Tesis Reduccion de Azufre

I

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE TECNOLOGÍA DEL PETRÓLEO

EVALUACIÓN DEL CONTENIDO DE AZUFRE EN LAS CARGAS

Y CORRIENTES DE PROCESOS EN LA REFINERÍA ESTATAL

ESMERALDAS

TESIS DE GRADO PREVIA a la Obtención del Título de Tecnólogo de Petróleo

AUTORA

KAREN YOHANA CHILA ANGULO

DIRECTOR

ING. LUIS CALLE GUADALUPE

NOVIEMBRE - 2007

El contenido del presente trabajo se responsabiliza la autora

_________________________________

Karen Yohana Chila Angulo

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que bajo mi dirección el presente trabajo fue realizado en su totalidad por la señorita Karen Yohana Chila Angulo

_______________________________

Ing. Luís Calle Guadalupe

IV

CARTA DE LA EMPRESA

V

AGRADECIMIENTO

Agradezco a nuestro Padre Celestial Dios por ser mi guía en cada paso que doy en mi

vida, a el por la vida, la salud y por haberme dado a unos padres maravillosos.

A todas las autoridades de esta prestigiosa Universidad, al Decano, Subdecano y a cada

unos de los profesores que implantaron sus cátedras en mí.

Al director del Club Deportivo UTE Patricio Pozo por haberme permitido ser parte de

este prestigioso club, que gracias a mis condiciones deportivas obtuve mis

conocimientos académicos.

A La Refinería Estatal Esmeraldas, y a todo el personal de la misma, por haberme

permitido realizar la investigación respectiva para el desarrollo de esta tesis.

A mis amigos y amigas que siempre estuvieron conmigo en especial a Katherine mi

hermana y Laura

A mi director de tesis Ing. Luís Calle que gracias a su ayuda estoy presentando esta

importante investigación.

Gracias Ingeniero.

VI

DEDICATORIA

A mis grandiosos padres Ketty y Edison por haberme apoyado en mi formación

académica, por demostrarme lo cuan importante soy para ustedes y ustedes para mi.

A ti madrecita por ser mi luz madre, mi ejemplo de lucha a seguir.

A ti padre por inculcarme y demostrarme que la vida es de estudio que solo así

conseguiremos ser mejores.

A ustedes mis preciosos hermanos: Fabian, Katherine, Varinea y Nicol por darme su

cariño y su amor de hermanos.

Gracias mi querida familia.

VII

ÍNDICE

Responsable de Tesis……………………………………………………………... III

Certificación………………………………………………………….................... IV

Carta de la Empresa………………………………………………………………. V

Agradecimiento…………………………………………………………………… VI

Dedicatoria………………………………………………………………………... VII

Índice General…………………………………………………………………….. VIII

Índice de Figuras………………………………………………………………….. XII

Índice de Tablas…………………………………………………………………... XIII

Índice de Diagramas……………………………………………………………… XV

Índice de Anexos…………………………………………………………………. XVI

Resumen………………………………………………………………………….. XVIII

Summary……………………………...…………………………………………... XX

ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO I

1. Introducción……………………………………………….…………………… 2

1.1 Objetivo General………………………..…………..………....………….…. 2

1.1.1 Objetivo Especifico…………….……………….………...………….…. 2

1.2 Justificación……………………………………….…………..…...………... 3

1.3 Idea a Defender………………………………...……………………............. 3

1.4 Variables………………………………………….…………………………. 3

1.4.1. Variables dependientes………………………………..………………... 3

1.4.2 Variables Independientes……………………………..…………………. 3

1.5 Metodología de la investigación……………………….……….…………... 4

1.5.1 Método de Análisis………………………………….………………….. 4

VIII

1.5.1.1 Método Inductivo.………………...………………………………….. 4

1.5.1.2 Método Deductivo………………………...…………………………. 4

1.5.1.3 Método de Investigación científica………..….………….…………... 4

1.6 Técnicas de investigación…….….………………………………………........ 4

1.6.1 Revisión de Literatura……………………..…..…………………………. 5

1.6.2 Revisión de Internet….……………………..……………………………. 5

1.6.3 Análisis de Datos…………………………………………...……………..5

1.6.4 Difusión de Datos………………………………………………………... 5

1.6.5 Charlas Técnicas Informales…………………...………………………… 5

CAPÍTULO II

2. Composición del Petróleo……………………………………………………… 7

2.1. Hidrocarburos………………………………………………………………. 8

2.1.1 Clasificación de los Hidrocarburos…………………………………….... 9

2.2 Clasificación del Petróleo según su Contenido de Azufre…………............... 12

2.3 Características Físico Químicas del Petróleo…………………………….......13

2.3.1 Color…………………………………………………………………….. 13

2.3.2 Olor…………………………………………………………………....... 13

2.3.3 Densidad………………………………………………………………... 14

2.3.4 Salinidad………………………………………………………………... 14

2.3.5 Contenido de azufre…………………………………………………….. 14

2.3.6 Punto de fluidez……………………………….………………………... 14

2.3.7 Contenido de metales………………………………………….………... 15

2.3.8 Punto de ebullición…………………...…………….…………………... 15

2.3.9 Punto de congelación……………………………….………………….... 15

2.3.10 Punto de inflamación…………………………………………………... 15

2.3.11 Poder calorífico………………………………………………………… 16

IX

2.3.12 Calor específico……………………………………………………….. 16

2.3.13 Calor latente de vaporización…………………..……………………... 17

2.3.14 Viscosidad……...……………..…………….…………………………. 17

CAPÍTULO III

3. Unidades de Proceso………………………………………..….………………. 20

3.1 Desalado del Crudo………………………………..…….…….…………….. 20

3.2 Unidad de Destilación Atmosférica I y II…………..…..…………………… 23

3.3 Unidad de Destilación al Vacío I y II………………..……………...………. 25

3.4 Unidad Viscorreductora I y II…………………………………………….…. 28

3.5 Unidad de Craqueamiento Catalítico FCC…………………………...…..…. 30

3.6 Unidad de Reformación Catalítica con regeneración Continua CCR…….… 32

3.6.1 Hidrodesulfuradora de Nafta Pesada……………………………………. 33

3.6.2 Reformación Catalítica………………………………………………….. 35

3.6.3 Regeneración Continua…..………………….…………………………... 38

3.7 Hidrodesulfuradora de Diesel……………………………………………….. 39

3.8 Procesos Merox………………………………………………………………41

3.8.1 Generalidades…………………………………………………………… 41

3.8.1 Merox 100 Jet Fuel……………………………………………………. 42

3.8.2 Merox 200 Gasolina…………………………………………………... 44

CAPÍTULO IV

4. Actividades de Campo…………………………………………………………. 47

4.1 Análisis de laboratorio…………………………………………………….….. 47

X

4.1.1 Método ASTM D -287 para determinar la densidad API……………….… 47

4.1.2 Método ASTM D -4294 para determinar el contenido de Azufre………... 49

4.2 Corrientes de Entrada y Salida de cada Unidad de proceso………………….. 51

4.3 Esquema de Refinación………………………………………………………. 57

4.4 Determinación del Contenido de Azufre y Densidad Relativa de cada

una de las Entradas y Salidas de las diferentes unidades de Procesos...……... 58

4.4.1 Reporte del primer análisis de Determinación del Contenido

de azufre y densidad relativa ……………………………….……..…… 58

4.4.2 Reporte del segundo análisis de Determinación del contenido

de azufre y densidad relativa…………………………………...…….….. 62

4.4.3 Reporte del tercer análisis de determinación del contenido

de azufre y densidad relativa…………………………………………….. 66

4.4.4. Reporte del cuarto análisis de determinación del contenido

de azufre y densidad relativa………………………………………..…… 70

4.4.5 Reporte del quinto análisis de determinación del contenido

de azufre y densidad relativa……………………………………………... 74

4.5. Determinación de los flujos de entrada y salida ……………………………..78

CAPÍTULO V

5. Resultados……………………………………………………………………… 84

5.1 Requisitos NTE INEN de % de azufre de combustibles terminados y no

terminados………………………………………………………………….. 84

5.2 Resultados obtenidos en base a los análisis realizados durante nuestro

estudio……………………………………………………………………… 85

5.3 Representaciones graficas de corrientes de entrada y salidas

de los procesos……………………………………………………………… 89

5.3.1 Desaladoras C-V10 y C-V11………………………………………….. 90

XI

5.3.2 Desaladoras C-V24 y C-V25…………………………………………. 91

5.3.3 Unidad de destilación atmosférica I…………………………………... 92

5.3.4 Unidad de destilación atmosférica II………………………………….. 93

5.3.5 Unidad de destilación al vacío I……………………………………….. 94

5.3.6 Unidad de destilación al vacío II………………………………….…... 95

5.3.7 Unidad reductora de viscosidad I………………………………………96

5.3.8 Unidad reductora de viscosidad II…………………………………….. 97

5.3.9 Unidad de craqueamiento catalítico fluido FCC……………………… 98

5.3.10 Unidad hidrodesulfuradora de nafta pesada HDT…………………… 99

5.3.11 Unidad de reformación catalítica CCR………………………………. 100

5.3.12 Unidad hidrodesulfuradora de diesel HDS…………………………... 101

5.3.13 Unidad merox 100 jet fuel…………………………………………… 102

5.3.14 Unidad merox 200 gasolina………………………………………….. 103

5.4 Esquema de refinación con resultados de contenido de azufre…………… 104

CAPÍTULO VI

7. Conclusiones…………………………………………………………………… 106

7.1 Recomendaciones…………………………………………………………... 107

Anexos………………………………………………………………………….. 109

Glosario…………………………………………………………………………. 115

Citas bibliográficas……………………………………………………………... 120

Bibliografía……………………………………………………………………... 122

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig.1 Hidrocarburos parafínicos………………………………………………….. 10

XII

Fig.2 Hidrocarburos isoparafínicos………………………………………………. 10

Fig.3 Hidrocarburos olefínicos…………………………………………………… 11

Fig.4 Hidrocarburos Nafténicos…………………………………………………... 11

Fig.5 Hidrocarburos Aromáticos…………………………………………………. 11

Fig.6 Desaladoras………………………………………………………………… 22

Fig.7 Torre de destilación atmosférica.……………………………………………23

Fig.8 Reactor y generador FCC….……………………………………………….. 31

Fig. 9 Unidad hidrodesulfuradora de nafta pesada HDT…………………………. 33

Fig.10 Planta generadora de hidrógeno…………………………………………... 36

Fig.11 Reactores unidad CCR……………………………………………………. 37

Fig. 12 Hidrodesulfuradora de diese HDS….…………………………………….. 40

Fig.13 Unidad de merox 100 jet fuel……………………………………………... 44

Fig.14 Unidad de merox 200 gasolina……………………………………………. 45

Fig.15 Determinación de la densidad relativa……………………………………. 49

Fig.16 Muestras para análisis de azufre…………………………………………... 50

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla. 1 Composición elemental del petróleo….………………………………… 7

Tabla. 2 Serie de hidrocarburos………………….……………………………….. 9

Tabla. 3 Niveles máximos de contaminantes en naftas hidrotratadas……………. 35

Tabla. 4 Primer análisis unidad no catalíticas I…………………………………... 58

Tabla. 5 Primer análisis unidad no catalíticas II………………………………….. 59

Tabla. 6 Primer análisis unidad de FCC…………….……………………………. 59

Tabla. 7 Primer análisis unidad de HDT…………………………………………. 60

Tabla. 8 Primer análisis unidad de CCR………………………………………….. 60

Tabla. 9 Primer análisis unidad de HDS…………………………………………..60

Tabla. 10 Primer análisis unidad de merox 100………………………………….. 61

Tabla. 11 Primer análisis unidad de merox 200………………………………….. 61

XIII

Tabla. 12 Segundo análisis unidad no catalíticas I.…….………………………… 62

Tabla. 13 Segundo análisis unidad no catalíticas II…….....……………………… 63

Tabla. 14 Segundo análisis unidad de FCC………..……………………………... 63

Tabla. 15 Segundo análisis unidad de HDT……….……………………………... 64

Tabla. 16 Segundo análisis unidad de CCR……….……………………………… 64

Tabla. 17 Segundo análisis unidad de HDS………….…………………………… 64

Tabla. 18 Segundo análisis unidad de merox 100..………………………………. 65

Tabla. 19 Segundo análisis unidad de merox 200..………………………………. 65

Tabla. 20 Tercer análisis unidad no catalíticas I…………….……………………. 66

Tabla. 21 Tercer análisis unidad no catalíticas II….…….……………………….. 67

Tabla. 22 Tercer análisis unidad de FCC.………………………….……………... 67

Tabla. 23 Tercer análisis unidad de HDT……………………….………………... 68

Tabla. 24 Tercer análisis unidad de CCR……………………….………………... 68

Tabla. 25 Tercer análisis unidad de HDS………………………………………… 68

Tabla. 26 Tercer análisis unidad de merox 100…………………………………... 69

Tabla. 27 Tercer análisis unidad de merox 200…………………………………... 69

Tabla. 28 Cuarto análisis unidades no catalíticas I……………………………….. 70

Tabla. 29 Cuarto análisis unidades no catalíticas II.……………………………... 71

Tabla. 30 Cuarto análisis unidad de FCC………………………………………… 71

Tabla. 31 Cuarto análisis unidad de HDT…………………………………….….. 72

Tabla. 32 Cuarto análisis unidad de CCR……………………………………..….. 72

Tabla. 33 Cuarto análisis unidad de HDS………………………………………… 72

Tabla. 34 Cuarto análisis unidad de merox 100……………………………….…. 73

Tabla. 35 Cuarto análisis unidad de merox 200…………………………….……. 73

Tabla. 36 Quinto análisis unidades no catalíticas I.………………………….…… 74

Tabla. 37 Quinto análisis unidad no catalíticas II..……………………..………… 75

Tabla. 38 Quinto análisis unidad de FCC……………………………..….………. 75

Tabla. 39 Quinto análisis unidad de HDT……………………………..…………. 76

Tabla. 40 Quinto análisis unidad de CCR…………………………….………….. 76

XIV

Tabla. 41 Quinto análisis unidad de HDS…………………………………….….. 76

Tabla. 42 Quinto análisis unidad de merox 100……………………………….…. 77

Tabla. 43 Quinto análisis unidad de merox 200…………………………….……. 77

Tabla.44 Flujos unidades no catalíticas I…………………………………………. 78

Tabla. 45 Flujos unidades no catalíticas II……………………………………….. 79

Tabla. 46 Flujos unidad de FCC………………………………………………….. 79

Tabla. 47 Flujos unidad de HDT…………………………………………………..80

Tabla. 48 Flujos unidad de CCR………………………………………………….. 80

Tabla. 49 Flujos unidad de HDS………………………………………………….. 80

Tabla. 50 Flujos de unidad de merox 100………………………………………… 80

Tabla. 51 Flujos de unidad de merox 200………………………………………… 81

Tabla. 52 Normas NTE INEN……………………………………………………. 83

Tabla. 53 Resultados unidades no catalíticas I…………………………………… 85

Tabla. 54 Resultados unidad no catalíticas II….…………………………………. 86

Tabla. 55 Resultados unidad de FCC…………………………………………….. 87

Tabla. 56 Resultados unidad de HDT…………………………………………….. 87

Tabla. 57 Resultados unidad de CCR…………………………………………….. 87

Tabla. 58 Resultados unidad de HDS……………………………………………...88

Tabla. 59 Resultados unidad de merox 100………………………………………. 88

Tabla. 60 Resultados unidad de merox 200………………………………………. 88

ÍNDICE DE DIAGRAMAS

Diagr. 1 Unidad de destilación atmosférica I y II………………………………… 25

Diagr. 2 Unidad de destilación al vacío I ………………………………………... 27

Diagr. 3 Unidad de destilación al vacío II………………………………………... 28

Diagr. 4 Unidad reductora de viscosidad I y II…………………………………… 29

Diagr.5 Unidad de craqueamiento catalítico fluido FCC………………………… 32

XV

Diagr. 6 Unidad de reformación catalítica CCR……………………….…………. 39

Diagr. 7 Unidad hidrodeulfuradora de diesel HDT………………….…………… 44

Diagr. 8 Desaladora C-V10………………………………………….…………… 51

Diagr. 9 Desaladora C-V11………………………………………….…………….51

Diagr.10 Unidad de destilación atmosférica I…………………….……………… 52

Diagr.11 Unidad de Unidad de destilación al vacío I…………….………………. 52

Diagr.12 Unidad reductora de viscosidad I………………………………………. 52

Diagr.13 Desaladora C-V24……………………………………………………… 53

Diagr.14 Desaladora C-V25……………………………………………………… 53

Diagr.15 Unidad de destilación atmosférica II…………………………………… 53

Diagr.16 Unidad de destilación al vacío II……………..……………………...…. 54

Diagr.17 Unidad reductora de viscosidad II...……………………………………. 54

Diagr.18 Unidad craqueamiento catalítico fluido FCC…………………………... 54

Diagr.19 Unidad hidrodesulfuradora de nafta pesada HDT……………………… 55

Diagr.20 Unidad reformación catalítica CCR……………………………………. 55

Diagr.21 Unidad hidrodeulfuradora de diesel HDS………………………….……55

Diagr. 22 Unidad merox jet fuel………………………………………………….. 56

Diagr.23 Unidad merox gasolina…………………………………………………. 56

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1. Enfriadores……………………………………………………………... 110

Anexo 2. Intercambiadores de calor……………………………………………… 110

Anexo 3. Separador, estabilizador, despojador…………………………………... 110

Anexo 4. Horno…………………………………………………………………... 111

Anexo5. Planta generadora de hidrógeno…..…………………………………….. 111

Anexo 6. Recipiente para muestra de productos ligeros…………………………..111

Anexo 7. Recipiente para muestra de productos pesados…………………………112

Anexo 8. Plancha de calentamiento de productos pesados.………………………. 112

XVI

Anexo 9. Equipo para baño de maría………………..…………………………… 112

Anexo 10. Termohidrómetros…………………………………………………….. 113

Anexo 11. Probetas……………………………………………………………….. 113

Anexo 12. Equipo de fluorescencia de rayos x…………………………………… 113

Anexo 13. Sellador de capsula para análisis de azufre.…………………………... 114

XVII

RESUMEN

El método de evaluación del contenido de azufre en las cargas y corrientes de procesos

de La Refinería Estatal Esmeraldas es uno de los principales análisis que se debe

realizar para saber si el combustible que se esta consumiendo en el país cumple con las

debidas especificaciones.

Este análisis los realizamos en las siguientes unidades:

• Unidad de destilación atmosférica I y II

• Unidad de destilación al vacío I y II

• Unidad reductora de viscosidad I y II

• Unidad de craqueo catalítico fluido FCC

• Unidad hidrodesulfuradora de nafta pesada

• Unidad de reformación catalítica CCR

• Unidad hidrodesulfuradora de diesel HDS

• Unidad de merox 100 jet fuel

• Unidad de merox 200 gasolina

En estas unidades tomamos muestras tanto en las entradas como en las salidas de cada

una. Las muestras tomadas las llevamos al laboratorio y procedemos a realizar los

análisis tanto de densidad relativa como de azufre.

Los métodos utilizados para nuestros análisis fueron: método ASTM D-287 para

determinar la densidad API del petróleo y sus derivados, y método ASTM D-4294

utilizado para determinar el contenido de azufre por fluorescencia de rayos x.

Una vez analizados obtuvimos los respectivos resultados concluyendo que los productos

terminados tanto como la gasolina, el jet fuel, nafta pesada, liviana y el, fuel oíl se

encuentran dentro de especificaciones, pero en el caso del diesel este se encuentra fuera

XVIII

de las especificaciones ya que según la norma INEN este debe tener 0.7% de azufre y el

que analizamos en la refinería tiene 0.8% de azufre y eso se debe a que el petróleo que

llega a la refinería es de bajo grado API 23.8 y contiene 1.93% de azufre.

XIX

SUMMARY

The evaluation of the sulfur contents methods in the load and flowing of the process of

the Esmeraldas Statal Refinery is one of the principal analysis which can to realize for

know if the combustible which be consuming in the country it fulfill with the

specification .

This analysis realized in the next units.

• Atmospheric distillation units I y II

• Vacuum distillation units I y II

• Viscosity reducer units I y II

• Heavy naphtha hidrodesulfurization units

• Catalytic reformation units

• Diesel hidrodesulfurization units

• Jet fuel merox 100 units

• Gasoline merox 200 units

In these units we take sample both in the entrance as in the exits of units with one. The

sample took the carry to the laboratory and we proceed to realize the analysis both of

the specific gravity as of the sulfur.

The methods utilized was: ASTM D - 287 for determine the API density of oil an

byproducts, and the ASTM D - 4294 utilized for determine the contents by rayos x

fluorescence.

After of realize the analysis get the result and conclude that finished byproducts as

gasoline, jet fuel heavy naphtha, naphtha light and fuel oil it are inside of specification

but in the case of diesel it not fulfill with the specification.

XX

The INEN standard the diesel have to have until 0.7% sulfur and the analysis in the

refinery have 0.8% sulfur by this byproducts do not fulfill with the specification, and

this is by the oil that arrive to the refinery have to low API degree of 23.8 and sulfur

content of 1.39%

XXI

1

CAPÍTULO I

2

1. INTRODUCCIÓN

El petróleo tiene como impurezas insolubles compuestos de azufre, extrapesados como

azufre total en porcentaje de masa, que constituyen sustancias indeseables porque

causan serios problemas de corrosión y abrasión de los equipos y unidades de procesos

producto de alto porcentaje de azufre con que el petróleo esta siendo explotado.

El petróleo crudo tiene un contenido promedio de azufre que va desde 100 a 33000

ppm, y los niveles de azufre dentro de una fuente de abastecimiento de petróleo crudo

pueden variar mucho en función de la densidad.

Por ende esta gran cantidad de azufre no solamente afecta a las unidades de procesos o a

los equipos sino también a la calidad de los productos que se producen en cada una de

las unidades de la refinería, etc.

También es importante destacar que el contenido de azufre los combustibles, estos al ser

quemados emiten oxido de azufre que son considerados como contaminantes del

ambiente y en partes responsables de la lluvia ácida.

1.1 OBJETIVO GENERAL

Evaluar el rendimiento de las operaciones de las unidades de procesos de desulfuración,

y para conocer en base a las características del proceso el grado de dificultad para el

cumplimiento de los requisitos básicos del petróleo en lo referente al contenido de

azufre.

1.1.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

- Realizar el respectivo estudio de cada una de las unidades de proceso de

desulfuración.

3

- Conocer el porcentaje de azufre de entradas y salidas de las unidades de

procesos existentes en La Refinería Estatal Esmeraldas.

- Determinar la eficiencia de los procesos de hidrotratamiento e

hidrodesulfuración.

- Conocer la muestra del crudo de las entradas del desalador primera etapa y

segunda etapa.

- Determinar el azufre de cada corte o fracción.

- Realizar un esquema de refinación con contenido de azufre.

1.2 JUSTIFICACIÓN

El petróleo que llega a La Refinería Estatal Esmeraldas es cada vez más pesado con un

alto contenido de azufre por lo que es conveniente conocer la distribución de esta

impureza en las diferentes corrientes de procesos.

1.3 IDEA A DEFENDER.

Conocer el contenido de azufre que tienen las corrientes de procesos para determinar el

grado de dificultad de preparación de combustible.

1.4 VARIABLES

1.4.1 Variables Dependientes

- Porcentaje de azufre en el Petróleo

1.4.2 Variables Independientes

- Unidades de Procesos de La Refinería Estatal Esmeraldas

4

1.5 METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN

Tipo y diseño de la investigación

El desarrollo de este estudio posee un diseño Investigativo-Practico

1.5.1 Método de Análisis

Se utilizarán los siguientes métodos de investigación para la realización de esta

investigación.

1.5.1.1. Método Inductivo

Se tomarán muestras de las cargas y corrientes de las salidas de cada una las unidades

de los procesos para la determinación en el laboratorio del contenidote azufre en cada

una de ellas, utilizando normas ASTM reconocidas internacionalmente.

1.5.1.2. Método Deductivo

Se partirán de los conocimientos generales globales actualizados para buscar respuestas

a los problemas que procede el contenido de azufre en cada unidad.

1.5.1.3. Método de Investigación Científica

Este método se utilizará durante toda la investigación especialmente durante trabajos de

investigación de campo y de laboratorio.

1.6 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

Las técnicas a emplearse en este trabajo son las siguientes.

5

1.6.1 Revisión de Literatura

Para buscar la información acerca de cómo esta estructurada cada una de las unidades

de La Refinería Estatal Esmeraldas, conocer los esquemas de refinado y conocer como

cambia el porcentaje de azufre que tiene el petróleo en las diferentes corrientes de

procesos.

1.6.2 Revisión de Internet

Para buscar información acerca de la literatura que implementaremos en nuestro trabajo

de investigación.

1.6.3 Análisis de Datos

A los datos obtenidos se les analizará con un balance de materia y representaciones

gráficas con el propósito de facilitar su interpretación.

1.6.4 Difusión de Resultados

Este estudio será difundido a través de mi tesis y dejando constancia de mí trabajo en La

Refinería Estatal Esmeraldas.

1.6.5. Charlas Técnicas Informales

Con los diferentes jefes de cada área de la refinería para que nos ayuden despejando

dudas del funcionamiento de cada unidad

6

CAPÍTULO II

7

2. COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO

El petróleo es un líquido aceitoso, inflamable, con amplia variación en su viscosidad y

olor fuerte característico, cuyo color varía de amarillo a castaño rojizo oscuro o negro,

pero que normalmente exhibe una fluorescencia verdosa distintiva.

El petróleo es una mezcla de hidrocarburos e impurezas como, compuestos orgánicos de

azufre, nitrógeno, oxígeno y otros metales, en la siguiente proporción (ver tabla 1).

TABLA 1 COMPOSICIÓN ELEMENTAL DEL PETRÓLEO

Elemento (%) en Peso

Carbono 84 – 87

Hidrógeno 11 – 14

Azufre 0,04 – 5

Nitrógeno 0,1-1,5

Oxígeno 0,1 -1,5

Métales ( V, Ni, Cu ) 0,005 – 0,0015 (50 a 150 ppm)

Fuente. Manual del Curso Tyron UOP Petroecuador

Elaborado por Karen Chila Angulo

Dependiendo del número de átomos de carbono y de la estructura de los hidrocarburos

que integran el petróleo, se tienen diferentes propiedades que los caracterizan y

determinan su comportamiento como combustibles, lubricantes, ceras o solventes.

Además hay hidrocarburos con presencia de azufre, nitrógeno y oxígeno formando

familias bien caracterizadas, y presencia en menor proporción de otros elementos. Al

aumentar el peso molecular de los hidrocarburos las estructuras se hacen

verdaderamente complejas y difíciles de identificar químicamente con precisión.

8

Un ejemplo son los asfaltenos que forman parte del residuo de destilación; estos

compuestos además están presentes como coloides en una suspensión estable que se

genera por el agrupamiento envolvente de las moléculas grandes por otra cada ves

menores para constituir un todo semicontinuo.

En el petróleo también se encuentran impurezas provenientes de los yacimientos o del

transporte. Se trata de sedimento, arena, restos de herrumbre, agua y sales minerales.

Normalmente cada crudo es una mezcla de la producción que se obtiene de varios pozos

petroleros que constituyen lo que se denomina un campo, la composición varia de

campo a campo y además, cada pozo varía su composición con el tiempo. Debido a los

cambios de composición con respecto al tiempo los ensayos de más de dos años de

antigüedad pueden no representar en forma adecuada a un crudo.

2.1 HIDROCARBUROS

Los hidrocarburos son compuestos formados por diferentes combinaciones de átomos

de hidrógeno y carbono. Hay miles de posibles combinaciones de hidrógeno y carbono;

por lo tanto, hay miles de hidrocarburos diferentes. Cada hidrocarburo es una sustancia

definida que posee los hidrocarburos, es fundamental recordar los siguientes puntos:

1. Están formados de átomos de hidrógeno y carbono combinado químicamente

( o estrechamente unidos)

2. Hay miles de ellos y son diferentes.

3. Cada hidrocarburo tiene propiedades y características diferentes a las demás.

4. El petróleo es una mezcla compleja de centenares de hidrocarburos diferentes.

5. Prácticamente cada proceso de refinación de petróleo supone:

a) La separación de hidrocarburos

b) La trasformación de hidrocarburo o de un grupo de hidrocarburos en otros de

mayor valor o grado de utilización.

9

2.1.1 CLASIFICACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS

Los átomos de carbono forman el esqueleto de los hidrocarburos, su número y

disposición o arreglo determinan la clase de hidrocarburos que se tiene.

Los átomos de carbono pueden combinarse en forma de una cadena larga; en forma de

una cadena larga con ramificaciones laterales; en forma de un anillo, de dos o más

anillos, y combinaciones de cualquier de estos tipos.

Para una mejor compresión, los hidrocarburos se clasifican en series o familias, de

acuerdo con el arreglo o disposición que tiene los átomos de carbono dentro de la

molécula del hidrocarburo. Las principales series de hidrocarburos son las siguientes

(Ver tabla 2).

TABLA 2 SERIE DE HIDROCARBUROS

Nombre

General

Nombres

Equivalentes

Característica Distintivas

Parafínas Alcanos Cadenas no ramificadas de átomos de

carbono

Isoparafínas Isoalcanos Cadenas ramificadas de átomos de carbono

Olefínas Alquenos Uno o más pares de átomo de carbono

unidos por doble unión.

Cicloparafínas Cicloalquenos o

Nafténos

Tres o más átomos de carbono en forma de

anillo.

Aromáticos Árenos

Seis átomos de carbono en forma de anillo

con tres ligaduras dobles.

Fuente. Manual del Curso Tyron UOP Petroecuador

Elaborado Por Karen Chila Angulo

10

Los hidrocarburos de cualquier serie poseen propiedades similares y se comportan en

forma parecida, pero cada uno de los miembros de la serie sigue siendo diferente a los

demás.

Para mejor conocimiento de la familia de los hidrocarburos de determina que las

cadenas lineales de carbono asociadas a hidrógeno constituyen las parafinas (Ver fig.1);

cuando las cadenas son ramificadas se tienen las isoparafínas (Ver fig.2); al presentarse

dobles uniones entre los átomos de carbono se forman las olefinas (Ver fig.3); las

moléculas en las que se forman ciclos de carbono son los naftenos (Ver fig.4); y cuando

estos ciclos presentan dobles uniones alternas (anillo bencénico) se tiene la familia de

los aromáticos (Ver fig.5).

FIGURA 1 HIDROCARBUROS PARAFÍNICOS

Fuente: Manual del Curso Tyron UOP Petroecuador


FIGURA 2 HIDROCARBUROS ISOPARAFÍNICOS

Fuente: Manual del Curso Tyron Petroecuador


11

FIGURA 3 HIDROCARBUROS OLEFÍNICOS


Elaborado por: Karen Chila Angulo

FIGURA 4 HIDROCARBUROS NAFTÉNICOS



FIGURA 5 HIDROCARBUROS AROMÁTICOS



12

2.2 CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO SEGÚN SU CONTENIDO DE AZUFRE

Los componentes de azufre más significativos son los sulfuros y disulfuros que son

corrosivos y le dan un olor desagradable e indeseable.

El azufre es un producto que se encuentra en abundancia en el petróleo crudo y en el gas

natural, bajo la forma de sus principales derivados como son el ácido sulfhídrico y los

mercaptanos (hidrocarburos que contienen azufre en su estructura molecular), los cuales

se distinguen fácilmente por su fuerte olor a huevo podrido.

Estos derivados del azufre se encuentran presentes en todas las fracciones de la

destilación del crudo. Por lo tanto es necesario someter todas las fracciones, sobre todo

las de la destilación primaria, a los procesos llamados de desulfurización.

Algunas tecnologías efectúan la desulfurización de las fracciones en presencia de

hidrógeno, otras no, pero todas hacen uso de catalizadores para efectuar esta

transformación.

El azufre que se obtiene de las fracciones petroleras es de una excelente calidad. En

muchos casos la pureza alcanzada es superior a 99%, y se puede usar directamente para

fines farmacéuticos.

Es de suma importancia la eliminación de los derivados del azufre de las fracciones que

van desde el gas hasta los gasóleos pesados. Esto se debe no sólo al hecho de que el

azufre envenena los catalizadores y afecta la calidad de las gasolinas y la de los demás

combustibles, sino sobre todo porque estos productos cuando se queman con los

combustibles ocasionan problemas ecológicos muy graves.

13

2.3 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y QUÍMICAS DEL PETRÓLEO.

2.3.1 Color:

Generalmente se piensa que todos los crudos son de color negro, lo cual ha dado origen

a cierta sinonimia y calificativos: "oro negro", "más negro que el petróleo crudo". Sin

embargo por transmisión de la luz, los crudos pueden tener color amarillo pálido, tonos

de rojo y marrón hasta llegar a negro. Por reflexión de la luz pueden aparecer verdes,

amarillos con tonos azules, rojo, marrón y negro.

Los crudos pesados y extrapesados son negro casi en su totalidad. Crudos con altísimo

contenido de cera son livianos y de color amarillo; por la noche al bajar bastante la

temperatura tienden a solidificarse notablemente y durante el día, cuando arrecia el sol,

muestra cierto hervor en el tanque. El crudo más liviano o condensado llega a tener un

color blanquecino, lechoso y a veces se usa en el campo como gasolina cruda.

2.3.2 Olor:

Es característico y depende de la naturaleza y composición del aceite crudo. Los

hidrocarburos no saturados dan olor desagradable. El olor de los crudos es aromático

como el de la gasolina, del kerosene u otros derivados. Si el crudo contiene azufre tiene

un olor fuerte y hasta repugnante, como el de huevo podrido.

Si contiene sulfuro de hidrogeno, los vapores son irritantes, tóxicos y hasta mortíferos.

Para atestiguar la buena o rancia calidad de los crudos es común que la industria los

designe como dulces o agrios.

En otros aceites el olor varía, dependiendo de la cantidad de hidrocarburos livianos y de

las impurezas.

14

2.3.3 Densidad:

Es la gravedad API, esta asociada al tipo de la molécula del petróleo y por lo tanto a la

viscosidad del mismo y al tipo de productos obtenidos después de la refinación,

finalmente es el elemento que clasifica al petróleo.

2.3.4 Salinidad

Esta varía dependiendo del tipo de petróleo si es pesado tendrá mas contenido de sal y si

es liviano menos sal los cual es un factor limitante para la refinación del petróleo, ya

que genera incrustaciones y abrasiones de los equipos es así que en las refinerías

normalmente tiene un máximo de 20 libras de sal por cada 1000 bls de petróleo.

2.3.5 Contenido de azufre

Es la cantidad de azufre que se encuentra en el petróleo, este puede variar de 0,04 a 5%

Saber esto muy importante en el momento de su venta o uso debido a que generalmente

perjudica las instalaciones de las refinerías, ya que estas no están diseñadas para

soportar petróleos con alto azufre.

El azufre puede formar componentes altamente tóxicos como el sulfuro de hidrogeno

este es un componente mortal para los seres vivos y en las instalaciones esta sustancia

penetra directamente en el metal y lo debilita de tal forma que lo puede destruirse.

2.3.6 Punto de fluidez

Es la temperatura mínima a la cual un petróleo fluye a presión atmosférica y esta

directamente relacionada con la estructura molecular del fluido y su viscosidad y se

expresa en grado de temperatura.

15

2.3.7 Contenido de metales

Debido a su densidad y viscosidad los petróleos pueden retener apreciables cantidades

de sales de metales en suspensión siendo los más comunes el níquel y el vanadio los

cuales no son deseados en el momento de la refinación del petróleo porque envenenan

los catalizadores, estos son sustancias normalmente muy costosas que ayudan acelerar

las reacciones que ocurren sin intervenir en ellas.

El contenido de estos metales se miden en ppm, normalmente estos metales se quedan

en los residuos.

2.3.8 Punto de ebullición:

Temperatura a la cual el petróleo pasa de líquido a gas.

En los hidrocarburos no es constante, debido a sus constituyentes varía algo menos que

la temperatura atmosférica hasta la temperatura igual o por encima de 300 ºC.

2.3.9 Punto de congelación:

Es la temperatura a partir de la cual el petróleo o sus derivados pierden por completo su

característica de movilidad y se congelan.

En los Hidrocarburos varía desde 15,5 ºC hasta la temperatura de -45 ºC. Depende de

las propiedades y características de cada crudo o derivado. Este factor es de importancia

al considerar el transporte de los hidrocarburos.

2.3.10 Punto de inflamación:

El punto de inflamación es la temperatura a la cual el combustible, al ser calentado

puede producirse la inflamación por un foco exterior, comienza a presentar por primera

vez una llama corta.

16

Cuanto menor sea el punto de inflamación de un producto, es más inflamable y por ende

más peligroso. En el petróleo este varía desde -12 ºC hasta 110 ºC. Reacción vigorosa

que produce calor acompañado de llamas y/o chispas.

2.3.11 Poder calorífico:

La unidad que se emplea para medir la cantidad de calor desarrollada en la combustión

se la denomina poder calorífico.

Se entiende por poder calorífico de un combustible, la cantidad de calor producida por

la combustión completa de un kilogramo de sustancia. Tal unidad se la mide en cal/g de

combustible. Si la cantidad de combustible que se quema es un mol, el calor

desprendido recibe el nombre de efecto térmico.

El poder calorífico puede ser entre 8500 a 11350 calorías/gramo. Y en BTU/libra entre

15350 a 22000. (BTU es la unidad térmica británica).

2.3.12 Calor específico:

Se refleja como la cantidad de calor que puede requerir el petróleo al momento de ser

calentado, dependiendo este calor de la composición molecular del petróleo y del

número de enlaces carbónicos asociados a las moléculas y se expresa en BTU (Unidad

Térmica Británica)

En el Sistema Internacional de unidades, el calor específico se expresa en julios por

kilogramo y kelvin; en ocasiones también se expresa en calorías por gramo y grado

centígrado. El calor específico del agua es una caloría por gramo y grado centígrado, es

decir, hay que suministrar una caloría a un gramo de agua para elevar su temperatura en

un grado centígrado.

En los hidrocarburos varía entre 0,40 y 0,52. El promedio de la mayoría de los crudos es

de 0,45. Es la relación de cantidad de calor requerida para elevar su temperatura un

17

grado respecto a la requerida para elevar un grado la temperatura de igual volumen o

masa de agua.

2.3.13 Calor latente de vaporización:

El cambio de fase de líquido a vapor se llama vaporización y la temperatura asociada

con este cambio se llama punto de ebullición de la sustancia.

El calor latente de vaporización de una sustancia es la cantidad de calor por unidad de

masa que es necesario para cambiar la sustancia de líquido a vapor a la temperatura de

ebullición.

Cuando cambiamos la dirección de la transferencia de calor y ahora se quita calor, el

vapor regresa a su fase líquida, a este proceso se le llama condensación, el calor de

condensación es equivalente al calor de vaporización.

Para la mayoría de los hidrocarburos parafínicos y metilenos acusa entre 70 a 90

kilocalorías/kilogramo ó 130 a 160 BTU/libra.

2.3.14 Viscosidad:

La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos en los

aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La

viscosidad, que indica la resistencia que opone el crudo al flujo interno, se obtiene por

varios métodos y se le designa por varios valores de medición. El poise o centipoise

(0,01 poises) se define como la fuerza requerida en dinas para mover un plano de un

centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área y separado un centímetro de

distancia entre sí y con el espacio relleno del líquido investigado, para obtener un

desplazamiento de un centímetro en un segundo. La viscosidad de los crudos en el

yacimiento puede tener 0,2 hasta más de 1000 centipoise. Es muy importante el efecto

de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie,

especialmente concerniente a crudos pesados y extrapesados.

18

- Viscosidad relativa: es la relación de la viscosidad del fluido respecto a la del agua.

A 20 ºC la viscosidad del agua pura es de 1002 centipoise.

- Viscosidad cinemática: es equivalente a la viscosidad expresada en centipoises

dividida por la densidad relativa, a la misma temperatura. Se designa en stokes o

centistokes.

- Viscosidad Universal Saybolt: representa el tiempo en segundos para que un flujo

de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio,

debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido

a temperatura constante.

19

CAPÍTULO III

20

3. UNIDADES DE PROCESOS

Son las unidades que se encargan del proceso de refinamiento del petróleo para la

obtención de sus derivados.

Las Unidades de proceso de La Refinería Estatal Esmeraldas destinadas para el

desarrollo de nuestro estudio son las siguientes:

- Dos unidades de destilación atmosférica de 55000bpd cada una.

- Una unidad de destilación al vacío de 29400 bpd.

- Una unidad de destilación al vacío de 15900 bpd diseñada para preparar la carga

para la planta de base de lubricantes construida frente a la refinería.

- Dos unidades Reductoras de Viscosidad de 15750 bpd cada una.

- Una unidad de Craqueamiento Catalítico Fluido (FCC) de 18000 bpd.

- Unidad de tratamiento Merox 100 para Jet Fuel de 15000 bpd

- Unidad de tratamiento Merox 200 para gasolina de 11000 bpd

- Una unidad Hidrodesulfuradora de Nafta Pesada HDT de 13000 bpd.

- Una unidad de reformación Catalítica con Regeneración Continua (CCR) de

10000 bpd.

- Una Unidad Hidrodesulfuradora de Diesel HDS de 24500 bpd.

En nuestro estudio no vamos a tomar en cuenta los gases por tener dificultades con este

tipo de producto ya que es peligroso el muestreo, motivo por el cual no consta en la lista

la Unidad Merox 300 de gas licuado del petróleo LPG.

3.1 DESALADO DEL CRUDO.

Prácticamente todo petróleo contiene agua, sal y sedimentos, dependiendo del área de la

cual es explotado y también de los métodos de manipuleo y transporte a que es

sometido antes de llegar a los tanques de almacenamiento de refinería.

21

El contenido de sal se reporta normalmente en libras (cloruro de sodio) por miles de

barriles de crudo (1bs/1000bls). El rango del contenido de sal puede variar desde cero

hasta aproximadamente 1000 libras. Sin embargo el contenido esta normalmente en el

rango de 10 a 200 lbs/1000 bls.

En adicción a la salmuera que hay en el crudo proveniente del pozo, el petróleo puede

contaminarse con sal del agua cuando es transportado en buques-tanques.

El agua a menudo se mezcla con el petróleo durante el embarque y se emulsiona con el

crudo cuando éste es bombeado a los tanques de almacenamiento en los terminales

correspondientes.

Otra fuente de contaminación de crudo con sal son las tuberías de recolección y

transporte, los fondos de los tanques de almacenamiento donde se acumula

frecuentemente agua y sal. Es difícil disponer de petróleo libre de sal y siempre se

recibirá crudo en refinería con mezclas de sal y agua. Es muy conocido que la sal y agua

en el crudo causan problemas.

La refinería más eficiente diseñada estará sometida a corrosión y pérdidas de tiempos de

operación, si el equipo de desalado no funciona en forma continua.

Consecuentemente la separación de crudo, sal y otras impurezas ha sido uno de los

mayores problemas que tiene una refinería.

Para el proceso de desalación, según el Ing. Fredy Guzmán (1), el crudo almacenado en

tanques que viene del oriente es previamente calentado ganando calor del producto del

tope de la columna por intermedio de intercambiador de calor (Ver anexo 2), para luego

pasar al deseador electrostático (Ver fig.6), el cual posee un campo eléctrico de alto

voltaje (16000 – 3000 voltios) lo cual este campo electrostático lo que hace es atrapar

la sal que se mezcla con el agua que ingresa a lavar al petróleo. Este atrapa la sal

presente en el petróleo y por medio de su campo eléctrico y hace que estas calezcan

produciendo la separación de la salmuera presente en petróleo.

22

El crudo libre de sal (crudo desalado) sale por la parte superior del equipo. La

coalescencia de las gotas en el desolador es provocada por fuerzas eléctricas generadas

entre las gotas de agua. El campo eléctrico induce a que las pequeñas gotas se

conviertan en dipolos eléctricos, que interactúan entre si generándose atracciones entre

las gotitas agrupándose en gotas mayores, que pueden decantar por gravedad. El efecto

del campo alternativo hace que las gotas se muevan o vibren en fase con el campo, lo

que favorece la coalescencia de las gotas.

En el caso de la unidad de crudo I, el crudo carga ingresa a las desaladoras C-V10 y

C-V11. Y en el caso de la unidad de crudo II, ingresa a la desaladoras C-V24 y C-V25.

Luego de ya estar el crudo carga desalado ingresa a la fraccionadora llamada también

destilación atmosférica.

FIGURA 6 DESALADORAS

Fuente: Refinería estatal Esmeraldas Petroindustrial


23

3.2 UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA I y II

Todos los procesos de refinación nos llevan a la separación de la mezcla de

hidrocarburos en compuestos individuales o grupos de compuestos de uso industrial, el

método más generalizado para efectuar esta separación es la destilación o

fraccionamiento realizada en la torre de destilación atmosférica (Ver figura7), que

depende de las temperaturas de ebullición de los componentes, aprovechando las

diferencias de volatilidad de los mismos, ejemplo una mezcla de dos líquidos, cuando se

calienta hasta el punto de ebullición produce normalmente vapor en mayor proporción

del líquido con punto de ebullición más bajo.

Las variables en el proceso de destilación son la presión, la temperatura, la

composición, cantidades y densidades de cada fase (vapor –líquido), al referirnos a la

presión, las separaciones de las fracciones características del crudo resultan eficaces y

con costo más bajo cuando tiene lugar en dos etapas: primero fraccionando la totalidad

del petróleo a la presión atmosférica.

FIGURA 7 TORRE DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA

Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


24

La Refinería Estatal Esmeraldas cuenta con dos unidades gemelas de 55,000 bpd de

capacidad cada una. Dos trenes de intercambiadores de calor permiten aprovechar el

calor de los productos obtenidos de la torre para precalentar el petróleo crudo y reducir

la carga calórica que proporciona el horno (Ver anexo 4).

A una temperatura de 350º C, entra el petróleo a la torre de destilación atmosférica de

40 m de altura, 4 m de diámetro y 40 platos, a una presión ligeramente superior a la

atmosférica 0.4 kg/cm², en la que las fracciones se separan en base a las diferentes

curvas de ebullición obteniéndose por la parte superior gases, gas licuado de petróleo y

gasolinas; lateralmente los productos de salida son: nafta liviana, nafta pesada, kerosene

o jet fuel y diesel (Ver figura 8).

El propósito de la nafta circulante es extraer calor de la torre para controlar el perfil de

temperaturas, de manera que en la parte superior de la torre se mantiene una

temperatura de 110º C que se va incrementando conforme se desciende a los platos

inferiores, hasta unos 355º C en el fondo.

Por el fondo de la torre se extrae el crudo reducido que se elimina a la unidad de vacío.

25

DIAGRAMA 1 UNIDAD DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA I Y II



3.3 UNIDAD DE DESTILACIÓN AL VACÍO I Y II

El residuo que sale del fondo de la torre de destilación atmosférica ingresa a esta unidad

cuyo propósito es maximizar la producción de combustibles ligeros del crudo, la

destilación del crudo reducido es producida a una baja presión para minimizar la

temperatura requerida en la destilación y así evitar la descomposición térmica.

El objetivo de hacer vacío es permitir la evaporación de fracciones mas pesadas que el

diesel. Estas fracciones requerirían temperaturas mayores a 350º C para evaporarse en

la torre de destilación atmosférica, sin embargo sobre esta temperatura el petróleo

comienza a descomponerse térmicamente por lo que no es posible la separación de estas

fracciones. La presión de vacío es de alrededor de 40mm Hg.

26

La torre tiene características particulares, que la diferencian de las fraccionadoras

atmosféricas. Los dispositivos o elementos mecánicos para producir el contacto líquido

vapor, son rellenos especiales ubicados en lechos ordenados que permiten incrementar

la superficie de interface, favoreciendo la transferencia de masa.

El diámetro de la columna es diferente en zona de condensación, respecto de la zona

superior o inferior de la misma. La zona de condensación o fraccionamiento tiene el

mayor diámetro ya que las pérdidas de carga deben ser despreciables para mantener el

vacío homogéneo en la totalidad de la torre. La zona de cabeza es de diámetro menor ya

que el caudal de vapores en esta zona es muy bajo debido a que los productos solo son

obtenidos lateralmente y no por cabeza. El fondo de la columna tiene el menor

diámetro, ya que se debe minimizar el tiempo de residencia del asfalto para evitar la

descomposición térmica y formación de carbón en la torre.

La Refinería Estatal Esmeraldas, está equipada con una Unidad de Destilación al

Vacío I, diseñada para procesar 29400 bpd, (crudo base) de los fondos de la columna de

destilación atmosférica.

La torre de destilación al vacío procesa el residuo proveniente de la torre de destilación

atmosférica el cual sus componentes de punto de ebullición es más alto.

El Ing. Leonardo Amaguayo (2), nos dijo que de la torre de vacío I, se extraen los

gasóleos ligero y pesado que sirven de carga a la unidad de Craqueamiento Catalítico

Fluido (FCC). Otro corte es el de la Cera Contaminada o “Slop Wax” cuyo propósito es

retener los metales pesados para reducir su contenido en los gasóleos (Ver diagr. 2). Los

metales pesados suelen reducir la vida útil y el rendimiento de los catalizadores

utilizados en FCC.

La Unidad de Destilación al Vacío 2 (Ver diagr.3), diseñada para procesar 15900 bpd

esta diseñada para producir más fondo de vacío que es utilizada para la preparación del

fuel oil y produce también cierto porcentaje de gasóleo que sirve de carga a la unidad

de FCC.

27

Los fondos de vacío tiene tres destinos: producción de asfaltos, previos ajustes de las

condiciones de la torre, carga a la unidad de viscorreducción y preparación de fuel oil.

DIAGRAMA 2 UNIDAD DESTILACIÓN AL VACÍO I


Elaborado Por Karen Chila Angulo

28

DIAGRAMA 3 UNIDAD DESTILACIÓN AL VACÍO II



3.4 UNIDAD VISCORREDUCTORA I Y II

En este proceso, las partes más pesadas del crudo se calientan a altas temperaturas bajo

presión. Esto divide (craquea) las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más

pequeñas, lo que aumenta la cantidad de nafta compuesta por este tipo de moléculas

producida a partir de un barril de crudo. Se usan cargas ligeras líquidas o gaseosas,

temperaturas elevadas (800-900 ºC) y presiones bajas. Con el proceso se obtienen

principalmente olefinas a partir de naftas.

Una vez terminada la destilación al vacío, los fondos de vacío de alto peso molecular y

elevadas viscosidad ingresan a esta unidad y son sometidos a craqueo térmico dando

29

como resultado un producto cuatro o cinco veces menos viscoso que la carga, utilizado

para la preparación de fuel oil reduciendo el uso de diluyentes en la preparación de este

producto.

Las unidades tienen 15750 bpd de capacidad de producción y por ende la unidad

Viscorreductora I solo produce nafta y fuel oil de fondo, y la unidad Viscorreductora II

produce de 3 a 4% de Gasolina y un 2% de destilado con características similares al

diesel y fuel oil como fondo.

DIAGRAMA 4 UNIDAD REDUCTORA DE VISCOSODAD I Y II



30

3.5 UNIDAD DE CRAQUEAMIENTO CATALÍTICO FLUIDO ( FCC)

La función de la unidad de craqueo catalítico es usar alta temperatura para convertir

hidrocarburos pesados en productos ligeros de mayor valor. Esto puede ser

complementado ya sea térmicamente o catalíticamente.

El proceso catalítico casi ha sustituido completamente al cracking térmico a causa del

catalizador que permite que la reacción de Cracking tenga lugar a presiones y

temperaturas bajas, mientras esta produciendo una gasolina de alto octano, un gas

craqueado mas estable y menor rendimiento de producto residual pesado indeseable.

Cracking Catalítico Fluido (FCC.) es un proceso que emplea un catalizador en forma de

partículas muy pequeñas, llamadas de catalizador zeolítico, las cuales se comportan

como un fluido cuando es aereado con vapor.

El catalizador fluidizado es continuamente circulado de una zona de reacción (donde las

reacciones de Cracking ocurre) a una zona de regeneración, (donde el catalizador el cual

es desactivado en el reactor, en esta zona se reactiva). Además de proveer la acción

catalítica, el catalizador es también el vehiculo que transfiere el calor de la zona de

regeneración a la zona de reacción.

El catalizador también tiene su tiempo máximo de reacción ya que este al mezclarse

con el coque que se produce dentro de la formación se contamina y pierde sus

características de reacción motivo por el cual se lo tiene que desechar y cambiar de

catalizador.

Estas dos zonas están localizadas en recipientes separados apropiadamente llamados

Reactor en la parte izquierda y Regenerador en la parte derecha (Ver fig.12).

31

FIGURA 8 REACTOR Y GENERADOR DE FCC



La unidad de la refinería cuenta con una capacidad 18000 bpd se alimenta de gasóleos

ligero y pesado, constituido por cadenas largas de hidrocarburos. En el reactor a una

temperatura de 529º C en contacto con un catalizador zeolítico en estado fluidizado,

estas cadenas se rompen dando como resultado fracciones más livianas, gas Licuado de

petróleo o LPG, gasolina de alto octanaje y aceites cíclicos utilizados como diluyentes

del fuel oil. Otro producto de la reacción es el carbón que cubre el catalizador

reduciendo su actividad, por lo que es reactivado en el regenerador en donde se

combustiona el carbón; el catalizador regenerado vuelve al reactor.

El azufre es indeseable tanto en la carga fresca a FCC como en la carga a cualquier

unidad ya que causa corrosión al equipo y también incrementa los costos en el

tratamiento de los productos. Al 60% de conversión, alrededor del 30% del azufre

cargado es convertido a H2S al 70% de conversión

32

El contenido de azufre en la gasolina de punto final de 400ºF (204ºC) será algo como

sobre el 10% de la carga fresca, pero esto se incrementa rápidamente conforme el punto

final se eleva sobre 400ºF (204ºC) mientras más alto sea el contenido de azufre en la

gasolina más bajo será la respuesta al plomo.

DIAGRAMA 5 UNIDAD DE CRAQUEAMIENTO CATALÍTICO FLUIDO

(FCC)



3.6 UNIDAD DE REFORMACIÓN CATALÍTICA CON REGENERACIÓN

CONTINUA (CCR)

Esta unidad por su gran capacidad de producción cuenta con tres secciones:

33

3.6.1 HIDRODESULFURADORA DE NAFTA PESADA 13000 BPD

La capacidad de producción de esta unidad es de 13000 bpd.

El objetivo principal de esta unidad es de reducir el contenido de azufre y otros

contaminantes de nafta pesada, para no afectar el rendimiento del catalizador utilizado

en La Reformación Catalítica.

El Ing. Richard Almeida (3), nos dijo que el objetivo del proceso de Hidrotratamiento

de Nafta Pesada (Ver fig 9) es producir una carga a la reformadora hidrotratada y

limpia suficientemente baja en contaminantes tales como azufre, nitrógeno, agua,

alógenos, diolefinas, olefinas, arsénico y metales como para no afectar el

comportamiento de la sección de reformación catalítica corriente.

FIGURA 9 UNIDAD DE HIDRODESULFURADORA DE NAFTA PESADA

HDT



34

La carga al tratamiento de nafta es en este caso, nafta atmosférica proveniente de las dos

unidades de destilación atmosférica corriente arriba. Esta nafta contiene niveles de

contaminantes (Ver tabla 3), que pueden ser perjudiciales al catalizador de reformación

y es por tanto necesario hidrotratar.

Este proceso involucra el tratamiento de la nafta en un reactor adiabático sobre un lecho

de catalizador bimetálico fijo, dentro de un ambiente de hidrógeno. Una temperatura

moderadamente alta en el rango de 300ºC es requerida para promover las reacciones

químicas.

Después del proceso de reacción la nafta es despojada para remover los ligeros

productos gaseosos de los contaminantes y agua.

Si las diolefinas y olefinas están presentes en la carga, entonces se requiere una etapa de

tratamiento separado a una temperatura más baja con un catalizador especial para

hidrogenerar los componentes insaturados antes del hidrotratameinto a más alta

temperatura.

Como no hay componentes insaturados en la carga de nafta a esta unidad, esta etapa de

tratamiento es excluida.

El alto rendimiento de la sección de reformación catalítica dentro de la unidad de

Octanazing es muy dependiente de la eficiencia de esta unidad.

35

TABLA 3. NIVELES MÁXIMOS DE CONTAMINANTES EN NAFTA

HIDROTRATADA

CONTAMINANTES

PPM

Azufre 0.5

Nitrógeno 0.5

Agua 4

Arsénico 1

Olefinas 0

Diolefinas 0

Metales 5

Halógenos (F, Cl) 0.5

Fuente: Manual de Operaciones de Unidad de Hidrodesulfuradora de Nafta Pesada


3.6.2 REFORMACIÓN CATALÍTICA

Esta unidad tiene una capacidad de producción de 10000 bpd.

Una vez que la Nafta Cruda de bajo octanaje (RON= 54) constituida por fracciones de

parafinas, naftenicos y aromáticos se le han removido los contaminantes ingresa al

proceso de Reformación Catalítica, esta unidad consta de tres reactores en los que las

moléculas se reestructuran para dar productos aromáticos de alto octano (RON = 100)

e hidrógeno utilizado en los procesos de hidrodesulfuración.

El hidrogeno que sale de esta planta se almacena en la planta de hidrogeno que se

encuentra cerca esta unidad (Ver fig10)

36

FIG. 10 PLANTA GENERADORA DE HIDRÓGENO



Las condiciones de la reacción son temperaturas del orden de los 500ºC y presiones del

orden de los 3.5 kg/ cm². El propósito del proceso de la octanización es producir un

reformado de alto número de octano, que es un componente principal de las gasolinas,

y un gas rico en hidrógeno que sirve para la operación de otras unidades de la refinería

(Ver diagrama 6).

La carga a la reformadora es la nafta hidrodesulfurada proveniente de la

hidrodesulfuradora de nafta pesada. Debido a la presencia de contaminantes en todos

los casos, el hidrotratamiento de nafta, antes de la octanización es siempre necesario.

37

La octanización es un proceso de reformación de nafta, lo cual incluye dos secciones:

- La reformadora catalítica en sí incluyendo reactores (Ver fig.14), hornos,

recuperación de efluente y estabilización.

- La circulación de catalizador y la regeneración continua que involucra el

manipuleo de sólidos y la tecnología de lecho móvil.

FIGURA 11 REACTORES UNIDAD DE CCR



En la sección de reformación catalítica, la corriente de carga de nafta hidrotratada, es

procesada a muy baja presión en tres reactores adiabáticos sobre un lecho de catalizador

multimetálico móvil, en un ambiente de hidrógeno.

Se requiere una temperatura alta (en el rango de los 500ºC) para promover las

reacciones químicas que mejoran el número de octano, de ahí la necesidad de

precalentar la carga.

38

Algunas de las reacciones deseables son altamente endotérmicas por tanto para asegurar

una eficiencia alta de la reacción, el catalizador debe ser dividido en varios reactores

con recalentadores intermedios o intercalentados.

El alto rendimiento del proceso Octanizing, es debido en gran parte, a su operación a

baja presión con regeneración continúa de catalizador. En un proceso convencional de

tipo semi-regenerativo, esta combinación de alta temperatura y baja presión conducirían

a un alto depósito de coque y a una muy corte duración del ciclo.

3.6.3 REGENERACIÓN CONTINUA

En la sección de regeneración continua de catalizador, el catalizador es retirado de la

sección de reacción a una tasa fija para ser regenerado en una unidad de regeneración

continua de catalizador totalmente automatizada, antes de retornar a la sección de

reacción.

La tasa de retiro y regeneración de catalizador asegura un catalizador activo altamente

consistente con un bajo contenido de carbón y contenido controlado de cloruro/ agua.

Estos maximizan los rendimientos tanto del reformado como del hidrógeno residual de

alta calidad.

El catalizador es regenerado continuamente mediante la combustión del carbón que se

forma en su superficie y la regeneración de los sitios ácidos. La regeneración continua

elimina la necesidad de paros para la regeneración y minimiza la cantidad de catalizador

en la unidad.

39

DIAGRAMA 6 UNIDAD REFORMADORA CATALÍTICA CON

REGENERACIÓN CONTINUA (CCR)



3.7 HIDRODESULFURADORA DE DIESEL

Esta unidad es de gran importancia en la refinería por su producción de diesel.

La unidad esta diseñada para hidrodesulfurizar y desnitrificar lo dos tipos de carga

llamados Atmosférica y Mezcla esto nos dijo el Ing. Hernán Ayala (4) . La Unidad tiene

una capacidad a bajo flujo de 1700 Ton/día para ambas cargas lo cual es equivalente al

50% del flujo de diseño.

El objetivo de diseño global es usar el hidrogeno suministrado por la Unidad

Reformadora para producir diesel producto con:

40

- Un contenido de azufre máximo de 500ppm en peso

- Un numero de cetano mayor o igual que la carga a la unidad

- Un punto de inflamación mínimo de 55ºC

FIGURA 12 HIDRODESULFURADORA DE DIESEL



El diesel producido en las unidades de crudo tiene un contenido de azufre de alrededor

de 0.8% por lo que es sometido a un proceso de hidrodesulfuración para reducirlo a

menos de 0.05% alcanzando la calidad del diesel Premium consumido en centros

urbanos densamente poblados como el Distrito Metropolitano de Quito. La reacción se

produce a una temperatura de 320ºC y 40 kg/cm² de presión.

41

DIAGRAMA 7 UNIDAD HIDRODESULFURADORA DE DIESEL

Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas


3.8 PROCESOS MEROX

3.8.1 Generalidades

El proceso merox es un tratamiento químico catalítico para destilados del petróleo, que

sirve para la remoción de los químicos de los mercaptanos o para convertirlos en

disulfuros. Cuando es aplicado adecuadamente en sus varios aspectos de diseño, este

proceso versátil es aplicable para el tratamiento de cargas, con puntos finales de

ebullición ASTM, tan altos como 345ºC.

42

El proceso esta basado en la habilidad de un catalizador o compuestos de quelatos

metálicos del grupo del hierro, para promover la oxidación de mercaptanos a disulfuros,

usando aire como fuente de oxigeno.

La oxidación se lleva acabo en presencia de una solución acuosa alcalina, tal como el

hidróxido de sodio y potasio. La reacción se hace económica, a temperaturas normal de

las corrientes efluentes de la refinería.

El proceso merox es el endulzamiento del producto. Todos ellos consideran una unidad

le lecho fijo, en el cual el catalizador UOP específicamente seleccionado es depositado

sobre un soporte o lecho de carbón vegetal granular de actividad selectiva.

El carbón vegetal proporciona un área suficiente de superficie para realizar la reacción

de endulzamiento. Lo disulfuros producidos permanecen en la fase de hidrocarburo, y

no existe reducción en el contenido de azufre del hidrocarburo tratado. Debido a que los

disulfuros tienen una presión de vapor considerablemente más baja que los

mercaptanos, ellos imparten un olor ofensivo al hidrocarburo y son por lo tanto menos

objetables.

Los procesos Merox (oxidación de mercaptanos) reducen el contenido de azufre de las

Gasolinas y Jet Fuel. En el caso del Jet Fuel el tratamiento incluye la eliminación total

de cualquier contenido de agua, gomas y otros compuestos ácidos.

3.8.2 MEROX 100 JET FUEL

La unidad de tratamiento jet fuel de La Refinería Esmeraldas, esta diseñada para tratar

15000bpd de jet fuel semielaborado proveniente de las dos unidades de destilación

atmosféricas

43

La unidad consiste de los siguientes recipientes (Ver fig.17):

- Torre de prelavado en el coalescer electrostático

- Torre de agua de lavado

- Filtro de sal

- Filtro de arcilla.

El jet fuel debe satisfacer un número riguroso de especificaciones antes de ser

comercializado. Además, debe satisfacer un bajo contenido de azufre mercaptano.

(máximo 30 ppm en el jet comercial), debe satisfacer estabilidad térmica, separación de

agua y algunas otras especificaciones.

La carga de jet fuel semielaborado usada para el diseño básico de la unidad, contiene

menos del 30 ppm de azufre mercaptánico; en consecuencia en esta sección no es

necesario un reactor merox para reducir el contenido de azufre mercaptánico.

El prelavado en el coalescer electrostático esta provista para remover ácido nafténico.

El agua de lavado esta provista para remover sosa arrastrada y surfactantes solubles en

agua.

El filtro de sal esta provisto para secar el jet fuel y proteger el filtro de arcilla por daños

del agua. El filtro de arcilla está provisto para remover surfactantes orgánicos, metales,

tales como el cobre y partículas de materia.

44

FIGURA 13 UNIDAD MEROX 100 JET FUEL


Elaborado por: Karen Yohana Chila Angulo

3.8.3 MEROX 200 GASOLINA

A esta unidad (Ver fig.18) ingresa la nafta obtenida en la unidad de FCC y de

viscorreductora debido a que tiene alto contenido de azufre más que toda la nafta de la

viscorreductora.

El Ing. Cesario Pincay (5), nos explico que en esta se produce el endulzamiento de la

nafta para que obtenga las especificaciones requeridas para su consumo.

La unidad tiene los siguientes recipientes:

- Prelavador cáustico

- Reactor Merox

- Sedimentador cáustico

- Filtro de arena

45

La función del prelavador cáustico es de liberar a la nafta proveniente de la unidad

viscorreductora de H2S para que una vez pretratada se mezcle con la nafta de FCC. El

reactor merox realiza el proceso de endulzamiento de la nafta y así obtener una nafta

tratada. El Sedimentador cáustico esta diseñado para permitir la separación por

gravedad de la solución acuosa del producto de hidrocarburo, debido a que en este

proceso utilizamos una solución cáustica. El filtro de arena esta provisto para coalecer

las gotas remanentes de solución cáustica que entran en el producto desde el

Sedimentador cáustico.

Después de todo este procedimiento tenemos como resultado la nafta tratada.

FIGURA 14 UNIDAD DE MEROX 200 GASOLINA



46

CAPÍTULO IV

47

4. ACTIVIDADES DE CAMPO.

Después de haber conocido las corrientes de entrada y salida determinadas por el

Ing. Juan Villacrésses (6), en las cuales tomaremos las muestras y el tipo de embase en

las que se tomarán (Ver anexo 6 y 7) procedemos a realizar los respectivos muestreos

de las corrientes de entrada y salida de las unidades de La Refinería.

Una vez realizado el muestreo procedemos a realizar los respectivos análisis de

laboratorio para cada muestra.

4.1 ANÁLISIS DE LABORATORIO.

Las muestras tomadas en la planta las llevamos al laboratorio y dependiendo del tipo de

muestras si son livianas realizamos el respectivo análisis y si son pesadas las colocamos

en la plancha de calentamiento (Ver anexo 8) en este caso los fondos de cada unidad, o

sino al baño maría (Ver anexo 9) como es el cado de los gasóleos pesados que a medida

que se enfrían tienden a perder viscosidad.

Para el análisis de la densidad API y del contenido de azufre utilizamos el siguiente

método.

4.1.1 MÉTODO ASTM D-287 UTILIZADO PARA DETERMINAR LA

DENSIDAD API DEL PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS

Resumen: Este método es basado en el principio e que la gravedad especifica de un

líquido varía directamente con la profundidad de inmersión de un cuerpo que flota

directamente en él. El elemento flotante que es graduado por las unidades de gravedad

API se llama Termohidrómetro (Ver anexo10) ya que el hidrómetro tiene incluido en su

interior un termómetro ASTM.

48

La gravedad API se lee observando el API del hidrómetro flotando libremente y la

graduación más cercano a la graduación de la superficie plana horizontal del líquido con

la balanza vertical del hidrómetro.

Después de que el equilibrio de temperatura se haya encontrado se lee la temperatura de

la muestra este procedimiento dura unos 5 minutos.

Importancia y Uso: la determinación exacta de la gravedad del petróleo y sus

productos es tan necesaria para la conversión de volúmenes moderados a los valores en

la temperatura normal de 60ºF (15.56ºC).

La densidad es un factor que gobierna la calidad de los aceites crudos sin embargo la

gravedad de un producto de petróleo es una indicación incierta de su calidad, puesto que

en correlación con otras propiedades, puede usarse la gravedad para da la composición

aproximada del hidrocarburo y del calor de la combustión

Aparatos:

- Hidrómetro de vidrio graduado en grados API

- Termómetro de un rango de -5 a 215ºF

- Probeta (Ver anexo 11)

Procedimiento:

Colocamos la probeta limpia en la mesas, luego procedemos a colocar el producto y

determinamos según el tipo de producto que Termohidrómetro utilizaremos.

Existen termohidrometros de 11 a 91ºAPI por ejemplo para productos pesados

utilizamos del 41 hasta el 11, para productos pesados usamos del 51 hasta el 91ºAPI

Una ves determinado grado API del hidrómetro a utilizar lo sumergimos en la mezcla y

este se estabilizara en unos cuantos segundos.

Una vez estabilizado el hidrómetro dejamos por 5 minutos para luego tomar la lectura

respectiva del API.

49

A esta lectura le restamos 1 que es el error de lectura y corregimos este valor en las

tablas ASTM para corregir grados API de productos, a esta lectura corregida le

sumamos el 1 restado y procedemos a tener el API corregido. (Ver fig. 15)

FIGURA 15 DETERMINACIÓN DE LA DENSIDAD RELATIVA

Fuente: Manual del Curso Tyron UOP Petroecuador


4.1.2 MÉTODO ASTM D-4294 UTILIZADO PARA DETERMINAR El

CONTENIDO DE AZUFRE POR FLUORESCENCIA DE RAYOS X

Resumen: La muestra se hace reaccionar por medio de la excitación de las moléculas

de los hidrocarburos producida por los rayos x.

Este determina el contenido de azufre en los hidrocarburos como naftas, destilados

aceites combustible, residuos, etc.

La determinación de concentración de azufre es necesaria para poder cumplir con las

especificaciones en la elaboración de combustibles.

Límites: El rango de concentración es de 0.01 a 5 % peso.

50

Precauciones: 1) Se debe tener mucho cuidado para evitar regar producto inflamable

dentro del equipo.

2) Lavar bien el material y apegarse rigurosamente al método.

Aparatos:

- Aparato de rayos x (Ver anexo 12)

- Celdas (Ver fig.16)

- Lamina de plástico

- Sellador de celdas (Ver anexo 13)

Procedimiento.

a) En una célula coloque la muestra del producto hasta 3mm de profundidad.

b) Si el producto es pesado calentar las muestras para que puedan ser fáciles de

entrar a la célula.

c) Sellar la célula con una lámina de plástico transparente y asegúrese de que no

halla ninguna burbuja de aire entre la ventana y el líquido.

d) Ingrese la célula al equipo y actívelo.

e) Obtenga 3 lecturas consecutivas de 30 segundos cada una.

FIGURA 16 MUESTRAS PARA ANÁLISIS DE AZUFRE

Fuente: Unidad de Control de Calidad Refinería Estatal Esmeraldas


51

4.2 CORRIENTES DE ENTRADA Y SALIDA DE CADA UNIDAD DE

PROCESO

Las corrientes de entrada y salidas de La Refinería Estatal Esmeraldas destinadas para

nuestro análisis son las siguientes:

UNIDAD NO CATALÍTICAS I

DIAGRAMA 8 DESALADORA C-V10



DIAGRAMA 9 DESALADORA C-V11



52

DIAGRAMA 10 UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA I



DIAGRAMA 11 UNIDAD DE DESTILACIÓN AL VACÍO I



DIAGRAMA 12 UNIDAD REDUCTORA DE VISCOSIDAD I



53

UNIDAD NO CATALÍTICAS II

DIAGRAMA 13 DESALADORA C–V24



DIAGRAMA 14 DESALADORA C–V25



DIAGRAMA 15 UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA II



54

DIAGRAMA 16 UNIDAD DE DESTILACIÓN AL VACÍO II



DIAGRAMA 17 UNIDAD REDUCTORA DE VISCOSIDAD II



UNIDAD CATALÍTICAS I

DIAGRAMA 18 UNIDAD DE CRAQUEMIENTO CATALÍTICO FLUIDO FCC



55

DIAGRAMA 19 MEROX GASOLINA



UNIDAD CATALÍTICAS II

DIAGRAMA 20 HIDRODESULFURADORA DE NAFTA PESADA



DIAGRAMA 21 REFORMACIÓN CATALÍTICA CCR



56

UNIDAD CATALÍTICAS III

DIAGRAMA 22 HIDRODESULFURADORA DE DIESEL



DIAGRAMA 23 MEROX JET FUEL



57

4.3 ESQUEMA DE REFINACIÓN



58

4.4. DETERMINANCIÓN DEL CONTENIDO DE AZUFRE DE CADA UNA DE

LAS ENTRADAS Y SALIDAS DE LAS DIFERENTES UNIDADES Y

PROCESOS.

Una vez terminado los análisis de laboratorio tanto de densidad relativa, y contenido de

azufre procedemos a ordenar los datos de cada corriente de entrada y salida de las

unidades de nuestro estudio.

4.4.1 Reporte del primer análisis de determinación del contenido de azufre y

densidad relativa en las corrientes de entrada y salida de procesos de refinación de

La Refinería Estatal Esmeraldas.

Método ASTM D-4294 y ASTM D -287

Fecha: 07-29-2007

TABLA 4 PRIMER ANÁLISIS UNIDAD NO CATALÍTICAS I

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Crudo Carga 24 0.9099 1.5824

Crudo Desalado C-V10 23.9 0.9105 1.5732


Nafta Liviana 87.8 0.6452 0.0357

Nafta Pesada 55.9 0.7550 0.0129

Jet fuel 41.2 0.8193 0.2535

Diesel 32 0.8654 0.9635

Crudo Reducido 11.4 0.9902 1.0742

Gasóleo Ligero 24 0.9099 1.6

Gasóleo Pesado 21.8 0.9230 1.6268

Fondo de Vacío 8.8 1.008 2.45

Nafta de Visco 60.8 0.7358 0.97

Fuel Oil 8.7 1.0092 2.0618 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


59

TABLA 5 PRIMER ANÁLISIS UNIDAD NO CATALÍTICAS II

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)



Nafta Liviana 83.6 0.6578 0.0106

Nafta Pesada 57.8 0.7474 0.0129

Jet fuel 44.1 0.8058 0.1382

Diesel 34.3 0.8534 0.8472

Crudo Reducido 9.9 1.0005 2.11

Gasóleo Ligero 24.6 0.9064 1.5927

Gasóleo Pesado 22.2 0.9206 1.5928


Nafta de Visco 62 0.7312 0.85

Diesel Olefinico 38.1 0.8342 1.12

Fuel Oil 10 1 2.1262 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


TABLA 6 PRIMER ANÁLISIS UNIDAD DE FCC

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Carga Fresca 25.5 0.9012 1.52

Nafta 56.5 0.7523 0.22

Aceite Cíclico Ligero 15.6 0.9613 2.79

Aceite Cíclico Pesado 11 0.9925 2.12

Aceite Clarificado 3.2 1.0499 2.82

Fondo de la Fraccionadota 1.3 1.065 2.83 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


60

TABLA 7 PRIMER ANÁLISIS UNIDAD DE HDT

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Nafta Pesada de I y II 58.6 0.7443 0.0341

Nafta Hidrodesulfurada 58.6 0.7440 0.0042 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


TABLA 8 PRIMER ANÁLISIS UNIDAD DE CCR

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Nafta Hidrodesulfurada 58.6 0.7443 0.0042

Nafta Reformada 58.9 0.7431 0.000086 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


TABLA 9 PRIMER ANÁLISIS UNIDAD DE HDS

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Diesel Carga 31.7 0.8670 0.87

Diesel Hidrodesulfurado 31.7 0.8668 0.89 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


61

TABLA 10 PRIMER ANÁLISIS UNIDAD MEROX 100

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Jet Fuel Semielaborado 43 0.8108 0.1791

Jet Fuel 43 0.8108 0.1766 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


TABLA 11 PRIMER ANÁLISIS UNIDAD MEROX 200

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Nafta de FCC y Viscorreduc 58.6 0.7440 0.0042

Nafta Tratada 58.6 0.7440 0.0040 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


62

4.4.2 Reporte del segundo análisis de determinación del contenido de azufre y



Método ASTM D-4294 y ASTM D -287

Fecha: 08-15-2007

TABLA 12 SEGUNDO ANÁLISIS UNIDAD NO CATALÍTICAS I

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Crudo Carga 25 0.9041 1.38



Nafta Liviana 85.3 0.6524 0.004

Nafta Pesada 60.4 0.7372 0.0073

Jet Fuel 42.8 0.8115 0.15

Diesel 32.3 0.8634 0.73


Gasóleo Ligero 27.16 0.8918 1.39

Gasóleo Pesado 23 0.9154 1.44


Nafta de Visco 64.5 0.7216 1.03

Fuel Oil 8.2 1.0123 2.34



63

TABLA 13 SEGUNDO ANÁLISIS UNIDAD NO CATALÍTICAS II

PRODUCTO

ºAPI

DENDIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)



Nafta Liviana 85.1 0.6532 0.0035

Nafta Pesada 60.4 0.7371 0.0064

Jet Fuel 42.8 0.8114 0.14

Diesel 32.5 0.8623 0.76



Gasóleo Pesado 23 0.9154 1.40


Nafta de Visco 64.7 0.7212 1.021




TABLA 14 SEGUNDO ANÁLISIS UNIDAD DE FCC

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Carga Fresca 22.4 0.9191 1.51

Nafta 56.2 0.7538 0.20


Aceite Cíclico Pesado 10.12 0.9991 2.17

Aceite Clarificado 2 1.0599 2.56



64

TABLA 15 SEGUNDO ANÁLISIS UNIDAD DE HDT

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Nafta Pesada I y II 59.4 0.7412 0.12



TABLA 16 SEGUNDO ANÁLISIS UNIDAD DE CCR

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)




TABLA 17 SEGUNDO ANÁLISIS UNIDAD DE HDS

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Diesel de I y II 32.3 0.8638 0.73



65

TABLA 18 SEGUNDO ANÁLISIS UNIDAD MEROX 100

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Jet Fuel Semielaborado 42.5 0.8128 0.16

Jet Fuel 42.5 0.8127 0.15 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


TABLA 19 SEGUNDO ANÁLISIS UNIDAD MEROX 200

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)




66

4.4. 3 Reporte del tercer análisis de determinación del contenido de azufre y



Método ASTM D-4294 y ASTM D-287

Fecha: 08-24-2007

TABLA 20 TERCER ANÁLISIS UNIDAD NO CATALÍTICAS I

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Crudo Carga 23.1 0.9147 1.76



Nafta Liviana 84.9 0.6536 0.005

Nafta Pesada 56.6 0.7519 0.017

Jet Fuel 42 0.8151 0.184

Diesel 32 0.8654 0.996


Gasóleo Ligero 25 0.9036 1.49

Gasóleo Pesado 23.3 0.9135 1.65


Nafta de Visco 60.5 0.7366 0.98



67

TABLA 21 TERCER ANÁLISIS UNIDAD NO CATALÍTICAS II

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Crudo Desalado C-V24 22 0.9216 1.46


Nafta Liviana 86.29 0.6497 0.0035

Nafta Pesada 56.68 0.7519 0.0527

Jet Fuel 41.60 0.8174 0.35

Diesel 32.2 0.8639 1.08




Fondo de Vació 11.1 0.992 2.61

Nafta de Visco 60.5 0.7369 0.92




TABLA 22 TERCER ANÁLISIS UNIDAD DE FCC

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%W)

Carga Fresca 23.3 0.9135 1.57

Nafta 55.1 0.7583 0.18




Fondo de la Fraccionadota 9 1.007 2.98 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


68

TABLA 23 TERCER ANÁLISIS UNIDAD DE HDT

PRODUCTO

ºAPI

DESNSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Nafta pesada de I y II 64.59 0.7216 0.0324



TABLA 24 TERCER ANÁLISIS UNIDAD DE CCR

PRODUCTO

ºAPI

DENSDIAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)


Nafta de alto Octanaje 65.5 0.7180 0.00002 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


TABLA 25 TERCER ANÁLISIS UNIDAD DE HDS

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Diesel de I y II 32.2 0.8649 1.038



69

TABLA 26 TERCER ANÁLISIS UNIDAD MEROX 100

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)




TABLA 27 TERCER ANÁLISIS UNIDAD MEROX 200

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)




70

4.4.4 Reporte del cuarto análisis de determinación del contenido de azufre y




Fecha: 9-15-2007

TABLA 28 CUARTO ANÁLISIS UNIDAD NO CATALÍTICA I

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Crudo Carga 23.6 0.9123 1.51



Nafta Liviana 67.9 0.7096 0.0084

Nafta Pesada 55.3 0.7571 0.082

Jet Fuel 41.05 0.8179 0.22

Diesel 32.1 0.8649 0.89





Nafta de Visco 64.4 0.7223 0.95



71

TABLA 29 CUARTO ANÁLISIS DE UNIDAD NO CATALÍTICA II

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)



Nafta Liviana 85.3 0.6524 0.0305

Nafta Pesada 57.7 0.7475 0.0556

Jet Fuel 42 0.8151 0.0058

Diesel 32.4 0.8633 0.83








TABLA 30 CUARTO ANÁLISIS UNIDAD DE FCC

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Carga Fresca 23.9 0.91 1.60

Nafta 56.3 0.7532 0.21



Aceite Clarificado 2 1.0599 2.87



72

TABLA 31 CUARTO ANÁLISIS UNIDAD DE HDT

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Nafta pesada de I y II 59 0.7424 0.0356



TABLA 32 CUARTO ANÁLISIS UNIDAD DE CCR

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)




TABLA 33 CUARTO ANÁLISIS UNIDAD DE HDS

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Diesel de I y II 32.2 0.8643 0.86



73

TABLA 34 CUARTO ANÁLISIS UNIDAD MEROX 100

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)




TABLA 35 CUARTO ANÁLISIS UNIDAD MEROX 200

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)




74

4.4.5 Reporte del quinto análisis de determinación del contenido de azufre y




Fecha: 9-24-2007

TABLA 36 QUINTO ANÁLISIS UNIDAD NO CATALÍTICAS I

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Crudo Carga 23.3 0.9135 1.72



Nafta Liviana 83.9 0.6567 0.0453

Nafta Pesada 55.3 0.7571 0.0568

Jet Fuel 41.5 0.8179 0.17

Diesel 31.4 0.8681 1.05





Nafta de Visco 63.8 0.7245 0.94



75

TABLA 37 QUINTO ANÁLISIS UNIDAD NO CATALÍTICAS II

PRODUCTO

ºAPI

GRAVEDAD

ESPECÍFICA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)



Nafta Liviana 79.9 0.6693 0.0707

Nafta Pesada 54.6 0.7603 0.0775

Jet Fuel 40.6 0.8203 0.23

Diesel 32.6 0.8618 0.93





Nafta de Visco 67.5 0.7107 0.87

Diesel Olefínico 37.5 0.8368 1.2



TABLA 38 QUINTO ANÁLISIS UNIDAD DE FCC

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Carga Fresca 23.9 0.91 1.16

Nafta 55 0.7584 0.14






76

TABLA 39 QUINTO ANÁLISIS UNIDAD DE HDT

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Nafta Pesada de I y II 56.8 0.7512 0.05



TABLA 40 QUINTO ANÁLISIS UNIDAD DE CCR

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)




TABLA 41 QUINTO ANÁLISIS UNIDAD DE HDS

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)

Diesel de I y II 32.8 0.8611 0.95



77

TABLA 42 QUINTO ANÁLISIS UNIDAD MEROX 100

PRODUCTO

ºAPI

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)




TABLA 43 QUINTO ANÁLISIS UNIDAD MEROX 200

PRODUCTO

API

DENSIDAD

RELATIVA

60ºF/60ºF

AZUFRE

(%w)




78

4.5. DETERMINACIÓN DE LOS FLUJOS DE ENTRADA Y SALIDA

Las corrientes de entrada y salida de cada unidad de proceso tienen una capacidad de

producción por producto sea terminado como no terminado, por ende sabremos cuanto

porcentaje de azufre ingresa y sale en cada flujo. Y estos son los siguientes

(Ver tabla 44).

TABLA 44 FLUJOS UNIDAD NO CATALÍTICAS I

PRODUCTO

VOLUMENES kg/h

Crudo Carga 313926

Crudo Desalado C-V10 333926


Nafta Liviana 2676

Nafta Pesada 25548

Jet Fuel 20077

Diesel 38097

Crudo Reducido 126159

Gasóleo Ligero 7234

Gasóleo Pesado 7900

Fondo de Vacío 49485

Nafta de Visco 436

Fuel Oil 13753 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


79

TABLA 45 FLUJOS UNIDAD NO CATALÍTICAS II

PRODUCTO

VOLUMENES kg/h

Crudo Carga 313926



Nafta Liviana 2341

Nafta Pesada 22802

Jet Fuel 17824

Diesel 37770

Crudo Reducido 107872

Gasóleo Ligero 5649

Gasóleo Pesado 36827

Fondo de Vacío 80015

Nafta de Visco 2067

Diesel Olefínico 522

Fuel Oil 61740 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


TABLA 46 FLUJOS UNIDAD DE FCC

PRODUCTO

VOLUMEN kg/h

Carga Fresca 66416

Nafta 46890

Aceite Cíclico Ligero 5619

Aceite Cíclico Pesado 1500

Aceite Clarificado 7550

Fondo de la Fraccionadora 1000 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


80

TABLA 47 FLUJOS UNIDAD DE HDT

PRODUCTO

VOLUMEN kg/h

Nafta Pesada I y II 74201

Nafta Hidrodesulfurada 54078 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


TABLA 48 FLUJOS UNIDAD DE CCR

PRODUCTO

VOLUMEN kg/h

Nafta Hidrodesulfurada 54078

Nafta Reformada 54078 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


TABLA 49 FLUJOS UNIDAD DE HDS

PRODUCTO

VOLUMEN kg/h

Diesel de I y II 139840

Diesel Hidrodesulfurado 119800 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


TABLA 50 FLUJOS UNIDAD MEROX 100

PRODUCTO

VOLUMEN kg/h

Jet Fuel Semielaborado 85616

Jet Fuel 85616 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


81

TABLA 51 FLUJOS UNIDAD MEROX 200

PRODUCTO

VOLUMEN kg/h

Gasolina 68493

Gasolina Tratada 68493 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


82

CAPÍTULO V

83

5. RESULTADOS

Después de un largo análisis de los resultados obtenidos, procedemos a difundir los

resultados de cuanto contenido de azufre y que densidad poseen los productos

terminados y no terminados en la refinería, y así determinar si estos se encuentran

dentro del rango de especificaciones para su distribución a nivel nacional.

Para esto procedemos a investigar en las respectivas especificaciones de azufre que debe

tener cada combustible (ver tabla 52).

5.1 Requisitos NTE INEN de % de azufre de combustibles terminados y no

terminados.

TABLA 52 NORMAS NTE INEN

PRODUCTO

UNIDAD

MIN

MAX

NORMA

Nafta Pesada

% w

-

0.1

NTE INEN 929

Gasolina 85 octanos

%w

-

0.20

NTE INEN 929

Gasolina 89 octanos

%w

-

0.20

NTE INEN 929

Jet Fuel A1

%w

-

0.3

NTE INEN 929

Diesel 2

%w

-

0.7

NTE INEN 1490

Diesel Premiun

%w

-

0.05

NTE INEN 1490

Fuel Oil

%w

-

2.5

NTE INEN 1090

Fuente: Instituto Ecuatoriano de Normalización


84

5.2 Resultados obtenidos en base a los análisis realizados durante nuestro estudio.

Como realizamos cinco muestreos en diferentes fechas, para la obtención de los

resultados procedemos a promediar todos los resultados y así determinar por este medio

la cantidad de azufre que emite cada corriente en el lapso que realizamos las cinco

corridas, y es la siguiente:

Promedio= C1+C2+C3+C4+C5

N numero de Corridas

API promedio= API 1 + API2 + API3 + API4 + API5

5

Densidad Relativa promedio = D1+D2+D3+D4+D5

5

%Azufre promedio = %S1+ %S2 + %S3 + %S4 + %S5

5

85

TABLA 53 RESULTADOS UNIDAD NO CATALÍTICAS I

PRODUCTO

API

DENSIDAD

RELATIVA

60F/60F

AZUFRE

%(w)

Crudo Carga 23.8 0.9129 1.59



Nafta Liviana 81.9 0.6628 0.01

Nafta Pesada 56.7 0.7518 0.03

Jet Fuel 41.7 0.8168 0.19

Diesel 31.9 0.8659 0.92


Gasoleo Ligero 25.3 0.9024 1.51

Gasoleo Pesado 22.8 0.9170 1.60

Fondo de Vacio 8.6 1.0099 2.49

Nafta de Visco 62.8 0.7282 0.97

Fuel Oil 8.3 1.0121 2.43



86

TABLA 54 RESULTADOS UNIDAD NO CATALÍTICAS II

PRODUCTO

API

DENSIDAD

RELATIVA

60F/60F

AZUFRE

%(w)



Nafta Liviana 84 0.6566 0.02

Nafta Pesada 57.4 0.7490 0.04

Jet Fuel 42.2 0.8146 0.16

Diesel 32.8 0.8612 0.88


Gasoleo Ligero 25.3 0.9024 1.59

Gasoleo Pesado 23.8 0.9111 1.51

Fondo de Vacio 9.5 1.0035 2.58

Nafta de Visco 63.2 0.7267 0.91


Fuel Oil 9 1.007 2.41



87

TABLA 55 RESULTADOS UNIDAD FCC

PRODUCTO

API

DENSIDAD

RELATIVA

60F/60F

AZUFRE

%(w)

Carga Fresca 23.8 0.9111 1.47

Nafta 58.5 0.7447 0.19




Fondo Fraccionadora 2.4 1.0567 2.5 Fuente: Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial


TABLA 56 RESULTADOS UNIDAD HDT

PRODUCTO

API

DENSIDAD

RELATIVA

60F/60F

AZUFRE

%(w)

Nafta pesada de I y II 59.6 0.7404 0.05



TABLA 57 RESULTADOS UNIDAD CCR

PRODUCTO

API

DENSIDAD

RELATIVA

60F/60F

AZUFRE

%(w)




88

TABLA 58 RESULTADOS UNIDAD HDS

PRODUCTO

API

DENSIDAD

RELATIVA

60F/60F

AZUFRE

%(w)

Diesel Carga 32.2 0.8643 0.88



TABLA 59 RESULTADO UNIDAD MEROX 100

PRODUCTO

API

DENSIDAD

RELATIVA

60F/60F

AZUFRE

%(w)




TABLA 60 RESULTADOS UNIDAD MEROX 200

PRODUCTO

API

DENSIDAD

RELATIVA

60F/60F

AZUFRE

%(w)

Nafta de FCC y Visco 56.3 0.7534 0.19



89

5.3 REPRESENTACIONES GRÁFICAS DE LOS RESULTADOS

A continuación demostramos los resultados de contenido de azufre con densidad

relativa y volumen en cada una de las corrientes de entrada y salida de la Refinería

Estatal Esmeraldas.

90

5.3.1 UNIDADES DESALADORAS C-V10 Y C-V11

AGUA

CrudoCarga

Bom ba Intercam biadoresde calor

Desaladora

C-V10 C-V11

Transform adoresTrifasicos

Crudo Desalado

Desaladora

Transform adoresTrifasicos

Agua Salina

Volum en= 337926 Kg/hAzufre= 1.41% w

Agua Salina

Volum en= 333926 Kg/hAzufre= 1.53% wDensidad Relativa = 0.9123


Crudo DesaladoAPI= 23.6

Densidad Relativa = 0.9129API= 23.8




91

5.3.2 UNIDADES DESALADORAS C-V24 Y C-V25

AGUA

CrudoCarga

Bomba Intercambiadoresde calor

Desaladora

C-V24 C-V25

TransformadoresTrifasicos

Crudo Desalado

Desaladora

TransformadoresTrifasicos

Agua SalinaAgua Salina

Volumen= 313926 Kg/hAzufre= 1.59%w



Crudo Desalado






92

5.3.3 UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA I

C-V11

Desaladora

Intercam biadoresde calor

HORNO

GAS

110°C

120°C

174°C

260°C

342°C

Jet Fuel

Diesel

Torre deDespojamiento

Nafta Pesada

Torre deFraccionam iento

Crudo ReducidoTorre de destilacionAtm osferica

Nafta Liviana






Volum en= 337926 Kg/hAzufre= 1.41% wDensidad Relativa = 0.9134API= 23.4








93

5.3.4 UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA II

C-V25

Desaladora

Intercambiadoresde calor

HORNO

GAS

110°C

120°C

174°C

260°C

342°C

Nafta Pesada

Torre deFraccionamiento

Nafta Liviana




Jet Fuel

Diesel



Torre deDespojamiento

Crudo ReducidoTorre de destilacionAtmosferica Volumen= 107872 Kg/h

Azufre= 2.31%w




Densidad Relativa = 0.6566API= 84





94

5.3.5 UNIDAD DE DESTILACIÓN AL VACÍO I

Crudo Reducido I

Bom ba Intercambiadorde calor

HORNO

Torrede Destilacional Vacio

Fondo de vacio

Gasoleo Ligero

Gasoleo Pesado

Cera deSlop

GAS

AGUA





VaporEyectores

Intercondensadores







95

5.3.6 UNIDAD DE DESTILACIÓN AL VACÍO II

Crudo Reducido II

Bomba Intercambiadorde calor

HORNO

Fondo de vacio

Gasoleo Ligero

Gasoleo Pesado

Cera deSlop

GAS

AGUA





VaporEyectores

Intercondensadores

Torrede Destilacional Vacio







96

5.3.7 UNIDAD VISCORREDUCTORA I

BombaHORNO

Remojador

Fondo

GAS

Nafta

Despojador

Fuel Oil

Fondo de vacio I


Volumen= 13753 Kg/hAzufre= 2.43%wVolumen= 49485 Kg/h

Azufre= 2.49%w

Fraccionadora






97

5.3.8 UNIDAD VISCORREDUCTORA II

BombaHORNO

Remojador

Fondo

GAS

Nafta

Despojador

Fuel Oil

Fondo de vacio II



Diesel Olefinico



Fraccionadora

Densidad Relativa = 1.0035API= 9.5 Densidad Relativa = 1.007

API= 9





98

5.3.9 UNIDAD DE CRAQUEAMIENTO CATALTICO FLUIDO FCC

Vapor

Agua

Agua

GAS

Aceite Cíclico Pesado

Aceite Clarificado

Concentracionde gases

NaftaVolumen= 46890 Kg/hAzufre= 0.19%w

Aceite Cíclico Ligero



Carga Fresca


Fondo de Fraccionadora

Volumen= 1000 Kg/h

Azufre= 2.5%w

Bomba HORNOIntercambiadorde calor

ReactorGenerador

FraccionadoraEnfriadores




Densidad Relativa = 1.0382

API= 4.5


Densidad Relativa =0.9635API= 15.3




99

3.3.10 UNIDAD HIDRODESULFURADORA DE NAFTA PESADA

Hidrogeno

Nafta Pesada deAtmosferica I y II

Horno deCalentamiento

Compresor

ReactorCatalizador

Intercambiador de calor

Seaprador dePresión

NaftaHidrodesulfurada

Enfriadores

GASES

Agua

Bomba de reflujo

Reflujo de tope



HORNO

Columna deEstabilización





100

UNIDAD DE REFORMACIÓN CATÁLITICA CON REGENERACIÓN CONTINUA CCR

NAFTAHidrodesulfurada de HDT

Compresor

Calentadores

H2

H.L

EstabilizadorGAS

NaftaReformada

H.L

Reactores



H.C

Intercambiador de calor

Intercondensadores



HidrogenoNeto



101

5.3.12 UNIDAD HIDRODESULFURADORA DE DIESEL

DieselatmosfericoI y II

BombaHorno

Intercambiadorde calor

Compresorde Reposicion

H2

H2

Compresorde reciclo

GAS

Agua

Diesel 2

Despojador Secador

Reactor



Enfriadores





102

5.3.13 UNIDAD MEROX 100 JET FUEL

Jet FuelSemielaborado deAtmosferica I y II

Aire

DilucionCáustica

ReactorMerox

Na OH

LavadoAgua

FiltroSal

FiltroArcilla

Jet FuelProducto

H2O



Bomba

Prelabado





103

5.3.14 UNIDAD MEROX 200 GASOLINA

Aire

PrelavadorCaustico

Naftade FCC

Nafta deViscorreductora

Mezcladorde aire

Reactor Merox

Bomba de circulacion

Reactor Merox

SedimentadorCáustico

NaftaTratada

Valvula Controladorade Presion

Filtro de arena







104

5.4 ESQUEMA DE REFINACIÓN CON RESULTADOS DE CONTENIDO DE AZUFRE



105

CAPÍTULO VI

106

6. CONCLUSIONES

- El contenido de azufre varia dependiendo del tipo de producto, si el producto es

liviano como la naftas, jet fuel, etc.. este va a estar entre un rango bajo pero en

ciertas corrientes va a estar fuera de especificaciones, si es un producto pesado

como los fondos su contenido de azufre es muy elevado.

- Para la elaboración de los diferentes combustibles concluimos que La Refinería

Estatal Esmeraldas cumple en ciertas corrientes con las especificaciones de

elaboración y en otras no.

- En el caso de la nafta pesada producida esta se encuentra dentro del s

especificaciones para la elaboración de la gasolina, tanto en la unidad de

destilación atmosférica I y II el contenido de azufre es de 0.03 %w y 0.04 %w

respectivamente, y su rango de especificación es de 0.1 cumpliendo así con los

requisitos de elaboración.

- La nafta liviana de las unidades atmosféricas I y II también se encuentra dentro

de las especificaciones para la elaboración de la gasolina como producto final

teniendo un contenido de azufre de 0.01 y 0.02 de cada unidad respectivamente.

- La nafta de reformada de la unidad de CCR siendo su producto final la gasolina

de alto octanaje siendo este de 85 y 89 octanos, tiene un contenido de azufre de

0.00003 %w considerándose dentro de las especificaciones ya que su rango de la

norma INEN es 0.20 %w.

- El jet fuel A1 combustible para la aviación debe ser elaborado con el rango

mejor de especificación por ser un combustible que no debe tener problemas de

elaboración y contener un porcentaje de combustible bajo. El jet fuel que elabora

La Refinería Esmeraldas se encuentra dentro de las especificaciones con un

contenido de azufre de 0.18 %w y su rango de especificación es de 0.20 %w

107

- El diesel 2 combustible para carga pesada, etc. este producto no cumple con las

especificaciones de elaboración por que tiene un contenido de azufre de

0.92 %w y 0.88 %w en cada unidad de destilación atmosférica I y II y su

rango de especificación para que pueda salir como combustible es de 0.7 % w.

- El fuel oil combustible de exportación y para la elaboración del asfalto se

encuentra dentro de las especificaciones requeridas, en la refinería sale con un

contenido de azufre de 2.43 %w y 2.41 %w en cada unidad atmosférica y el

rango d especificación es 2.5 % w.

- Las unidades hidrodesulfuradoras de nafta pesada y diesel no están trabajando

en su totalidad por la falta de hidrogeno que es elemental para estos proceso,

debido que la unidad de CCR esta teniendo dificultades en la operación y por

eso no genera el suficiente hidrogeno para estas unidades. Por este inconveniente

en estos momentos no están produciendo diesel premium ya que para su

producción se necesita tener un hidrogeno de alta pureza de un rango de 86%-

96% si no se encuentra el hidrogeno en este rango solo producirán diesel 2 que

es un diesel con un poco mas porcentaje de azufre que el diesel premium.

6.1 RECOMENDACIONES

- El petróleo promedio que ingresó a la refinería esmeraldas durante nuestro

tiempo de estudio fue de 23.8API un petróleo pesado y con un contenido de

azufre de 1.59 %w demasiado elevado para la refinería ya que esta fue diseñada

para la refinación de un crudo liviano. A la refinería deben llegar un petróleo de

mejor calidad para mejorar las características de los diferentes cortes o

corrientes y así obtener combustibles dentro de especificaciones y evitar el daño

de los equipos en la refinería.

108

- Tener un monitoreo continuo de la operación de las desaladoras, para así evitar

que ingrese petroleo con gran cantidad de agua al proceso, solo de esta forma

podemos obtener productos de mejores características.

- Realizar una evaluación completa del estado de funcionamiento de la unidad

CCR ya que de esta depende por completo las hidrodesulfuradoras que operan

con hidrógeno, y la obtención de nafta de alto octanaje.

109

ANEXOS

110

ANEXO1. ENFRIADORES

ANEXO 2. INTERCAMBIADORES DE CALOR

ANEXO 3. SEPADORES, ESTABILIZADOR Y DESPOJADOR

111

ANEXO 4. HORNO

ANEXO 5. PLANTA GENERADORA DE HIDRÓGENO

ANEXO 6. RECIPIENTE PARA MUESTRA DE PRODUCTOS LIGEROS

112

ANEXO 7. RECIPIENTE PARA MUESTRA DE PRODUCTOS PESADOS

ANEXO 8. PLANCHA DE CALENTAMIENTO DE PRODUCTOS PESADOS

ANEXO 9. EQUIPO PARA BAÑO MARÍA

113

ANEXO 10. TERMOHIDRÓMETRO

ANEXO 11. PROBETAS

ANEXO 12. EQUIPO DE FLUORESCENCIA DE RAYOS X

114

ANEXO 13. SELLADOR DE CAPSULAS PARA ANÁLISIS DE AZUFRE

115

GLOSARIO

116

A continuación se define las denominaciones utilizadas en la tesis

• Acumulador.- es un recipiente empleado para el almacenamiento temporal de

un líquido gas, normalmente es usado para retener una suficiente cantidad de

material para proveer una carga de reflujo continua.

• API.- American Petroleum Istitute formada en 1917 para organizar la industria

petrolera, a fin de ordenar la demanda de petróleo para coordinar y promover el

interés de la industria petrolera en su relación con un gobierno y otros.

• Atomizador.- Es una tobera o boquilla usada para producir una lluvia fina de

aire combustible de tal manera que el combustible entre en intimo contacto con

el aire en la cámara de combustión.

• Barril.- Es una unidad corriente de medidas de líquidos en la industria del

petróleo. Equivale a 42 galones americanos o 35 galones imperiales medidos a

15,5ºC

• Caída de presión (Perdida de Carga).- Es la disminución de presión debido al

rozamiento (fricción) que ocurre cuando un fluido circula a través de una

tubería, recipiente, o pasa de una parte a otra de un equipo.

• Calentador U Horno.- es un equipo diseñado para aumentar la temperatura

(calentar) de un fluido con la finalidad de permitir operaciones posteriores. El

lugar donde se colocan los quemadores se llama caja de fuego (hogar) del horno.

El fluido a ser calentado fluye a través de los tubos del horno. Los tubos

expuestos a las llamas están en la zona de radiación y los tubos por los gases de

combustión, están en la zona de convención.

• Carga.- Es el flujo o caudal que se dispone para un determinado proceso.

117

• Catalizador.- Es un material que aumenta o disminuye la velocidad de una

reacción química sin cambiar su identidad química propia.

• Coloides.- Podemos definir los coloides como aquellos sistemas en los que un

componente se encuentra disperso en otro, pero las entidades dispersas son

mucho mayores que las moléculas del disolvente.

• Herrumbre.- óxido de hierro, en especial en la superficie de objetos de hierro

En contacto con la humedad.

• Hidrocarburos Saturados.- Se llaman hidrocarburos saturados o alcanos los

compuestos constituidos por carbono e hidrógeno, que son de cadena abierta y

tienen enlaces simples.

• Horno.- es un dispositivo utilizado para generar calor. La energía calorífica

utilizada para alimentar un horno puede ser suplida directamente por la

combustión de algún combustible.

• Intercambiador de Calor.- Es un equipo de proceso diseñado para permitir la

transferencia de calor de un caliente a otro frío.

• Número de Octano.- Es una prueba para determinar las propiedades

antidetonantes de las gasolinas. Se realiza por medio de la combustión de una

muestra en un motor a gasolina, normalizado, y se compara los resultados con

los obtenidos con un combustible de referencia (isooctano, de número de octano

igual a 100 y normal heptano, de número de octano igual a cero). El número de

octano es el porcentaje de isooctano y normal heptano que iguala el

comportamiento de la mezcla.

• Presión Hidrostática.- Es la acción del peso del fluido sin movimiento.

118

• Presión de trabajo. Es la presión a la cual se produce la operación. Si bien

afecta directamente el equilibrio líquido-vapor, generalmente se trabaja a la

menor presión posible, y por ende no se varía frecuentemente.

• Peso específico (Gravedad Específica).- Se denomina densidad relativa, y

constituye la relación entre la densidad de un cuerpo para la densidad de una

sustancia patrón. En caso de los sólidos y líquidos el patrón de referencia es el

agua y en el caso de los gases es el aire.

• Reactor.- Es un recipiente en que toda, o al menos la mayor parte de la reacción

química se realiza. En la mayoría de unidades este es el recipiente en el que se

coloca el catalizador.

• Slops.- Son cortes o productos petroleros que no cumplen las especificaciones

de fabricación, son generalmente mezclados a un crudo para ser dirigidos

nuevamente hacia la destilación atmosférica.

• Temperatura de transferencia. Esta es la máxima temperatura a la que se eleva

el crudo para vaporizarlo, el rendimiento en destilados depende de esta variable.

• Temperatura de cabeza. Es la temperatura en la zona superior de la columna

fraccionadora, se controla con el reflujo de cabeza, este reflujo es la fuente fría

que genera la corriente de líquidos que se contactan con los vapores,

produciéndose los equilibrios líquido-vapor.

• Temperatura del corte. Es la temperatura a la cual se realiza la extracción

lateral de un combustible. Esta temperatura es controlada con el reflujo de

cabeza y reflujos circulantes. Estos últimos tienen un efecto semejante que el

reflujo de cabeza y además precalientan el crudo, recuperando energía.

• Torre atmosférica.- Es una columna de destilación que opera a una presión

cercana a la atmosférica

119

• Torre de Fraccionamiento.- Es un recipiente cilíndrico vertical usado en la

separación de los componentes de una mezcla líquida por medio de destilación.

• Torre de Despojamiento.- Es un recipiente cilíndrico vertical usado para

estabilizar o despojar componentes livianos de una carga líquida.

• Inyección de vapor. El vapor o (incondensables) en las fraccionadoras

disminuye la presión parcial de los hidrocarburos, estableciendo nuevos

equilibrios vapor-líquidos, favoreciendo la vaporización de los componentes

mas volátiles. Esto se aplica en la columna fraccionadora principal como en los

strippers de los cortes laterales

120

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

121

Pág.

1. Ing. Freddy Guzmán, Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial 24

2. Ing. Juan Amaguayo, Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial 29

3. Ing. Richard Almeida, Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial 36

4. Ing. Hernán Ayala, Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial 42

5. Ing. Cesáreo Pincay, Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial 47

6. Ing. Juan Villacréses , Refinería Estatal Esmeraldas Petroindustrial 50

122

BIBLIOGRAFÍA

123

• Manual de Operación Unidades de Destilación de Crudo y Vacío y

Viscorreductora, Ing. Juan Badillo

• Manual de Operación FCC, Petroindustrial

• Manual de Operación Unidad de la Hidrotratadora de Nafta Pesada

Petroindustrial 1988

• Unidad de Cracking Catalítico con Regenerador de Alta Eficiencia y Enfriador

de Catalizador , UOP 1989

• Manual Curso TYRO Petroecuador UOP

• Unidades de proceso Manual de Operación de Hidrotratamiento de Diesel

TÉCNICAS REUNIDAD INTERNACIONAL S.A EUROCONTROL S.A.

• Refino y Tratamiento Químico , P. Wuthier

• Refinación de Nelson

• Tecnología química del Petróleo, William Aguirre, Donald R. Stevens

• Tecnología del Petróleo Hinrich Ruf

Tesis Reduccion de Azufre

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