República Bolivariana de VenezuelaMinisterio del Poder Popular para la Defensa

Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada.Cátedra: Procesamiento de Hidrocarburos.

REFINERIAS.

Profesor (a): Bachilleres:Morelia González. Oriana Prado CI22.858.575

Alinson León CI 25.015.577Bethania Rondón CI 24.846.460

Carmín Núñez CI 25.268.631Pedro Gamboa. CI 20.547.932

Sección: D-05 7 Semestre Ing. Petróleo

 

San Tomé 25 de Marzo del año 2015.2.1 Esquema general de una refinería: Refinerías simples y complejas.

Las refinerías de petróleo son grandes plantas de producción continua y gran densidad de capital. En las refinerías se transforma el petróleo crudo en productos terminados y refinados (en especial GLP, gasolina, combustible pesado, combustible diésel, materias primas de petroquímicos, gasóleo de calefacción,

aceite combustible y asfalto) mediante (1) la separación de crudos en diferentes fracciones (cada una con un punto de ebullición y distribución de la cantidad de carbono únicos) y luego (2) el procesamiento de estas fracciones en productos terminados, mediante una secuencia de transformaciones físicas y químicas.

Representación esquemática simple de una refinería de petróleo, que resulta más útil a los fines de esta guía. Esta figura ilustra, mediante un esquema, la separación del petróleo crudo en fracciones de puntos de ebullición específicos (cantidad de carbono) en el proceso de destilación del crudo, muestra los nombres de las industrias estándar para estas fracciones de crudo, e indica los subsiguientes procesos de refinación de estos flujos para producir un tipo estándar de productos refinados terminados.

El balance de esta sección describe el esquema de clasificación estándar de las refinerías, basado en las combinaciones de los procesos de refinación que éstas emplean y, además, describe brevemente los tipos de procesos más importantes a través de los cuales las refinerías transforman el petróleo crudo en productos terminados .

La Figura 7 muestra representación esquemática compleja de una refinería de petróleo que produce una amplia variedad de combustibles de alta calidad y otros productos. Este diagrama es sólo una estimación del alcance y la complejidad de las acciones de capital de una refinería, la cantidad de unidades de proceso en una refinería típica y los subproductos que se producen en la refinería. La valoración de esta complejidad es fundamental para tener una noción básica de la industria de la refinería.

Figura 7 Diagrama de flujo de una refinería típica (muy) compleja

Muchos aspectos de las operaciones de refinación que se indican en la Figura 7 merecen una explicación. Las refinerías producen docenas de productos refinados (que varían desde los muy livianos, como el GLP, a los muy pesados, como el aceite combustible residual). Esto sucede no sólo debido a la demanda comercial de los diferentes productos, sino también por el hecho de que las propiedades del petróleo crudo y las capacidades de las refinerías imponen restricciones a los volúmenes de cualquier producto que se pueda elaborar en una refinería. Las refinerías pueden (y así lo hacen) cambiar sus operaciones de refinación para responder a los constantes cambios en el petróleo crudo y los mercados de productos, pero sólo dentro de los límites físicos determinados por las características de funcionamiento de sus refinerías y las propiedades de los petróleos crudos que procesan. Finalmente, la complejidad de las operaciones de refinación es tal que se pueden comprender y optimizar por completo, desde un punto de vista económico, sólo a través del uso de modelos matemáticos en las operaciones de las refinerías en general. Los modelos matemáticos utilizados en las operaciones de refinación son los únicos medios confiables para generar respuestas alcanzables (es decir, viables) y económicas (es decir, óptimas) para

los cambios en el ambiente mercantil y la introducción de nuevas especificaciones de productos (por lo general, más estrictas

CLASIFICACIÓN DE LAS REFINERÍAS SEGÚN SU CONFIGURACIÓN Y COMPLEJIDAD

Las características de configuración y operación de cada refinería son únicas. Están determinadas principalmente por la ubicación de la refinería, su diseño, el tipo de crudo preferido para refinación, los requisitos del mercado para los productos refinados y las especificaciones de calidad (por ejemplo, contenido de azufre) para los productos refinados. En este contexto, el término configuración denota el conjunto específico de unidades de procesos de refinación de una refinería determinada, el tamaño (capacidad de producción) de las distintas unidades, sus características técnicas destacadas y los patrones de flujo que conectan estas unidades. Si bien no existen dos refinerías con configuraciones idénticas, éstas se pueden clasificar en grupos con características similares, definidas según su complejidad. En este contexto, el término complejidad tiene dos significados. Uno de ellos es su acepción no técnica, que lo define como: intrincado, complicado, que consiste de muchas partes conectadas. El otro significado es en término específico que se usa en la industria de la refinería, que los define como: un marcador numérico que denota, respecto de una refinería en particular, la amplitud, capacidad e intensidad de capital de los procesos de refinación de la unidad de destilación del crudo desde su origen (que, por definición, tiene una complejidad de 1.0). A mayor complejidad de una refinería, mayor es la intensidad de las inversiones de capital de la refinería y su capacidad de agregar valor al petróleo crudo mediante: (1) la conversión de más fracciones de crudo pesado en productos livianos y de alto valor, y (2) la elaboración de productos livianos conforme las especificaciones de calidad más estrictas (por ejemplo, combustibles con contenido ultra bajo de azufre). En términos generales, todas las refinerías pertenecen a una de cuatro clases, que se definen según la configuración del proceso y la complejidad de la refinería, como se muestra en la Figura

Las refinerías con unidades de destilación atmosférica o topping sólo realizan la destilación del crudo y ciertas operaciones de apoyo esenciales. No tienen capacidad de modificar el patrón de rendimiento natural de los petróleos crudos que procesan. Sólo realizan el fraccionamiento del crudo en gas liviano y combustible de refinería, nafta (punto de ebullición de la gasolina), destilados (queroseno, combustible pesado, diésel y combustible de calefacción) y el aceite combustible residual o pesado. Una parte de nafta puede ser apropiada en algunos casos para la gasolina con índices de octano muy bajos. Las refinerías con unidades de destilación atmosférica no disponen de instalaciones para el control de los niveles de azufre del producto y, por ende, no pueden producir ULSF. Las refinerías con esquema de hydroskimming no sólo incluyen la destilación del crudo y los servicios de apoyo, sino también el reformado catalítico, diferentes unidades de hidrotratamiento y mezcla de productos. Estos procesos permiten (1) convertir la nafta en gasolina y (2) controlar el contenido de azufre de los productos refinados. El reformado catalítico convierte la nafta de destilación directa de modo que cumpla con las especificaciones de índices de octano de la gasolina y elabora subproductos del hidrógeno para las unidades de hidrotratamiento.

Las unidades de hidrotratamiento extraen el azufre de los productos livianos (incluida la gasolina y el combustible diésel) para cumplir con las especificaciones del producto y/o permitir el procesamiento de crudos con mayor contenido de azufre. Las refinerías con esquema de hydroskimming, comunes en las regiones con una alta demanda de gasolina, no tienen la capacidad de alterar los patrones de rendimiento natural de los crudos que procesan Las refinerías de conversión (o craqueo) incluyen no sólo todos los procesos presentes en las refinerías con esquema de hydroskimming, sino también, y lo que es más importante, el craqueo catalítico y/o hidrocraqueo. Estos dos procesos de conversión transforman las fracciones de petróleo crudo pesado (principalmente gasóleo), las cuales tienen altos rendimientos naturales en la mayoría de los petróleos crudos, en flujos de refinación liviana que se

añaden a la gasolina, combustible pesado, diésel y materias primas de petroquímicos. Las refinerías de conversión tienen la capacidad de mejorar los patrones de rendimiento natural de los crudos que procesan, según lo necesario para satisfacer las demandas de mercado de productos livianos. Sin embargo, éstas aún elaboran (ineludiblemente) productos pesados, de bajo valor, como el combustible residual y el asfalto. Las refinerías de conversión profunda (o coquización) son, según lo indica su nombre, una clase especial de refinerías de conversión. Éstas incluyen no sólo el craqueo catalítico y/o hidrocraqueo para convertir las fracciones de gasóleo, sino también la coquización. Las unidades de coquización “destruyen” la fracción del petróleo crudo más pesado y menos valioso (aceite residual) mediante su conversión en flujos más livianos que sirven como alimentación adicional a otros procesos de conversión (por ejemplo, el craqueo catalítico) y para los procesos de mejoramiento (por ejemplo, el reformado catalítico) que elaboran los productos livianos más valiosos.

Las refinerías de conversión profunda que poseen suficiente capacidad de coquización destruyen básicamente todo el aceite residual de sus crudos para refinación y los convierten en productos livianos.

En la Figura 10 se presenta un resumen de las características destacadas de los distintos tipos de refinerías y con sus patrones característicos de rendimiento del producto en los que la calidad del crudo es constante.3

2.2 Destilación fraccionada: Unidades de destilación atmosférica y vacío.

Unidad de Destilación Atmosférica o Topping

El crudo antes de ser fraccionado, debe ser acondicionado y preparado debidamente para lograr una operación eficiente. La primer etapa se lleva a cabo en los tanques de recepción.

El petróleo desgasificado que se recibe en las Refinerías, contiene impurezas que son perjudiciales para los equipos, productos y procesos. Las impurezas son :

Sales, fundamentalmente cloruros de sodio, calcio y magnesio, presente en el agua de formación que tiene el crudo, estas sales en las condiciones del proceso se hidrolizan formando ácido clorhídrico, que es altamente corrosivo y por ende sumamente perjudicial para los equipos. Oxidos de hierro, productos de la corrosión de los equipos y medios de transporte del crudo desde yacimiento, que afectan los coeficientes de ensuciamiento de equipos, calidades de productos y catalizadores. Arcilla, arena, sólidos en general, provenientes de la formación productora y lodos de perforación, estos perjudican fundamentalmente los coeficientes de ensuciamiento de los equipos y afectan la calidad de los productos residuales por alto contenido de cenizas. Compuestos organometalicos, que afectan los catalizadores de unidades de conversión, desactivándolos. Cristales de sal u óxidos en suspensión, afectando tanto los productos como los procesos catalíticos, el caso de los compuestos de sodio es específicamente perjudicial para los tubos de los hornos, ya que catalizan la formación de carbón, reduciendo la vida útil del horno por disminución del coeficiente de transferencia de calor. Para evitar o minimizar los efectos perniciosos de estas impurezas se realizan fundamentalmente tres tratamientos: Decantación en Tanques Desalado Inyección de Hidróxido de Sodio

Tanques de Almacenaje

El tratamiento en tanque, consiste en decantar el agua libre que tenga el crudo por gravedad. Por tal motivo la temperatura del tanque es muy importante en esta etapa, ya que la propiedad física que la gobierna es la viscosidad. Evidentemente a mayor temperatura menor viscosidad, y por lo tanto se mejora la velocidad de migración o decantación del agua, pero se debe tener mucha

precaución de no superar aquella temperatura que provoque corrientes convectivas, que perjudican directamente la decantación.

Para evitar perdida de hidrocarburos volátiles, los tanques poseen techos flotantes que evitan este tipo de fugas. La temperatura se controla con calefactores o serpentinas, ubicados en la parte inferior del tanque. Se usa vapor exhausto como elemento calefactor. El agua purgada, arrastra adicionalmente sólidos en suspensión.

Esta etapa se lleva a cabo básicamente con tres tanques en simultáneo, uno recibe el crudo de yacimiento, otro esta en decantación y el tercero que contiene crudo decantado es del que aspira la unidad.

El crudo "decantado" en tanques es enviado a la unidad de Topping, donde se lo precalienta con corrientes de mayor temperatura, productos terminados y reflujos circulantes, permitiendo recuperar energía calórica, en el circuito de intercambio.

El circuito de intercambio tiene como función, la recuperación de energía, generándose un gradiente térmico a lo largo del circuito, que permite minimizar el consumo de combustible en los hornos de calentamiento. Previo al horno se realizan dos operaciones de fundamental importancia, el desalado y deshidratado del petróleo, para lo cual se necesitan condiciones termodinámica especificas.

La segunda etapa de eliminación de impurezas es el desalado del crudo.

Desalado de Crudo

El propósito de este proceso, es eliminar las sales e impurezas que tienen los petróleos crudos, carga de las unidades de Topping. Los sólidos en suspensión y las sales disueltas en muy pequeñas gotas de agua, dispersas en el seno del petróleo son extraídas en los desaladores ya que es antieconómico decantarlas y eliminarlas por gravedad en los tanques de almacenamiento. (Figura siguiente).

Básicamente el proceso de desalación consiste en precalentar el crudo para disminuir la viscosidad, inyectar agua de lavado o exenta de sales, producir una mezcla intima entre ambos, contactarla con el agua residual del crudo y posteriormente separar el agua contendiendo la mayor proporción de impurezas. En definitiva se lleva acabo la disolución de las sales presentes en el crudo, generándose pequeños electrolitos (gotas), sensibles a la variaciones de un campo eléctrico.

Para lograr la mezcla se usan válvulas emulsificadoras o mezcladores estáticos. Posteriormente se lo envía a un acumulador donde se hace fluir la corriente uniformemente a través de un campo eléctrico de alto voltaje (20.000 V), generado por pares de electrodos. Las fuerzas eléctricas dentro del campo provocan que las pequeñas gotitas de agua coalezcan, formando gotas mas grandes que pueden decantar en el equipo. El crudo libre de sales (crudo desalado) sale por la parte superior del equipo.

Dosificación de Hidróxido de Sodio al Crudo

Al crudo efluente de los desaladores no se les elimina la totalidad de las sales ya que estos equipos tienen una eficiencia de desalado media del 95 %, por tal motivo se les inyecta una solución cáustica para transformar los cloruros de calcio y magnesio en cloruros de sodio. El cloruro de sodio tiene una constante de hidrólisis menor que las otras sales, por lo cual se minimiza la generación de cloruro de hidrogeno y por ende el ataque corrosivo a la unidad.

El gas cloruro de hidrogeno condensa en la zonas frías (parte superior) de la torre y en contacto con agua se forma ácido clorhídrico, el cual es altamente

corrosivo, por tal motivo es fundamental que se minimice la presencia o efectos del mismo.

El agregado de cáustico sustituye los cationes magnesio y calcio por sodio, convirtiendo la mayoría de los cloruros en cloruros de sodio, minimizándose la formación del ácido.

Cl2Mg + H2O -------------- 2ClH + MgO

C12Ca + H2O -------------- 2ClH + CaO

2ClNa + H2O -------------- 2ClH + 2NaO

Por cada molécula de sal de calcio o magnesio, se genera el doble de ácido que en caso del cloruro de sodio, por otra parte este ultimo comienza la hidrólisis en el umbral de los 300 °C, mientras que a estas temperaturas las otras dos han hidrolizado el 10% y 90 % respectivamente.

La sustitución se lleva a cabo según las siguientes reacciones.

Na OH+ C12Ca ------------- Na Cl + (HO) 2 Ca

Na OH+ C12Mg ------------ Na CL + (HO) 2 Mg

El control de la corrosión se complementa con el uso de productos químicos, a base de aminas, que permiten neutralizar el ácido y formar films protectores en las paredes de los equipos.

Destilación Atmosférica del Crudo

La destilación permite la separación de los componentes de una mezcla de hidrocarburos, como lo es el petróleo, en función de sus temperaturas de ebullición, aprovechando las diferencias de volatilidad de los mismos.

La carga parcialmente vaporizada ingresa en la zona flash o zona de carga. Los hidrocarburos vaporizados ascienden por la columna fraccionadora a través de bandejas o platos de fraccionamiento, donde se contacta íntimamente líquidos y vapores, produciéndose la transferencia de masa y calor necesaria para fraccíonar los diferentes combustibles, (ver figura N' 3 ). Estos son extraídos lateralmente mediante platos colectores y enviados a torres despojadoras, strippers, donde se ajusta el punto de inflamación de los cortes.

Unidad de Destilación al Vacío

Las unidades de Vacío, están diseñadas para operar en condiciones termodinámicas adecuadas para destilar las fracciones pesadas del crudo, sin que se produzca la descomposición térmica de los mismos. Para lograrlo se baja la presión de trabajo hasta alcanzar presiones absolutas de 20 mm Hg en la zona de carga de la columna de destilación. El Vacío es obtenido con eyectores de vapor.

(figura N° 4).

En esta unidad, la energía necesaria para vaporizar el crudo reducido es suministrada totalmente en hornos, diseñados para minimizar la perdida de carga (perdidas de presión) de modo de operar con la menor presión posible en los puntos donde se inicia la vaporización. La carga parcialmente vaporizada es enviada a la zona flash de la columna de destilación, donde se produce una corriente ascendente de vapores y otra descendente de líquidos. En estas columnas el princípío de operación es la condensación de los vapores.La torre tiene características particulares, que la diferencian de las fracionadoras atmosféricas. Los dispositivos o elementos mecánicos para producir el contacto

liquido vapor, son rellenos especiales (flexi rings, ubicados en lechos ordenados) que permiten incrementar la superficie de interface, favoreciendo la transferencia de masa (ver figura N' 5). El diámetro de la columna es diferente en zona de condensación, respecto de la zona superior o inferior de la misma.

Figura 5: FLEXIRING que permite incrementar la superficie de Interfase

La zona de condensación o fraccionamiento tiene el mayor diámetro ya que las perdidas de carga deben ser despreciables para mantener el Vacío homogéneo en la totalidad de la torre. La zona de cabeza es de diámetro menor ya que el caudal de vapores en esta zona es muy bajo debido a que los productos solo son obtenidos lateralmente y no por cabeza. El fondo de la columna tiene el menor diámetro, ya que se debe minimizar el tiempo de residencia del asfalto para evitar la descomposición térmica y formación de carbón en la torre.

El primer corte lateral producido es el Gas Oíl Liviano de Vacío, el cual es carga de la unidad de Isomax o FCC. Debido a las características del proceso Isomax (Hidrocracking) las especificaciones del productos son muy importantes, ya que se afecta fuertemente la performance de esa unidad si se daña el catalizador.

El segundo corte lateral es el Gas Oíl Pesado de Vacío, este producto intercambia calor con el crudo de la unidad de Topping y es la carga por excelencia de las unidades de Cracking Catalítico Fluido. Como parametro de calidad fundamental, al corte se le controla el contenido de Carbón Conradson, (< 0.5 %). Este parámetro afecta directamente el balance de carbón y por ende el balance de calor de esas unidades, lo que modifica la performance de las mismas.

2.3 Variables operacionales: Productos del proceso.

Variables operacionales: presión, temperatura, relación H2/HC, velocidad espacial, WHSV. Definición y significado de las condiciones operacionales. Efecto de las variables operacionales en los productos. Actividad y estabilidad del catalizador. Proceso de coquificación. Análisis de alimentación y productos.

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