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
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · 4.7 Dimensionamiento y especificaciones de los equipos propuestos (hoja de datos de los equipos) 90 4.7.1 Dimensionamiento de las tuberías 90 4.7.2
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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
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.
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ÍNDICE DE CONTENIDO
PÁGINA
RESUMEN x INTRODUCCIÓN 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 17
2.1.1 Coquización retardada 18 2.1.1.1 Materia prima 18 2.1.1.2 Calentamiento del hidrocarburo sobre el punto de craqueo 18 2.1.1.3 Coquización en los reactores (Tambores de Coque) 20 2.1.1.4 Descoquización hidráulica y cortado de coque 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 26
3.1.1 Caracterización del crudo residual 26 3.1.2 Análisis del medio ambiente expuesto a la tubería 27 3.1.3 Selección del material de construcción para las tuberías 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 37
3.3.1 Criterios de diseño evaluando el receptor de calor 38 3.3.1.1 Evaluación energética del receptor de calor 38 3.3.1.2 Selección del material y aislante que forman las paredes del
horno 46 3.3.2 Criterios de diseño evaluando la fuente de calor 47
3.3.2.1 Selección del tipo de combustible 47 3.3.2.2 Evaluación energética de la fuente de calor 50 3.3.2.3 Criterios de evaluación para los quemadores tipo cañón y del
sistema de inyección de combustible 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) 90 4.7.1 Dimensionamiento de las tuberías 90 4.7.2 Dimensionamiento de bombas 96 4.7.3 Dimensionamiento de un calentador de fuego directo 99 4.7.4 Dimensionamiento de un reactor para coquización 114
5 ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD ECONÓMICA 133 5.1 Inversiones 133 5.2 Costos variables y costos fijos 136 5.3 Indicadores económicos de rentabilidad 138 5.4 Punto de equilibrio 142
BIBLIOGRAFÍA 144
ANEXOS 151
iii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1.1. Comparación cualitativa de diferentes procesos para la valorización de crudos pesados y extra pesados 13
Tabla 1.2. 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 Tabla 3.3. 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
Tabla 3.7. 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 Tabla 4.1. Duración en horas (h) de las actividades para la extracción de
coque 75
iv
Tabla 4.2. Datos mecánicos de aceros de baja aleación bajo el código A.S.M.E. Estrés térmico(S) en psi 94
Tabla 4.3. Listado de accesorios de la tubería 8”-HL-1102-CS300-IH-
3.5”y su número de cargas de velocidad 96 Tabla 4.4. Listado de accesorios de la tubería 8”-HL-1103-CS300-IH-
3.5” 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 Tabla 4.7. 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 Tabla 5.1. 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
Tabla 5.8. Costo anual de energía eléctrica y agua 137
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 Tabla AI.1. Resultados promedios de la caracterización física-química
del crudo residual 152 Tabla AI.2. Resultados de la caracterización física-química del crudo
residual para las tres muestras compuestas en tres días diferentes 158
Tabla AIII.1. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada
P&ID-003 162 Tabla AIII.2. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada
P&ID-004 163 Tabla AIII.3. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada
P&ID-005 164 Tabla AIII.4. 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 Tabla AV.3. Flujo de caja para el proyecto del montaje de una planta de
coquización retardada (USD) 179
vi
ÍNDICE DE FIGURAS PÁGINA
Figura 1.1. 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 Figura 1.6. 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 1.9. 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
Figura 2.4. Mecanismo de la reacción de dealquilación para la formación de coque 23
Figura 2.5. Formación de coque en el interior de un reactor a una
presión de 0.48 MPa 24 Figura 2.6. 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 Figura 3.2. Análisis hidráulico de una tubería inclinada con los
parámetros expuestos en la Ecuación de Bernoulli 30 Figura 3.3. Nomograma sobre los valores de rugosidad relativa con
diversos tamaños de tuberías y materiales para su construcción 31
Figura 3.4. 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 Figura 3.12. Esquema de la alimentación de combustible (Fuel Oil)
mediante un sistema de pre-calentamiento con vapor 55
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 Figura 3.15. 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
ix
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 Figura 4.22. Esquema de cálculo para determinar la cabeza total (HB) de
la bomba P-1101 96 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 98
Figura 4.24. 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 Figura 4.28. Temperaturas de combustión para C/H=8 y según el
porcentaje (%) de exceso de aire 111 Figura 4.29. Esquema de las dimensiones de un horno y la distribución de
los tubos 112 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. 142
x
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. 142
Figura AI.1. 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
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 de destilación, para aprovechar por completo
los recursos de petróleo con un mínimo impacto 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).
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.
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Años de cotización
CRUDO WTI
CRUDO ORIENTE
CRUDO NAPO
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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
100 y 280 dólares la tonelada métrica (DMT) como se observa en la Figura 1.3.
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
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Años de cotización
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 el fin de generar combustibles de bajo
peso molecular u obtener materia prima para otro tipo de 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
(Decoster, E., 2003, p.34)
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
Densidad (API)
Pre
cio
de
l ba
rril
de
l pe
tró
leo
(U
SD
/bb
l)
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.
Figura 1.11. Distribución histórica de los métodos de conversión residual
(Gillis, D., VanWees, M. y Zimmerman, P., 2009, p.2)
Coquización 32%
Desasfaltado por solvente 4% Craqueo catalítico
19%
Hidrocraqueo 15%
Viscorreducción 30%
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
Total 174,5 47,75 160,00 235,25 617,50 (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 las unidades de coquización retardada
(Santos, A. y Silva, R, 2008, p.99).
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).
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
Ar
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 semi-
batch 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
BS&W
ASTM, D-96, Standard Test Method for Water and Sediment in
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).
. = @ABC [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.
-. = . DEFGF ; H,'(I [3.4]
J/ = . ; K ; 6 DEFGF ; H,'(I [3.5]
Donde:
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)
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;*SSST [3.6]
Donde: PQ°: Es el número de cédula /U: Presión interna (atm) V: Estrés térmico del material (atm)
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.
#$% + &$'( + )* +2WX = #,% + &,'( + )' + -. [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' Z2Y* + -[ + &,,'( [3.9]
Figura 3.5. Bomba centrífuga en configuración en succión
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
1
2
1
2
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 ; EGF ; &,'( [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 [3.11]
h = #ijk>lmáno>pq#ijrstsm [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)
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{ |}~}$} [3.15]
Donde: g: Calor transferido W/m2
Jy: Gradiente de temperatura °C �: Espesor de cada pared m
Chimenea
Apagador
Retranca
Tubos convección
Banco de choque
Tubos radiantes
Revestimiento refractario
Caja de fuego
Quemadores
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.
ge\Rd\Ri = � ; Ly(\vCvA Z y\u�dC`jCA M [3.17]
Donde: ge\Rd\Ri: Calor radiado por unidad de área (W/m2).
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
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.
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
Coraza metálica
Revestimiento
Refractario
Manta Cerámica
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
Sólidos
Naturales Madera, Carbón
Artificiales Residuos, Turbas, Lignitos,
Hullas, Antracita
Líquidos
Alcoholes Metanol, Etanol
Residuales Legías negras
Derivados del petróleo Gasolinas, Gasóleos, Fuelóleos,
Lubricantes
Gaseosos
Residuales Fuel-gas, Gas de Licuefacción
Gas natural Diferentes familias
Elaborados Gases de gasógeno, gas de
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/IRAM-IAPG
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.
Donde: g]iu�&vjd�fC: Potencia calorífica del combustible (W) geC�&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 ZZZ�2P�' + ����0 ���(2�\e�i`i 2) �W + *'�' ZZZ�2W'� + ���0 ���(2�dReó(C`i2
3) V2 + 2�' ZZ ZZZZZ� V�' + ���0 ���(2��&[eC
En el presente diseño se consideró a la corriente de gases de combustión como
fluido caliente para la sección de convección, este flujo de gases depende del tipo
de combustible y del exceso de aire para el proceso de combustión
(Walas, S., 2012, p.216). Cuando se utiliza Fuel Oil como combustible y se quiere
alcanzar una combustión completa se requiere un exceso de aire mayor en un 5-
10% 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
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
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
Contaminante
Emitido
Combustibles
Utilizado1
Valor Unidades2
Partículas Totales
Sólido 150 mg/Nm3
Líquido 150 mg/Nm3
Gaseoso No aplicable No aplicable
Óxidos de Nitrógeno Sólido 850 mg/Nm3
Líquido 550 mg/Nm3
Gaseoso 400 mg/Nm3
Dióxido de Azufre
Sólido 1650 mg/Nm3
Líquido 1650 mg/Nm3
Gaseoso No aplicable No aplicable
(DAM QS, 2015, p.8) 1 Combustibles líquidos son fósiles líquidos como el diésel, kerosene, bunker C,
petróleo crudo, naftas. 2 Unidades: mg/Nm
3 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)
Figura 3.13. Esquema básico de un atomizador tipo Y-jet para Fuel Oil (Teixeira, P., Porto, A., y Andrade, J., 2004, p.2)
Atomizador
Combustible
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
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 altura-
diámetro (H/Di), que tiene en promedio un valor de 4. Es decir que la altura del
tambor es cuatro veces su diámetro interno
(Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.14).
Una vez determinado los volúmenes de las secciones del reactor y conociendo la
relación altura-diámetro es posible determinar el diámetro y la altura del reactor
utilizando la ecuación 3.37 y 3.38.
62
À¤ = Á A;ÂÃ�;�NGdÄ [3.37]
�G> = � [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
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 S�ÌÌË;#j;ELT;ÍMÎLS�*;#jM [3.41]
Donde:
te: Espesor de la tapa torriesférica (m)
Pt: Presión total del reactor (atm)
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.
�^� = 0�0Ï ; � [3.42] �^� = � ; b8 [3.43]
Donde: �^�: Radio de esquina con base en la longitud de la tapa (m) �: Longitud de la tapa (m) �^�: Radio de esquina con base en el espesor de la tapa (m) b8: Espesor de la tapa (m)
La altura de la tapa se acoplo según el diámetro interno y la relación altura
diámetro del reactor con la ecuación 3.44.
- = GdA [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)
Figura 3.16. Dimensiones de un reactor cilíndrico de fondo cónico
hcono
67
4.
DIS
EÑ
O D
E L
A P
LA
NT
A
4.1.
D
IAG
RA
MA
S D
E B
LO
QU
ES
BF
D Y
DIA
GR
AM
A D
E F
LU
JO P
FD
Fig
ura
4.1.
Dia
gram
a de
blo
ques
del
pro
ceso
(B
FD)
68
Fig
ura
4.2.
Dia
gram
a de
Flu
jo d
el P
roce
so p
arte
1 (
PFD
)
69
Fig
ura
4.3.
Dia
gram
a de
Flu
jo d
el P
roce
so p
arte
2 (
PFD
)
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.
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.
DESTILACIÓN PRIMARIA
MEZCLADO Y CALENTAMIENTO
(HORNO)
SEPARACIÓN Y EXTRACCIÓN (REACTORES)
FILTRACIÓN (FILTRO)
CLARIFICACIÓN (CLARIFICADOR)
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.
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
Mezclado y
calentamiento
59 866,07 kg/h
Crudo residual
+nafta reprocesada
36 653,93 kg/h
Crudo residual
Mezclado y
Nafta reprocesada
23 212,4 kg/h
ada
Gases de combustión 37 024,74 kg/h
Fuel Oil 2 090,54 kg/h
Aire + exceso 34 675,69 kg/h
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.
Figura 4.6. Balance de masa en la etapa de separación y extracción de coque
Separación y
extracción 3 285,22 kg /h Flujo de vapor
227 kg /h Agua Cortes Ligeros
59 866,07 kg/h Crudo residual +nafta
15 708,86 kg/h Coque
Cortes Ligeros11 027,33 kg/h Gas C4
33 129,88 kg/h Gasoil
227 kg /h Agua
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.
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.
Figura 4.8. Balance de masa en la etapa de filtrado de agua
Filtración
Clarificación
15 708,86 kg/h Coque
Filt ción
227 kg /h Agua 15 394, 68 kg/h Coque
227 kg /h Agua
314,18 kg/h Coque
541,18 kg/h
Coque + Agua
227 kg /h Agua
314,18 kg /h Coque
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 Operación Descripción Tiempo (h)
C
Coquización
Llenado de crudo extra pesado para la reacción
de coquización
24
S
Vaporización
Cambio de flujo al reactor vacío y
vaporizado del reactor lleno
3
CO
Enfriamiento
Llenado de agua con un flujo de agua entre 150 a
180 psig
3
D
Drenado
Vaciar el reactor del agua de enfriamiento
2
DK Descoquización Cortado de coque mediante agua a presión y extracción del material
5
HT
Descabezado y Prueba
Extracción de todo el coque y prueba de las
condiciones del vástago
2
H Descabezado Limpieza total de las paredes del reactor
7
E
Espera
Espera de tiempo para el próximo llenado y
calentamiento del reactor
2
Total 48 (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, p.103)
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.
Figura 4.9. Balance de masa en la etapa de calentamiento
Mezclado y
calentamiento
59 866,07 kg/h
Crudo residual
+nafta reprocesada 36 653,93 kg/h
Crudo residual
Mezclado y
le ie
Nafta reprocesada
23 212,4 kg/h
Fuel Oil
36Te=315°C
23Te=71, 11°C Ts=515°C
2 090,54 kg/h
Gases de combustión
+n10 466 433,45 MW
77
4.5.
D
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OS
ICIÓ
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LA
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LA
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4.10
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4.13
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2
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Fig
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4.14
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Fig
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4.15
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nos
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ista
late
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2
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.
84
Fig
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4.16
. Dia
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86
Fig
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4.18
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Fig
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Fig
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4.20
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89
Fig
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4.21
. Dia
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arte
4 (
P&
ID)
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
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��052"¤h y¤8"wa2U82¤h18¡¡¤óh2LhM = �����2-
123
HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 1 Nombre del equipo: Columna Fraccionadora Fabricante: TECNA S.A.
Modelo: N/A
Material de construcción: Acero inoxidable Código: ASME VII DIV.1 Número en planta: 1
Dimensiones: Altura 12 176 mm Diámetro 1 530 mm Volumen 22,39 m3
Parámetros de diseño: Presión interna 90 psig Presión exterior vacío total Temperatura Máxima 700°F Corrosión 6,35 mm Estrés de Tracción (S) 23 630 psi 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 Fabricante: Sartorius
Modelo: 604 VCT SCP 327-40
Material de construcción: Acero inoxidable Número en planta: 1
Caudal: 35,45 m3/h Energía: 0,70 kW Cabeza Total: 145,80 m
Parámetros de diseño: Succión 3” de diámetro Descarga 1,5” de diámetro Clase 300 Voluta simple 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)
Fabricante: Thermox
Modelo:
Material de construcción: Acero inoxidable
Número en planta: 1
Temperatura de ingreso 315°C Presión 55 psig Temperatura de salida 515°C Gravedad específica 0,944 Tipo de combustible Fuel Oil Exceso de gas 15-20%
Parámetros de diseño: Calor Total MM W 10 Calor Absorbido MM W 10 Fluido Crudo Extra pesado Caída de presión 25 psi Factor de Ensuciamiento 0,0015 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) Fabricante: Sartorius
Modelo: N/A
Material de construcción: Cromo- Molibdeno código ASME VII Número en planta: 4
Dimensiones: Altura 26,84 m Diámetro 6,71 m Altura de la tapa 1,67 m Volumen de la tapa 38,57 m3 Altura del cono 5,81 m Volumen 68,48 m3
Diámetro inferior 2 m
Parámetros de diseño: Presión de diseño 7,16 atm Temperatura de trabajo 515°C Estrés de Tracción (S) 23630 psi Eficiencia de juntas (E) 0,85 Coeficiente de la tapa abovedada (K) 5 Material del reactor 2 ¼ Cromo-1 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:
α
hcono
Hlateral
Hlíquido
htapa
De
Tapa Toriesférica
De
Fondo Cónico
Cuerpo cilíndrico del reactor
127
HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 5 Nombre del equipo: Banda Transportadora de Coque Fabricante: Hong´s Belt
Modelo: RW-YY-200B
Material de construcción: Número en planta: 1
Dimensiones: Ancho: 2m
Longitud: 25 m
Parámetros de diseño: Espesor de la banda 25,4 mm 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 Fabricante: Santuarious
Modelo: Independiente
Material de construcción: Número en planta: 1
Dimensiones: Volumen: 220 m3 Largo: 10 m Ancho: 7,33 m Altura 3 m
Parámetros de diseño: Ángulo interno de la pirámide ϴ=60° Material Acero al carbono 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:
H: Altura
L: Largo
A: Ancho
ϴ
129
HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 7 Nombre del equipo: Bombas de sumidero Fabricante: Goulds pumps
Modelo: CV 3171
Material de construcción: Acero al carbono Número en planta: 1
Dimensiones: Altura 2m Ancho 0,8 m
Parámetros de diseño: Bomba de 60 hp 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 Fabricante:
Modelo:
Material de construcción: Número en planta: 1
Dimensiones: Superficie de trabajo 470-3600 ft2
Motor eléctrico de 60 HZ, 230/460 Estructura con soporte
Parámetros de diseño: 1600 GPM (0,1 m3/s) 3600 sq ft2 (260 m2) 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 Fabricante: Tecna S.A.
Modelo: Independiente
Material de construcción: A-36 Número en planta: 1
Dimensiones: Diámetro externo: 2 920 mm Altura del tanque: 3 000 mm Volumen: 20 m3
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 Fabricante: CAT PUMPS
Modelo: CAT-310
Material de construcción: Número en planta: 1
Dimensiones: Bomba 2x3 m Tubería de descarga 3/8” Tubería de succión ½”
Parámetros de diseño: Presión 155 bar Presión 2200 psi Caudal 15 min 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
(barril/día)
Costo por
volumen
(USD/barril)
Costo total
(USD)
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
quemadores (20 psi-100bpd)
1 70 000,00
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
presión
4 2 500,00
13 Manómetro después de la reguladora
de gas
4 2 500,00
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
(USD)
Costo Total
(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
Maquinaría Tiempo de operación
(h)
Potencia (kW) Consumo Energético
(kW-h)/día
Bomba de carga 24 22,37 536,88
Instrumentación del
Horno
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
distribuido
24 60,45 1450,8
Total 5 375,88
Tabla 5.8. Costo anual de energía eléctrica y agua
Servicio Consumo por año Costo unitario Costo Total (USD)