la relación de hidrógeno-carbono que define el carácter químico. El número de carbonos establecidos en la corriente de alimentación proporciona el tipo de coque que se puede obtener. Mecanismo de Reacción.- La formación de coque se encuentra determinada por la cantidad de asfaltenos que se tienen en la corriente de alimentación, es decir que la formación de coque se encuentra determinada por la naturaleza de la materia prima. El tiempo de residencia y la temperatura del reactor determinan la eficiencia de la reacción. En el proceso de reacción se libera hidrógeno e hidrocarburos livianos, mientras que el coque se deposita en la parte inferior del reactor (Wiehe, A., y Liang, S., 1996, p 201). Aunque existen varias reacciones que se desarrollan en esta etapa del proceso, la reacción que lidera la formación de coque es la dealquilación de los compuestos aromáticos. Esta reacción se basa en disociación de las de las cadenas cíclicas para formar radiales libres. Los radiales libres conforman las unidades constitucionales repetitivas para la polimerización de coque. En la Figura 2.4., se presenta el mecanismo de la reacción. La reacción descrita anteriormente se produce cuando se alcanza la temperatura de coquización al salir del horno. El coque se deposita en la parte inferior del reactor por su alta densidad. El proceso de coquización retardada opera de modo continuo, sin embargo las cámaras de reacción trabajan en un configuración semibatch con tiempos de residencia entre 18-24 horas (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, p.103). 23 Figura 2.4. Mecanismo de la reacción de dealquilación para la formación de coque (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.10) Condiciones operativas de los reactores.- En el interior de los tambores de coque a causa de las reacciones químicas y las condiciones de alta temperatura con baja presión se formarán tres fases. La primera fase se conformará de todos los hidrocarburos volátiles y el hidrógeno generado, este conjunto son los cortes ligeros a ser recuperados en las fraccionadora. Por otro lado en el fondo de los reactores se generará toda la fase sólida de coque que debido a su estructura porosa será libre de hidrocarburos. Por lo tanto, la tercera es una fase espumosa que se da en el medio a causa del gradiente de densidades (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.5). En la Figura 2.5., se presenta la formación del coque en el interior de los reactores. 24 2.1.1.4. Descoquización hidráulica y cortado de coque Luego de la reacción el coque tiene una temperatura sobre los 450°C por lo tanto se enfría mediante llenado con agua, se abre, se desagua, y pasa el coque a la etapa de cortado. Para la operación de descoquización existe una gama de equipos mecánicos como taladros o escariadores, sin embargo los sistemas hidráulicos son los más utilizados. Por esta razón a la descoquización hidráulica se considera como la etapa para remover y transportar coque de petróleo desde los reactores mediante altas velocidades de agua. El sistema completo consiste en una herramienta que posee jets de alta presión entre 2 000 a 4 500 psig que permite cortar el coque radialmente, este mecanismo se encuentra instalado en un vástago giratorio que pasa a través de los reactores (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, pp 99-102). El flujo promedio que manejan las bombas de agua es de aproximadamente 2,8 m3/min hasta 4,7 m3/min, por eso se maneja bombas de múltiple etapa (Ellis, P. y Paul, C., 1998, p.12). Figura 2.5. Formación de coque en el interior de un reactor a una presión de 0.48 MPa (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.5) El cortado de coque empieza utilizando un chorro especial para perforar el agujero piloto que permitirá el descenso del vástago. El agujero ubicado en el centro del reactor aumenta su tamaño a través del lecho de coque para drenar el agua. Posteriormente se realiza un corte completo radial inferior a 0,91 m de la 25 superficie libre de coque, desprendiendo fragmentos pequeños de coque para el fácil manejo en las etapas posteriores y de esta manera evitar el colapso de las paredes. Subsecuentemente se continúa el cortado hasta la base del reactor extrayendo todo el material y transportándolo a una fosa común o pozo de coque (Jechura, J., 2015, p.28). En la Figura 2.6., se presenta los diferentes pasos de la descoquización hidráulica en el interior del reactor. Figura 2.6. Pasos de la descoquización hidráulica en el interior del tambor de coque (Jechura, J., 2015, p.28) Una vez en el pozo el agua es drenada por medio de canales en la parte inferior mientras que el coque se carga a carros tolva para almacenarlo en una pila stock. Dependiendo de los cortes realizados en la etapa de coquización en los reactores se puede o no utilizar un sistema de molienda para reducir la granulometría del coque. En la Figura 2.7., se presenta la separación de agua y coque mediante una fosa común. Figura 2.7. Separación de agua y coque mediante una fosa común (Jechura, J., 2015, p.28) 26 3. CRITERIOS DE DISEÑO PARA UN SISTEMA DE COQUIZACIÓN RETARDADA PARA CRAQUEO TÉRMICO DE CRUDO RESIDUAL 3.1. CRITERIO DE DISEÑO PARA TUBERÍAS 3.1.1. CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO RESIDUAL La caracterización física – química es la parte inicial de un diseño. El diseño completo se centrará en el tipo de fluido. Por lo tanto se caracterizará la corriente de crudo extra pesado para iniciar el diseño de un sistema de coquización retardada. En la Tabla 3.1., se presentan los parámetros medibles y los métodos de referencia que se emplearán en la caracterización. Tabla 3.1. Parámetros medibles y métodos de referencia Parámetro Método de medición Muestreo de crudo Norma NTE INEN 930: Petróleo crudo y sus derivados. Densidad API ASTM, D-1298, Standard Test Method for Density, Relative Density Specific Gravity), or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method. Agua y sedimentos ASTM, D-96, Standard Test Method for Water and Sediment in BS&W Crude Oil by Centrifuge Method (Field Procedure). Azufre ASTM, D-4294, Standard Test Method for Sulfur in Petroleum and Petroleum Products by Energy Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry. Carbón conradson ASTM, D-189, Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products. Los procedimientos utilizarán tres muestras compuestas en tres días diferentes. Las muestras simples se recogerán con un intervalo de tiempo de 6 horas. El volumen de las muestras compuestas será de 1 000 cm3. Las muestras 27 corresponderán al flujo de la tubería de salida de crudo extra pesado en la planta de destilación primaria. La tubería cuenta con un sistema de calentamiento previo de nafta inestable lo que le permite un flujo continuo en el muestreo de crudo extra pesado. En la Tabla 3.2., se presenta los resultados promedios de las propiedades físico químicas del crudo extra pesado. Tabla 3.2. Resultados promedios de la caracterización física-química del crudo residual Parámetro Magnitud Unidades Densidad API (ASTM D-1298) 9,3 °API Densidad a 15 C (ASTM D-1298) 1006 kg/m3 Agua y Sedimentos BS&W (ASTM D-96) < 0,05 %p Azufre (ASTM D-4045) 2,54 %p Carbón conradson (ASTM D-189) 16,4 %p Viscosidad cinemática (ASTM D-445) 1038 cSt a 210 F 337 cSt a 248 F El análisis general y los procedimientos para la caracterización de crudo extra pesado para este proyecto se presentan en el Anexo I. 3.1.2. ANÁLISIS DEL MEDIO AMBIENTE EXPUESTO A LA TUBERÍA La planta de coquización retardada se instalará en la provincia de Orellana, dentro de la Reserva Étnica Waorani y el Parque Nacional Yasuní. Todos los equipos y tuberías serán expuestos al clima del sector, por lo tanto deben ser dimensionados con materiales que soporten los cambios bruscos de temperatura. El clima de este medio es cálido húmedo pero presenta cambios frecuentes por la ubicación geográfica. El clima se encuentra influenciado por varios factores como las constantes precipitaciones de lluvia, la humedad, las brisas y la presión atmosférica a la que es expuesta. En el interior del parque nacional la temperatura fluctúa entre los 18°C y 36°C según la Escuela de Ciencias Biológicas de la Pontificia Universidad Católica del 28 Ecuador. Por lo tanto, los equipos que sean dimensionados en este proyecto se los analizará con una temperatura promedio de 25°C. En la Figura 3.1., se presenta el promedio multianual de temperatura para el año 2015. Figura 3.1. Análisis multianual de la temperatura en °C dentro del Parque Nacional Yasuní (Dinámica del Bosque Yasuní, 2015, p.1) 3.1.3. SELECCIÓN DEL MATERIAL DE CONSTRUCCIÓN PARA LAS TUBERÍAS El prolongar la vida útil de las tuberías es un aspecto importante porque aumenta el tiempo de operación continua posterga mantenimientos, y adicionalmente evita accidentes como derrames de crudo. La selección del material se basa en evitar el desgaste excesivo provocado por el fluido que se transporta y el ambiente al cual es expuesto. El desgaste se evidencia en forma de corrosión, es decir, este ataque a la integridad de la tubería es producida por la agresividad química del medio o por el régimen que presenta el fluido (Pérez, L. y Pérez, S., 2007, p.23). 29 Previo a la selección de un material definitivo de las tuberías se requiere considerar ciertos parámetros o características, entre las más importantes se encuentran: · La caracterización física y química del fluido que se va a manejar así como sus transformaciones que se producen conforme avance por las operaciones unitarias de la planta. · El flujo volumétrico, presión y temperatura de la corriente de crudo extra pesado. · Naturaleza del medio ambiente conformada por la presión atmosférica y la temperatura. En el comercio industrial existe una gama completa y diversa de tuberías clasificadas por tamaño, material y espesor. Sin embargo, el objetivo que se busca para el diseño es contemplar las opciones más baratas pero que permitan dar un servicio efectivo. El diseño de las tuberías que componen el proceso se dividirá en tramos, cada uno conformado por la línea comprendida entre dos equipos consecutivos (King, R., 2002, p.225). De esta manera, se logra evaluar independientemente las caídas de presión generadas por la estructura de la tubería y los accesorios adicionales (válvulas, codos, expansiones, etc.). Para el diseño se utilizará un análisis hidráulico que permita una regulación de los movimientos transitorios conocidos normalmente como golpes de ariete (Pérez, L. y Pérez, S., 2007, p.23). Los golpes de ariete se producen tanto en tuberías rígidas como flexibles por lo que es necesario evaluar las sobrepresiones y depresiones que se pueden producir según el tipo de fluido, con el fin de dimensionar la tubería y ubicar los accesorios que sean necesarios para reducir sus efectos. Por lo tanto para el análisis hidráulico se utilizará la ecuación 3.1. de Bernoulli. #$ % + &$ '( + )* = #, % + &, '( + )' + -. [3.1] 30 Donde: /* 12/' : Presión del flujo en la ubicación 1 y 2 (Pa) 3* 123' : Velocidad del flujo en la ubicación 1 y 2 (m/s) )* 12)' : Nivel del fluido en la ubicación 1 y 2 (m/s) 4: Densidad relativa del fluido (N/m3) 6: Gravedad (m/s2) -.: Pérdidas de fricción (m) En la Figura 3.2., se presenta un ejemplo del análisis a una tubería inclinada con los parámetros expuestos en la Ecuación de Bernoulli. Figura 3.2. Análisis hidráulico de una tubería inclinada con los parámetros expuestos en la Ecuación de Bernoulli (Pérez, L. y Pérez, S., 2007, p.4) Para el dimensionamiento mecánico de la tubería es necesario determinar las pérdidas de fricción ocasionadas por el contacto del fluido con la superficie de desplazamiento. Por lo cual se introduce el concepto de rugosidad relativa y el factor de fricción o coeficiente de rozamiento. En concepto la rugosidad relativa es la relación existente entre la rugosidad absoluta y el diámetro interno de la tubería. 31 En la Figura 3.3., se presenta un nomograma sobre los valores de rugosidad relativa con diversos tamaños de tuberías y materiales para su construcción. Figura 3.3. Nomograma sobre los valores de rugosidad relativa con diversos tamaños de tuberías y materiales para su construcción (Ocon J. y Tojo G., 2015, p.16) Una vez determinada la rugosidad relativa de la tubería se procederá con el cálculo del índice o módulo adimensional de Reynolds para conocer el régimen del fluido en las condiciones de operación. Este cálculo es necesario porque existen un valor de Reynolds crítico de 2100, en la cual se marca la separación entre un flujo laminar y un flujo turbulento (Ocon, J. y Tojo, G., 2015, p.11). En la ecuación 3.2., se presenta el cálculo para el número adimensional de Reynolds. 32 78 = 9;&;<> ? [3.2.] Donde: Re: Número adimensional de Reynolds ρ : Densidad del fluido (kg/m3) u : Velocidad del fluido (m/h) ϴi: Diámetro interno de la tubería μ : Viscosidad dinámica del fluido (kg*m-1s-1) Con los parámetros determinados anteriormente se determina el coeficiente de rozamiento (f) mediante el Diagrama de Moody a menos que el fluido se encuentre en régimen turbulento en ese caso se utiliza la ecuación 3.3. (Ocon, J. y Tojo, G, 2015, p.15). En la Figura 3.4., se presenta el diagrama de pérdida de carga- coeficiente de rozamiento (f). .= @A BC [3.3] Posteriormente, se determina la altura dinámica que se produce por la longitud de la tubería y sus accesorios, este concepto se relaciona directamente con la caída de presión. Las ecuaciones 3.4., y 3.5., presentan el cálculo de las pérdidas por fricción generadas. -. = . DGF ; '(I E F H, J/ = . ; K ; 6 D Donde: EF GF ; H, '( I hf : Altura dinámica de la tubería L"M f : Factor de fricción de la tubería LT: Longitud total de la tubería L"M v2: Velocidad del fluido L"N-M g : Gravedad L"NO ' M p: Densidad (kg/m3) ΔP: Caída de Presión (Pa) [3.4] [3.5] 33 Figura 3.4. Nomograma sobre los valores del coeficiente de fricción en tuberías y el número de Reynolds (Ocon J. y Tojo G., 2015, p.17) Una vez realizado el análisis hidráulico se considerará el material de la tubería de acero por el requerimiento de transporte de crudo. Para esto se determina el número de cédula de la tubería que relaciona la presión permisible de operación con el esfuerzo permisible (Mott, R., 2006, p.159). En la ecuación 3.6., se presenta la relación para determinar el número de cédula. PQ° = #R;*SSS T Donde: PQ°: Es el número de cédula /U: Presión interna (atm) V: Estrés térmico del material (atm) [3.6] 34 El dimensionamiento general para las tuberías en este proyecto se presenta en el capítulo 4.7.1. En el ANEXO I, se presenta las especificaciones de diversas tuberías de acero al carbono. 3.2. CRITERIO DE DISEÑO PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE BOMBAS CÉNTRIFUGAS Para el dimensionamiento de las bombas de crudo residual y de agua de servicios se analizó los parámetros de la ecuación de Bernoulli introduciendo el término de la cabeza o altura total (HB) como se presenta en la ecuación 3.7. #$ % + &$ '( + )* + 2 WX = #, % + &, '( + )' + -. [3.7] Para el diseño del sistema de bombeo se tomó en consideración dos modalidades en succión o carga; la modalidad depende de la altura de la succión a la que se encuentra el fluido. En la Figura 3.5., y Figura 3.6., se presenta la configuración de bomba en succión y en carga respectivamente. Cuando la bomba se encuentra en succión la tubería debe instalarse creando un ángulo ascendente para evitar la formación de bolsas de aire. Por otra parte en la base de succión se debe instalar una válvula de pie y un filtro con una superficie de filtrado de por los menos el triple del diámetro de la tubería. Entre los accesorios que deben instalarse se encuentran una reducción excéntrica que previene la cavitación en operación normal de la bomba. La velocidad del fluido en tuberías de succión no debe ser mayor a 2 m/s. En la ecuación 3.8., se presenta el cálculo de la cabeza en succión negativa. WX = Y' Z Y* + -. [3.8] Al momento del diseño de una bomba con su configuración en carga la tubería de succión debe instalarse con una inclinación descendente evitando la formación de bolsas de aire. La velocidad del fluido en esta configuración no debe ser mayor a 35 2,5 m/s. En la ecuación 3.9., se presenta el cálculo de cabeza total con succión positiva. WX = Y' Z 2 Y* + -[ + &,, '( [3.9] 2 1 Figura 3.5. Bomba centrífuga en configuración en succión 1 2 Figura 3.6. Bomba centrífuga en configuración en carga Adicionalmente, el diseño de la bomba debe incluir la selección de una serie de accesorios que otorgan un mejor desempeño del equipo y refuerzan la seguridad en la planta. En primer lugar se debe contar con una fundición sólida que garantice un buen funcionamiento tanto para la bomba como para el motor, esto 36 evitará las vibraciones innecesarias. Las tuberías de succión y descarga deben tener soportes metálicos adicionales debido a que puede provocar fracturas o desalinear el conjunto motor-bomba. En esta parte del diseño se agrega las pérdidas por fricción generadas por los accesorios, por lo que se introduce el número de cargas de velocidad de cada accesorio, presentada en la ecuación 3.10. -.\]] = L^* + ^' +_ _ _ _ ^` M ; G ; '( E F &, [3.10] Donde: hfacc: Pérdidas de carga por accesorios kn: Número de cargas de velocidad de accesorios Con el valor de todos los parámetros de la ecuación 3.5. se determina la cabeza total (HB) para calcular la potencia hidráulica (Pot hidráulica) y la potencia del motor- bomba (Pot motor) mediante la ecuación 3.11., y 3.12 /abcdReá&fd]\ = g ; WX ; 4 h= #ijk>lmáno>pq #ijrstsm [3.11] [3.12] Donde: /abcdReá&fd]\ : Potencia hidráulica (hp) /abuijie : Potencia del motor-bomba (hp) g: Caudal del fluido (m3/s) WX : Cabeza o altura total de la bomba (m) 4: Densidad relativa (N/m3) El procedimiento general para el dimensionamiento de una bomba centrífuga en este proyecto se presenta en el capítulo 4.7.2. 37 3.3. CRITERIO DE DISEÑO PARA UN CALENTADOR DE FUEGO DIRECTO CON DOS CÁMARAS RADIANTES Existen varios tipos de calentadores de fuego directo que son empleados en diferentes industrias para el incremento de temperatura aprovechando el calor de combustión para operaciones de calentamiento, tratamiento y vaporización. La selección de estos dispositivos está en función del tipo de combustible que se va a utilizar y del requerimiento necesario de calor (Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.5). En este proyecto se selecciona un horno con doble cámara de combustión con el objetivo de aumentar la temperatura del crudo extra pesado, y con ello alcanzar el punto de craqueo requerido. Se selecciona este tipo de horno porque el proceso de coquización retardada debe controlar eficientemente la distribución de calor y además permitir un mantenimiento preventivo con un proceso de producción continuo (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.11) . El calentador de fuego directo para la coquización retardada es la operación más importante y más crítica de dimensionar. Inicialmente el equipo diseñado debe cumplir con los requerimientos básicos para una unidad de coquización entre los que se tiene: · El diseño debe contar con dos cámaras de combustión independientes para mejorar la distribución térmica en la zona radiante. · El horno contará con un sistema descoquización por los tubos para tener una velocidad no menor a 1,82 m/s. · Uso de fuel oil para el tipo de combustible, debido a su alto poder calorífico. · La temperatura inicial de la cámara radiante se asumirá para el diseño con un valor de 1 500 °C. Para el diseño de los hornos a nivel industrial se debe conocer los mecanismos básicos de la transferencia de calor: conducción, convección y radiación, debido 38 que se requiere evaluar el gasto energético. Estos tres mecanismos en el horno ocurren de manera simultánea (Lienhard, J. IV y Lienhard, J. V., 2004, pp.3-4). Para el diseño de calentadores de fuego directo es necesario alcanzar las especificaciones requeridas para el proceso, pero a su vez utilizar la menor cantidad de combustible y energía. La construcción del horno debe considerar la menor inversión de capital, el menor costo de mantenimiento y adicionalmente que el tiempo de vida útil del equipo se prolongue (Mullinger, P., Jenkins, B., 2014, p.5). 3.3.1. CRITERIOS DE DISEÑO EVALUANDO EL RECEPTOR DE CALOR 3.3.1.1. Evaluación energética del receptor de calor Al tratarse de un equipo de calentamiento es necesario determinar el calor absorbido por el flujo para esto se utilizará la ecuación 3.13. g( = "eCvdR&\f ; PwxeiuCRdi ; Jy [3.13] Donde: g( : Calor absorbido por el flujo (W) "eCvdR&\f : Flujo másico de crudo residual (kg/s) PwxeiuCRdi : Calor específico promedio (J/kg°C) Jy: Gradiente de temperatura (°C) El flujo másico de crudo residual es el mismo que se especifica en el dimensionamiento de la tubería en el capítulo 4.7.1. El calor específico del crudo residual es un valor que depende de la temperatura, en el presente trabajo se determinará el calor específico de la Figura 3.7. El gradiente de temperatura corresponde a la variación de temperatura del crudo al ingreso y a la salida del horno especificada en el capítulo del 2.1.1.2. 39 Posteriormente se debe tomar en cuenta que el intercambio de calor no solo se da con el crudo en el interior de la tubería, sino que también se pierde calor a los alrededores. La estructura física de los hornos tipo cabina se caracteriza por estar compuesta de dos grandes estructuras: la zona de convección formada por un banco de tubos en la parte superior del equipo y la zona de radiación compuesta de una bóveda de paredes refractarias. Adicionalmente tiene una chapa metálica en el exterior para direccionar el calor por combustión a los tubos internos del equipo. Figura 3.7. Calores específicos de hidrocarburos líquidos (Bonilla, O., 2011, p.31) En la Figura 3.8., se presenta un esquema típico de un calentador de fuego directo tipo cabina. Para el diseño se considerará que existe un calor almacenado en las paredes del horno que se determinará con la ecuación 3.14. gx\eCRCv = "x\eCR ; Pwu\jCed\f ; Jyx [3.14] 40 Donde: gx\eCRCv : Calor almacenado en las paredes del horno (W) "x\eCR : Masa total de las paredes (kg) Pwu\jCed\f : Calor específico del material de las paredes (J/kg°C) Jyx :2 Gradiente de temperatura entre la temperatura interna de pared y la temperatura ambiente (°C) Chimenea Apagador Retranca Tubos convección Banco de choque Tubos radiantes Revestimiento refractario Caja de fuego Quemadores Figura 3.8. Esquema típico de un calentador de fuego directo tipo cabina (Zhu, F., y Xin, X., 2005, p.62) Para determinar el calor almacenado y considerar las temperaturas de cada pared se utilizó la ley de flujo que considera que el calor transferido por unidad de área es igual entre su gradiente de temperatura y su resistencia (Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.120), como se muestra en la ecuación 3.15. g = {$ |} Jz }~ } Donde: g: Calor transferido W/m2 Jy: Gradiente de temperatura °C : Espesor de cada pared m [3.15] 41 ^: Conductividad térmica W/m°C Además del calor almacenado se considerará que existe un flujo de calor que se pierde al ambiente. Para el cálculo de este flujo energético se emplean los factores de forma. Un factor de forma permite determinar la transferencia de calor por radiación entre dos áreas que tengan diferente temperatura (Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.120). En este proyecto se considerará como superficies para el factor de forma solo al conjunto de las paredes, esquinas y aristas de la cámara de combustión. Para simplificar el modelo se considerará que el piso del horno se encuentra perfectamente aislado con material refractario por lo que la transferencia de calor es nula (Auces, E. y Rodríguez, J., 2003, p.4). El calor perdido por las paredes se determinará con la ecuación 3.16. gxx = ^ ; V ; Jyc [3.16] Donde: gxx : Calor perdido por las paredes del horno (W) ^: Conductividad térmica de material (W/m°C) V: Factor de forma (m) Jyc : Variación de temperatura entre la superficie interior y exterior del horno (°C) Se considerará que la chimenea del equipo es una abertura del horno por donde el calor también se disipa. En esta etapa al diseño se introducirá el concepto de calor radiado. El calor radiado es una forma de energía que se transmite a través de ondas electromagnéticas para todo cuerpo que se encuentre sobre el cero absoluto. Para determinar este flujo radiado se utilizará la ecuación 3.17., la cual considera que la chimenea es un cuerpo negro, es decir un emisor y receptor perfecto. A A ge\Rd\Ri = ; Ly(\vCv Z y\udC`jC M Donde: ge\Rd\Ri: Calor radiado por unidad de área (W/m2). [3.17] 42 : Constante de Stefan- Boltzman (W/ m2*K4) y(\vCv :2Temperatura de los gases al interior del horno (°C) y\udC`jC : Temperatura del ambiente (°C) El calor radiado se da por toda el área efectiva de transferencia por lo tanto el flujo de calor completo que se pierde por radiación se calculará mediante la ecuación 3.18. g\Cej&e\ = ge\Rd\Ri ; L zij\f2C[C]jdH\ M [3.18] Donde: g\Cej&e\: Calor total perdido por la abertura (W) zij\f2C[C]jdH\: Área total efectiva (m2) Al considerar todos los aspectos mencionados anteriormente se definirá al calor requerido como la suma de todos estos flujos energéticos, como se muestra en la ecuación 3.19. geC&CedRi2jij\f = g( + gx + gxx + g\Cej&e\ [3.19] El calor requerido total será divido en dos flujos uno para la zona de convección y otro para la zona radiante. Para este proyecto se considerará que el intercambio calórico del calor requerido es un 25% en la zona de convección y un 75% en la zona de radiación (Walas, S., 2012, p.216). Los flujos de calor se determinarán con las ecuaciones 3.20 -3.21. g]i`HC]]dó` = 0 5 ; geC&CedRi2jij\f ge\Rd\]dó` = 05 ; geC&CedRi2jij\f [3.20] [3.21] Una vez determinados los flujos de calor de cada una de las secciones del horno se procede a sobre dimensionar el diseño en un 25% en la zona radiante y en la 43 zona de convección un 75% para compensar las pérdidas de calor y la eficiencia de combustión por parte del combustible, como se muestra en las ecuaciones 3.22.- 3.23. ge\Rd\]dó`2jij\f = 5 ; ge\Rd\]dó` [3.22] g]i`HC]]dó`2jij\f = 5 ; g]i`HC]]dó` [3.23] Según lo establecido el horno entregará la energía suficiente para el flujo de crudo extra pesado requerido y cada cámara de combustión trabaje independientemente. El dimensionamiento del horno continua con la selección de las tuberías del fluido que se va a calentar, es necesario escoger un diámetro de tubo que en el interior permita una velocidad entre 1,52 m/s – 1,82 m/s (Walas, S., 2012, p.216). El diseño térmico debe ir relacionado con el diseño mecánico, por esta razón el espaciamiento centro a centro de los tubos estará limitado por el tamaño de los codos de regreso que permiten que el fluido adquiera el tiempo de residencia. El menor radio de regreso curvo es de un espaciamiento centro a centro de 12 in (Walas, S., 2012, p.216). Las tuberías del horno permitirán conocer el área efectiva donde el fluido intercambia calor, la longitud de los tubos y las dimensiones del equipo. Por lo tanto, en esta sección se detallarán el tipo de material de los tubos. La cámara radiante en promedio de calor por unidad de área entregará 28,39 KW/m2, que es el flujo de calor interno (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.11). Por lo tanto el área efectiva en la zona de radiación se determinará con la ecuación 3.24. . = mql>qp>ó}2tstqo ´>}tm}s Donde: [ : Área efectiva de calor (m2) ge\Rd\]dó`2jij\f : Calor por radiación total (W) g´d`jCe`i : Calor interno por unidad de área (W/m2) [3.24] 44 La longitud de los tubos para un horno tipo cabina se determinará asumiendo que el área lateral de cada tubo permite intercambiar calor con la ecuación 3.25. = 'e [ [3.25] Donde: : Longitud de los tubos del horno [ : Área efectiva de calor (m2) : Radio de los tubos del horno (m) El número total de tubos en la zona radiante se determinará relacionando el área total efectiva para el área del tubo seleccionado, si este valor es decimal se aproximará al valor inmediato superior o inferior. En la Figura 3.9., se presenta el esquema de las proporciones del horno de doble cabina para la unidad de coquización retardada (1:1,925:1,85). Figura 3.9. Esquema de las proporciones de un horno de doble cabina para la unidad de coquización retardada (1:1,925:1,85) (Walas, S., 2012, p.220) 45 Una vez determinada las dimensiones del equipo, se procede a determinar el flujo de gases de combustión liberado, para dimensionar la zona de convección en esta etapa del diseño se utilizará la información referida en los criterios de diseño evaluando la fuente de calor en el capítulo 3.3.2. Posteriormente se define el número de tubos que se alojaran en la cámara de combustión sin la interfase entre la zona radiante y la zona de convección, estos tubos se definen con el área plana fría del horno, como se muestra en la ecuación 3.26. ]x = ; P ; Q [3.26] Donde: ]x : Superficie plana fría (m2) : Longitud de los tubos (m) P: Espaciamiento centro a centro de los tubos (m) Q: Número de tubos de la interfase entre zonas Con la superficie plana fría se puede calcular el área total que ocupará el refractario en el horno, esta área se determina mediante la ecuación 3.27. e = ; LW + M + LW ; LMM Z ]x [3.27] Donde: e : Área del refractario (m2) : Ancho de la bóveda (m) W: Altura de la bóveda (m) : Largo de la bóveda (m) ]x : Superficie plana fría (m2) Al estudiar la energía radiante se debe considerar las fracciones que la conforman y como intervienen en el diseño del horno. Existen tres fracciones en las que se divide la energía radiante la primera es la absortividad (α) que es la fracción de energía que es absorbida por radiación, la segunda fracción de energía es la 46 reflectividad (ρ) que es la fracción de energía que es refleja por la materia conocido como el poder reflexivo y por último la transmisividad (τ) que es la energía que se transmite. En este proyecto se ha definido el análisis considerando que los cuerpos son negros (emisores y receptores perfectos) por lo que la reflectividad y transmisividad es nula (ρ=0; τ=0). La absortividad de un cuerpo negro es igual a la unidad (α=1) (Pérez, L., 2006, p.19). 3.3.1.2. Selección del material y aislante que forman las paredes del horno Los materiales que se utilizan para la construcción de hornos industriales se seleccionan con el objetivo de almacenar la mayor cantidad de energía térmica en las cámaras de transferencia. Las paredes de los hornos se encuentran conformadas por corazas metálicas que en su interior cuentan con un revestimiento refractario. Los revestimientos para hornos del tipo cabina requieren soportar el estrés térmico a los que son sometidos por causa de las elevadas temperaturas, aparte de soportar la abrasión provocada por los gases de combustión (Trinks, W., Mawhinney, M., Shannon, R, Reed, R., Garvey, J., 2004, p.398). La selección del material refractario se realiza en base a la conductividad térmica, es decir se busca materiales que presenten una restricción a la transferencia de calor. El material refractario se caracteriza por ser estable a elevadas temperaturas tanto química como físicamente. Sin embargo, las paredes deben soportar los choques térmicos y ser químicamente inertes para evitar la fractura prematura del material (Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.417). El concreto refractario será la parte de pared que soporte el contacto directo con el calor generado por la combustión en los quemadores. Generalmente este revestimiento se realiza con bloques al igual que la parte inferior del horno, para mantener una estabilidad en la pared se juntan como máximo cuatro bloques en contacto con un área hueca para mantener una buena distribución del calor (Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.419). Estos bloques refractarios presentan 47 valores de conductividad altos y para poder disminuir la transferencia se utiliza una segunda capa de revestimientos cerámicos, fibra de vidrio o lana mineral con una densidad aproximada de 144 kg/m3. La fibra o lana permite reducir el espesor de pared y consecuentemente el peso del equipo, este es un aspecto importante en el diseño del equipo (Auces, E. y Rodríguez, J., 2003, p.6). En la Figura 3.10., se presenta un esquema de la estructura de pared para un horno tipo cabina. Coraza metálica Revestimiento Refractario Manta Cerámica Figura 3.10. Esquema de la estructura de pared para un horno tipo cabina Finalmente, en el diseño estructural se considera una pared o chapa metálica que conforma la estructura de soporte y protección para todos los componentes internos del equipo. Las paredes del horno permiten compactar el diseño del equipo que sea de fácil traslado y cumpla con las especificaciones del proceso. 3.3.2. CRITERIOS DE DISEÑO EVALUANDO LA FUENTE DE CALOR 3.3.2.1. Selección del tipo de combustible Los calentadores de fuegos directo pueden utilizar una gama completa de combustibles líquidos y gaseosos. La mayoría de quemadores para equipos de transferencia son del tipo dual, es decir que pueden utilizar dos tipos de 48 combustibles simultáneamente o uno independiente. En la Tabla 3.3., se presenta una clasificación de los combustibles que se utilizan en el sector industrial. Tabla 3.3. Clasificación de los combustibles que se utilizan en el sector industrial Estado del combustible Naturaleza del combustible Combustibles Naturales Madera, Carbón Artificiales Residuos, Turbas, Lignitos, Sólidos Hullas, Antracita Líquidos Alcoholes Metanol, Etanol Residuales Legías negras Derivados del petróleo Gasolinas, Gasóleos, Fuelóleos, Lubricantes Residuales Fuel-gas, Gas de Licuefacción Gas natural Diferentes familias Elaborados Gases de gasógeno, gas de Gaseosos coquería, Gas de turbina Bio-gas Gas de combustión de biomasa (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, p.42) Las consideraciones que se tomará en cuenta para la selección del combustible es el aspecto económico para la empresa, la operación del horno y el poder calorífico para obtener una rápida transferencia de calor. En este caso se utilizará un fuelóleo extraído de la planta de destilación primaria por lo que los costos del combustible son mínimos. La viscosidad es el parámetro a medirse para utilizar este combustible en un sistema de bombeo instalado en las cámaras de combustión del horno. En la Tabla 3.4., se presenta las propiedades físicas y químicas que cumplirá el combustible. Sin embargo, por efectos de cálculo para este proyecto se utilizará una composición teórica del Fuel Oil, con el fin de determinar el flujo másico de 49 oxígeno requerido, el flujo másico de aire requerido, el exceso necesario para la combustión y el flujo másico de gases de combustión establecido mediante las principales reacciones de la combustión. La composición típica de los combustibles pesados se presenta en la Tabla 3.5. Tabla 3.4. Propiedades Físicas –Químicas del Fuel Oil Característica Método ASTM/IRAMIAPG Valor Unidades Poder Calorífico Superior D-240 10,450 kcal/kg Poder Calorífico Inferior D-240 9,812 kcal/kg Densidad a 15°C D-4052 0,96 g/ml Punto de inflamación D-93 Min. 75 °C Viscosidad a 40°C D-445 550 Cst Azufre D-4294 0,50 %p/p POFF IP-309 12 °C Carbón Conradson D-4530 9,60 %p/p (Energy Pia Group S.A, 2015, p.3) Tabla 3.5. Composición Típica de Combustibles Pesados Composición N°.1. Fuel Oil (41,5°API) N°.2. Fuel Oil (33°API) N°.4. Fuel Oil (23,2°API) Bajo contenido sulfuros N°.6. Fuel Oil (12,6°API) Alto contenido sulfuros N°.6. Fuel Oil (15,5°API) Carbono 86,4 87,3 86,47 87,26 84,67 Hidrogeno 13,6 12,6 11,65 10,49 11,02 Oxigeno 0,01 0,04 0,27 0,64 0,38 Nitrogeno 0,003 0,006 0,24 0,28 0,18 Azufre 0,09 0,22 1,35 0,84 3,97 Cenizas <0,01 <0,01 0,02 0,04 0,02 Relación C/H 6,35 6,93 7,42 8,31 7,62 (Perry, R.H. y Green, D.W, 2001, p.27-10) 50 3.3.2.2. Evaluación energética de la fuente de calor Para el diseño en este proyecto se utilizará como combustible Fuel Oil debido a la disponibilidad para la empresa y su alto poder calorífico. En la ecuación 3.28., se presenta la ecuación para determinar la cantidad de combustible necesario. g]iu&vjdfC = geC&CedRi = "]iu&vjdfC ; /] ; h] [3.28] Donde: g]iu&vjdfC : Potencia calorífica del combustible (W) geC&CedRi : Calor total requerido (W) "]iu&vjdfC : Flujo másico de combustible (kg/h) /] : Poder calorífico del combustible (J/kg) h] : Eficiencia de combustión Por motivos de cálculo para este diseño se determinará la composición de los gases liberados al ambiente en base a las principales reacciones químicas en un proceso de combustión que son: 1) P + 2 ' Z Z Z Z 2 P' + 0 (2\ei`i 2) W + ' ' Z ZZ 2 W' + 0 (2dReó(C`i2 * 3) V2 + 2 ' Z Z Z Z Z ZZ V' + 0 (2&[eC En el presente diseño se consideró a la corriente de gases de combustión como fluido caliente para la sección de convección, este flujo de gases depende del tipo de combustible y del exceso de aire para el proceso de combustión (Walas, S., 2012, p.216). Cuando se utiliza Fuel Oil como combustible y se quiere alcanzar una combustión completa se requiere un exceso de aire mayor en un 510% del que se usaría cuando se trabaja con un combustible gaseoso, es decir que se necesita un exceso de aire entre el 15-20% o contar con un exceso de O2 del 3-5% (Zhu, F. y Xin, X., 2014, p.76). El flujo másico de los gases se determinó con la ecuación 3.29. 51 *S ;] ]iu&vjdfC 0 + 02 ¡ah2¢38£2¤£ ( § = + 2 ¡ah2¥¦O ¨ [3.29] Donde: ¥ : Flujo másico de los gases de combustión por unidad de energía (kg/h) g]iu&vjdfC : Calor liberado por el combustible (J/h) :2Porcentaje de aire en exceso para la combustión (%) Las consideraciones anteriores del diseño permitirán finalizar con el dimensionamiento del equipo. Sin embargo para completar el método de Lobo y Evans es necesario determinar la temperatura de los gases de combustión, con el fin de conocer el calor exacto que es radiado, por lo cual se utiliza el método de prueba y error que consiste en suponer un calor especifico de los gases de combustión e igual el valor al calor teórico (Kern, D., 1999, p.794). El método se aplicará a la ecuación 3.30. ge\Rd\Ri© g(\vCv = "(\vCv ; D + 7q I ; Pw(\vCv ; Ly( Z 5°PM p [3.30] Donde: g(\vCv : Calor radiado por la chimenea (W) "]iu&vjdfC : Flujo másico de combustible (kg/h) 7\N] : Relación aire-combustible (kg aire/kg combustible) Pw(\vCv : Calor específico de los gases (J/kg*°C) y( : Temperatura de salida de los gases de combustión (°C) En conclusión para el diseño se ha seleccionado como fluido caliente a la corriente de gases de combustión en la zona radiante. Las emisiones gaseosas se enfrían por medio del intercambio energético en el banco de tubos instalado para la sección de convección, para evitar un tratamiento secundario (Chaibakhsh, A., Ensansefat, N., Jamli, A, y Kouhikamali, R., 2015, p.58). Los gases se transportan por el interior del horno debido a su turbulencia y a su 52 trayectoria guiada por la flama en la sección radiante para finalmente ser descargados a la atmósfera. La revolución industrial de las últimas décadas ha provocado que los gobiernos tengan que implementar normas y regulaciones cuyo objetivo es un mínimo impacto ambiental. Los combustibles fósiles contienen carbono, hidrógeno y pequeñas cantidades de sulfuros, cloruros, fosforo y nitrógeno, sin contar con las trazas de metales que tiene su composición (Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.378). El diseño actual de un horno tipo doble cabina cumplirá teóricamente con la normativa ecuatoriana vigente. En la Tabla 3.6., se presenta los límites máximos permisibles de emisiones al aire para fuentes fijas de combustión. El procedimiento general para el cálculo del horno con dos cámaras de combustión y una zona de convección en este proyecto se presenta en el capítulo 4.7.4. Tabla 3.6. Límites máximos permisibles de emisiones al aire para fuentes fijas de combustión. Norma para fuentes nuevas en operación a partir de Enero de 2003 Valor Unidades2 Sólido 150 mg/Nm3 Líquido 150 mg/Nm3 Gaseoso No aplicable No aplicable Sólido 850 mg/Nm3 Líquido 550 mg/Nm3 Gaseoso 400 mg/Nm3 Sólido 1650 mg/Nm3 Líquido 1650 mg/Nm3 Gaseoso No aplicable No aplicable Contaminante Combustibles Emitido Utilizado1 Partículas Totales Óxidos de Nitrógeno Dióxido de Azufre (DAM QS, 2015, p.8) petróleo crudo, naftas. 1 Combustibles líquidos son fósiles líquidos como el diésel, kerosene, bunker C, 2 Unidades: mg/Nm3 son miligramos por metro cúbico de gas, en condiciones normales, de 1013mbar de presión y temperatura de 0°C, en base seca y corregida a 7% e oxígeno. 53 3.3.2.3. Criterios de evaluación para los quemadores tipo cañón y del sistema de inyección de combustible El tipo de combustible que se desee utilizar va a definir el mecanismo de combustión que se instalará en las cámaras del horno. En este diseño se empleará Fuel Oil como combustible por lo que se necesita un sistema de alimentación junto con un sistema de pre-calentamiento. Estos sistemas son necesarios por la naturaleza del combustible y de sus propiedades físicas. Para el sistema de bombeo del combustible será necesario determinar el caudal y la presión de inyección, para se tomará como base los criterios definidos en la evaluación energética de la fuente de calor (Tibaquirá, J., Carmosa, M., y Acosta, A., 2003, p.70). La bomba a seleccionar será centrífuga, se utilizarán los criterios de diseño detallados en la sección 3.2 de este proyecto. El sistema de inyección de combustible permitirá la recuperación del combustible que se encuentre en exceso o que no sea combustionado, por lo que constará con tubería de retorno hacia el tanque de almacenamiento. El Fuel Oil tiene una composición muy variable que puede presentar impurezas, por lo tanto se necesita de un sistema de filtrado antes de la bomba. El filtro instalado protegerá la boquilla de los quemadores de agentes extraños que podrían impedir la atomización de combustible y a su vez afectarán al sistema de bombeo por sobrepresiones (Tibaquirá, J., Carmosa, M., y Acosta, A., 2003, p.72). En la Figura 3.11., se presenta un esquema simple del sistema de retorno y del sistema de filtración hacia el tanque de almacenamiento de combustible. El sistema de Fuel Oil necesitará de un precalentamiento que le permita alcanzar las condiciones para una adecuada combustión. Es por eso que se considerará el uso de vapor para precalentar el combustible y evitar taponamientos en las líneas de los quemadores. La línea de vapor constará de una trampa de vapor, una válvula de retención (check) y una válvula reguladora de presión, de esa manera se garantiza que el vapor es sobrecalentado al ingresar al sistema. Adicionalmente, se instalará un filtro después del precalentamiento de esta 54 manera se genera una segunda zona de limpieza necesaria para transportar crudo extra pesado. Figura 3.11. Esquema simple del sistema de retorno y del sistema de filtración hacia el tanque de almacenamiento de combustible (Auto-quem, 2013, p.24) En la Figura 3.12., se presenta el esquema de la alimentación de combustible (Fuel Oil) mediante un sistema de pre-calentamiento con vapor. La inyección de Fuel Oil cuenta con un sistema de bombeo y un sistema de calentamiento con vapor. En las boquillas de los quemadores se tiene un atomizador tipo Y-jet de dos fluidos, uno del combustible y el otro de una corriente de vapor de agua, con el fin de disminuir las partículas de cenizas generadas. La atomización de combustible es importante para mejorar el proceso de combustión del hidrocarburo, aumentando su velocidad. Generalmente los atomizadores de dos fluidos relacionan el diámetro medio de las gotas de spray y la razón de atomización (Teixeira, P., Porto, A., y Andrade, J., 2004, p.2). En la Figura 3.13., se presenta un esquema básico de un atomizador tipo Y-jet. 55 Figura 3.12. Esquema de la alimentación de combustible (Fuel Oil) mediante un sistema de pre-calentamiento con vapor (Gavilanes, C., 2015, p.63) Atomizador Combustible Figura 3.13. Esquema básico de un atomizador tipo Y-jet para Fuel Oil (Teixeira, P., Porto, A., y Andrade, J., 2004, p.2) 56 En el momento que se utiliza un atomizador los componentes livianos son los primeros en vaporizarse y atomizar debido a la simplicidad de su estructura molecular. El residuo que no combustiona en la cámara sufre una degradación por pirolisis provocando la formación de humo, es decir existe una combustión incompleta. Este proceso de degradación forma partículas sólidas que son arrastradas por las chimeneas del horno. En la Figura 3.14., se presenta la combustión de Fuel Oil que se da a nivel del diámetro medio de atomización. Figura 3.14. Combustión de Fuel Oil a nivel del diámetro medio de atomización (Backwell, G. , 2013, p.1) 3.4. CRITERIOS PARA EL DISEÑO DE LOS REACTORES PARA LA PRODUCCIÓN DE COQUE El diseño de los reactores que desempeñan el papel de tambores de coque incluye diferentes aspectos que se presentan en una unidad de coquización retardada. El criterio inicial de su diseño es la exposición del equipo a ciclos de alta presión además de los cambios bruscos de temperatura provocado por los compuestos calientes, y consecuentemente por su drástico enfriamiento debido a la desactivación mediante agua. Por lo tanto, el tiempo de vida útil de este tipo de 57 reactores es mucho más corto con relación en otros equipos presurizados (Mayorga, J., Chávez, R., Mayorga, O., Delgado, J., Sánchez, R., y Delgado, G., 2014, p.150). En el interior del tanque las paredes y las soldaduras presentan un estrés de tracción (S) causado por las severas condiciones operativas. Esto influye directamente con el material que sufre fenómenos de contracción y dilatación a causa de los cambios bruscos de temperatura por lo que los mantenimientos preventivos deben ser continuos y de esta manera evitar la ruptura en su parte circunferencial. En la Figura 3.7., se presenta el estrés de tracción para aceros al carbono y aleaciones (Walas, S., 2012, p.626). Además para el dimensionamiento de un reactor es importante relacionarlo con la construcción mecánica. La forma de relacionarlo es con base en la eficiencia de soldadura de las juntas a partir de las especificaciones requeridas. En la Figura 3.8., se presenta el factor de eficiencia (E) de diferentes soldaduras. En los tambores de coque siempre se presenta un fenómeno llamado de “abultamiento y agrietamiento”, denominado de esta manera porque el tanque empieza a aumentar sus dimensiones hasta alcanzar una forma de balón. Sin embargo su presencia puede ser mayor o menor dependiendo del control que se tenga con la inyección de agua. Para medir este fenómeno se ha introducido un factor de enfriamiento (UQF). El factor se obtiene a partir de la relación entre el tiempo de inyección de agua y las toneladas de coque, presentada en la ecuación [3.31] (Stewart, C., Stryk, A., y Presley, L., 2006, p.2) ª«¬ = ­®¯±²³2µ¯2®¶·¯¸¸®ó¶2µ¯2¹º»¹2L±®¶M ­³¶¯¼¹µ¹½2µ¯2¸³¾»¯2L­³¶M [3.31] En la Tabla 3.9., se presenta la interpretación que tiene el valor del factor de enfriamiento para los tambores de coque. 58 Tabla 3.7. Estrés de tracción (S) en psi de aceros al carbono y aleaciones bajo el código ASME Especificación Grado A.S.M.E. Composición Espec.min. Nominal resistencia Para temperaturas que no excedan °F -20 a 650 N°. a 700 800 900 1000 la tracción Acero al carbono SA515 55 C-Si 55 000 13 700 13 200 10 200 6 500 2 500 SA515 70 C-Si 70 000 17 500 16 600 12 000 6 500 2 500 SA516 55 C-Si 55 000 13 700 13 200 10 200 6 500 2 500 SA516 70 C-Si 70 000 17 500 16 600 12 000 6 500 2 500 SA285 A ……. 45 000 11 200 11 000 9 000 6 500 SA285 B ……. 50 000 12 500 12 100 9 600 6 500 SA285 C ……. 55 000 13 700 13 200 10 200 6 500 Acero de baja aleación SA202 A Cr-Mn-Si 75 000 18 700 17 700 12 600 6 500 2 500 SA202 B Cr-Mn-Si 85 000 21 200 19 800 12 800 6 500 2 500 SA387 D* 2 ¼ Cr-l Mo 60 000 15 000 15 000 15 000 13 2 500 100 (Walas, S., 2012, p.626) 59 Tabla 3.8. Factor de eficiencia (E) de diferentes tipos de soldaduras Tipo de junta N° Base de horno de 1 2 Tipo de costura Ergida soldadura continua Factor Examen Como requiere la Ef 0,60 especificación Soldadura por resistencia Ergida o Como requiere la eléctrica Espiral especificación 0,85 Soldadura por fusión 3 electrica Como requiere la especificación o el código Además punto de a Soldadura base simple (con o sin metal de relleno) Ergida o radiografiado por ANSI Espiral B31.3, por 336.6.1 0,80 0,90 1,00 Además 100% radiografíado por ANSI B31.3 por 336.4.5 Como requiere la especificación b Soldadura de base Además punto de doble Ergida o radiografiado por ANSI (con o sin metal de Espiral B31.3, por 336.6.1 relleno) 0,85 0,90 1,00 Además 100% radiografíado por ANSI B31.3 por 336.4.5 4 Según la especificación a ASTM A211 Como lo permite la especificación b Doble sumergidas son tubos soldados por API 5L o 5LX Espiral Ergida con una o dos costuras (Perry, R. H. y Green, D. W., 2001, p.10-109) Como requiere la 0,75 especificación Como requiere la especificación 0,95 60 Tabla 3.9. Interpretación del factor de enfriamiento para tambores de coque UQF > 0,5 Abultamiento se presenta al mínimo UQF > 0,8 Abultamiento es nulo UQF α Tiempo de inyección de agua En la Figura 3.15., se presenta la distorsión que se va formando en los reactores conforme avanza su tiempo de vida útil en una planta de coquización retardada. Forma Normal Nivel 1 Inicio del abultamiento Nivel 2 Formación de las costuras de circunferencia Nivel 3 Abultamiento avanzado Figura 3.15. Distorsión de forma en los tambores de coque por el fenómeno de “abultamiento y agrietamiento” (Stewart, C., Stryk, A., y Presley, L., 2006, p.2) En los tambores de coque se empleará la herramienta de corte hidráulico que ingresa a un vástago giratorio por lo que se acoplarán las ecuaciones para diseño de reactores con un sistema de agitación. Para el cálculo de las dimensiones del reactor se considerará que el equipo cuenta con tres secciones una tapa toriesférica, una sección cilíndrica y un fondo cónico, esta última debido a la formación sólida de coque en la parte inferior, para determinar el volumen se presentas las ecuaciones 3.32.- 3.34. ¿j\x\ = 05 ; - ; LÀ¤M' ¿]dfd`Rei = 2 ¿]i`i = ;G,; ;G, ;c *' A [3.32] [3.33] [3.34] 61 El volumen completo será determinado por la ecuación 3.35., considerando las dos secciones. ¿C[C]jdHi2RCf2j\`&C = ¿j\x\2 + ¿]dfd`Rei + ¿]i`i [3.35] Donde: ¿j\x\ : Volumen de la tapa (m3) ¿]dfd`Rei : Volumen de la sección cilíndrica (m3) ¿]i`i : Volumen de la sección cónica (m3) -: Altura de la tapa toriesférica (m) W: Altura del reactor (m) Àd : Diámetro interno del reactor (m) Los reactores deben soportar presiones bajas de hasta 4 psi y el llenado máximo será del 80% de su capacidad, por lo tanto la sección vacía será para direccionar los cortes ligeros de petróleo y vapor, el cálculo del sobredimensionamiento se desarrollará con la ecuación 3.36. ¿]dfd`Rei = 2 ¿cdRei]\e&ei ; ¢v [3.36] Donde: ¿]dfd`Rei: Volumen de la sección cilíndrica (m3) ¿cdRei]\e&ei : Volumen del fluido (m3) ¢v : Factor de sobredimensionamiento En un reactor de coque el principal parámetro para su diseño es la relación alturadiámetro (H/Di), que tiene en promedio un valor de 4. Es decir que la altura del tambor es cuatro veces su diámetro interno (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.14). Una vez determinado los volúmenes de las secciones del reactor y conociendo la relación altura-diámetro es posible determinar el diámetro y la altura del reactor utilizando la ecuación 3.37 y 3.38. 62 à À¤ = Á;NGd G> Ä = A; [3.37] [3.38] Donde: ¿T : Volumen con sobredimensionamiento (m3) G> :2Relación altura- diámetro Àd : Diámetro interno del reactor (m) Se determina la presión hidrostática a la que está expuesta el reactor en la base inferior mediante la ecuación 3.39. ÅÆ = ÇÈ ; É ; *S*Ê'Ë [3.39] Donde: /c : Presión hidrostática que debe soportar el reactor (atm) w] : Densidad del coque (kg/m3) 6: Gravedad (m/s2) W: Altura del reactor en la sección cilíndrica (m) La presión de diseño del reactor será la suma de la presión interna generada por los cortes ligeros de hidrocarburos y la presión hidrostática, se calculó mediante la ecuación 3.40. /z = / + /c [3.40] Donde: /z : Presión de diseño del reactor (atm) /: Presión interna del reactor (atm) /c : Presión hidrostática (atm) Se diseña la tapa superior del reactor con una forma toriesférica debido al rango de presión que se maneja mayor a 1 atm (Perry, R. H. y Green, D. W., 2001, p.10- 63 139). Para el dimensionamiento de la tapa se determinarán el espesor y la altura de la tapa indicadas en la Tabla 3.10. Tabla 3.10. Dimensiones de la tapa toriesférica Tipo de tapa Nudillo de radio, rk Plato Estándar Aproximado 3t Aproximado Di Aproximado 0,050 Di Di3+1,65tDi2 ±10 h varia con t Toriesférica o A.S.M.E. 0,06L Di 0,0809 Di3 ±0,1 ±8 rk tiene que ser del largo entre 0,06L y 3t Aproximado 0,513hDi2 πDi2h/6 ±0,1 ±8 0 Toriesférica o A.S.M.E. Elipsoidal h L 3t --- Volumen % Observaciones Error Elipsoidal --- Di/4 πDi3/24 0 Hemisférica --- Di/2 Di/2 πDi3/12 0 Cónica --- Πh(Di2+Dd+d2)/12 0 Proporciones Estándar Cono Truncado h=altura d= diámetro en la sección final (Perry, R. H. y Green, D. W., 2001, p.10-140) Para determinar el espesor de la tapa es necesario tener en cuenta la influencia de la soldadura mecánica que se va a considerar. El factor de eficiencia en las soldaduras es una referencia de la resistencia hermética de la tapa en el reactor. El espesor depende de varios factores entre los que se encuentra el estrés de tensión y el material empleado. El diseño se simplifica dependiendo del espesor que se vaya a utilizar, aunque es posible construir un reactor con un espesor uniforme, como se presenta en este trabajo, dependiendo del servicio es recomendable diseñar el reactor con un espesor variable para que pueda soportar los fenómenos de abultamiento y agrietamiento. En la Tabla 3.11., se presentan las ecuaciones para determinar el espesor, la presión y el estrés en diferentes tipos de tapas y en el cuerpo cilíndrico del equipo. 64 Tabla 3.11. Espesores, presiones y estrés en diferentes secciones del reactor Ítems Espesor t (in) Presión P (psi) Estrés S (psi) Notas Coraza cilíndrica Cabeza de brida plana (a) Cabeza Toriesférica (b) Cabeza Toriesférica (b) Cabeza Elipsoidal (c) Cabeza Elipsoidal (c) Cabeza Hemisférica (d) o coraza Cabeza Toriconical (e) (Walas, S., 2012, p.625) Nomenclatura: D= diámetro (in), E=eficiencia de juntas (0,6-1.0), L=radio de corona (in), P= presión (psig), h= profundidad de la cabeza elipsoidal (in), r= radio nudillo (in), R= radio (in), S= estrés permitido (psi), t= coraza o espesor de cabeza. El espesor de los reactores depende del diámetro, la eficiencia de las juntas, la presión interna, la altura y el estrés. Para un mismo reactor las secciones que lo componen presentan diferentes valores y con ellos la distribución de la presión varía en función del diseño (Walas, S., 2012, p.625). En el presente proyecto se determinó el espesor de la tapa toriesférica con la ecuación 3.41. b8 = 2 LT;ÍMÎLS*;#jM SÌÌË;#j;E Donde: te: Espesor de la tapa torriesférica (m) Pt: Presión total del reactor (atm) [3.41] 65 L: Longitud de la tapa (m) S: Estrés térmico del material (atm) E: Factor de las soldaduras Una vez determinado el espesor de la tapa se procede a evaluar el radio de esquina para posteriormente calcular la altura y el volumen que va a ocupar la tapa en el cuerpo del reactor. El radio de esquina se evalúa con respecto a la longitud y al espesor adjudicando el mayor valor, para su cálculo se presenta la ecuación 3.42-3.43. ^ = 00Ï ; ^ = ; b8 [3.42] [3.43] Donde: ^: Radio de esquina con base en la longitud de la tapa (m) : Longitud de la tapa (m) ^ : Radio de esquina con base en el espesor de la tapa (m) b8: Espesor de la tapa (m) La altura de la tapa se acoplo según el diámetro interno y la relación altura diámetro del reactor con la ecuación 3.44. -= Gd A [3.44] Donde: -: Altura de la tapa (m) À¤: Diámetro de la sección cilíndrica (m) Para evitar la acumulación de sólidos en la parte inferior del reactor, el diseño con lleva un fondo cónico. El ángulo (α) que se asume de los tanques es de 60° y una altura del cono determinada por la ecuación 3.45. En la Figura 3.16., se presenta las dimensiones del reactor cilíndrico con tapa toriesférica y fondo cónico. 66 -¡ = b¦hLÐM ; Gd ' [3.45] Donde: -¡: Altura del fondo cónico (m) Ð: Ángulo del fondo cónico Àd : Diámetro interno del reactor (m) hcono Figura 3.16. Dimensiones de un reactor cilíndrico de fondo cónico DIAGRAMAS DE BLOQUES BFD Y DIAGRAMA DE FLUJO PFD 4.1. Figura 4.1. Diagrama de bloques del proceso (BFD) DISEÑO DE LA PLANTA 4. 67 Figura 4.2. Diagrama de Flujo del Proceso parte 1 (PFD) 68 Figura 4.3. Diagrama de Flujo del Proceso parte 2 (PFD) 69 70 4.2. BALANCE DE MASA El balance de masa de la planta se calcula con base en cada una de las operaciones unitarias que conforman el proceso de coquización retardada. En la Figura 4.4., se presenta las etapas del balance general de masa de la planta de coquización retardada que incluye la planta de destilación primaria. DESTILACIÓN PRIMARIA MEZCLADO Y CALENTAMIENTO (HORNO) SEPARACIÓN Y EXTRACCIÓN (REACTORES) CLARIFICACIÓN (CLARIFICADOR) FILTRACIÓN (FILTRO) Figura 4.4. Etapas para el balance general de la planta de coquización retardada La producción diaria de crudo residual proveniente de la destilación primaria es de 5 200 barriles/día, que en flujo másico equivale a 36 653,93 kg/h. Adicionalmente se inyectaría un flujo de nafta que es un exceso de productos de cabeza que no se utiliza en el reflujo de la fraccionadora, con un flujo de 200 barriles/día equivalente a 23 212,14 kg/h. Este excedente de nafta se aprovecharía para mejorar el calentamiento de la corriente de crudo pesado. Al momento esta corriente de nafta se almacena en el mismo tanque del crudo residual y a causa de la temperatura interna del tanque de almacenamiento se evapora y sale por los venteos. Por consiguiente, el flujo total de alimentación para la planta de coquización es de 59 866,07 kg/h, el cálculo de este flujo se presenta en el ANEXO II. 71 4.2.1. BALANCE DE MASA EN EL MEZCLADO Y CALENTAMIENTO El mezclado de crudo pesado y nafta se lo realiza en la tubería por lo que no se considera como una operación unitaria del proyecto, aunque se enuncia en el balance de masa. El calentamiento se lo realiza en el horno. En esta etapa se determina la cantidad de combustible y aire requerido para una buena combustión del horno y se calcula el flujo de gases de combustión empleando con ayuda del balance de energía detallado en la sección 4.7.3. Se requiere una cantidad de Fuel Oil de 2 090,54 kg/h y un flujo de aire de 34 675,69 kg/h. Los gases que salen del horno por la combustión contienen un flujo másico de 6 490,22 kg/h de CO2, 2 073,40 kg/h de H2O, 165,99 kg/h de SO2, 1 595,08 kg/h de O2 sin reaccionar y 26 700,05 kg/h de N2 teniendo un flujo másico total de 37 024,74 kg/h. Un resumen del balance en esta etapa se presenta en la Figura 4.5. Gases de combustión 37 024,74 kg/h Nafta reprocesada ada 23 212,4 kg/h 36 653,93 kg/h Mezclado y calentamiento Crudo residual 59 866,07 kg/h Crudo residual +nafta reprocesada Fuel Oil 2 090,54 kg/h Aire + exceso 34 675,69 kg/h Figura 4.5. Balance de masa en la etapa de calentamiento 4.2.2. BALANCE DE MASA DE SEPARACIÓN Y EXTRACCIÓN Al continuar el proceso se operan cuatro reactores en modo semi-batch, de la reacción de coquización y del proceso de descoquización hidráulica se obtiene cortes ligeros, agua y coque. Cada día se llenarán dos reactores con un flujo de hidrocarburo de 29 933,04 kg/h para la formación de coque, mientras que los 72 otros dos reactores estarán en proceso de descoquización durante este mismo día. Para la descoquización hidráulica inicialmente se utiliza un mecanismo de arrastre que emplea vapor de agua para separar los cortes ligeros y un mecanismo de corte con agua de alta presión para cortar el coque. El flujo de vapor se lo obtiene del balance de energía y es de 3 285,22 kg/h, este es el vapor que se utilizará para dos reactores a la vez, es decir que para cada reactor se direcciona un flujo de 1 642,61 kg/h de vapor. El flujo de agua a alta presión no debe ser mayor a 227 kg/h, debido a las dimensiones de los reactores y a la cantidad de coque que se desea cortar (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.11). Con el vapor de agua se recupera una corriente de gas metano y gasoil con rendimientos de gas metano es del 18,42% y el rendimiento de gasoil es de 55,34% con respecto a la corriente de alimentación de crudo extra pesado, es decir un flujo de 11 027,33 kg/h y 33 129,88 kg/h respectivamente. (ANEXO II). Esta configuración permite extraer una corriente de coque de 15 708,86 kg/h, que es el principal producto y como subproducto recuperar una corriente de 44 157,21 kg/h de gas metano y gasoil. En la Figura 4.6., se resume el balance en la etapa de separación y extracción. 11 027,33 kg/h Gas C4 Cortes Ligeros 227 kg /h Agua 33 129,88 kg/h Gasoil 59 866,07 kg/h Crudo residual +nafta 3 285,22 kg /h Flujo de vapor Separación y extracción 15 708,86 kg/h Coque 227 kg /h Agua Figura 4.6. Balance de masa en la etapa de separación y extracción de coque 73 4.2.3. BALANCE DE MASA DE LA ETAPA DE FILTRACIÓN El agua y el coque extraídos pasan a la etapa de filtración en donde el flujo de 227 kg/h de agua pasa a un sistema de recuperación, con el fin de reutilizarla en la etapa de cortado. En esta etapa se extrae el 98% de coque utilizando una pala mecánica y se direcciona al almacenamiento por medio de una banda transportadora, el valor por balance de masa es de 15 394,68 kg/h. Por lo tanto el resto del coque pasa con el agua a la etapa de tratamiento de aguas para clarificarla y reutilizarla, lo que se resumen en la Figura 4.7. 15 708,86 kg/h Coque 227 kg /h Agua 15 394, 68 kg/h Coque Filtración Filt ción 227 kg /h 314,18 kg/h Agua Coque Figura 4.7. Balance de masa en la etapa de filtrado de agua 4.2.4. BALANCE DE MASA DE LA ETAPA DE CLARIFICACIÓN El coque que no se pudo recuperar, generalmente residuos pequeños debido al cortado, pasa a la etapa de clarificado de agua en donde se recupera y va directo al almacenamiento de coque, es decir un valor de 314,18 kg/h de coque son enviados a la pila stock. En la Figura 4.8., se presenta un resumen del balance de masa expuesto en esta etapa del proceso. 541,18 kg/h Clarificación 227 kg /h Agua Coque + Agua 314,18 kg /h Coque Figura 4.8. Balance de masa en la etapa de filtrado de agua 74 Finalmente, se planea obtener una producción anual de 135 724, 55 toneladas que formarán la cantidad de coque vendido. El detalle del balance de masa se encuentra en el ANEXO II. Esta información junto a los datos de la planta de destilación primaria definieron el flujo del proceso así como los diagramas BFD y PFD. 4.3. PLANIFICACIÓN DE LA PRODUCCIÓN La planificación de la producción permite optimizar la operación minimizando el uso de recursos sea este humano, técnico o financiero, parámetros que en un proyecto son determinantes en su rentabilidad. La idea es mantener la operación de la planta siempre con la máxima seguridad, un mínimo impacto ambiental, coste y en el plazo establecido (Román, C., 2008, p.453). La producción de la planta de coquización retardada depende únicamente de los reactores por ser un proceso semi-batch. Las actividades que necesitan los tambores de coque rigen la cantidad de producción diaria. Al realizar una planificación se busca que la planta en general funcione como un sistema continuo. En este proyecto se dispone de cuatro reactores que van a generar un mayor número de alternativas de producción. El extraer el coque debe cumplir con varias actividades en pocas horas, es por esta razón que a cada reactor se ha diseñado con un factor de sobre dimensionamiento del 20%. Para la extracción del coque se ha distribuido las horas necesarias para cada operación que se da en el interior de los reactores. Primero la operación de coquización (C) en donde se llena el crudo extra pesado y se deja reposar con un tiempo de residencia de 24 horas. Una vez conseguida la reacción de coquización se procede a vaporizar (S) el reactor para despojar los cortes ligeros y a la vez cambiar de reactor de alimentación en un tiempo de 3 horas. Cuando se ha completado el vaporizado de todo el reactor se procede a enfriarlo con agua (CO) para bajar bruscamente la temperatura de 448°C a temperatura ambiental cercana a 25°C en un tiempo de 3 horas. La cantidad de agua se drena del reactor de acuerdo a las dimensiones del reactor el tiempo estimado es de 2 horas. 75 Las posteriores etapas del proceso se cumplirán en un margen de 16 horas hasta que el reactor vuelva a la primera etapa. En este parte se consideran la operación de descoquización, descabezado y la espera pertinente para que el equipo sea limpiado. En la Tabla 4.1., se presenta el tiempo de cada actividad desarrollada en los reactores para la extracción de coque. Tabla 4.1. Duración en horas (h) de las actividades para la extracción de coque Leyenda C S CO Operación Descripción Tiempo (h) Coquización Llenado de crudo extra pesado para la reacción de coquización 24 Vaporización Cambio de flujo al reactor vacío y vaporizado del reactor lleno 3 Enfriamiento Llenado de agua con un flujo de agua entre 150 a 180 psig 3 D Drenado DK Descoquización HT Descabezado y Prueba H Descabezado E Espera (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, p.103) Vaciar el reactor del agua de enfriamiento 2 Cortado de coque mediante agua a presión y extracción del material 5 Extracción de todo el coque y prueba de las condiciones del vástago 2 Limpieza total de las paredes del reactor 7 Espera de tiempo para el próximo llenado y calentamiento del reactor 2 Total 48 76 4.4. BALANCE DE ENERGÍA El balance de energía de la planta de coquización retardada empieza con la energía térmica que ingresa desde la planta de destilación primaria. Esta energía es la entalpía de la corriente de alimentación a una temperatura de 315°C que varía al momento de ingresar al horno hasta una temperatura de 515°C. Esta variación de energía es el calor liberado por el combustible para calentar el crudo extra pesado a su punto de craqueo este análisis se complementa con los requerimientos energéticos del horno detallados en el capítulo 4.7.3. 4.4.1. BALANCE DE ENERGÍA EN LA ETAPA DE MEZCLADO Y CALENTAMIENTO El balance de energía del proceso permite determinar la cantidad de energía que debe intercambiar el calentador de fuego directo con la corriente de flujo extra pesado y la nafta reprocesada. Es así que tras el balance de energía se pudo calcular el requerimiento energético cuyo valor es de 10 466 433,45 W. Entonces para alcanzar este flujo calórico se necesita de un flujo total de Fuel Oil de 2 090,54 kg/h con un poder calorífico de 10 450 kcal/kg equivalente a 43 743,7 kJ/kg. Al ser cuatro quemadores disponibles en la cámara de combustión se puede distribuir el flujo en corrientes independientes de 522,64 kg/h. En la Figura 4.9., se presenta un resumen del balance energético en la etapa de mezclado y calentamiento. Gases de combustión Nafta reprocesada Te=71, 11°C 23 212,4 kg/h Te=315°C 36 653,93 kg/h Crudo residual 59 866,07 kg/h Mezclado y Crudo residual Ts=515°C calentamiento le ie +n +nafta reprocesada 10 466 433,45 MW Fuel Oil 2 090,54 kg/h Figura 4.9. Balance de masa en la etapa de calentamiento 4.5. Figura 4.10. Plano de vista superior layout parte 1 DISPOSICIÓN EN PLANTA (LAYOUT) Y PLANOS DE ELEVACIÓN (VISTAS) 77 Figura 4.11. Plano de elevación frontal parte 1 78 Figura 4.12. Planos de vista lateral parte 1 79 Figura 4.13. Plano de vista superior Layout parte 2 80 Figura 4.14. Plano de elevación frontal parte 1 81 Figura 4.15. Planos de vista lateral parte 2 82 83 4.6. DIAGRAMAS DE TUBERÍAS E INSTRUMENTACIÓN (P&ID) Y CONTROL Los diagramas de tuberías e instrumentación se construyeron con base en los requerimientos de cada equipo y a las dimensiones del lugar de implementación de la planta. En la Figura 4.16., y 4.17., se presenta la simbología utilizada en los diagramas. En los cuadros de simbología se detallan la leyenda de las líneas tanto de tuberías como de los accesorios instalados, los esquemas de cada tipo de válvula, los arreglos completos de tuberías específicas y los símbolos con los que se representa cada operación unitaria. Adicionalmente se presenta el sistema de codificación de los equipos y tuberías. Los diagramas se dividen en cuatro partes que constituyen los equipos existentes de la planta de destilación primaria y los equipos diseñados para la planta de coquización retardada. En la Figura 4.18., y 4.19., se presenta la configuración principal de la planta de destilación con el fin de adaptarla a la nueva planta de coquización retardada. En la Figura 4.20., y 4.21., se presenta la configuración de la nueva planta con los equipos seleccionados y dimensionados en este proyecto. Adicionalmente, se realiza una recopilación de las tuberías de los cuatro planos indicando el servicio de cada una, el objetivo del aislamiento y una descripción de su función en cada una de las plantas detalladas en el ANEXO III. Figura 4.16. Diagrama de simbología para interpretar los planos P&ID parte 1 84 Figura 4.17. Diagrama de simbología para interpretar los planos P&ID parte 2 85 Figura 4.18. Diagrama de tuberías e instrumentación parte 1 (P&ID) 86 Figura 4.19. Diagrama de tuberías e instrumentación parte 2 (P&ID) 87 Figura 4.20. Diagrama de tuberías e instrumentación parte 3 (P&ID) 88 Figura 4.21. Diagrama de tuberías e instrumentación parte 4 (P&ID) 89 90 4.7. DIMENSIONAMIENTO Y ESPECIFICACIONES DE LOS EQUIPOS PROPUESTOS (HOJA DE DATOS DE LOS EQUIPOS) 4.7.1. DIMENSIONAMIENTO DE LAS TUBERÍAS Para el dimensionamiento de la tubería de transporte de crudo residual de la planta de destilación primaria, se utilizó los criterios de diseño expuestos en el capítulo 3.1. Inicialmente se determinan: el área transversal, la velocidad del fluido, la rugosidad relativa, el factor de fricción y las pérdidas por fricción generadas por la tubería. TUBERÍA 8”-HL-1102-CS300-IH-3.5”.- El diámetro de la tubería es de 8” debido a que la salida del fondo de la columna de destilación existente en la planta de destilación es de este diámetro de esta manera se aprovechará la presión ejercida en el interior de la fraccionadora. Determinación del caudal de crudo residual.- El caudal se calcula con base en el flujo de 5200 barriles por día (bpd) con lo que trabajará la planta, se expresa en m3/h. La densidad se determinó por medio de la caracterización inicial detallada en el ANEXO I. g]e&Ri = 5 00 Ѧ¤£8O 05"Ê 2Uí¦ "Ê ; ; = 5 Uí¦ 2Ѧ¤£ 2- Cálculo del área transversal.- El área transversal se determinó con la ecuación 4.1. z = ;<>, A 2 [4.1] 91 Donde: AT: Área transversal de tubería (m2) ϴi: Diámetro interno de tubería (m) Por lo tanto, z = Ò ; 0 0 "' z = 00 2"' Cálculo de la velocidad de crudo residual.- La velocidad de crudo residual se calculó a partir de la ecuación 4.2. 3= pmnls F [4.2.] Donde: Qcrudo: Caudal de crudo residual (m3/h) AT: Área transversal de tubería (m2) u : Velocidad del fluido (m/h) Por lo tanto, 3= rÄ k SSÊ'2u, ÊAAË2 3 = 0Ï5Ï2 " " = 00 O Determinación de la viscosidad dinámica del fluido.- La viscosidad cinemática se determinó mediante la caracterización inicial detallada en el ANEXO I. "' ' O = × 0ÎA " Ó = 2¡Ob ; O 002¡Ob 00002 La viscosidad dinámica se calculó con la ecuación 4.3. 92 !=Ó;w [4.3] Donde: μ : Viscosidad dinámica del fluido (kg*m-1*s-1) v : Viscosidad cinemática del fluido (m2/s) p : Densidad del fluido (kg/m3) Por lo tanto, ! = × 0ÎA ! = 02 Ô6 ";O Ô6 "' ; 00Ï Ê " O Cálculo de la rugosidad relativa y el factor de fricción (f).- Se determinó el número adimensional de Reynolds con la ecuación 3.2. Por lo tanto, 78 = 00Ï Ô6 " ; 0Ï5 ; 0 0 2" ; Ê Ï002O " 02Ô6 ; "Î* ; O Î* 78 = 05 La rugosidad relativa se determinó a través de la Figura 3.2. Õ = 0000 Àd Para el cálculo del factor de fricción (f) en función del número de Reynolds y la rugosidad relativa se empleó la ecuación 3.3., por encontrarse el fluido en régimen laminar. Por lo tanto, .= Ï = 05 05 93 Cálculo de las pérdidas por fricción generadas en la tubería 301-HL-8”-AH3.5.- Se determinó la altura generada por las dimensiones de la tubería con la ecuación 3.4. Por lo tanto, Ù ÏÏ2" ×Ú -. = 052 Ø 0 0 2" Ö -. = 05 2" " - ' × I - Ï00O ÛÞ Ý " × ' O Ü D0Ï5Ï Cálculo de la caída de presión generada por la tubería.- La caída de presión generada por la tubería se determinó con la ecuación 3.5. Por lo tanto, J/ = 05 2" × 00Ï " Ô6 × ' = 5 2/¦ = 0052¦b" Ê O " Cálculo del número de cédula (CN°).- El cálculo del número de cédula se determinó con la ecuación 3.4., para una presión de operación de 13,6 atm El material de construcción de la tubería es el acero al carbono SA516 Grado 70. En la Tabla 4.2., se presenta los datos mecánicos de aceros de baja aleación en relación al código A.S.M.E. para la construcción de las tuberías. Por lo tanto, PQ° = Ï2¦b" ; 000 = 2 ß 0 2¦b" 5002wO¤ ; 2wO¤ TUBERÍA 8”-HL-1103-CS300-IH-3.5”.- Para el dimensionamiento de la tubería de crudo residual después de la bomba es necesario considerar que el fluido debe ingresar al horno a una velocidad mínima de 1,82 m/s 94 (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.11), para evitar que la coquización se produzca en los tubos. Por lo que se determinará la velocidad del fluido para una tubería de 10”. Tabla 4.2. Datos mecánicos de aceros de baja aleación bajo el código A.S.M.E. Estrés térmico(S) en psi Especificación Grado A.S.M.E. Composición Espec.min. Nominal resistencia N°. Para temperaturas que no excedan °F -20 a 650 700 800 900 1000 13 700 13 10 200 6 500 2 500 12 000 6 500 2 500 10 200 6 500 2 500 12 000 6 500 2 500 9 000 6 500 9 600 6 500 10 200 6 500 12 600 6 500 2 500 12 800 6 500 2 500 15 000 13 100 2 500 a la tracción Acero al carbono SA515 55 C-Si 55 000 200 SA515 70 C-Si 70 000 17 500 16 600 SA516 55 C-Si 55 000 13 700 13 200 SA516 70 C-Si 70 000 17 500 16 600 SA285 A ……. 45 000 11 200 11 000 SA285 B ……. 50 000 12 500 12 100 SA285 C ……. 55 000 13 700 13 200 Acero de baja aleación SA202 A Cr-Mn-Si 75 000 18 700 17 700 SA202 B Cr-Mn-Si 85 000 21 200 19 800 SA387 D* 2 ¼ Cr-l Mo 60 000 15 000 15 000 (Walas, S., 2012, p.626) 95 Cálculo de la rugosidad relativa y el factor de fricción (f).- Se determinó la velocidad del fluido mediante un valor de Reynolds crítico de 2 100 con la ecuación 3.4. Por lo tanto, 3= 00 ; 02Ô6 ; "Î* ; O Î* Ô6 00Ï Ê ; 0 52" " 3 = 2"NO2 Entonces la rugosidad relativa se determinó a través de la Figura 3.2. Õ = 0000 Àd Para el cálculo del factor de fricción (f) en función del número de Reynolds y la rugosidad relativa se empleó el nomograma de la Figura 3.3. Por lo tanto, . = 00 5 Cálculo de las pérdidas de carga generados por la tubería 8”-HL-1103CS300-IH-3.5”.- La longitud de la tubería (L2) es de aproximadamente 30 m y el diámetro es de 8” igual a la tubería de la primera sección. Las pérdidas de carga y la caída de presión generadas por la tubería se las determina con la ecuación 3.4 y 3.5. " 0" O â = 0 2" -. = 00 5 ; à ; 0 52" ; " O' Por lo tanto, J/ = 0 " ; 00Ï Q Ô6 " ; ' = 0Ï2 ' = 002¦b" Ê O " " Las especificaciones de las tuberías de crudo residual, se detallan en el ANEXO I. 96 4.7.2. DIMENSIONAMIENTO DE BOMBAS Para el dimensionamiento de las bombas que conforman la unidad de coquización retardada, se presenta el siguiente ejemplo de cálculo. Para seleccionar la bomba de crudo extra pesado se analizó la cabeza o altura total calculada mediante la ecuación 3.5. y el esquema presentado en la Figura 4.22. Figura 4.22. Esquema de cálculo para determinar la cabeza total (HB) de la bomba P-1101 Cálculo de las pérdidas de carga por accesorios de la tubería 8”-HL-1102-CS300-IH-3.5” (hfacc).- El cálculo de las pérdidas de carga por accesorios se determinó con la ecuación 3.9. Los accesorios de esta tubería y su número de cargas de velocidad se presentan en la Tabla 4.3. Tabla 4.3. Listado de accesorios de la tubería 8”-HL-1102-CS300-IH-3.5”y su número de cargas de velocidad Ítems Accesorios Número de cargas de velocidad (K) 1 Entrada 0,50 8 Codo de 90° 0,75 1 Válvula de compuerta abierta completamente 0,20 (Mott, 2006, p.293) -.\]] " ' D0 ÏÏ2" OI Þ ×à = L05 + L ; 05M + 0 M ; Ù "â 0 0 2" × ' O Ü Ö -.\]] = Ï ; 2" = 2"2 ß 02" 97 Cálculo de las pérdidas de carga por accesorios de la tubería 8”-HL-1103-CS300-IH-3.5” (hfacc).- El cálculo de las pérdidas de carga por accesorios se determinó con la ecuación 3.9. Los accesorios de esta tubería se presentan en la Tabla 4.4. Tabla 4.4. Listado de accesorios de la tubería 8”-HL-1103-CS300-IH-3.5” y su número de cargas de velocidad -.\]] Ítems Accesorios Número de cargas de velocidad (K) 5 Codo 90° 0,75 3 Válvula de compuerta abierta 0,20 1 Salida 1,00 " O 0" = L5 ; L05M + ; L0 0M + M ; à ; â 0 52" ; " O -.\]] = 55 ; LÏM" = 02" Cálculo de la cabeza o altura total de la bomba de carga de crudo residual (HB).-La configuración de la bomba de crudo extra pesado es en carga, por lo que la cabeza total se la determina con la ecuación 3.9. El nivel 1 será la altura de la estructura metálica de la fraccionadora mientras que el nivel 2 será la altura del calentador de fuego directo. La bomba debe vencer las pérdidas de carga por diferencias de nivel con un valor de 2,94 m, la caída de presión del horno asumida en 4,08 atm la cual muestra un valor de pérdidas de carga de 41,95 m, además de las pérdidas de la tubería 8”-HL-1102-CS300-IH-3.5” con un valor de 10 m y 90,91 m para la tubería 8”-HL-1103-CS300-IH-3.5”. Por lo tanto, WX = 2" + 02" + 52" + 02" = 502" 98 Cálculo de la potencia hidráulica de la bomba (Pot hidráulica).- Las especificaciones de la bomba de carga deben cumplir los cálculos de potencia hidráulica, las cuales se determinaron con la ecuación 3.12. Por lo tanto, /abcdReá&fd]\2 = 52 Q "Ê ; 502" ; 52 Ê ; = 55 2 " Ï002O - /abcdeá&fd]\ = 55 2 ; ; 0ÎÊ -w = 2-w Cálculo de la potencia motor-bomba (Pot motor).- Las bombas como cualquier equipo tiene una eficiencia para proporcionar su desempeño, para la bomba de carga de crudo extra pesado se determina una eficiencia del 60% con base en la Figura 4.23. El cálculo de la potencia motor-bomba se determina con la ecuación 3.13. Por lo tanto, 2-w = 20 2-w 0Ï0 Cabeza, m /abuijie = 3 Flujo volumétrico, m /h Figura 4.23. Curva característica de una bomba centrífuga con diferentes tamaños de impeler a) 250 mm b) 225 mm c) 200 mm d) 175 mm e) 150 mm (Sinnot, R., 2005, p.209) 99 4.7.3. DIMENSIONAMIENTO DE UN CALENTADOR DE FUEGO DIRECTO (HORNO) Cálculo del calor absorbido por la corriente de crudo extra pesado (Q g).Para el diseño de un quemador de fuego directo es necesario hacer una evaluación inicial de los requerimientos energéticos del equipo, con el fin de determinar la capacidad de calentamiento y el flujo de combustible a consumir. El calor absorbido por la corriente de crudo extra pesado se determina con la ecuación 3.13., y la Figura 3.4. Por lo tanto, PwxeiuCRdi = 05 g( = Ï02000 £Ñ °¢ å ãyä å ; 055 ; 0Ê ; 0Ï ; = 2 Ô6 °P Ô6°P £Ñ2°¢ ãyä Ô6 å ; ; L5°P Z 55°PM ; Ô6°P Ï00O g( = 02ÏÏ252 El horno contará con una pared compuesta por tres materiales diferentes, en la parte interna con ladrillo refractario, una manta cerámica que actúa como aislante y exteriormente una coraza metálica. En la zona radiante se considerará una temperatura promedio de 1500°C para poder determinar el calor almacenado en las paredes del horno tomando en cuenta se corregirá posteriormente. En la Figura 4.24., se presenta los espesores de las paredes y el flujo de calor que se considerará. La masa de las paredes del horno se determinará junto con las propiedades de los materiales presentadas en la Tabla 4.5., y proporciones detalladas en la Figura 3.4. 100 25 °C Tx2 °C X TXx1 °C Coraza de acero 5 mm Aislamiento 1500 °C Ladrillo refractario 150 mm 90 mm Figura 4.24. Pared compuesta por chapa metálica, manta cerámica, ladrillo refractario (Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.115) Tabla 4.5. Materiales de construcción para las paredes del horno Material Propiedades Densidad (kg/m3) Calor Específico (J/kg°C) Conductividad Absortividad Térmica (x106 m2/s) (W/m°K) AISI 4130 endurecido y templado (0.3% C, 0.5% Mn, 0.3 Si, 0.95 Cr, 0.5 Mo) 7 840 460 43 11,9 Ladrillo arcilla refractaria 2 645 960 0,9 0,35 Ladrillo Cromo 3 010 835 2.5 0,92 (Bonilla. O, 2001, p.19) El calor almacenado en la pared dependerá de los tres calores almacenados en los diferentes materiales por lo que es necesario determinar las temperaturas existentes entre cada uno. Para este objetivo se tomará las siguientes consideraciones: · La conducción del flujo de calor es unidimensional y en estado estacionario. 101 · El flujo es perpendicular al área de transferencia con conductividad térmica constante. · La generación de energía y área de transferencia son constante. Cálculo de la temperatura intermedia entre cada pared (Tx1, Tx2).- Las temperaturas entre las paredes del horno se determinaron a través de la ecuación 3.14 y están representadas en las Figura 4.14. Por lo tanto: 1) g = 2) g = 3) g = *ËSS°Îzæ$ ç$Äç2r é ,è2 r°ê zæ$ Îzæ, ççë2r é r°ê çë2 zæ, Î'Ë°ì çççè2r é îÄ2 r°ê Resolviendo el sistema de ecuaciones de tres variables con tres incógnitas, se obtiene los resultados del calor (Q), la temperatura (Tx1) y la temperatura (Tx2). g = ÏÏ52N"' y* = 5°P y' = Ï°P Cálculo del calor acumulado en la chapa metálica (Qc).- El calor acumulado en la chapa metálica se calculó a través de la ecuación 3.14. Las dimensiones del horno se establecieron con base en una longitud de tubos internos de 15 m y un diámetro nominal de 10 in definido por la velocidad de 1,82 m/s necesaria para los 102 tubos. Se consideró que son cuatro paredes en la zona radiante con las proporciones del horno. Por lo tanto, g]* = ; L5" ; " ; 0005"M ; 0 g]* = 2ïå ( uÄ ; Ï02 ; L Ï°P Z 5°P M (° g]' = ; L0" ; " ; 0005"M ; 0 uÄ ; Ï02 (° ; L Ï°P Z 5°P M g]' = 52ïå ( gzij\f = g]* + g]' = 2ïå Cálculo del calor acumulado en la manta cerámica (Qm).- El calor acumulado en la manta cerámica se calculó a través de la ecuación 3.14. Por lo tanto, gu* = ; L5" ; " ; 0005"M ; Ï5 uÄ ; Ï02 (° ; L5°P Z Ï°P M gu* = 52 2ïå ( gu' = ; L0" ; " ; 0005"M ; Ï5 gu' = 2Ï2ïå gzij\f = gu* + gu' = 2002ïå ( uÄ ; Ï02 (° ; L5°P Z Ï°P M Cálculo del calor acumulado en el revestimiento refractario (Qr).- El calor acumulado en el revestimiento refractario se calculó a través de la ecuación 3.13. Por lo tanto, ge* = ; L5" ; " ; 0005"M ; 00 ge* = 2 2ïå ( uÄ ; 5 (° ; L500°P Z 5°P M 103 ge' = ; L0" ; " ; 0005"M ; 00 ge' = 2 02ïå gzij\f = gu* + gu' = 2ÏÏ 2ïå ( uÄ ; 52 (° ; L500°P Z 5°P M Cálculo del calor total acumulado en las paredes del horno (Qp).- El calor total acumulado en las paredes se determinó con la ecuación 3.13., aplicada a la estructura completa del horno. Por lo tanto, ð ñ = ðò + ðô + ðõ = 2ö÷ + 2002ö÷ + 2ÏÏ2ö÷ = 2 ÏÏ2ö÷ Cálculo del calor perdido por las paredes del horno con base en el factor de forma (Qpp).- La pérdida de calor se analizó solo por las paredes laterales del horno para esto se considera que el flujo de energía es liberado por radiación. Y la mayor cantidad de energía que se disipa lo hace por las aristas de la cámara de radiación. Para este flujo de calor es necesario determinar el factor de forma, cuyo valor será definido por la ecuación 4.5., y la Figura 4.25. 1 2 Figura 4.25. Aristas del horno consideradas placas adyacentes muy largas ú ' ø*Î' = ù + D I Z 2 Á + D I ü * ' Donde: ú û û [4.5] 104 ø*Î': Factor de forma ý: Altura de la pared externa del horno (m) þ: Longitud del piso del horno (m) Por lo tanto, ø*Î' = à + ÿ Z ! + ÿ 0 0 ø*Î' = 0 '2 22â El flujo de calor total que se pierde por las paredes laterales del horno se determinó con la ecuación 3.15. Por lo tanto, gxx = L ; 52" + ; "M ; ÿ ð ññ = 2W ; L0M ; L Ï°P Z 5°PM "2°P Cálculo del flujo de calor perdido por las paredes del horno con base en el nomograma de pérdidas de calor.- Para contrastar el calor perdido por las paredes externas del horno se utilizará el nomograma de pérdidas de calor como se muestra en la Figura 4.26. El refractario semejante a las dimensiones del horno propuesto es el de 114,3 mm y aislante de 63,5 mm a una temperatura de pared de 1 400°C. A estas condiciones la pérdida de calor tiene un flujo 2 700 kcal/h*m 3 junto con el volumen global de la cámara de combustión de 1684 m3 se tiene un calor total representado en el ecuación 4.6. ð ññ' = 002 "]\f c;uÄ ; Ï"Ê ; *2# SÌ@ ~pqo k = 52 Ï2Ï2 [4.6] 105 Cálculo del calor por abertura asumiendo una temperatura de gases de combustión (Qabertura).- El calor radiado por la chimenea como una abertura del horno se determinó con la ecuación 3.16.-3.17. ; L2 0A Z 5°P A M ; 2" "2°P ÎA = 52Ï05 ; 2" = 52 2 " Por lo tanto, ð ûú$%&'%û = 5Ï ; 0ÎÌ 2 g\Cej&e\ Figura 4.26. Pérdidas de calor en Kcal/h a través de las paredes del horno (Bonilla. O, 2001, p.41) 106 Cálculo del calor radiado del calentador de fuego directo (Q radiado).- El calor radiado del calentador de fuego directo se determinó mediante la ecuación 3.18. Por lo tanto, geC&CedRi2jij\f = 02ÏÏ252 + 2 ÏÏ2002å + 2 2 + 2 522 2 ð %$('$%)*+2&+&û, = 2Ï2Ï02W Cálculo de la longitud de los tubos del horno (L).- La longitud de los tubos del horno se determinó mediante la ecuación 3.23.- 3.24. Para el cálculo se consideró que los tubos internos del horno tiene un diámetro de 10 pulgadas. Por lo tanto, . = = 2Ï2Ï02 = 2"' Ï0255 ' " 2"' = 2"2 - 52" ; Ò ; L0 5"M Cálculo de las dimensiones de la chimenea.- La chimenea se dimensionó de acuerdo a la metodología empleada en el sistema de tuberías, el diámetro nominal es de 10 in y la longitud se determinó con la ecuación 4.6. = 0 ; À` Donde: Lò: Longitud de la chimenea (m) D. : Diámetro nominal de la chimenea (m) Por lo tanto, À` = 0 52" [4.6] 107 L. = 0 ; 0 52" = 52" Cálculo del flujo másico de combustible (mcombustible).- El flujo másico de combustible se determinó igualando el calor que requiere el horno con el calor liberado por el combustible. Se utilizó las ecuaciones 3.18., y 3.27. Se asumió una eficiencia de combustión del 90%. Por lo tanto, ôÈ+/ú'0&)ú,$ = 2Ï2 2W 2Ï00O 2005^6 ; = 2200÷ ; 00 kÉ Cálculo del flujo másico de aire para la combustión (m aire).- Para determinar el flujo másico de aire necesario para la combustión se utilizó la relación estequiometria de las principales reacciones de combustión detallas en la sección 3.3.2., y la composición teórica de Fuel Oil especificado en la Tabla 3.6. Por lo tanto, 1) P + 2 ' Z Z Z Z 2 P' + 0 2) W + ' Z ZZ 2 W' + 0 * ' " (2dReó(C`i 3) V2 + 2 ' Z Z Z Z Z ZZ V' + 0 Rx1: " (2\ei`i " 2 "(2&[eC "i1í(C`i = 0052 Ï2^62P 2^62"a£2P ^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 ; ; 002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 2^62P - "i1í(C`i = 0Ï2 ^62' - ; 2^62"a£2' 2^62' ; 2^62"a£2P 2^62"a£2' 108 Rx2: "i1í(C`i = 0052 0 2^62W 2^62"a£2W ^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 ; ; 002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 2^62W - "i1í(C`i = 0 2 ^62' - ; N 2^62"a£2' 2^62' ; 2^62"a£2W 2^62"a£2' Rx3: "i1í(C`i = 0052 ; ^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 2^62P 2^62"a£2V ; ; 002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 2^62V 2^62"a£2' 2^62' ; 2^62"a£2V 2^62"a£2' "i1í(C`i = 2 ^62' - ô+2)3$.+2&+&û,2%$('$%)*+ = ÏÏÏ2 ^62' - La composición del aire se consideró en un porcentaje peso a peso el 23% de O 2 y un 77% N2. Por lo tanto, ôû)%$ = ÏÏÏ2 kÉ2O' 002kÉ2ýiõe ^62¦¤8 ; = 2Ï 2kÉ2O' h Cuando se utiliza como combustible Fuel Oil es necesario un exceso de aire entre el 15-20%. Por motivos de cálculos se determinará el flujo másico con el exceso de un 20%. "\deC4C1]Cvi = 2Ï2 "(2\deC c ; 0 = 2Ï5Ï2 "(2\deC c 109 Cálculo del flujo másico de gases de combustión y partículas totales (mgases, Gc).- El flujo másico de partículas totales producido en la cámara se determinó con la ecuación 3.28. y estequiómetricamente se determinó el flujo másico de gases de combustión acuerdo a la composición de Fuel Oil presentada en la 3.6. Por lo tanto, ¥] = 50 + L0 M6 ; Ï2 0@ ïå Ï002O ; O - ; ^6 = Ï Ï2^6Nïå Las reacciones a considerar para los cálculos de los gases de combustión en la corriente de gases de combustión son: 1) P + 2 ' Z Z Z Z 2 P' + 0 "(2\ei`i 2) W + ' ' Z ZZ 2 W' + 0 "(2dReó(C`i2 * 3) V2 + 2 ' Z Z Z Z Z ZZ V' + 0 "(2&[eC "7' = 0052 ^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 Ï2^62P 2^62"a£2P 2^62"a£2P' ; ; ; 2^62"a£2P 002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 2^62P ôì8' = Ï0 2 ^6 P' - Rx1: ; 2^62P' 2^62"a£2P' Rx2: "\(&\ = 0052 ^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 0 2^62W 2^62"a£2W ; ; 002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 2^62W "\(&\ = 002 ^62W' - ; 2^62"a£2W' 2^62W' ; 2^62"a£2W 2^62"a£2W' 110 Rx3: "T7' = 0052 ; ô98' = Ï52 2^62V 2^62"a£2V 2^62"a£2V' ^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 ; ; ; 002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 2^62V 2^62"a£2V - Ï2^62V' 2^62"a£2V' kÉ SO' h Aire: ô8' = Ï2ÏÏ2 kÉ2'2C`je\ 02^62' sin ^62' sin ; 0 ; = 25502 h 002^6'2C`je\ 2 - ô:' = 2Ï52 ^62¦¤8 2^62Q' ^62Q' ; = Ï200052 002^62¦¤8 - ^62W' kÉ ^6 P' + 2002 + Ï52 SO' h ^62' sin ^62Q' + 25502 + Ï200052 kÉ2Éýses2òoôþ = 20 2 h ±º¹½¯½ = Ï20 2 ô3û0$0 Cálculo de la temperatura de combustión (Tc).- La temperatura de combustión se determina con la relación C/H del combustible, exceso de aire empleado, el poder calorífico y la Figura 4.27 - 4.28. ;¡8OaO2U82¦¤8 = 0; /¡ = 0250 ]\f ( Por lo tanto, Para C/H =7,5 se tiene una temperatura de combustión de y = 250°P Para C/H =8 se tiene una temperatura de combustión de y = 52°P Z Ï Z 5 = 25°P Z 250°P 25°P Z y Entonces al interpolar la temperatura para una relación C/H= 7,68 se tiene, y = 2ÏÏ °P 111 Figura 4.27. Temperaturas de combustión para C/H=7.5 y según el porcentaje (%) de exceso de aire (Bonilla,.O,2011, p.35) Figura 4.28. Temperaturas de combustión para C/H=8 y según el porcentaje (%) de exceso de aire (Bonilla,.O,2011, p.35) Distribución final de los tubos en la zona de convección y en la zona de radiación.- Las proporciones del horno permiten acoplar la siguiente distribución de tubos respetando las proporciones detalladas en la sección 3.3.1.1., y presentadas en el Figura 4.30. 112 1,56 m 66 tubos convección 12,4 m m 5 tubos escudos 14,41 m m 15 m 18 tubos convección 46 tubos de pared 7,79 m m Figura 4.29. Esquema de las dimensiones de un horno y la distribución de tubos (Walas, S., 2012, p.220) El horno tiene un total de 46 tubos por pared, 18 tubos en el techo de la zona radiante, 5 tubos escudos y 66 tubos en la zona de convección. Cálculo del área plana fría del horno.- El área plana fría del horno determina los tubos necesarios entre la zona de convección y la zona de radiación se calculó utilizando la ecuación 3.25. Por lo tanto, AÈñ = 52ô ; 2002ô ; L5 Z 5M = 50 2"' Cálculo del área total del refractario en el horno (Aw).-El área total de refractario en el horno se determinó con base en la ecuación 3.26. 113 Por lo tanto, A< = ; 2ô ; L2ô + 52ôM + 2ôL52ôM Z 2 ]x A= = 052ô' Z 50 2"' = 52"' Cálculo del área total en la zona radiante (Ar).- El área total de la zona radiante constituye la suma de las dos áreas. Por lo tanto, Aõ = ; L5 ; M"' + ; L ; M"' + 50 2"' = Ï5Ï2"' + 50 2"' = 52"' Cálculo de la temperatura de gases de combustión (Tg).- Para el cálculo de la temperatura de gases de combustión a la salida de la chimenea es necesario igualar el calor absorbido por los gases de combustión y el calor liberado por el combustible mediante la ecuación 3.12 y 4.6. ð > = ¥ ; Px ; Jy = ¥ ; P# ; 5y Z y( 6 = 2 / ; "]iu&vjdfC ; hzij\f Por lo tanto, [4.6] Ô6 Ï00s = Ï Ï ; P# ; 52ÏÏ °P Z y( 6 h å Ô6 = 2200 ; 0052 ; 0 Ô6 2- ð > = Ï2öW ; Cálculo del calor radiado por la chimenea considerada una abertura con la temperatura de gases calculada utilizando la temperatura calculada de gases de combustión (Qabertura).- El calor radiado por la chimenea como una abertura del horno se determinó con la ecuación 3.16.-3.17. Por lo tanto, 114 ; L200555A Z 5°P A M ; 2" "2°P ÎA = 52Ï ; 2" = 522 " ð ûú$%&'%û = 5Ï ; 0ÎÌ 2 g\Cej&e\ Tabla 4.6. Variables calculadas para determinar la temperatura de los gases (Tg) Calor Tg asumida Cp promedio Tg calculada (MW) (°C) (J/Kg°C) (°C) 22,32 1 220 1 445,76 986,15 24,25 1 650 1 553,32 1 550,25 22,86 (interpolando) ____ 1 548,82 1005,55 Cálculo del factor de intercambio.- El factor de intercambio para las dos cámaras de radiación se determinó mediante la ecuación 4.7., y empleando las ecuaciones 4.8., 4.9., y 4.10. ø = ý + þ? + ò?' ý = 0000Ï + 005z + 0000z' þ = 0 5Ï + 00z Z 005z' ò = Z0 Z 055 z + 000z' Donde: F: Factor de intercambio de las dos cámaras ?: Emisividad z: Aw @Aõ Por lo tanto, )= 52"' = 0 52"' [4.7] [4.8] [4.9] [4.10] 115 4.7.4. DIMENSIONAMIENTO DE UN REACTOR PARA COQUIZACIÓN (TAMBOR DE COQUE) En la Tabla 4.7., se presentan las propiedades físicas-químicas de la corriente de crudo residual a temperatura de craqueo, lo cuales se requieren para determinar el dimensionamiento de los reactores de coque. Tabla 4.7. Propiedades físicas-químicas de la corriente de crudo residual a condiciones de craqueo Parámetros Valor 3 Densidad del coque (kg/m ) 911 Presión de los hidrocarburos (atm) 4,8 Temperatura de los hidrocarburos (°C) 515 Cálculo del dimensionamiento de los reactores de coque.- El dimensionamiento de los reactores de coque se realizó con base en los criterios de diseño establecidos en la sección 3.4. Ejemplo de cálculo: Para un flujo de 60 000 Kg/h que se maneja en las tuberías del horno, se tiene una masa de hidrocarburo 1 440 t/día como se muestra en la ecuación 4.5., siendo la capacidad máxima de los reactores. "¦O¦cdRei]\e&ei = Ï02000 ( c ; 'Ac *Rí\ ; *2j *2SSS2( = 20 j Rí\ [4.5] Con base en la masa total de hidrocarburo se diseñará el sistema con dos pares de reactores, por lo tanto el diseño se realizará para 720 t/día. En la Tabla 4.8., se presenta las propiedades para el dimensionamiento mecánico del reactor. La relación altura-diámetro (H/Di) del reactor será de 4. El factor de sobredimensionamiento será de 1,2., para establecer un margen de seguridad para el equipo. 116 Tabla 4.8. Propiedades para el dimensionamiento mecánico del reactor Parámetros Valor Masa de hidrocarburo (T) 720 Relación altura-diámetro (H/Di) 4 Factor de sobredimensionamiento 1,2 Cálculo del volumen de hidrocarburo alimentado al reactor (Vh).- El volumen de hidrocarburo alimentado al reactor se determinó con la ecuación 4.6. ¿c = uk xp [4.6.] Donde: ¿c : Volumen de hidrocarburo (m3) "c : Masa de hidrocarburo (kg) w] : Densidad del coque (kg/m3) Por lo tanto, ¿c = 0b 20002^6 ; = 02"Ê ^6 b Ê " Cálculo de la capacidad total del reactor con sobredimensionamiento (Vs).La capacidad total del reactor se encuentra determinada por el volumen del hidrocarburo y el margen de seguridad del equipo, en este caso el factor de sobredimensionamiento es del 20%. El cálculo se determinó con la ecuación 3.34. Por lo tanto, ¿T = 02"Ê ; = 2"Ê Cálculo del diámetro interno del reactor (Di).- El diámetro interno del reactor se determinó con la ecuación 3.35. 117 Por lo tanto, À¤ = ! Ä ; = Ï2" Ò; Cálculo de la altura total de la sección cilíndrica (H).- Una vez que se conoce el diámetro interno del reactor se procedió a calcular la altura en la sección cilíndrica mediante la relación altura-diámetro (H/Di) establecida en la Tabla 4.7. Por lo tanto, W = ; Ï2" = Ï2" Cálculo de la presión hidrostática que se debe soportar en la base del reactor (Ph).- La presión hidrostática que debe soportar la base del reactor se determinó mediante la ecuación 3.37. Por lo tanto, /c = Ô6 " Ï2" ; ' ; = Ï2¦b" Ê " O 0 5 Cálculo de la presión total que debe soportar el reactor (Pt).- La presión total que debe soportar el reactor se calculó con la ecuación 3.38. Por lo tanto, /z = 2¦b" + Ï2¦b" = Ï2¦b" Selección del material y cálculo de las dimensiones del tipo de tapa superior para el reactor.- Con base en los criterios de diseño explicados en la sección 3.4., la tapa superior del reactor será torriesférica por tanto la longitud (L) será igual al diámetro interno (Di). El factor de eficiencia en las soldaduras (E) será de 0,85, se presenta en la Tabla 4.9. 118 El estrés térmico se lo tomará de la Tabla 4.10., con base en la misma aleación de la sección cilíndrica 2 ¼ Cromo-1 Molibdeno y a una temperatura de 515°C. Las dimensiones de la tapa se calcularán con las ecuaciones de la Figura 3.11.3.12. El dimensionamiento del equipo y la tapa se rigen por el código ASME VII (Perry, R. H. y Green, D. W., 2001, p.10-139). Cálculo del espesor de la tapa con el diámetro interno del reactor (te).- El espesor de la tapa tomando como referencia el diámetro interno del reactor, se calculó con la ecuación AIV.5. Por lo tanto, b8 = 05 ; Ϧb" ; Ï" = 0 Ï2" 00 ¦b" ; 05I Z L0 ; Ϧb"M D Cálculo del radio de esquina o radio nudillo para una tapa toriesférica (rk).El radio de equina se calculó con base en la longitud de la tapa (L) y con respecto al espesor de la pared (te), mediante las ecuaciones 3.40 y 3.41 respectivamente. Por lo tanto, ^ = 00Ï ; Ï2" = 002" Por lo tanto, ^ = ; 0 Ï2" = 02" Cálculo de la altura de la tapa (h).- La altura de la tapa se determinó con la ecuación 3.42., con base en las especificaciones de tapas toriesférica. Ï2" = Ï2" Por lo tanto, -= 119 Tabla 4.9. Eficiencias de juntas y reducciones de esfuerzo N° Tipo de Tipo de junta costura Base de horno de soldadura 1 Ergida continua 2 Soldadura por resistencia eléctrica 3 Soldadura por fusión electrica Factor Examen Como requiere la Ef 0,60 especificación Ergida o Como requiere la Espiral especificación 0,85 Como requiere la especificación o el código Además punto de a Soldadura base simple (con o sin Ergida o metal de relleno) Espiral radiografiado por 0,80 ANSI B31.3, por 0,90 336.6.1 1,00 Además 100% radiografíado por ANSI B31.3 por 336.4.5 Como requiere la especificación Además punto de radiografiado por b Soldadura de base doble Ergida o ANSI B31.3, por (con o sin metal de relleno) Espiral 336.6.1 0,85 0,90 1,00 Además 100% radiografíado por ANSI B31.3 por 336.4.5 4 a ASTM A211 Como lo permite la especificación b Doble sumergidas son tubos soldados por API 5L o 5LX (Perry, R. H. y Green, D. W., 2001, p.10-109) Espiral Como requiere la 0,75 especificación Ergida con Como requiere la costuras especificación 0,95 120 Tabla 4.10. Datos mecánicos de aceros de baja aleación bajo el código A.S.M.E. Estrés térmico(S) en psi Especificación Grado A.S.M.E. Composición Espec.min. Nominal resistencia N°. Para temperaturas que no excedan °F -20 a 650 700 800 900 1000 13 700 13 10 200 6 500 2 500 12 000 6 500 2 500 10 200 6 500 2 500 12 000 6 500 2 500 9 000 6 500 9 600 6 500 10 200 6 500 12 600 6 500 2 500 12 800 6 500 2 500 15 000 13 100 2 500 a la tracción Acero al carbono SA515 55 C-Si 55 000 200 SA515 70 C-Si 70 000 17 500 16 600 SA516 55 C-Si 55 000 13 700 13 200 SA516 70 C-Si 70 000 17 500 16 600 SA285 A ……. 45 000 11 200 11 000 SA285 B ……. 50 000 12 500 12 100 SA285 C ……. 55 000 13 700 13 200 Acero de baja aleación SA202 A Cr-Mn-Si 75 000 18 700 17 700 SA202 B Cr-Mn-Si 85 000 21 200 19 800 SA387 D* 2 ¼ Cr-l Mo 60 000 15 000 15 000 (Walas, S., 2012, p.626) 121 Cálculo del volumen de la tapa (Vt).- El radio de esquina con respecto a la longitud (rk2) es mayor que el radio de esquina con respecto al espesor; por lo tanto, el volumen de la tapa será determinada por medio de la ecuación 4.7. ¿b = 05 ; - ; LÀ¤M' [4.7.] Donde: ¿b:Volumen entre la tapa y la sección cilíndrica (m3) WB Altura de la tapa (m) À¤: Diámetro del reactor (m) Por lo tanto, ¿b = 05 ; Ï2" ; LÏ2"M' = 52"Ê Cálculo de la altura de la tapa cónica (hc).- El cálculo de la altura de la tapa cónica se determinó mediante la ecuación de Pitágoras utilizando un ángulo de 60° y el diámetro del reactor (Di). El cálculo se presenta en la ecuación 3.43. Por lo tanto, -¡ = týn Ï0° ; @C*2u ' = E ; 552" = 52" Cálculo del volumen de la tapa cónica (Vc).- El cálculo del volumen de la tapa cónica se determinó mediante la ecuación 4.8. ¿¡ = Ê ; Ò ; * Gd , Donde: A ; -¡ ¿¡: Volumen de la tapa cónica (m3) À¤: Diámetro del reactor (m) -¡: Altura de la tapa cónica (m) Por lo tanto, [4.8] 122 ¿¡ = LÏ2"M' ;Ò; ; 52" = Ï2"Ê Cálculo de la cantidad de coque almacenado en los reactores (M coque).- La cantidad de coque almacenado en los reactores se determinó con el volumen del hidrocarburo especificado y la una densidad de coque de 2090 kg/m3. ï]i&C = 02"Ê ; 002^6 = 2Ï520Ï2^6 = 2Ï52yah 2"Ê Cálculo del tiempo de inyección de agua en los reactores.- El cálculo del tiempo de inyección de agua se determinó con un factor de enfriamiento de 0,5 con base en la planificación de la producción, el balance de masa y la ecuación 3.30. Por lo tanto, y¤8"wa2U82¤h18¡¡¤óh2LôinM = 2Ï52Lyah2M ; 05 y¤8"wa2U82¤h18¡¡¤óh2LôinM = 5052"¤h y¤8"wa2U82¤h18¡¡¤óh2LhM = 2- 123 HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 1 Nombre del equipo: Columna Fraccionadora Material de construcción: Acero Fabricante: Modelo: inoxidable TECNA S.A. N/A Código: ASME VII DIV.1 Número en planta: 1 Dimensiones: Parámetros de diseño: Presión interna 90 psig Presión exterior vacío total Altura 12 176 mm Temperatura Máxima 700°F Corrosión 6,35 mm Diámetro 1 530 mm Estrés de Tracción (S) 23 630 psi Volumen 22,39 m3 Eficiencias de Juntas (E) 0,85 Aislamiento Lana Mineral 4 ½” Material en el Domo Aleación Niquel-Cobre Principio de funcionamiento: A esta columna ingresa hidrocarburos de una corriente de crudo pesado de 17°API a una temperatura máxima de 700°F provocando una destilación flash en el plato de alimentación. Los vapores liberados suben por diferentes bandejas que cuenta con válvulas de burbujeo liberan los componentes livianos. Las fracciones más pesadas se almacenan al fondo de la fraccionadora generando una zona de agotamiento de livianos. La condensación selectiva de hidrocarburos se la obtiene mediante una corriente de reflujo. La fraccionadora cuenta con 3 bandejas de extracción de diésel y tuberías para la recuperación de cortes livianos. Además la fraccionadora cuenta con un ingreso de vapor incrementar la eficiencia en la zona de despojamiento. Modalidad de operación: Opera en modo continuo. Esquema del equipo: 124 HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 2 Nombre del equipo: Bomba centrífuga de carga Material de construcción: Acero Fabricante: Modelo: Sartorius 604 VCT SCP 327-40 inoxidable Número en planta: 1 3 Caudal: 35,45 m /h Parámetros de diseño: Succión 3” de diámetro Energía: 0,70 kW Descarga 1,5” de diámetro Clase 300 Voluta simple Cabeza Total: 145,80 m Coraza radial Potencia del motor-bomba 60 hp Peso de total de la bomba 715 (kg) Principio de funcionamiento: A la bomba centrífuga ingresa el crudo extra pesado de la fraccionadora para aumentar la presión mediante una estrangulación del fluido en los mecanismos internos. Modalidad de operación: Opera en continuo. Esquema del equipo: (Walas, S., 2012, p.625) 125 HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 3 Nombre del equipo: Calentador de Fuego Directo (Horno Tipo Cabina) Material de construcción: Acero Fabricante: Modelo: Thermox inoxidable Número en planta: 1 Temperatura de ingreso 315°C Parámetros de diseño: Presión 55 psig Calor Total MM W 10 Temperatura de salida 515°C Calor Absorbido MM W 10 Gravedad específica 0,944 Fluido Crudo Extra pesado Tipo de combustible Caída de presión 25 psi Fuel Oil Factor de Ensuciamiento 0,0015 Exceso de gas 15-20% Temperatura de diseño 25°C Principio de funcionamiento: Al horno ingresa una corriente de crudo extra pesado que se divide en las dos cámaras radiantes, el horno cuenta con una sección de convección para enfriar los gases de combustión. Las cámaras de combustión se encuentran divididas por una pared refractaria. Modalidad de operación: Opera en continuo. Esquema del equipo: 126 HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 4 Nombre del equipo: Reactores (Tambores de Coque) Material de construcción: CromoFabricante: Modelo: Sartorius N/A Molibdeno código ASME VII Número en planta: 4 Dimensiones: Parámetros de diseño: Presión de diseño 7,16 atm Altura 26,84 m Temperatura de trabajo 515°C Diámetro 6,71 m Estrés de Tracción (S) 23630 psi Altura de la tapa 1,67 m Eficiencia de juntas (E) 0,85 Volumen de la tapa 38,57 m3 Coeficiente de la tapa abovedada Altura del cono 5,81 m (K) 5 3 Volumen 68,48 m Material del reactor 2 ¼ Cromo-1 Diámetro inferior 2 m Molibdeno Principio de funcionamiento: Al reactor ingresa crudo extra pesado a una temperatura máxima de 515°C, con el fin de almacenarlo por un tiempo de residencia de 24 horas. En las siguientes 24 horas se bajará drásticamente la temperatura mediante agua que trabaja en un rango de presión desde 180 psig hasta los 2000 psig. Los reactores se encuentran conectados en secuencias con un sistema de corte hidráulico independientes para poder extraer el coque de petróleo. Modalidad de operación: Opera en modo batch. Esquema del equipo: Cuerpo cilíndrico del reactor Tapa Toriesférica htapa Hlateral Hlíquido Fondo Cónico De hcono α 127 HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 5 Nombre del equipo: Banda Transportadora de Coque Material de construcción: Fabricante: Modelo: Hong´s Belt RW-YY-200B Número en planta: 1 Dimensiones: Parámetros de diseño: Ancho: 2m Espesor de la banda 25,4 mm Longitud: 25 m Material Plástico Anchura mínima: 150 mm Peso 4.4 kg/m2 Área abierta 15% Soporta carga pesada Principio de funcionamiento: A la banda transportadora ingresa el coque húmedo para ser direccionado a una pila stock. El material se deposita con una pala mecánica que se extrae de una fosa de coque y agua. Modalidad de operación: Opera en modo continuo Esquema del equipo: 128 HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 6 Nombre del equipo: Piscina de Coque-Agua Material de construcción: Fabricante: Modelo: Santuarious Independiente Número en planta: 1 Dimensiones: Parámetros de diseño: Volumen: 220 m3 Ángulo interno de la pirámide Largo: 10 m ϴ=60° Ancho: 7,33 m Material Acero al carbono Altura 3 m Forma interna pirámide truncada Principio de funcionamiento: La piscina retendrá la mezcla de coque y agua hasta que la pala mecánica extraiga el coque hacia la banda transportadora. En el fondo tendrá canales de filtrado de agua para direccionarla a la planta de tratamiento. Modalidad de operación: Opera en modo continuo Esquema del equipo: A: Ancho H: Altura L: Largo ϴ 129 HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 7 Nombre del equipo: Bombas de sumidero Material de construcción: Acero Fabricante: Modelo: Goulds pumps CV 3171 al carbono Número en planta: 1 Dimensiones: Parámetros de diseño: Altura 2m Bomba de 60 hp Ancho 0,8 m Capacidad 295 m3/h 1,3 GPM Cabeza THD requerido 60 psi Principio de funcionamiento: El fluido ingresa a la bomba mediante una tubería de succión en la cual se ha instalado filtros, debido a las impurezas del fluido. El fluido gira por una fuerza externa proporcionándole un aumento de presión y descargándolo por un eje central de rotación permitiendo alcanzar un nivel superior. Modalidad de operación: Opera en modo continuo Esquema del equipo: 130 HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 8 Nombre del equipo: Clarificador de agua Material de construcción: Fabricante: Modelo: Número en planta: 1 Dimensiones: Parámetros de diseño: Superficie de trabajo 470-3600 ft2 1600 GPM (0,1 m3/s) Motor eléctrico de 60 HZ, 230/460 3600 sq ft2 (260 m2) Estructura con soporte 40 hp (29,5 kW) 81 260 lb (36 860 kg) Principio de funcionamiento: Ingresa un flujo de agua con aire comprimido generando una fuerte presión liberada en el interior del equipo, a causa se genera millones de burbujas que suspenden los sólidos hasta la superficie. Los contaminantes que no se suspenden sedimentan en el fondo. Modalidad de operación: Opera en modo continuo Esquema del equipo: 131 HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 9 Nombre del equipo: Tanque de almacenamiento de agua Material de construcción: A-36 Fabricante: Modelo: Tecna S.A. Independiente Número en planta: 1 Dimensiones: Parámetros de diseño: Diámetro externo: 2 920 mm Envolvente: A-36 Altura del tanque: 3 000 mm Fondo: A-36 Volumen: 20 m3 Techo: A-36 Bridas: A-105 Escalera: A-36 Principio de funcionamiento: Al tanque ingresa agua clarificada para almacenamiento diario. Posteriormente esta agua se utiliza para el corte de coque que se deposita en los reactores. Modalidad de operación: Opera en modo continuo Esquema del equipo: 132 HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 10 Nombre del equipo: Bomba hidráulica Material de construcción: Fabricante: Modelo: CAT PUMPS CAT-310 Número en planta: 1 Dimensiones: Parámetros de diseño: Presión 155 bar Presión 2200 psi Bomba 2x3 m Tubería de descarga 3/8” Caudal 15 min Tubería de succión ½” Potencia 6 HP RPM 950 Principio de funcionamiento: Se introduce agua por la tubería de succión incrementando la energía del fluido incompresible, se genera una alta presión por los multiplicadores de presión se conecta a un cabezal de corte mediante una tubería de acero inoxidable. Modalidad de operación: Opera en modo continuo Esquema del equipo: 133 5. ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD ECONÓMICA Una vez que se ha realizado el diseño del proceso para la obtención de coque y la recuperación de cortes livianos, se evalúa económicamente el proyecto. Para la implementación de esta planta se debe tomar en cuenta: la inversión, los gastos e ingresos. Adicionalmente se determinará la viabilidad del proyecto mediante los indicadores económicos TIR y VAN. 5.1. INVERSIONES Para el arranque de la planta es necesario generar costos de inversión, en esta sección se detallan los costos de los equipos, mano de obra e insumos. Además el proyecto necesitará permisos, patentes y garantías que ingresan en el grupo de activos. El costo del terreno no se considera debido al contrato de concesión acordado por el Estado Ecuatoriano con la empresa Repsol Ecuador S.A. El Estado Ecuatoriano le vende a Repsol cada barril de crudo extra pesado en 4,81 USD. En la Tabla 5.1., se muestran los costos por barril del crudo extra pesado y la nafta reprocesada que se utilizarán en el arranque de la planta, estos mismos valores son los que se establecen la operación diaria de la planta. Tabla 5.1. Costos de la materia prima para el arranque de la planta de coquización retardada Ítem Materia Prima Cantidad Costo por Costo total (barril/día) volumen (USD) (USD/barril) 1 Crudo extra pesado de arranque 124 800,00 4,81 600 288,00 2 Nafta Reprocesada de arranque 250,00 0 0 Total 600 288,00 134 En la Tabla 5.2., se detallan los costos de los accesorios implementados en el horno tipo cabina presentados en el ANEXO V. Tabla 5.2. Costo de los accesorios implementados en el horno tipo cabina Ítem Descripción Cantidad Costo (USD) 1 Sistema de Control 1 80 000,00 2 Sistema de Seguridad 1 50 000,00 3 Tanque de Fuel Oil 20 m3 1 50 000,00 4 Bomba dosificadora para los 1 70 000,00 quemadores (20 psi-100bpd) 5 Tubería de 4 m 152 19 000,00 6 Sistema de control de flama 4 8 000,00 7 Switch de alta presión 4 2 500,00 8 Switch de baja presión 4 2 500,00 9 Válvula de corte rápida 4 25 000,00 10 Válvula reguladora de corte 4 25 000,00 11 Válvula de venteo 4 10 000,00 12 Manómetro antes de la reguladora de 4 2 500,00 4 2 500,00 presión 13 Manómetro después de la reguladora de gas 14 Manómetro de gas piloto 4 2 500,00 15 Reguladora de gas piloto 4 2 500,00 16 Actuador del damper de aire 4 5 000,00 17 Sensor de temperatura 4 3 500,00 18 Reguladora de presión de aire 4 5 000,00 Total 365 500,00 En la Tabla 5.3., se presentan los costos del horno tipo cabina y el montaje, se detalla en el ANEXO V. 135 Tabla 5.3. Costos y montaje del horno tipo cabina Ítem Descripción Costo $(USD) 1 Horno 1 750 000,00 2 Accesorios del sistema de combustible del horno 365 500,00 3 Montaje del sistema de combustible del horno 438 600,00 4 Montaje del horno en sitio 2 100 000,00 Total 4 654 100,00 En la Tabla 5.4., se detallan los costos de la maquinaría adicional requerida en el proyecto. Tabla 5.4. Costo de los demás equipos requeridos Ítem Maquinaría Unidades Costo Equipos Costo Total (USD) (USD) 1 Bombas Centrífugas 2 12 761,00 25 522,00 2 Pala Mecánica 1 35 000,00 35 000,00 3 Banda Transportadora 1 750,00 750,00 4 Bombas Sumidero 2 3 750,00 7 500,00 5 Clarificador 1 8 510,00 8 510,00 6 Bombas alta presión 2 9 450,00 18 900,00 7 Instrumentación -- 2 500 000,00 1 000 000,00 8 Tuberías de 4 m 760 125 95000 Total 1 191 182,00 En la Tabla 5.5., se presenta el costo de los reactores de coque y del tanque de almacenamiento de agua cuyo cálculo se presenta en el ANEXO V. 136 Tabla 5.5. Costo de los reactores de coque y tanque de agua de almacenamiento Reactores Unidades Volumen (m3) Costo constante Factor Costo Unitario Costo Total Reactor de coque 4 948,14 4350 0.55 1 88 698,80 754 795,16 Tanque de agua 1 20 2400 0,6 12 467,45 12 467,45 Total 767 262,61 En la Tabla 5.6., se muestra la inversión inicial del proyecto con base a los totales desde la Tabla 5.1.-5.5. Tabla 5.6. Inversión inicial del proyecto Inversión Costo (USD) Materia prima de arranque 600 288,00 Horno y montaje 4 654 100,00 Equipos 2 691 182,00 Reactores 767 262,61 Construcción de infraestructura (Obra Civil) 100 000,00 Activos (patentes, trámites) 15 000,00 Total 8 827 832,61 5.2. COSTOS VARIABLES Y COSTOS FIJOS 5.2.1. COSTOS VARIABLES Los costos variables dependen directamente del nivel de actividad que tenga la planta, en esta parte del análisis económico se detallan los costos en consumo de energía eléctrica y agua. El consumo energético de cada equipo se estima anualmente. En las Tablas 5.7., y 5.8., se presenta el consumo de energía 137 eléctrica y su costo con base en el costo de producción del diésel de la planta de destilación primaria. Tabla 5.7. Consumo de energía eléctrica por tiempo de operación de los equipos Tiempo de operación Maquinaría Potencia (kW) (h) Consumo Energético (kW-h)/día Bomba de carga 24 22,37 536,88 Instrumentación del 24 65 1 560,00 Bombas hidráulicas 12 4,47 53,64 Bombas sumidero 24 44,47 1 067,28 Clarificador 24 29,47 707,28 Sistema de control 24 60,45 1450,8 Total 5 375,88 Horno distribuido Tabla 5.8. Costo anual de energía eléctrica y agua Servicio Consumo por año Costo unitario Costo Total (USD) Materia prima 1 898 000 barril/día 12 USD/barril 22 776 000,00 Energía eléctrica 1 998 257,36 kW-h 13,33 MW-h 26 643,47 Agua 438 000 m3 1,20 USD/m3 525 600,00 Total 23 328 243,47 5.2.2. COSTOS FIJOS El personal en planta y el costo de mantenimiento preventivo conforman los costos fijos para la extracción de coque. En el análisis se considera los salarios dependiendo del cargo y beneficios de ley. Para los beneficios se ha tomado en 138 consideración un bono de campo por cada noche de estadía en el Bloque 16, bono por trabajos en horas extras y en turno nocturno; en promedio estos tres ítems son un 25% del sueldo básico al puesto de trabajo que aplique. En la Tabla 5.9., se presentan los costos de la nómina de personal. Los operadores de producción trabajan en un régimen de 14 días y descansan 14 días por lo que se necesita de cuatro turnos, dos turnos en el día y dos nocturnos. Los coordinadores trabajan de la misma manera excepto que no ocupan turnos de noche. El resto de personal será exclusivamente para trabajo en el díe e imprevistos ocasionados en la planta de coquización retardada. Adicional al aporte mensual de los empleados se cotizó los beneficios anuales que por ley se debe entregar. En este análisis ingresa el décimo tercer sueldo, el décimo cuarto y los fondos de reserva que se paga anualmente. Las utilidades de la empresa no ingresan en este análisis debido a que es un flujo de ingreso generado por las ventas y rendimiento de la empresa. Se tiene un gasto total de nómina anual de $617 166. Adicionalmente a los costos del personal contratado en planta es necesario destinar un costo fijo de mantenimiento preventivo utilizado para la reparación de equipos estimado mediante factores en 5 296 699,58 USD (ANEXO V). En la Tabla 5.10., se presenta el costo total fijo anual que se necesitará para la planta de coquización retardada de la empresa Repsol Ecuador S.A. En la Tabla 5.11., se presenta el resumen de los gastos de la empresa en el primer año. En la Tabla 5.12., se presentan los ingresos de venta de coque y costo unitario por tonelada procesada de crudo extra pesado, además se presenta las estimaciones de los subproductos de gas metano y gasoil que se recupera. 200 3000,00 1500,00 1500,00 1500,00 3000,00 800,00 800,00 Coordinador de planta Ingeniero de Instrumentos Ingeniero Mecánico Ingeniero Eléctrico Ingeniero de Proyectos y Mantenimiento Conductor pala mecánica Guardias 200 1100,00 Operadores de producción 750 375 375 375 750 275 Salario Mensual Bonificaciones (USD) Cargo en la planta 97,20 97,20 364,50 182,25 182,25 182,25 364,50 133,65 1097,20 1097,20 4114,50 2057,25 2057,25 2057,25 4114,50 1508,65 13166,40 13166,40 49374,00 24687,00 24687,00 24687,00 49374,00 18103,80 Aporte Total Total anual Patronal mensual por por IESS empleado empleado 800,00 800,00 3000,00 1500,00 1500,00 1500,00 3000,00 1100,00 366,00 366,00 366,00 366,00 366,00 366,00 366,00 366,00 Décimo Décimo Tercero Cuarto Tabla 5.9. Costos de la nómina de personal 30264,80 617166,00 22 Total 30264,80 111480,00 56106,00 56106,00 56106,00 111480,00 165358,40 Total Anual 2 2 2 2 2 2 2 8 Número de empleados 800,00 800,00 3000,00 1500,00 1500,00 1500,00 3000,00 1100,00 Fondo de Reserva 139 139 140 Tabla 5.10. Costos fijos Costos fijo (USD/año) Personal 617 166,00 Mantenimiento 4 396 699,57 5 013 865,57 Total Tabla 5.11. Gastos de la empresa en el primer año 5.3. Descripción Valor (USD) Nómina de Personal (Tabla 5.9) 617 166,00 Insumos (Tabla 5.8) 552 243,47 Instalación y Mantenimiento (Tabla 5.11) 4 396 699,57 Maquinaria y Equipo (Tablas 5.3, 5.4 y 5.5.) 7 327 832,61 Total 12 893 941,65 INGRESOS DE VENTAS La planta de coquización retardada tiene como producto principal el coque que dependiendo del contenido de azufre y metales tiene un valor de aproximadamente $140 la tonelada, como se muestra en la Figura 1.2. Con el coque se obtiene un ingreso anual bruto de 19 265 345,90 (USD). Adicional como productos secundarios del procesos de coquización se recupera flujos de cortes ligeros constituidos por gas metano y gasoil. Para determinar el ingreso de gas metano, se considera que la empresa Repsol Ecuador S.A., puede utilizar el gas en generadores de energía eléctrica y tendría un ahorro. El ingreso de gasoil se calculó teniendo en cuenta que al ser una combustible inestable, la empresa Repsol la mezclará con el crudo pesado entregado al Estado Ecuatoriano y aportará al ingreso por producción de petróleo. cálculos se detallan en el ANEXO V. Estos 141 Tabla 5.12. Ingresos de ventas de coque, gas metano y gasoil, costo de producción unitario (USD) por tonelada Tipo de producto Flujo de coque (kg/h) Producción anual (t/año) Precio (USD/t) Ingresos anuales por ventas (USD) Coque 15 708,86 137 609,614 140,00 19 265 345,90 Gas Metano 11 027,33 96 599,76 134,27 12 970 271,35 Gasoil 33 129,88 290 217,75 271,13 78 685 440,25 110 921 057,50 5.4. INDICADORES ECONÓMICOS DE RENTABILIDAD En Repsol para proyectos internos se maneja una tasa mínima atractiva de rendimiento (TMAR) del 19,19% la cual permite evaluar los indicadores económicos de rentabilidad según el flujo de cada detallado en el ANEXO V., se determinar un tasa interna de retorno del 24,36% lo que resalta una rentabilidad considerable para implantar el proyecto en la empresa. En la Figura 5.13., se presenta los indicadores económicos de rentabilidad. Tabla 5.13. Indicadores económicos de rentabilidad Indicadores Económicos de Rentabilidad Valor TMAR 19,19% TIR 24,36% VAN (USD) 4 298 968,71 Los dos indicadores tanto el TIR como VAN presentan valores que demuestran la rentabilidad del proyecto tanto con la producción-venta de coque y con la empresa Repsol Ecuador S.A. 142 5.5. PUNTO DE EQUILIBRIO La representación gráfica del punto de equilibrio permite visualizar que la recuperación de la inversión se obtiene en el segundo año de operación de la planta con una cantidad vendida de coque de aproximadamente 4800 toneladas. Aunque la inversión se recupera en ese lapso de tiempo, el arranque de la planta es lo primordial se tomará en cuenta que en el primer año la planta queda perfecta instalada. En la Figura 5.1., se presenta la representación gráfica del Millones Valor (USD)*E-06 punto de equilibrio para la planta de coquización retardada. 20 15 10 Costos fijos anuales 5 Costos totales 0 Ventas 0 50 100 x 10000 Producción anual de coque (t)*E-04 Millones Valor (USD)*E-06 Figura 5.1. Representación gráfica del punto de equilibrio del proyecto para la implementación de una planta de coquización retardada para la empresa Repsol Ecuador S.A. 1000 800 600 Costos fijos anuales 400 Costos totales 200 Ventas 0 0 2 4 6 Tiempo de transcurso del proyecto (años) Figura 5.2. Representación gráfica del flujo de ingresos y egresos del proyecto para la implementación de una planta de coquización retardada para la empresa Repsol Ecuador S.A. Flujo de Caja Valor residual Depreciación maquinaría y construcción Utilidad menos impuestos Impuesto a la renta (25%) Utilidad bruta Depreciación maquinaría y construcción Costos de Producción Ingresos por la venta de coque Costo de procesamiento Ingreso bruto de venta de coque Inversión Repsol Ecuador S.A. Descripción del Aporte -35 669 941,65 -35 669 941,65 Año 0 52 473 548,61 -35 669 941,65 -571 429,46 16 232 177,50 -4 058 044,37 12 174 133,12 571 429,46 52 473 548,61 -35 669 941,65 -571 429,46 16 232 177,50 -4 058 044,37 12 174 133,12 571 429,46 12 745 562,58 -58 447 508,90 -58 447 508,90 12 745 562,58 110 921 057,50 Año 2 110 921 057,50 Año 1 12 745 562,58 571 429,46 12 174 133,12 -4 058 044,37 16 232 177,50 -571 429,46 -35 669 941,65 52 473 548,61 -58 447 508,90 110 921 057,50 Año 3 12 745 500,08 571 179,46 12 174 320,62 -4 058 106,87 16 232427,50 -571 179,46 -35 669 941,65 52 473 548,61 -58 447 508,90 110 921 057,50 Año 4 Tabla 5.14. Flujo de caja para el proyecto del montaje de una planta de coquización retardada (USD) 15 541 647,39 2796147,31 571 179,46 12 174 320,62 -4 058 106,87 16 232427,50 --571 179,46 -35 669 941,65 52 473 548,61 -58 447 508,90 110 921 057,50 Año 5 142 143 144 BIBLIOGRAFÍA 1. Alboudwarej, H., Felix, J. y Taylor, S.(2006). La importancia del petróleo pesado. 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Para obtener las propiedades fisicoquímicas de interés para el diseño, se emplean análisis con base en las normas ASTM, como se presentan en la Tabla AI.1. Tabla AI.1. Resultados promedios de la caracterización física-química del crudo residual Parámetro Magnitud Unidades Densidad API (ASTM D-1298) 9,3 °API Densidad a 15 C (ASTM D-1298) 1 006 kg/m3 Agua y Sedimentos BS&W (ASTM D-96) < 0,05 %p Azufre (ASTM D-4045) 2,54 %p Carbón conradson (ASTM D-189) 16,4 %p Viscosidad cinemática (ASTM D-445) 1 038 cSt a 210 F 337 cSt a 248 F Procedimientos: Muestreo de crudo (NTE INEN 0930).- Se muestreo crudo constituido con un volumen de 1000 cm3, de cada tanque de almacenamiento de crudo que tienen una capacidad de 15000 BLS. Se aplicó el método de muestreo a través de llaves según el siguiente procedimiento: · Se abrió la llave del primer punto de muestreo conectado a 7 m del fondo en el contenedor, se dejó abierto la válvula de drenaje del toma muestra. 153 · Posteriormente se dejó fluir por la llave y el tubo hasta que alcance una temperatura y flujo estable en el sistema de muestreo. Se recolectó un aproximado de 330 ml en el envase. · Después se abrió la llave del siguiente punto de muestreo conectado a 4 m del fondo. Se dejó fluir hasta que se alcance una temperatura y flujo estable. Se recolectó 330ml en el mismo envase utilizado anteriormente. · Se abrió la llave del siguiente punto de muestreo conectado a 3 m del fondo. Se dejó fluir hasta que se alcance una temperatura y flujo estable. Se recolectó 330ml en el mismo envase utilizado anteriormente. · Se abrió la llave del siguiente punto de muestreo conectado a 1 m del fondo. Se dejó fluir hasta que se alcance una temperatura y flujo estable. Se recolectó 330ml en el mismo envase utilizado anteriormente. · Se purga el petróleo crudo de la llave y el tubo. Se los enjuaga hasta que se encuentren limpios por completo. · La muestra debe estar completa hasta el cuello de la botella, en caso contrario se la completa con el fluido del último punto de muestreo. Se tapa el envase y se los transporta al laboratorio. Como tratamiento previo a la elaboración de la caracterización de crudo, las muestras fueron tomadas del producto de la planta de deshidratación del norte (NPF) de Repsol Ecuador S.A. Con la finalidad de obtener muestras con un menor porcentaje de agua y sedimentos en su composición y que sea característico del crudo empleado en la planta de destilación primaria. 154 Densidad API (ASTM D-1298).- Este método permite la determinación de la gravedad API de petróleo crudo en el laboratorio usando un hidrómetro de vidrio, también es aplicable a productos derivados del petróleo, mezclas de petróleo y para productos líquidos con una presión de vapor (Reíd) de 179 KPa o menos. · Se ajusta la temperatura de la muestra a la ambiental del laboratorio junto con el hidrómetro y el termómetro. · Se transfirió la muestra a una probeta limpia evitando salpicaduras, para evitar la acumulación de burbujas de aire. En caso de que exista formación de burbujas de aire se recolecta las mismas en la superficie de la muestra y se las extrae con una pieza de papel filtro antes de insertar el hidrómetro. · La probeta que contiene la muestra se la ubica en posición vertical y libre de corrientes de aire, para evitar cambios drásticos de temperatura. Para asegurar una lectura confiable la temperatura del medio circundante no debe cambiar más de 2°C. · Se introduce suavemente el hidrómetro dentro de la muestra, tratando de evitar el humedecimiento del vástago por encima del nivel de inmersión. Se agita continuamente la muestra con el termómetro teniendo en consideración que el filamento de mercurio este sumergido. Se registra la medición de temperatura con un margen de error a 0.25°C. · Se presiona el hidrómetro desde dos divisiones de la escala por debajo del líquido, y luego se libera en la muestra. La parte restante del vástago del hidrómetro se debe mantener seca para que no afecte a la lectura obtenida. · Se estima la lectura de la escala del hidrómetro con un margen de error a 0.05°API. La lectura correcta del hidrómetro se considera en el punto por encima de la escala sobre el cual se levanta la muestra. Esta medición 155 requiere corrección porque los hidrómetros se encuentran calibrados para leer la superficie principal del líquido. Agua y sedimentos BS&W (ASTM D-96).- Se colocó la muestra en dos tubos de centrífuga de 50 ml de muestra, verificando la identidad de la muestra. · Se adicionó con una pipeta 50 ml de solvente y se tapó la muestra con un corcho. · Se agitó invirtiendo 10 veces la muestra para obtener una mezcla homogénea y se colocó los tubos en un baño con una temperatura de 60 ± 3 °C. · Se colocó los tubos en lados opuestos de la centrífuga y se centrifugo a 600 de fuerza centrífuga relativa por un lapso de tiempo de 10 minutos. · Se registró la lectura de sedimento y agua en conjunto, con una aproximación a 0.025 ml si el resultado es 0.1 o menos, a 0.05 ml si el resultado va de 0.1 a 1 ml, y a 0.1 ml si es mayor de 1 ml. Azufre (ASTM D-4045).- Se preparó la celda de muestra y se llenó con una profundidad mínima de 3 mm, es necesario tener en cuenta que si la muestra es viscosa es necesario calentarla, con el fin de vertirla fácilmente. · Se obtuvo dos lecturas consecutivas de la muestra en el mismo tiempo del patrón en un lapso de 300 segundos. Carbón conradson (ASTM D-189).- Armar una configuración para calentar la muestra de crudo extra pesado en un trípode con un soporte triangular compuesto 156 de alambre, un material refractario sobre este y el crisol de lámina de hierro de 0.8 mm espesor. · Tarar el crisol de porcelana para determinar 10g de la muestra de crudo extra pesado. · Colocar núcleos de ebullición para los materiales volátiles del crudo. · Ubicar el crisol de porcelana dentro del de hierro, verificando una perfecta nivelación sobre la superficie de 0.8 mm de espesor. · Tapar los crisoles y ubicar céntricamente la campana circular. · Encender el mechero de Bunsen con una llama fuerte por un lapso de tiempo de 10 minutos. El tiempo aproximado para la combustión de material volátil es de 15 minutos. Una vez que el vapor cese se reajusta la llama del mechero para alcanzar en el interior una coloración rojiza por un lapso de tiempo de 7 minutos. El análisis total puede alcanzar los 30 minutos. · Remover la llama y dar el tiempo suficiente para enfriar la estructura, una vez fría colocar el crisol de porcelana en el desecador. · Finalmente, se registra el peso de la cápsula y se calcula el residuo generado. Viscosidad cinemática (ASTM D-445).- Se utilizó la norma ASTM D-445 aplicada a líquidos opacos como el crudo residual. Para determinar la viscosidad se utilizó un viscosímetro de flujo reverso empleando el siguiente procedimiento: · Se precalentó el capilar en un horno a 60°C. · Se agitó de manera vigorosa el agitador no metálico, con el fin de desaparecer las partículas cerosas de la muestra. Se colocó una muestra 157 suficientemente representativa para llenar un vaso de 100 ml, que permite llenar dos viscosímetros. · Posteriormente, se sumergió un vaso en un baño caliente durante 10 minutos. Una vez caliente se removió el vaso y se agitó por un lapso de tiempo de 1 minuto. En el caso que la muestra presente partículas será necesario filtrarla a través de la malla 200 antes de que ingrese al viscosímetro. · Se colocó el capilar dentro del baño caliente y se dejó que se equilibre la temperatura por 10 minutos. La metodología se resume en la Figura AI.1. CARACTERIZACIÓN FÍSICO-QIÍMICA DE CRUDO RESIDUAL Muestreo de petróleo NTE INEN 0930 (1984) CARACTERIZACIÓN MUESTRAS COMPUESTAS . Densidad, Densidad Relativa, °API ASTM D-1298 BS%W Azufre %P Carbón Conradson Viscosidad Cinemática ASTM D-96 ASTM D-4294 ASTM D-189 ASTM D-445 Figura AI.1. Esquema de la metodología propuesta para la caracterización del crudo utilizado en el presente proyecto 158 Tabla AI.2. Resultados de la caracterización física-química del crudo residual para las tres muestras compuestas en tres días diferentes Parámetro Muestra 1 Muestra 2 Muestra 3 Promedio Unidades Densidad API (ASTM D-1298) 9,3 9,2 9,4 9,3 °API Densidad a 15 C (ASTM D-1298) 1 010 1 002 1 006 1 006 kg/m3 Agua y Sedimentos BS&W (ASTM D-96) < 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 %p Azufre (ASTM D-4045) 2,37 2,44 2,80 2,54 %p Carbón conradson (ASTM D-189) 16,3 16,7 16,3 16,4 %p Viscosidad cinemática (ASTM D-445) 1 028 990 1 098 1 038 cSt a 210 F 336 335 339 337 cSt a 248 F 159 ANEXO II BALANCE DE MASA Y ENERGÍA El flujo de crudo residual que se va a procesar es de 5 200 barriles/día, mediante la caracterización físico-química del fluido se determinó un rendimiento de coque de 26,24% en peso detallado posteriormente. La masa de hidrocarburos pesado que va a procesar la planta es de 36 653,93 kg/h y de nafta reprocesada 23 212,14 kg/h, como se muestra en las ecuación AII.1., y AII.2. "2eCvdR&\f = 52 00 X\eedfCv Rí\ "`\[j\2eCxei]Cv\R\ = 00 × S_*ËÌFÌCÊuÄ *\eedf X\eedfCv Rí\ × × *2Rí\ 'Ac S_*ËÌFÌCÊuÄ *\eedf × 200Ï × *2Rí\ 'Ac "( uÄ = Ï2Ï52 × 0 "( uÄ "( c = 2 2 [AII.1.] "( c [AII.2.] La capacidad total de la planta es de 59 866,07 kg/h como lo demuestra la ecuación AII.3. "zij\f = "]e&Ri2eCvdR&\f + "`\[j\2eCxei]Cv\R\ "zij\f = Ï2Ï5 [AII.3.] ^6 ^6 ^6 + 2 = 52ÏÏ0 2 - Al continuar con el proceso se encuentra la separación de cortes ligeros, agua y coque. En esta etapa se despoja con vapor todos los hidrocarburos volátiles (en el balance de energía se calcula la cantidad de vapor sobrecalentado que se necesita). La cantidad de coque producido depende de los resultados del análisis de carbón conradson mediante la ecuación AII.4. PaG38 = Ï ; LPP7M Donde: %Coque= Porcentaje de coque producido en 5 200 bpd %CCR= Porcentaje de residuo por análisis de carbón conradson [AII.4.] 160 Por lo tanto, PaG38 = Ï ; LÏM = Ï Los cortes ligeros recuperados en los tambores de coque se determinaron mediante la ecuación AII.5. ¥¦O LPA M = + 0 ; LPP7M [AII.5] Donde: %Gas (C4)= Porcentaje de metano %CCR= Porcentaje de carbono en el ensayo de carbón conradson Por lo tanto, ¥¦O LPA M = + 0 ; LÏM = A más de los cortes ligeros se recupera una corriente de gasoil en la tubería, se determinó su porcentaje mediante la ecuación AII.6. ¥¦Oa¤£ = 00 Z PaG38 Z ¥¦OLPA M [AII.6] Por lo tanto, ¥¦Oa¤£ = 00 Z Ï Z = 55 El flujo de vapor empleado en esta etapa del proceso dependerá de la capacidad de los calderos instalados en la planta de destilación primaria. Estos calderos tienen una capacidad de 300 BHP pero solo se trabajará con el 70% de su capacidad, por lo que el flujo de vapor se determinó con la ecuación AII.7. "H\xie = 002ãW/ ; "H\xie = 2 52 oH2IqJsm k ÊAË2 *2X# ; 00 = 2 52 f2H\xie c Ô62Ó¦wa £Ñ2Ó¦wa 2Ô62Ó¦wa ; = 2 5 2 02£Ñ2Ó¦wa - [AII.7] 161 El rendimiento de extracción de coque es del 26,24% y proporciona un flujo de 15 708,86 kg/h con respecto a la corriente de alimentación de crudo extra pesado como se calculó en la ecuación AII.8. "]i&C = 52ÏÏ0 "( c ; Ï = 520Ï "( c [AII.8] El rendimiento de gas metano es del 18,42% y proporciona un flujo de 11 027,33 kg/h con respecto a la corriente de alimentación de crudo extra pesado como se calculó en la ecuación AII.9. "(\v2uCj\`i = 52ÏÏ0 "( c ; = 220 "( c [AII.9] El rendimiento de extracción de gas oil es del 55,34% y proporciona un flujo de 33 129,88 kg/h con respecto a la corriente de alimentación de crudo extra pesado como se calculó en la ecuación AII.10. "(\vidf = 52ÏÏ0 "( c ; 55 = 2 "( c [AII.10] 162 ANEXO III LISTADO DE TUBERÍAS DE LOS DIAGRAMAS P&ID Tabla AIII.1. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-003 P&ID-001 Denominación N° 1 10"-HL-1101-CS300IH-3,5" 2 12"-HV-1121-CS300IH-1,5" 3 12"-HL-1122-CS300IH-1,5" 4 6"-HV-1123- CS300IH-2" 5 4"-HL-1124- CS300PP-1" 4"-HL-1124A-CS3006 PP-1" 7 4"-HL-1124B-CS300PP-1" 8 3"-HL-1125- CS300PP-1" 9 3"-HL-1125A-CS300PP-1" 10 3"-HL-1125B-CS300PP-1" 11 2"-CW-1127-CS300PP-1" 12 3"-HL-1128- CS300PP-1" 13 6"-HL-1129A-CS300IH-2" 14 6"-HL-1129B-CS300IH-2" 15 6"-HL-1129C-CS300IH-2" 16 4"-HV-1131- CS300IH-2" 17 3"-HL-1137- CS300PP-1" Servicio Hidrocarburo líquido Hidrocarburo gaseoso Hidrocarburo líquido Hidrocarburo gaseoso Hidrocarburo líquido Hidrocarburo líquido Hidrocarburo líquido Hidrocarburo líquido Hidrocarburo líquido Hidrocarburo líquido Agua Clorada Hidrocarburo líquido Hidrocarburo líquido Hidrocarburo líquido Hidrocarburo líquido Hidrocarburo gaseoso Hidrocarburo líquido Material Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Aislamiento Conservación de Calor Conservación de Calor Conservación de Calor Conservación de Calor Protección Personal Protección Personal Protección Personal Protección Personal Protección Personal Protección Personal Protección Personal Protección Personal Conservación de Calor Conservación de Calor Conservación de Calor Conservación de Calor Protección Personal Descripción Crudo pesado Gases livianos Nafta condensada Gas combustible Nafta condensada Nafta condensada Nafta condensada Nafta condensada Nafta condensada Nafta condensada Agua clorada Nafta condensada Nafta condensada Nafta condensada Nafta condensada Nafta condensada Nafta condensada 163 Tabla AIII.1. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-003 (continuación…) P&ID-001 N° Denominación Servicio Material Aislamiento Descripción 18 4"-LS-2139- CS300IH-2" Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Vapor de caldero 19 1"-PQ-3101- CS300 Productos químicos Acero al carbono No aplica Productos químicos para evitar corrosión 20 1"-PQ-3102- CS300 Productos químicos Acero al carbono No aplica Productos químicos para evitar corrosión Tabla AIII.2. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-004 P&ID-002 N° Denominación Servicio 21 4"-HL-1129-CS300IH-2" Hidrocarburo líquido Material Acero al carbono Aislamiento Conservación de Calor Descripción Diesel de producción 22 4"-HV-1130-CS300IH-2" Hidrocarburo gaseoso Acero al carbono Conservación de Calor Diesel de producción 23 4"-HL-1132-CS300IH-2" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Diesel de producción 24 4"-HL-1132ACS300-IH-2" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Diesel de producción 25 4"-HL-1132BCS300-IH-2" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Diesel de producción 26 3"-HL-1133-CS300IH-2" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Diesel de producción 27 3"-HL-1133ACS300-IH-2" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Diesel de producción 28 3"-HL-1133BCS300-IH-2" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Diesel de producción 29 2"-HL-1134-CS300PP-1" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Protección Personal Diesel de producción 30 2"-HL-1135-CS300PP-1" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Protección Personal Diesel de producción 164 Tabla AIII.2. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-004 (continuación …) 31 2”-HL-1136-CS300PP-1” Hidrocarburo líquido Acero al carbono Protección Personal 32 2"-LS-2138- CS300IH-2" Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Diesel de producción Vapor de baja presión Tabla AIII.3. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-005 P&ID-003 N° Denominación Servicio 33 8"-HL-1102-CS300IH-3,5" Hidrocarburo líquido Material Acero al carbono Aislamiento Conservación de Calor Descripción Crudo extra pesado 34 8"-HL-1102ACS300-IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 35 8"-HL-1102BCS300-IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 36 8"-HL-1103-CS300IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 37 8"-HL-1103ACS300-IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 38 8"-HL-1103BCS300-IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 39 8"-HL-1204-CS300IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 40 8"-HL-1204ACS300-IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 41 8"-HL-1204BCS300-IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 42 10"-HL-1205ACS300 Hidrocarburo líquido Acero al carbono No aplica Crudo extra pesado 43 10"-HL-1205BCS300 Hidrocarburo líquido Acero al carbono No aplica Crudo extra pesado 44 8"-HL-1206-CS300IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 45 8"-HL-1206ACS300-IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 165 Tabla AIII.3. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-005 (continuación …) 46 8"-HL-1206BCS300-IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 47 8"-HL-1206BCCS300-IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 48 8"-HL-1206CCS300-IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 49 8"-HL-1206CDCS300-IH-3,5" Hidrocarburo líquido Acero al carbono Conservación de Calor Crudo extra pesado 50 8"-LS-1206DCS300-IH-3,5" Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Vapor de baja presión Coque con agua No aplica Coque salida de los reactores Coque salida de los reactores Coque salida de los reactores Coque salida de los reactores Agua con alta presión 55 2"-GW-1215CCS300 Agua para corte de coque Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono 56 2"-GW-1215DCS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua con alta presión 57 2"-GW-1215ECS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua con alta presión 58 Agua para corte 2"-GW-1215F-CS300 de coque 4"-HV-1216-CS300- Hidrocarburo IH-3,5" gaseoso Acero al carbono Acero al carbono No aplica Conservación de Calor Agua con alta presión Recuperación de cortes ligeros 60 4"-HV-1216ACS300-IH-3,5" Hidrocarburo gaseoso Acero al carbono Conservación de Calor Recuperación de cortes ligeros 61 4"-HV-1216BCS300-IH-3,5" Hidrocarburo gaseoso Acero al carbono Conservación de Calor Recuperación de cortes ligeros 62 4"-HV-1216CCS300-IH-3,5" Hidrocarburo gaseoso Acero al carbono Conservación de Calor Recuperación de cortes ligeros 63 4"-HV-1216DCS300-IH-3,5" Hidrocarburo gaseoso Acero al carbono Conservación de Calor Recuperación de cortes ligeros 64 4"-HV-1217-CS300IH-3,5" Hidrocarburo gaseoso Acero al carbono Conservación de Calor Recuperación de cortes ligeros 51 52 53 54 59 CA-1207A-CS300 CA-1207B-CS300 CA-1207C-CS300 CA-1207D-CS300 Coque con agua Coque con agua Coque con agua No aplica No aplica No aplica No aplica 166 Tabla AIII.3. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-005 (continuación …) 65 4"-HV-1218CS300-IH-3,5" Hidrocarburo gaseoso Acero al carbono Conservación de Calor Recuperación de cortes ligeros 66 2"-HL-1126-CS300- Hidrocarburo PP-1" líquido Acero al carbono Protección Personal Crudo extra pesado 69 2"-LS-2142-CS300IH-3,5" Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor 70 2"-LS-2142ACS300-IH-3,5" Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Vapor de baja presión para reactores Vapor de baja presión para reactores 71 2"-LS-2142B- Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Vapor de baja presión para reactores Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Vapor de baja presión para reactores Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Vapor de baja presión para reactores Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Vapor de baja presión para reactores Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Vapor de baja presión para reactores Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Vapor de baja presión para reactores Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Vapor de baja presión para reactores Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Vapor de baja presión para reactores Vapor baja presión Acero al carbono Conservación de Calor Agua de Servicios Acero al carbono No aplica Vapor de baja presión para reactores Agua para llenado y enfriamiento de reactores CS300-IH-3,5" 72 2"-LS-2142CCS300-IH-3,5" 73 2"-LS-2142DCS300-IH-3,5" 74 4"-LS-2143-CS300IH-2,5" 75 4"-LS-2143ABCS300-IH-2,5" 76 4"-LS-2143ACS300-IH-2,5" 77 4"-LS-2143BCS300-IH-2,5" 78 4"-LS-2143CCS300-IH-2,5" 79 4"-LS-2143DCS300-IH-2,5" 80 2"-UW-2444CS300 167 Tabla AIII.3. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-005 (continuación …) 81 2"-UW-2444A- Agua de Servicios Acero al carbono No aplica Agua de Servicios Acero al carbono No aplica Agua de Servicios Acero al carbono No aplica CS300 82 2"-UW-2444BCS300 83 2"-UW-2444CCS300 Agua para llenado y enfriamiento de reactores Agua para llenado y enfriamiento de reactores Agua para llenado y enfriamiento de reactores Tabla AIII.4. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-006 P&ID-006 N° Denominación Servicio 85 CO-1208 Coque 86 TC-1209-CS300 88 Aislamiento No aplica 2"-TC-1211CS300 Trazas de coque con agua Trazas de coque con agua Material Acero al carbono Acero al carbono Acero al carbono 89 2"-TC-1211ACS300 Trazas de coque con agua Acero al carbono No aplica Trazas de coque recuperado 90 2"-TC-1211BCS300 Trazas de coque con agua Acero al carbono No aplica Trazas de coque recuperado 91 3"-GW-1212CS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación 92 3"-GW-1212ACS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación 93 3"-GW-1212BCS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación 94 2"-GW-1213CS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación 95 2"-GW-1213ACS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación 96 2"-GW-1213BCS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación No aplica No aplica Descripción Coque de producción Trazas de coque recuperado Trazas de coque recuperado 168 Tabla AIII.4. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-006 (continuación …) 97 3"-GW-1214CS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación 98 3"-GW-1214ACS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación 99 3"-GW-1214BCS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación 100 2"-GW-1215CS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación 101 2"-GW-1215ACS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación 102 2"-GW-1215BCS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación 103 3"-GW-1219CS300 Agua para corte de coque Acero al carbono No aplica Agua para recuperación 104 2"-TC-1220CS300 Trazas de coque con agua Acero al carbono No aplica Trazas de coque recuperado 105 2"-TC-1220ACS300 Trazas de coque con agua Acero al carbono No aplica Trazas de coque recuperado 106 2"-TC-1220BCS300 Trazas de coque con agua Acero al carbono No aplica Trazas de coque recuperado 169 ANEXO IV CATÁLOGOS DE LOS EQUIPOS Figura AIV.1. Catálogo de la bomba P-1103 A/B 170 Figura AIV.2. Catálogo de la bomba P-1201 A/B, P-1202 A/B 171 Figura AIV.3. Catálogo de la banda transportadora parte 1 172 Figura AIV.4. Catálogo de la banda transportadora parte 2 173 Figura AIV.5. Catálogo del clarificador S-1201 174 Figura AIV.6. Catálogo de la bomba hidráulica P-1204 A/B 175 ANEXO V PREFACTIBILIDAD ECONÓMICA DE LA PLANTA Cálculo del costo estimado de los reactores de coquización y el tanque de agua El costo estimado de los reactores de coquización y del tanque de agua se determinó con la ecuación AV.1., y la Figura AV.1. Ke = KS . [AV.1] Donde: Ce: Costo de compra del equipo (USD) C: Costo constante de la Figura AV.1. S: Volumen del contenedor (m3) n: Factor dependiendo del tipo de equipo Por lo tanto, P8¦¡ba = 25 ; LMSËË = 2Ï02LäVÀM Pj\`&C = 200 ; L 0MS@S = 2Ï5LäVÀM Cálculo de los costos de mantenimiento mediante los factores de lang Los costos de mantenimiento de toda la planta se determinó mediante los factores de lang establecidos en la Figura AV.2., para manejo de fluidos y sólidos, y el costo cotizado de los equipos. Por lo tanto, Pu\`j = 2 2 ÏLäVÀ M ; L05 + 05 + 05 + 0 + 005 + 0 5 + 22005 + 0M Z 2 2 Ï2LäVÀM Pu\`j = 2 25 2LäVÀ M Z 2 2 Ï2LäVÀ M = 2Ï2Ï52LäVÀM 176 Tabla AV.1. Evaluación de proyectos y costos de equipos Equipo Agitadores Hélice Turbina Calderas sobre 10 bar 10 bar a 60 bar Centrífugas Cesta horizontal Cesta vertical Compresores Centrífugos Reciprocantes Transportadores Cinturón Ancho 0,5 m Ancho 1 m Secadores Rotatorio Mortero Tamaño Unidad, S Rango de Tamaño Constante C, £ Constante C, $ Índice N poder controlador, kW 5-75 1 200 1 800 1 900 3 000 0,50 0,50 kg/h vapor (5-50)x103 70 60 120 100 0,80 0,80 Fuego de aceite o gas diámetro, m 0,5-1,0 35 000 35 000 58 000 58 000 1,30 1,00 Acero al carbono x1,7 por ss poder controlador, kW 20-500 1 160 1 600 1 920 2 700 0,80 0,80 Eléctrico Max presión 50 bar longitud, m 2-40 1 200 1 800 1 900 2 900 0,75 0,75 área, m2 5-30 2-10 21 000 4 700 35 000 3 400 0,85 0,35 Hornos Cilíndrico Caja Calor abs, kW 103-104 103-105 330 340 540 560 0,77 0,77 Reactores Enchaquetados Agitados Capacidad , m3 3-30 9 300 18 500 15 000 31 000 0,40 0,45 Tanques Proceso Verticales Horizontal Capacidad , m3 1-50 10-100 1 450 1 750 2 400 2 900 0,60 0,60 50-8 000 50-8 000 2 500 1 400 4 350 2 300 0,55 0,55 Tanque Almacenamiento Techo flotante Techo cónico Capacidad , m3 Comentario Directo Fuego a gas Acero al carbono x2,0 por ss Acero carbono Vidrio forrado x 2 por inoxidable 177 Tabla AV.2. Factores típicos para la estimación de proyectos y costos de capital Ítem Tipo de Proceso Fluidos Fluidos- Solidos solidos 1. Equipo pesado, costo total de compra. PCE PCE PCE ƒ1 Equipos de erección 0,40 0,45 0,50 ƒ2 Tuberías 0,70 0,45 0,20 ƒ3 Instrumentación 0,20 0,15 0,10 ƒ4 Eléctricos 0,10 0,10 0,10 ƒ5 Edificios, procesos 0,15 0,10 0,05 ƒ6 Utilidades 0,50 0,45 0,25 ƒ7 Almacenamientos 0,15 0,20 0,25 ƒ8 Sitio de desarrollo 0,05 0,05 0,05 ƒ9 Edificios auxiliares 0,15 0,20 0,30 PPC=PCE(1+ ƒ1+…+ ƒ9)=PCE x 3,40 3,15 2,80 ƒ10 Ingeniería y Diseño 0,30 0,25 0,20 ƒ11 Contratistas 0,05 0,05 0,05 ƒ12 Contingencia 0,10 0,10 0,10 Costos Fijos= PPC (1+ ƒ10+ ƒ11+ ƒ12)= PPC 1,45 1,40 1,35 2. Costo total físico de planta (PPC) x *Omitido para extensiones menores o sitios existentes. PPC: Costo Total Físico de Planta. PPE: Costo de equipo pesado. Cálculo estimado del costo de la energía eléctrica anual necesaria para la planta de coquización retardada (EE).- El costo de la energía eléctrica se determinó considerando el consumo diario de los generados para producir un megavatio (MW) de energía. 178 MN = 2 Ï2 öW Z h 026¦£ah8O 2Ѧ¤£ 2LäVÀ M äVÀ ; ; ; = Ï2Ï ýño 2ï Z - 26¦£ah8O 2Ѧ¤£ ¦ña Cálculo del flujo volumétrico de gas metano para a partir del flujo másico (Vgas).- El flujo volumétrico de gas metano se determinó mediante factores de conversión y la densidad del gas metano (0,656 kg/m3). V3û0 = 20 2 2"Ê 2ïV¢P/À ^6 ;2 ; "Ê - 0Ï5Ï2^6 2 - ¿(\v = 2ïV¢P/À Cálculo del ingreso anual del gas metano recuperado del proceso (Igas).- El ingreso anual neto del gas metano recuperado por el proceso de coquización retardada se determinó relacionando el gasto del consumo promedio de motores para generación eléctrica de la empresa Repsol Ecuador S.A (Repsol-Manual de Operaciones NPF, 2012, p.10) P(\v = 2ïV¢P/À ; P(\v = Ï2 Ï552LäVÀ M äVÀ = 525 52ïV¢P/À Uí¦ 525äVÀ Ï52Uí¦O äVÀ ; = 202 5 Uí¦ 2¦ña ¦ña Cálculo del ingreso anual neto con la producción de gas oil en la planta de coquización retardada (Igasoil).- El ingreso anual neto de la producción de gas oil en la planta de coquización retardada se determinó considerándolo como barriles de crudo para entrega al Estado Ecuatoriano con la tarifa de contratos petroleros acordada con la empresa Repsol Ecuador S.A., cuyo valor es de 35,95 (USD). P(\v2idf = 2 2 ^6 2- Ï52Uí¦O "Ê 2Ѧ¤£ 552LäVM ; ; ; ; ; - 2Uí¦ 2Ѧ¤£ 2¦ña 2^6 052"Ê äVÀ M P(\v2idf = 2Ï520 52L ¦ña 2 1 4 1 1 2 1 2 1 Bombas centrífugas Horno Reactores Pala Mecánica Banda Transportadora Bombas Sumidero Clarificador Bombas de alta presión Tanque de recirculación Construcciones Unidad Equipo 10,00 Tiempo de vida útil (años) 11 5000,00 12 467,45 18 900,00 8 510,00 7 500,00 750,00 35 000,00 754 795,16 2 552,20 Año 2 2 552,20 Año 3 2 552,20 Año 4 2 552,20 Año 5 1 2761,00 Valor residual (USD) 5 750,00 1 246,75 1 890,00 851,00 1 500,00 0,00 7 000,00 75 479,52 5 750,00 1 246,75 1 890,00 851,00 1 500,00 0,00 7 000,00 75 479,52 571 429,46 571 429,46 571 429,46 571 179,46 571179,46 5 750,00 1 246,75 1 890,00 851,00 1 500,00 250,00 7 000,00 75 479,52 Total 5 750,00 1 246,75 1 890,00 851,00 1 500,00 250,00 7 000,00 75 479,52 5 750,00 1 246,75 1 890,00 851,00 1 500,00 250,00 7 000,00 75 479,52 2 796 147,31 11 500,00 6 233,73 9 450,00 4 255,00 0,00 0,00 0,00 377 397,58 474 910,00 474 910,00 474 910,00 474 910,00 474 910,00 2 374 550,00 2 552,20 Año 1 20,00 10,00 10,00 10,00 5,00 3,00 5,00 10,00 4 749 100,00 10,00 25 522,00 Costo (USD) Tabla AV.3. Flujo de caja para el proyecto del montaje de una planta de coquización retardada (USD) 179 179