Repositorio Digital - EPN - Escuela Politécnica Nacional

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\udC`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\udC`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.
geCƒ&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 ; geCƒ&CedRi2jij\f
ge\Rd\]dó` = 0„†5 ; geCƒ&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 = ‡„…5ˆ ; ge\Rd\]dó`
[3.22]
g]i`HC]]dó`2jij\f = ‡„†5ˆ ; 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
‰´>}tŠm}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
Œ[
[3.25]
Donde:
‹: Longitud de los tubos del horno
‚[ : Área efectiva de calor (m2)
Ž: 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 ; L‹MM‘ 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&vjdfC = geCƒ&CedRi = "]iu&vjdfC ; /] ; h]
[3.28]
Donde:
g]iu&vjdfC : Potencia calorífica del combustible (W)
geCƒ&CedRi : Calor total requerido (W)
"]iu&vjdfC : 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™\ei`i
2) …W + ' ’' Z ZZ“ 2 W' ’ + š…š0 —(2›dReó(C`i2
*
—˜
3) V2 + 2 ’' Z Z Z Z Z ZZ“ V’' + š…š0 —(2Œœ&[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 ;ž]
‰]iu&vjdfC
•–0 + •„02„ ¡ah2¢38£2’¤£ —(
§
= Ÿ •…… + †„†•2„ ¡ah2¥¦O ¨˜
[3.29]
Donde:
¥™ : Flujo másico de los gases de combustión por unidad de energía (kg/h)
g]iu&vjdfC : 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&vjdfC : 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\ = 0„5‡” ; - ; 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\`ƒ&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
Ã
À¤ = Á;›NGd
›
G>
Ä
=–
A;Â
[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
S„ÌÌË;#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.
Ž^‡ = 0„0Ï ; ‹
Ž^… = ” ; b8
[3.42]
[3.43]
Donde:
Ž^‡: Radio de esquina con base en la longitud de la tapa (m)
‹: Longitud de la tapa (m)
Ž^…: 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
ѦŽŽ¤£8O 0„‡5•š•†”"Ê ‡2Uí¦
"Ê
;
;
= ”–„–5
Uí¦
‡2ѦŽŽ¤£
…–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 = 0„0”…2"'
Cálculo de la velocidad de crudo residual.- La velocidad de crudo residual se
calculó a partir de la ecuación 4.2.
3=
‰pmnls
ŒF
[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
S„SÊ'2u,
ÊA„AË2
3 = ‡0†Ï„5Ï2
"
"
= 0„”0
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
0„000‡2
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
! = 0„””š2
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
"
‡; ‡0†Ï„5 ; 0„…0”…2" ;
Ê
”Ï002O
"
0„””š2Ô6 ; "Î* ; O Î*
78 = ‡•0„5•
La rugosidad relativa se determinó a través de la Figura 3.2.
Õ
= 0„000……
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,
.=
ϖ
= 0„”5
‡•0„5•
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
-. = 0„”52 Ø
0„…0”…2"
Ö
-. = 0„5…2"
"
‡- '
×
I
- ”Ï00O ÛÞ
Ý
"
… × š„• '
O
Ü
D‡0†Ï„5Ï
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/ = 0„5…2" × ‡00Ï
"
Ô6
× š„• ' = 5‡…•„”•2/¦ = 0„052¦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
= †š„š†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 ; 0„””š2Ô6 ; "Î* ; O Î*
Ô6
‡00Ï Ê ; 0„…5–2"
"
3 = …„†•2"NO2
Entonces la rugosidad relativa se determinó a través de la Figura 3.2.
Õ
= 0„000‡•
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,
. = 0„0…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"
-. = 0„0…5 ; à
;
0„…5–2" … ; š„• "
O'
Por lo tanto,
J/ = 0„–…" ; ‡00Ï
Q
Ô6 š„•"
; ' = –‡–0„Ïš2 ' = 0„0–2¦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
= L0„5 + L• ; 0„†5M + 0„…M ; Ù
"â
0„…0”…2"
… × š„• '
O Ü
Ö
-.\]] = τ† ; ‡„–š2" = š„šš2"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 ; L0„†5M + ” ; L0„…0M + ‡M ; à
;
â
0„…5–2" … ; š„• "
O…
-.\]] = 5„”5 ; L‡Ï„ššM" = š0„š‡2"
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 = …„š–2" + ‡02" + –‡„š52" + š0„š‡2" = ‡–5„•02"
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
; ‡–5„•02" ; š•5•„•2 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
= 2”0„†…2-w
0„Ï0
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 = 0„†5
g( = Ï02000
£Ñ
°¢
å
ãyä
å
; ‡„055 ; ‡0Ê
; …„…0–Ï…
; ‡„• = ”2‡”š„š”
Ô6
°P
Ô6°P
£Ñ2°¢
ãyä
Ô6
å
‡; ”‡”š„š”
; L”‡5°P Z 5‡5°PM ;
Ô6°P
”Ï00O
g( = ‡02–ÏÏ2–””„–52
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,
ç„çë2r
é
r°ê
ç„ë2
zæ, Î'Ë°ì
ç„ççè2r
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 = šÏšÏ„5”2N"'
y* = šš5„†•°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]* = … ; L‡5" ; ‡–„–‡" ; 0„005"M ; †•–0
g]* = •„ •‡2ïå
—(
uÄ
; –Ï02
; L…Ï„‡”°P Z …5°P M
˜
—(°™
g]' = … ; L†„•0" ; ‡–„–‡" ; 0„005"M ; †•–0 uÄ ; –Ï02 —(°™ ; L…Ï„‡”°P Z …5°P M
g]' = –„ 5•2ïå
—(
˜
gzij\f = g]* + g]' = ‡”„ ”š2ïå
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* = … ; L‡5" ; ‡–„–‡" ; 0„005"M ; …Ï–5 uÄ ; šÏ02 —(°™ ; Lšš5„†•°P Z …Ï„‡”°P M
gu* = 52”…‡„ š‡2ïå
˜
—(
gu' = … ; L†„•0" ; ‡–„–‡" ; 0„005"M ; …Ï–5
gu' = …2†Ï†„”š2ïå
gzij\f = gu* + gu' = •20•š„”02ïå
—(
uÄ
; šÏ02
˜
—(°™
; Lšš5„†•°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* = … ; L‡5" ; ‡–„–‡" ; 0„005"M ; ”0‡0
ge* = …2†”š„……2ïå
—(
uÄ
; •”5
˜
—(°™
; L‡500°P Z šš5„†•°P M
103
ge' = … ; L†„•0" ; ‡–„–‡" ; 0„005"M ; ”0‡0
ge' = ‡2–…–„ –02ïå
gzij\f = gu* + gu' = –2‡Ï”„Ï…2ïå
—(
uÄ
; •”52
˜
—(°™
; L‡500°P Z šš5„†•°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 = ‡”„”š2ö÷ + •20•š„”02ö÷ + –2‡Ï”„χ2ö÷ = ‡…2…Ïτ”2ö÷
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" + … ; †„†š"M ; ÿ–”
ð ññ = ……‡–„†”2W

; L0„”–M ; 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#
S„Ì@
~pqo
k
= 52…•Ï2š†Ï„†–2
[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.

; L‡2……0A Z …5°P A M ; …2"
"2°P ÎA

= ‡…52Ï0š„–5 ; …2" = …5‡2…‡•„š2
"
Por lo tanto,
ð ûú$%&'%û = 5„φ ; ‡0ÎÌ 2
g\Cej&e\
Figura 4.26. Pérdidas de calor en Kcal/h a través de las paredes del horno
(Bonilla. O, 2001, p.41)
106
Cálculo del calor radiado del calentador de fuego directo (Q radiado).- El calor
radiado
del
calentador
de
fuego
directo
se
determinó
mediante
la ecuación 3.18.
Por lo tanto,
geCƒ&CedRi2jij\f = ‡02–ÏÏ2–””„–52 + ‡…2…ÏÏ2”002å + …2…‡–„†”2 + 2…5‡22…‡•„š2
ð %$('$%)*+2&+&û, = ……2š•Ï2‡Ï†„0•2W
Cálculo de la longitud de los tubos del horno (L).- La longitud de los tubos del
horno se determinó mediante la ecuación 3.23.- 3.24. Para el cálculo se consideró
que los tubos internos del horno tiene un diámetro de 10 pulgadas.
Por lo tanto,
‚. =
‹=
……2š•Ï2‡Ï†„0•2
= …”„š–2"'

šÏ02‡5†„”5 '
"
…”„š–2"'
= ‡–„š•2"2 - ‡52"
… ; Ò ; L0„…5–"M
Cálculo de las dimensiones de la chimenea.- La chimenea se dimensionó de
acuerdo a la metodología empleada en el sistema de tuberías, el diámetro
nominal es de 10 in y la longitud se determinó con la ecuación 4.6.
‹™ = ‡0 ; À`
Donde:
Lò: Longitud de la chimenea (m)
D. : Diámetro nominal de la chimenea (m)
Por lo tanto,
À` = 0„…5–2"
[4.6]
107
L. = ‡0 ; 0„…5–2" = …„5–2"
Cálculo del flujo másico de combustible (mcombustible).- El flujo másico de
combustible se determinó igualando el calor que requiere el horno con el calor
liberado por el combustible. Se utilizó las ecuaciones 3.18., y 3.27. Se asumió una
eficiencia de combustión del 90%.
Por lo tanto,
ôÈ+/ú'0&)ú,$ =
……2•Ï‡2š–…„š†2W ”2Ï00O …20š0„5–^6
;
=
–”2†–”2†00÷
‡; 0„š0
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' ’ + š…š0
*
'
"˜
—(2›dReó(C`i
3) V2 + 2 ’' Z Z Z Z Z ZZ“ V’' + š…š0
Rx1:
"˜
—(2™\ei`i
"˜
2
"(2Œœ&[eC
"i1í(C`i = …0š0„5–2
•–„φ2^62P
‡2^62"a£2P
^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8
;
;
‡002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8
‡…2^62P
-
"i1í(C`i = –†…0„‡Ï2
^62’'
-
;
‡2^62"a£2’'
”…2^62’'
;
‡2^62"a£2P ‡2^62"a£2’'
108
Rx2:
"i1í(C`i = …0š0„5–2
‡‡„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 = …0š0„5–2
;
^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8
”„š†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 = •…„šš2
^62’'
-
ô+2)3$.+2&+&û,2%$('$%)*+ = Ïϖτ‡†2
^62’'
-
La composición del aire se consideró en un porcentaje peso a peso el 23% de O 2
y un 77% N2.
Por lo tanto,
ôû)%$ = Ïϖτ‡†2
kÉ2O' ‡002kÉ2ýiõe
^62¦¤Ž8
;
= …•2•šÏ„–‡
…”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 = …•2•šÏ„–‡2
"(2\deC
c
; ‡„…0 = ”–2φ5„Ïš2
"(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,
¥] =
5•–0 + •L0„…M6 ; ……„•Ï2
‡0@
ïå ”Ï002O
;
O
‡- ; ^6 = Ϛ„…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™\ei`i
2) …W + ' ’' Z ZZ“ 2 W' ’ + š…š0 "(2›dReó(C`i2
*
3) V2 + 2 ’' Z Z Z Z Z ZZ“ V’' + š…š0
—˜
—˜
"(2Œœ&[eC
"™7' = …0š0„5–2
^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8
•–„φ2^62P
‡2^62"a£2P ‡2^62"a£2P’'
;
;
;
‡2^62"a£2P
‡002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8
‡…2^62P
ôì8' = ϖš0„……2
^6
P’'
-
Rx1:
;
––2^62P’'
‡2^62"a£2P’'
Rx2:
"\(&\ = …0š0„5–2
^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8
‡‡„0…2^62W
‡2^62"a£2W
;
;
‡002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8
‡2^62W
"\(&\ = …0†”„–02
^62W' ’
-
;
‡2^62"a£2W' ’
‡•2^62W' ’
;
…2^62"a£2W ‡2^62"a£2W' ’
110
Rx3:
"T7' = …0š0„5–2
;
ô98' = ‡Ï5„šš2
”„š†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
-
ϖ2^62V’'
‡2^62"a£2V’'
kÉ
SO'
h
Aire:
ô8' = Ï2ϖτ‡†2
kÉ2’'2C`je\
…02^62’' sin Ž
^62’' sin Ž
; ‡„…0 ;
= ‡25š5„0•2
h
‡002^6’'2C`je\ 2
-
ô:' = ”–2φ5„”š2
^62¦¤Ž8
††2^62Q'
^62Q'
;
= …Ï2†00„052
‡002^62¦¤Ž8
-
^62W' ’
kÉ
^6
P’' + …20†”„–02
+ ‡Ï5„šš2 SO'
h
^62’' sin Ž
^62Q'
+ ‡25š5„0•2
+ …Ï2†00„052
kÉ2Éýses2òoôþ
= ”†20…–„†–2
h
±º¹½¯½ = Ï2–š0„……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¦¤Ž8 = …0ˆ; /¡ = ‡02–50
—]\f
—(
Por lo tanto,
Para C/H =7,5 se tiene una temperatura de combustión de y™ = ‡2†50°P
Para C/H =8 se tiene una temperatura de combustión de y™ = ‡†š52°P
• Z †„Ï•
• Z †„5
=
‡2†š5°P Z ‡2†50°P ‡2†š5°P Z y™
Entonces al interpolar la temperatura para una relación C/H= 7,68 se tiene,
y™ = ‡2†Ïτ…°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 ; 20„”0–•2ô ; L‡‡5 Z 5M = 50…„š…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< = … ; †„†š2ô ; L‡–„–‡2ô + ‡52ôM + ‡–„–‡2ôL‡52ôM‘ Z 2 ‚]x
A= = •š0„5‡2ô' Z 50…„š…2"' = ”•†„5š2"'
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 = … ; L‡5 ; ‡–„–‡M"' + … ; L†„†š ; ‡–„–‡M"' + 50…„š…2"'
‚Ž = Ï5τ•‡2"' + 50…„š…2"' = ‡‡5š„†”2"'
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&vjdfC ; hzij\f
Por lo tanto,
[4.6]
Ô6
”Ï00s
= Ϛ„…Ï
; P# ; 5‡2†Ïτ…°P Z y( 6
‡h
å
Ô6
= –”2†–”2†00
; …0š0„5–2
; 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

; L‡2005„55A Z …5°P A M ; …2"
"2°P ÎA

= 5†2šÏš„…” ; …2" = ‡‡52š”•„–†2
"
ð ûú$%&'%û = 5„φ ; ‡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 = 0„000ϖ + 0„05š‡z + 0„00‡0‡z'
þ = ‡„0…5Ï + 0„–š0•z Z 0„05•z'
ò = Z0„‡–– Z 0„55…z + 0„0–0z'
Donde:
F: Factor de intercambio de las dos cámaras
?: Emisividad
z:
Aw
@Aõ
Por lo tanto,
)=
”•†„5š2"'
= 0„””–
‡‡5š„†”2"'
[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—(
= ‡2––0
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
;
= †š0„”–2"Ê
^6
‡b
š‡‡ 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 = †š0„”–2"Ê ; ‡„… = š–•„–‡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
– ; š–•„–‡
= τ†‡2"
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 = – ; τ†‡2" = …Ï„•–2"
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 =
š‡‡Ô6
" …Ï„•–2"
; š„• ' ;
= …„”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 =
0„••5 ; †„‡Ï¦b" ; τ†‡"
= 0„…Ï2"
…•00
¦b" ; 0„•5I Z L0„‡ ; †„‡Ï¦b"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,
Ž^‡ = 0„0Ï ; τ†‡2" = 0„–02"
Por lo tanto,
Ž^… = ” ; 0„…Ï2" = 0„†•2"
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.
τ†‡2"
= ‡„φ2"
–
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 = 0„5‡” ; - ; 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 = 0„5‡” ; ‡„φ2" ; Lτ†‡2"M' = ”•„5†2"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" = 5„•‡2"
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
¿¡ =
Lτ†‡2"M'
‡
;Ò;
; 5„•‡2" = ϕ„–•2"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]iƒ&C = †š0„”–2"Ê ;
…0š02^6
= ‡2Ï5‡2•‡0„Ï2^6 = ‡2Ï5‡„•‡2yah
‡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 = ‡2Ï5‡„•‡2Lyah2M ; 0„5
y¤8"wa2U82¤h18¡¡¤óh2LôinM = •…5„š052"¤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
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(Mayo 2014).
151
ANEXOS
152
ANEXO I
CARACTERIZACIÓN FÍSICA-QUÍMICA DEL CRUDO
RESIDUAL –MÉTODO ANALÍTICO
La caracterización física-química tiene como finalidad obtener la información
suficiente para el diseño del sistema de coquización retardada y definir el tipo de
coque que se va a extraer en el proceso de producción.
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
= ”Ï2Ï5”„š”2
× †”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”„š”
[AII.3.]
^6
^6
^6
+ …”2…‡…„‡–
= 5š2•Ïτ0† 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.
ˆPaG38 = ‡„Ï ; LˆPP7M
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,
ˆPaG38 = ‡„Ï ; L‡Ï„–ˆM = …Ï„…–ˆ
Los cortes ligeros recuperados en los tambores de coque se determinaron
mediante la ecuación AII.5.
ˆ¥¦O LPA M = †„• + 0„‡–– ; LˆPP7M
[AII.5]
Donde:
%Gas (C4)= Porcentaje de metano
%CCR= Porcentaje de carbono en el ensayo de carbón conradson
Por lo tanto,
ˆ¥¦O LPA M = †„• + 0„‡–– ; L‡Ï„–ˆM = ‡•„–…ˆ
A más de los cortes ligeros se recupera una corriente de gasoil en la tubería, se
determinó su porcentaje mediante la ecuación AII.6.
ˆ¥¦Oa¤£ = ‡00 Z ˆPaG38 Z ˆ¥¦OLPA M
[AII.6]
Por lo tanto,
ˆ¥¦Oa¤£ = ‡00ˆ Z …Ï„…–ˆ Z ‡•„–…ˆ = 55„”–ˆ
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
ÊA„Ë2
*2X›#
; 0„†0 = †2……†„52
f2H\xie
c
Ô62Ó¦waŽ
£Ñ2Ó¦waŽ ‡2Ô62Ó¦waŽ
;
= ”2…•5„……2
…„…02£Ñ2Ó¦waŽ
-
[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.
"]iƒ&C = 5š2•Ïτ0†
"(
c
; …Ï„…–ˆ = ‡52†0•„•Ï
"(
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 = 5š2•Ïτ0†
"(
c
; ‡•„–…ˆ = ‡‡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 = 5š2•Ïτ0†
"(
c
; 55„”–ˆ = ””2‡…š„••
"(
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,
PŽ8¦¡baŽ = –2”5š ; Lš–•„‡–MS„ËË = ‡••2Ϛ•„•02LäVÀM
Pj\`ƒ&C = …2–00 ; L…0MS„@S = ‡…2–φ„–5LäVÀM
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•”…„χLäVÀ M ; L0„–5 + 0„–5 + 0„‡5 + 0„‡ + 0„05 + 0„…5 + 220„05 + 0„‡M
Z †2”…†2•”…„χ2LäVÀM
Pu\`j = ‡‡2†…–25”…„‡•2LäVÀ M Z †2”…†2•”…„χ2LäVÀ M = –2”šÏ2Ϛš„5†2LäVÀM
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.
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MN = ‡2šš•„ …Ï2
öW Z h •026¦£ah8O
‡2ѦŽŽ¤£
†2LäVÀ M
äVÀ
;
;
;
= …Ï2ϖ”„–†
ýño
‡2ï Z - –…26¦£ah8O ‡2ѦŽŽ¤£
¦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
- 0„Ï5Ï2^6
‡‡††„‡†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…Ï”„552LäVÀ M
äVÀ
= ”525”–„šš
‡”5„‡”2ïV¢P/À
Uí¦
”525”–„ššäVÀ ”Ï52Uí¦O
äVÀ
;
= ‡…2š†02…†‡„”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‡…š„••2
^6 …–2- ”Ï52Uí¦O
"Ê
‡2ѦŽŽ¤£
”5„š52LäVM
;
;
;
;
;
- ‡2Uí¦
‡2ѦŽŽ¤£
‡2¦ña
•”–2^6 0„‡5•š•†”2"Ê
äVÀ
M
P(\v2idf = †•2ϕ52––0„…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
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