UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS ANÁLISIS Y CUANTIFICACIÓN DEL GAS PROCESADO POR LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS, LOCALIZADA EN LA PROVINCIA DE ESMERALDAS, PARA LA UTILIZACIÓN DE ESTE GAS COMO GLP O GAS DE UTILIDADES TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS PAÚL ANDRÉS GRANJA BRITO DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS Quito, diciembre, 2012
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS Y CUANTIFICACIÓN DEL GAS PROCESADO POR
LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS, LOCALIZADA
EN LA PROVINCIA DE ESMERALDAS, PARA LA
UTILIZACIÓN DE ESTE GAS COMO GLP O GAS DE
UTILIDADES
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN
PETRÓLEOS
PAÚL ANDRÉS GRANJA BRITO
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS
Quito, diciembre, 2012
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo Paúl Andrés Granja Brito, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi
autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
____________________
Paúl Andrés Granja Brito
C.I. 1803395969
CERTIFICACIÓN
Quito, 03 de Diciembre de 2012
Señor Ing.
Jorge Viteri M. M.Sc. MBA
Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería
Universidad Tecnológica Equinoccial
Presente
Señor Decano:
Por medio de la presente informo a Ud. Que la Tesis titulada “ANÁLISIS Y
CUANTIFICACIÓN DEL GAS PROCESADO POR LA REFINERÍA
ESTATAL DE ESMERALDAS, LOCALIZADA EN LA PROVINCIA DE
ESMERALDAS, PARA LA UTILIZACIÓN DE ESTE GAS COMO GLP O
GAS DE UTILIDADES” realizada por el Sr. PAÚL ANDRÉS GRANJA
BRITO, previa a la obtención del título de Tecnólogo de Petróleos, ha sido
concluida bajo mi dirección y tutoría.
El Sr. Decano dispondrá el trámite correspondiente para la calificación y
defensa.
Atentamente,
Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc.
Director de la Tesis
DEDICATORIA
La presente tesis la quiero dedicar a mis padres, porque siempre estuvieron
conmigo en todo momento, dándome todo el ejemplo necesario para poder
salir adelante, porque gracias a ellos y a mi esfuerzo, hoy puedo alcanzar
una de mis metas.
Y también a toda mi familia y a mis verdaderos amigos que siempre han
estado conmigo.
AGRADECIMIENTO
Quiero en primer lugar agradecer a Dios por todo lo que ha hecho por mí, ya
que me ha dado inteligencia, y siempre ha estado conmigo en todo
momento, al Ingeniero Fausto Ramos por su gran guía en esta tesis,
también quiero agradecer a la Universidad Tecnológica Equinoccial por
brindarme los conocimientos necesarios para poder ser un gran profesional,
y finalmente quiero agradecer a la Refinería Estatal de Esmeraldas por
brindarme su ayuda sin dificultad alguna.
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ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN viii
ABSTRACT x
1. INTRODUCCIÓN 5
1.1 OBJETIVOS 5
1.1.1 OBJETIVO GENERAL 5
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 5
2. MARCO TEÒRICO 6
2.1 DEFINICIONES DE LOS DIFERENTES TIPOS DE GASES QUE
SE OBTIENEN DEL PETRÓLEO 6
2.1.1 GAS ÁCIDO 6
2.1.1.1 Sulfuro de Carbonilo (COS) 6
2.1.1.2 Mercaptanos 7
2.1.1.3 Disulfuro de Carbono (CS2) 7
2.1.2 GAS DULCE 7
2.1.3 GAS POBRE O GAS SECO 7
2.1.4 GAS RICO O GAS HÚMEDO 8
2.1.5 GAS CONDENSADO 8
2.1.6 GAS ASOCIADO 9
2.1.7 GAS NO ASOCIADO 9
2.1.8 GAS HIDRATADO 10
2.1.9 GAS ANHIDRO 10
2.1.10 GAS NATURAL LICUADO (GNL) 10
2.1.11 LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL (LGN) 10
2.1.12 GAS DE REFINERÍA 11
2.2 DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS DE REFINACIÓN,
POR MEDIO DE LOS CUALES SE OBTIENE Y SE UTILIZA
GAS EN UNA REFINERÍA 12
2.2.1 DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA 12
2.2.2 DESTILACIÓN AL VACÍO 14
ii
2.2.3 UNIDAD REDUCTORA DE VISCOSIDAD 16
2.2.4 CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDO, FCC 17
2.2.5 CONCENTRACIÓN DE GASES, GASCON 18
2.2.5.1 La sección de recuperación 19
2.2.5.2 La sección de fraccionamiento 20
2.2.5.3 Absorbedora Primaria 20
2.2.5.4 Absorbedora Secundaria 21
2.2.5.5 Despojadora 21
2.2.5.6 Debutanizadora 23
2.2.6 MEROX 300 24
2.2.6.1 Mercaptanos 25
2.2.6.2 Principios Generales 26
2.2.7 HIDROTRATADORA DE NAFTAS, HDT 27
2.2.8 REFORMADORA NUEVA, CCR 28
2.2.9 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y TRANSFERENCIAS 29
2.2.10 GENERACIÓN DE VAPOR 30
2.2.11 DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES 31
2.2.12 SISTEMA DE TEAS 32
2.2.13 TRATAMIENTO DE GAS COMBUSTIBLE 33
2.2.13.1 Funcionamiento de la Planta de Aminas 36
2.3 CROMATOGRAFÍAS DE GASES 38
3. METODOLOGÍA 41
3.1 DESCRIPCIÓN DE LOS PRINCIPALES PROCESOS DE
LOS CUALES SE OBTIENEN Y SE MANEJAN GASES DENTRO
DE LA REE 41
3.1.1 UNIDAD FCC (CRACKING CATALÍTICO FLUIDIZADO) 41
3.1.2 UNIDADES CATALÍTICAS 3 (UTILIDADES) 43
3.1.3 UNIDAD DE UTILIDADES 44
3.1.3.1 Generación de vapor 45
3.1.3.2 Generación de electricidad 46
3.1.3.3 Sistema de Aire 47
iii
3.1.3.4 Distribución de combustibles 47
3.1.4 SECCIÓN DE RECUPERACIÓN Y ESTABILIZACIÓN DE
LPG EN LA UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO
CONTINUO (CCR) 48
3.2 CUANTIFICACIÓN DE GLP Y GAS COMBUSTIBLE
PRODUCIDO Y CONSUMIDO EN LOS DIFERENTES
PROCESOS DE REFINERIA 49
3.2.1 PRODUCCIÓN DIARIA DE GLP Y GAS COMBUSTIBLE
EN LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS 50
3.2.2 CONSUMO DE GAS COMBUSTIBLE EN LA
REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS 51
3.3 ANÁLISIS DE LABORATORIO 53
3.3.1 CROMATOGRAFÍA DE GASES 53
3.3.2 TRATAMIENTO DE GAS CON AMINAS 57
3.3.2.1 Determinación de la Dietanolamina en Solución 57
3.3.2.2 Determinación de H2S aparente tal en soluciones
de Aminas 59
3.3.3 PRUEBA DE CORROSIÓN EN LA LÁMINA DE COBRE 62
4. ANÁLISIS Y RESULTADOS 64
4.1 OBSERVACIONES DEL TRABAJO 64
4.2 APORTACIONES PARA MEJORAMIENTO DEL TRATAMIENTO
DEL GAS 65
4.2.1 ENDULZAMIENTO DEL GAS 65
4.2.1.1 Principios para el Endulzamiento del Gas 65
4.2.1.2 Procesos de Endulzamiento o Desacificación 65
4.2.1.2.1 Procesos con Solventes Químicos 67
4.2.1.2.2 Procesos con Solventes Físicos 71
4.2.1.2.3 Procesos con Solventes Híbridos o
Mixtos 73
4.2.1.2.4 Procesos de Conversión Directa 74
4.2.1.2.5 Otros procesos de Endulzamiento del Gas 75
iv
4.2.1.3 Factores que se consideran para la selección
de un proceso 77
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 78
5.1 CONCLUSIONES 78
5.2 RECOMENDACIONES 79
5.3 GLOSARIO 81
BIBLIOGRAFÍA GENERAL 84
v
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Unidad FCC 42
Tabla 2. Solventes químicos, Alcanolaminas 69
Tabla 3. Gases de carbonato de potasio 70
Tabla 4. Sales básicas 71
Tabla 5. Principales procesos comerciales con solventes físicos 73
Tabla 6. Procesos con solventes híbridos 74
Tabla 7. Procesos comerciales de conversión directa 75
Tabla 8. Proceso de lecho seco 76
Tabla 9. Otros procesos de desacidificación o endulzamiento 77
vi
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Unidad de destilación atmosférica (REE) 14
Figura 2. Unidad de destilación al vacío (REE) 15
Figura 3. Unidad reductora de viscosidad (REE) 16
Figura 4. Unidad de craqueo catalítico fluido, FCC (REE) 18
Figura 5. Unidad de GASCON (REE) 24
Figura 6. Unidad Merox 300 (REE) 27
Figura 7. Unidad Hidrodesulfuradora de naftas HDT (REE) 28
Figura 8. Unidad de Reformado Catalítico Continuo, CCR (REE) 29
Figura 9. Caldera para Generación de vapor (REE) 31
Figura 10. Sistema de teas (REE) 33
Figura 11. Unidad de Tratamiento de Gas Combustible (REE) 35
Figura 12. Unidad de Tratamiento con Dietanolamina 37
Figura 13. Diagrama de Cromatografía de Gases 39
Figura 14. Resultado de una cromatografía de gases 40
Figura 15. Craqueo Catalítico Fluido, FCC (REE) 43
Figura 16. Horno para el calentamiento del fuel oil para calderas
y hornos 48
Figura 17. Bala 53
Figura 18. Análisis Cromatogràfico de GLP (REE) 55
Figura 19. Análisis Cromatogràfico de Gas Combustible (REE) 56
Figura 20. Lámina de cobre, Normas de la corrosión 63
Figura 21. Planta de Endulzamiento de Gas 68
vii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. Refinería de Esmeraldas con ampliación 85
ANEXO 2. Ilustración de una cromatografía gaseosa 86
ANEXO 3. Análisis Cromatográfico para una muestra de gas 87
ANEXO 4. Cromatógrafo para análisis composición LPG y
gases combustibles (REE) 87
ANEXO 5. Generador de Hidrógeno para instalar el cromatógraf o 88
ANEXO 6. Pruebas de laboratorio de una Amina rica y de una
amina pobre 88
ANEXO 7. Amina rica y amina pobre 89
ANEXO 8. Balance de carga y producción de la REE 90
ANEXO 9. Norma INEN para cromatografía de GLP 92
ANEXO 10. Norma INEN para determinación de corrosión de lámina
de cobre 95
ANEXO 11. Norma INEN para especificaciones de GLP 98
viii
RESUMEN
La ampliación de la Refinería de Esmeraldas concluyó en 1997 y se planteó
como objetivo principal adaptar la refinería para el procesamiento de crudos
pesados, aumento de la capacidad de refinación a 110000 barriles por día
(BPD), mejorar la calidad del Diesel y eliminar aditivos como el tetraetilo de
plomo (TEL) en las gasolinas. Para lo cual, se amplió la capacidad de
refinación de las Unidades de Destilación Atmosférica, y se instaló nuevas
Unidades como la Hidrodesulfurizadora de Diesel, CCR, plantas de
tratamiento de efluentes necesarias para cumplir con los requerimientos
ambientales.
EL Gas Licuado de Petróleo (GLP), tiene su origen entre el año 1900 y 1912
en Estados Unidos, al comprobarse que la gasolina natural sin refinar tenía
mucha tendencia a evaporarse debido a la presencia de materiales
inestables en el combustible.
En el primer capítulo se menciona una introducción a la importancia del gas
licuado de petróleo (GLP) para así cumplir con los severos estándares y
normas ambientales actuales, además se plantea la problemática, los
objetivos a cumplir, hipótesis y por último la metodología del desarrollo de
esta tesis.
En el segundo capítulo se definen los diferentes tipos de gases provenientes
del petróleo, así como también se describen los procesos de refinación por
medio de los cuales se obtiene y se utiliza gas en una refinería.
En el tercer capítulo se describe brevemente los principales procesos por
medio de los cuales se obtienen y se manejan gases dentro de la Refinería
Estatal de Esmeraldas, así como también se detallan los resultados de las
diferentes pruebas que se le realizan al GLP y al gas combustible.
ix
En el cuarto capítulo se realizan análisis y soluciones para evitar la
contaminación ambiental por medio de los gases que liberan las diferentes
unidades, así como también aportes para el mejoramiento del tratamiento
del gas.
Y por último en el quinto capítulo se llega a las conclusiones y
recomendaciones, las cuales están basadas en la investigación de esta
tesis.
Entre las principales conclusiones de este trabajo tenemos que si se realiza
un correcto análisis del gas que se procesa en refinería, se puede optimizar
su utilización como GLP o como gas de utilidades en los diferentes procesos
de la REE.
x
ABSTRACT
The expansion of the Esmeraldas refinery was completed in 1997 and was
raised as a main objective to adapt the refinery to process heavy crudes,
increased refining capacity to 110,000 barrels per day (BPD), improve quality
and eliminate additives like Diesel tetraethyl lead (TEL) in gasoline. To which,
expanded refining capacity of the atmospheric distillation units, and new units
installed as Hidrodesulfurizadora Diesel, CCR, effluent treatment plants
needed to meet environmental requirements.
Liquefied Petroleum Gas (LPG), originated between 1900 and 1912 in the
United States, found that the unrefined natural gasoline had much tendency
to evaporate due to the presence of volatile materials in the fuel.
The first chapter is an introduction mentions the importance of liquefied
petroleum gas (LPG) in order to meet the stringent standards and current
environmental standards, and the problem arises, to meet the objectives,
assumptions and finally the development methodology of this thesis.
In the second chapter defines the different types of gases from oil, as well as
describes the refining processes by which it is obtained and is used in a
refinery gas.
In the third chapter briefly describes the main processes by which gases
obtained and handled within the State of Esmeraldas Refinery
The fourth chapter analyzes and solutions are made to prevent
environmental pollution by gases released by different units, as well as
contributions to the improvement of gas treatment, as well as the different
technical standards NTE INEN.
xi
And finally the fifth chapter reaches conclusions and recommendations,
which are based on the research of this thesis.
The principal conclusion of this thesis is that if we do a correct analysis of the
gas produced in the different process of the refinery, we can optimize its use
as GLP or utility gas in the REE.
INTRODUCCIÓN
1
1. INTRODUCCIÓN
EL Gas Licuado de Petróleo (GLP), tiene su origen entre el año 1900 y 1912
en Estados Unidos, al comprobarse que la gasolina natural sin refinar tenía
mucha tendencia a evaporarse debido a la presencia de materiales
inestables en el combustible. Estos elementos se evaporaban a presión
atmosférica y no podían ser obtenidos en estado líquido. Dado que estos
gases eran altamente inflamables y no tenían utilidad práctica, se perdían en
la atmósfera o se quemaban.
En 1911, el químico norteamericano Walter Snelling demostró que la
evaporación se debía al propano y butano presentes en la gasolina, por lo
que no tardó en desarrollar un método práctico para separar estos gases de
la gasolina, mediante el cual podían ser licuados a presiones razonables y
que ellos se vaporizaban fácilmente cuando se reducía la presión. Esto trajo
consigo el desarrollo de un nuevo combustible, denominado Gas Licuado de
Petróleo o GLP, el cual tenía la compactibilidad y portabilidad de un líquido
y, además la facilidad de evaporación a condiciones atmosféricas, pudiendo
ser manejado y usado como gas.
En 1932, se adoptó la primera norma NFPA (National Fire Protection
Association) sobre Gas Licuado de Petróleo. A mediados de los años 30,
una gran petrolera introdujo el GLP en Francia y en 1934 se vendió el primer
cilindro de GLP.
A finales de los años 30 ya varias empresas habían entrado a este mercado,
y como innovaciones técnicas de esta época tenemos los primeros vagones
para transporte de GLP por ferrocarril, y el establecimiento de plantas de
procesado y envasado de estos gases por todo Estados Unidos.
2
El gas procesado por las refinerías del país es apenas tratado una vez que
ingresa al proceso de refinación, es decir, que la mayor parte de este gas es
llevado a ser quemado en las teas.
Si el gas proveniente de los diferentes procesos fuese debidamente
analizado y cuantificado, se podría procesar adecuadamente para convertirlo
en GLP o gas de utilidades, con lo cual se podría obtener un beneficio
mucho mayor que si éste es enviado hacia las teas.
En la actualidad existen equipos que mejoran notablemente la composición
del gas proveniente de los pozos, estos equipos pueden ser utilizados en los
campos operados tanto por PETROECUADOR, como por las compañías
privadas; así como en las distintas refinerías existentes en nuestro país.
A principios de los 50, varias empresas producían cilindros de GLP para
viviendas, que se comercializaban bajo licencia en distintos lugares de
Europa principalmente.
Desde ese momento, el sector fue creciendo al ritmo de la disponibilidad de
las refinerías. La disponibilidad aumentó, sobre todo a partir de los 60, época
en la que se construyeron muchas nuevas refinerías y el gasóleo desplazó al
carbón como combustible industrial. Las ventas de GLP en Europa pasaron
de 300 mil toneladas en 1950 a 3 millones de toneladas en 1960 y a 11
millones de toneladas en 1970.
Antes de los 70, la distribución internacional de GLP de petróleo era
fundamentalmente un comercio regional, en el que cada región tenía su
propia estructura de precios, transporte, distribuidores y compradores. El
primer comercio regional, que se inició en los años 50, producía flujos entre
los estados del Golfo de Estados Unidos y Sudamérica.
3
La crisis del petróleo de 1973 marcó un punto de inflexión. Muchos países
productores de petróleo se dieron cuenta de que la exportación de GLP
podía generar beneficios económicos importantes y empezaron a construir
plantas de recuperación de líquidos. La expansión de la capacidad de
producción de GLP que se produjo en Oriente Medio en la década de 1975 a
1985 fue particularmente impresionante. La capacidad instalada pasó de 6
millones de toneladas en 1975 a 17 millones de toneladas en 1980 y 30
millones de toneladas en 1985. Y no sólo se construyeron plantas de GLP en
Oriente Medio; Australia, Indonesia, Argelia, el Mar del Norte y Venezuela
emergieron como nuevos productores. En conjunto, los 80’s fueron un
periodo de potente expansión de las exportaciones de GLP en todo el
mundo, convirtiéndolo en un mercado verdaderamente global.
También llamado GLP, Gas LP o LP Gas. Es un hidrocarburo que, a
condición normal de presión y temperatura, se encuentra en estado
gaseoso, pero a temperatura normal y moderadamente alta presión es
licuable. Usualmente está compuesto de propano, butano, polipropileno y
butileno o mezcla de los mismos. En determinados porcentajes forman una
mezcla explosiva. Se le almacena en estado líquido, en recipientes a
presión.
Los hidrocarburos son compuestos orgánicos gaseosos, líquidos o sólidos,
formados principalmente por átomos de carbono e hidrógeno que pueden
pasar del estado gaseoso al estado líquido. Para tener una mezcla explosiva
de GLP, se requiere de ciertas concentraciones (o porcentajes) de este
combustible en el aire, que al contacto con una chispa o temperatura alta
puede inflamarse (combustionar). En general, se puede decir que todos los
hidrocarburos derivados del petróleo o del gas natural que poseen 3 y 4
carbonos (C3 y C4) son considerados como GLP.
La refinación es un proceso de transformación de petróleo crudo que permite
la separación de los hidrocarburos aprovechando sus diferentes
4
temperaturas de ebullición para obtener combustibles y productos químicos
de uso doméstico e industrial.
El proceso comienza con la destilación del crudo que consiste en:
Calentar el petróleo en un horno de altas temperaturas denominados
técnicamente “Unidades de Destilación”.
Los “gases” circulan por las torres de fraccionamiento, en las que la
temperatura baja gradualmente desde el fondo hasta el tope de la torre.
Las torres están provistas de “bandejas” en los que los productos se
condensan y separan de acuerdo a su peso molecular.
Los distintos productos se van extrayendo en forma continúa.
El petróleo se separa en fracciones que después de procesamiento
adicional, darán origen a los productos principales que se venden en el
mercado:
GLP (utilizado como combustible doméstico, para transporte, etc.)
Gasolina (combustible utilizado para el transporte),
Turbo combustible utilizado por los aviones,
Petróleo utilizado como combustible doméstico,
Diesel utilizado para vehículos y en la generación de energía eléctrica y;
Petróleos industriales usados en operaciones industriales.
5
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar y cuantificar el gas procesado por la Refinería Estatal de
Esmeraldas, para la utilización del mismo como GLP o gas de utilidades.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS
• Caracterizar el gas a ser procesado, a fin de conocer con exactitud su
composición y así definir el uso que se le puede dar.
• Analizar los equipos que podrían ser utilizados para mejorar la
composición del gas.
• Analizar los resultados obtenidos luego de los procesos de mejoramiento
de la calidad del gas y su utilización como combustible de refinería o para
producción de LPG.
MARCO TEÓRICO
6
2 MARCO TEÓRICO
A continuación se definirá los diferentes tipos de gases que se obtienen del
petróleo.
2.1 DEFINICIONES DE LOS DIFERENTES TIPOS DE GASES
QUE SE OBTIENEN DEL PETRÓLEO
2.1.1 GAS ÁCIDO
Este es un gas .cuyo contenido de sulfuro de hidrógeno (H2S) es mayor que
0,25 granos por cada 100 pies cúbicos normales de gas por hora(> de 0,25
granos/100 PCNH). En este caso las condiciones normales están en el
Sistema Británico de Unidades. La cantidad señalada equivale a cuatro
partes por millón, en base al volumen (4 ppm, Volumen de H2S). En el
Sistema Británico de Unidades este significa, que hay 4 lbmol de H2S/1x106
lbmol de mezcla. La GPSA, define a un gas ácido como aquel que posee
más de 1,0 grano/100 PCN o 16 ppmv de Sulfuro de Hidrógeno (H2S). (1
grano es igual a 15.43 gramos).
Otros Gases de Reacción Ácida: Existen también otros gases de
naturaleza ácida, como son por ejemplo:
2.1.1.1 Sulfuro de Carbonilo (COS):
Este es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico, que se descompone en
(H2S +C02)
7
2.1.1.2 Mercaptanos
Los mercaptanos se pueden representar a través de la siguiente fórmula
(RSH), son compuestos inestables y de alto grado de corrosión, en muchos
casos reaccionan con algunos solventes.
2.1.1.3 Disulfuro de Carbono (CS2)
Este componente sin tomar en cuenta que participa en las reacciones de
corrosión es también altamente tóxico para los seres humanos, como es
también altamente nocivo para el medio ambiente, por lo cual hay que
extremar las precauciones cuando se trabaja con este componente, ya que
puede causar graves problemas de salud, y/o ambiental.
2.1.2 GAS DULCE
Este es un gas que contiene cantidades de Sulfuro de Hidrógeno (H2S),
menores a cuatro partes por millón en base a volumen (4 ppm, Volumen) y
menos de 3% en base molar de Dióxido de Carbono (CO2).
2.1.3 GAS POBRE O GAS SECO
Este es un gas natural del cual se han separado el GLP (gases licuados del
petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, está constituido
fundamentalmente de metano y etano. Por lo general se inyecta a los
yacimientos, o se usa en la generación de hidrógeno (H2). La composición
fundamental alcanza valores de un 85-90% en metano, debido a su
composición se puede utilizar directamente como combustible, para lo cual
es necesario mantener una presión de yacimiento, parámetro que varía de
acuerdo a la localización del gas en el subsuelo. En los yacimientos de gas
seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a
8
condiciones de yacimientos y de superficie, y la producción de líquidos sólo
se alcanza a temperaturas criogénicas.
2.1.4 GAS RICO O GAS HÚMEDO
Este es un gas del cual se pueden obtener una riqueza líquida de hasta 3
GPM (galones por mil pies cúbicos normales de gas). No existe ninguna
relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. En
los yacimientos de gas húmedo existe mayor porcentaje de componentes
intermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco. La mezcla de
hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a
la superficie cae en la región de dos fases, formándose una cantidad de
hidrocarburos líquido del orden de 10 a 20 BN / MM PCN. Este parámetro
llamado riqueza líquida es de gran importancia, para la comercialización del
gas natural, ya que los líquidos producidos son de poder de
comercialización.
2.1.5 GAS CONDENSADO
Este gas se puede definir como un gas con líquido disuelto. El contenido de
metano es de (C1)> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados
(C7+) alcanza valores mayores a 12,5% (> 12,5%). La mezcla de
hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se
encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. El gas presenta
condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión,
proceso que en la mayoría de los casos puede representar algún problema
en la comercialización de estos yacimientos.
En vista que los primeros hidrocarburos que se quedan, son los más
pesados. Lo que significa que el fluido que alcanza la superficie lo hace sin,
una gran cantidad de los elementos pesados. Además, por el hecho que los
hidrocarburos pesados se acumulen en la formación obstaculizan el libre
9
desplazamiento del fluido, en su viaje hacia la superficie. En su camino al
tanque de almacenamiento, el gas condensado sufre una fuerte reducción
de presión y temperatura penetrando rápidamente en la región de dos fases
para llegar a la superficie con características bien específicas, las cuales
permiten en tratamiento del fluido. Existir lugares en la República Bolivariana
de Venezuela, como es el Caso de Anaco, donde existen una gran cantidad
de estos yacimientos.
2.1.6 GAS ASOCIADO
Este es un gas natural que se ha extraído de los yacimientos junto con el
petróleo, partiendo del postulado que donde hay petróleo, hay gas. Más del
90% de las reservas de gas natural del país es de gas asociado. Se
considera que en los yacimientos se forman capas de gas.
2.1.7 GAS NO ASOCIADO
Este es un gas que sólo está unido con agua en yacimientos de gas seco.
En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en
fase gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en
algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad de líquidos, la cual
no es superior a diez barriles normales de hidrocarburos líquido por millón de
pies cúbicos normales de gas (10 BN/ MM PCN). El gas está compuesto
principalmente por metano (C1), compuesto que alcanza una concentración
porcentual mayor a 90%, con pequeñas cantidades de pentanos y
compuestos más pesados (C5 + 1%). La obtención de líquidos del gas
producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas.
10
2.1.8 GAS HIDRATADO
Este es un gas que tiene más de siete libras de agua por cadamillón de pies
cúbicos normales de gas (7lbdeAgua/MMPCN), lo que indica que el gas
deberá de ser sometido al proceso de deshidratación, para poder
comercializarlo.
2.1.9 GAS ANHIDRO
Este es un gas que no tiene menos cantidad de vapor de agua,que la
clasificación de gas hidratado.
2.1.10 GAS NATURAL LICUADO (GNL)
El gas natural que se obtiene principalmente en los separadores y en el
proceso de extracción de los líquidos del gas natural, está constituido
principalmente por Metano, con proporciones variables de otros
hidrocarburos y de contaminantes diversos El (GNL) es un gas residual
formado principalmente por Metano (C1) líquido. El proceso se logra a una
temperatura de (–2600F). Bajo estas condiciones el Metano ocupa un
volumen 600 veces menor que el que ocuparía en estado gaseoso, lo cual
permite su transporte en barcos especialmente acondicionados
denominados “metaneros”: Dado lo variable de la magnitud de las
inversiones requeridas en el campo del (LGN) y de las diferentes tecnologías
de producción de subproducto. La gama de oportunidades para la
producción de Gas Natural Licuado (GNL) es amplia y ofrece indudables
atractivos económicos y tecnológicos.
2.1.11 LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL (LGN)
Estos compuestos son hidrocarburos con enlace simple de carbono, los
cuales bien sea por la alta presión o baja temperatura, pueden ser
11
mantenidos en estado líquido. Esta característica permite que sean
almacenados y transportados de manera fácil y eficiente. Asimismo su
capacidad como fuente de energía o de insumo como materia prima para la
obtención de hidrocarburos más complejos hace que los Líquidos del Gas
Natural (LGN) tengan una alta cotización del mercado nacional e
internacional. Se consideran que en los (LGN), se encuentran presentes los
compuestas Etano: (C2), Propano (C3) y Butanos (C4), los cuales son gas en
condiciones atmosféricas. También se encuentran presente el Pentano (C5),
Gasolina Natural, Residual y el Pentano y compuestos más pesados (C5+),
el cual es un líquido en condiciones atmosféricas, por lo que permite su
transporte en forma líquida.
2.1.12 GAS DE REFINERÍA
El gas de refinería es una mezcla de gases generados durante los procesos
de refinación en donde las fracciones mas ligeras y a las temperaturas de los
procesos salen por los domos de las torres en estado gaseoso. La
composición del gas de refinería varía, dependiendo de la composición del
crudo que se origina en los procesos a que ha sido sometido. Componentes
comunes incluyen butanos, butilenos, el metano, etano y etileno. Algunos
productos que se encuentran en el gas de refinería están sujetos a controles,
como resultado de los programas que están diseñados para abordar el
cambio climático ejemplo el metano que provoca efecto invernadero en la
atmósfera.
En algunos casos, el gas de refinería puede ser empaquetado y vendido
como un producto final en el mercado abierto. En otros, puede ser utilizado
como combustible. También puede ser utilizado como materia prima para
otros procesos en la refinería. Uso como materia prima permite a las
refinerías para operar muy flexible, lo que producen se adaptan fácilmente al
cambiar los procesos y materias primas que utilizan para satisfacer la
demanda de varios productos del petróleo.
12
Para determinar lo que contiene un gas de refinería es sometido a una
cromatografía de gases, lo que crea un perfil químico. Los resultados de
cromatografía son utilizados en refinería para determinar el uso que se dara
al gas.
2.2 DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS DE REFINACIÓN,
POR MEDIO DE LOS CUALES SE OBTIENE Y SE
UTILIZA GAS EN UNA REFINERÍA
A continuación se describirá cada uno de los procesos de refinación, por
medio de los cuales se obtiene y se utiliza gas en una refinería.
2.2.1 DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA
La destilación es un proceso de separación físico, que se fundamenta en los
diferentes puntos de ebullición de los componentes del crudo, por lo tanto no
existen cambios en la estructura molecular de estos.
El crudo desalado es calentado en intercambiadores de calor y un horno
hasta una temperatura alrededor de los 3600C, a la cual es alimentado a la
torre de destilación, en ella, debido a la diferencia de punto de ebullición de
los diferentes compuestos del crudo, estos se separan en fracciones. La
fracción más ligera se obtiene por el domo de la torre y está compuesta por
los gases, gas para GLP, y gasolinas. La fracción siguiente, corresponde a
Jet Fuel y Diesel 1, que se obtiene más abajo en la torre. El diesel 2, que es
la fracción inmediata más pesada, se obtiene más abajo. Finalmente por el
fondo de la torre, se retira el denominado crudo reducido, que es enviado a
las Unidades de Destilación al Vacío.
La fracción degas para GLP y gasolinas obtenida en el domo de la torre de
destilación atmosférica es alimentada en la torre “debutanizadora” en donde
13
el gas para GLP, como fracción más ligera es separado por el domo y
enviado a la Unidad de Concentración de Gases.
Mientras tanto, la fracción gasolina, que es obtenida por el fondo, es
alimentada a la torre “deisohexanizadora”, en la cual se separan las
denominadas nafta liviana y nafta pesada. Estas naftas que tienen la
característica de poseer bajo octanaje, continúan a otros procesos de
tratamiento o de preparación de combustibles.
La fracción de Jet Fuel ingresa a pequeñas torres de contacto, denominados
“stripper” en donde mediante la inyección de vapor a 150 psi de presión, se
despoja los compuestos más ligeros y se ajusta al punto de inflamación.
Finalmente, es enfriado para envío a tanques de almacenamiento a la
Unidad Merox de Jet Fuel para el tratamiento final, previo al despacho.
El Diesel 2, también es sometido al despojamiento y ajuste del punto de
inflamación, luego de lo cual, es enfriado para envío a tanques o a la Unidad
Hidrodesulfuradora de Diesel a fin de mejorar su calidad por disminución del
contenido de azufre.
El crudo reducido tiene diferentes destinos. Dependiendo de la modalidad de
operación, este producto se envía a las Unidades de Vacío, a las Reductoras
de Viscosidad o a la mezcla con Fuel oil.
14
Figura 1. Unidad de Destilación Atmosférica (REE)
Ramos, F., (2009)
2.2.2 DESTILACIÓN AL VACÍO
El vacío es obtenido mediante eyectores que operan con vapor de 150 psi, y
que cumplen la función de aspirar los gases que se encuentran en el interior.
Este proceso se fundamenta en la disminución de la presión de operación
hasta niveles de 5 mm Hg, presión a la cual el punto de ebullición de los
compuestos disminuye. Esto permite continuar destilando el crudo reducido
obtenido del fondo de la torre de destilación atmosférica, en donde se
obtienen las fracciones conocidas como gasóleos ligero y gasóleos pesado,
que son fracciones conformadas por compuestos con mayor peso molecular
que las del diesel 2. Estas fracciones sirven como carga para la Unidad de
Cracking Catalítico Fluido, FCC.
Por el fondo de la torre se obtienen los denominados “fondos de vacío”, que
es la fracción más pesada del crudo, la misma que se utiliza para la
15
preparación de los asfaltos y como carga para las Unidades de Reducción
de Viscosidad.
Los fondos de vacío se manejan a temperaturas sobre los 1300C, pues al
enfriarse a condiciones atmosféricas se solidifican.
La fracción gaseosa se la obtiene en el separador gravimétrico (bota de
agua), y se la envía a la Unidad de GASCON.
Figura 2. Unidad de Destilación al vacío (REE)
Ramos, F., (2009)
16
2.2.3 UNIDAD REDUCTORA DE VISCOSIDAD
Es un proceso físico de desintegración térmica, mediante el cual por efecto
de la temperatura, alrededor de 4450C, se provoca la ruptura de las cadenas
moleculares que constituyen los fondos de vacío, obteniendo como resultado
un producto (residuo) con menor viscosidad, que es utilizado en la
preparación de Fuel Oil. La función de esta Unidad, por lo tanto, es
minimizar el consumo de diluyente en la preparación del Fuel Oil.
Además, de esta Unidad se obtiene como subproductos de este proceso,
pequeñas cantidades de gases que son conducidos a la unidad de
GASCON, gasolina y otros destilados.
Figura 3. Unidad Reductora de viscosidad (REE)
Ramos, F., (2009)
17
2.2.4 CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDO, FCC
La Unidad de Craqueo Catalítico Fluido, FCC es una de las más importantes
en cualquier refinería, pues en ésta, el gasóleo obtenido en las Unidades de
Destilación al Vacío, por efecto de la temperatura y en presencia de un
catalizador, es convertido en productos como GLP, y gasolina de alto octano
(alrededor de 92 RON), derivados que son necesarios para el
abastecimiento interno.
El proceso se realiza en un reactor que opera a temperaturas alrededor de
los 5200C. el catalizador empleado es regenerado en forma continua
mediante la combustión del carbón que se adhiere en la superficie de este y
disminuye su eficiencia en propiciar las reacciones de craqueo.
El producto craqueado es alimentado a una torre de fraccionamiento en
donde se separan los gases para GLP y gasolinas por el domo, mientras que
por extracciones laterales y fondo de la torre se obtienen los aceites cíclicos,
que son utilizados como diluyentes y modificadores de la viscosidad en la
preparación del fuel Oil.
18
Figura 4. Unidad de Craqueo Catalítico Fluido (FCC-REE)
Ramos, F., (2009)
2.2.5 CONCENTRACIÓN DE GASES, GASCON
Las fracciones de gases (C1, C2), gaspara GLP (C3, C4), obtenidas en el
acumulador de domo de la Unidad de FCC y en los domos y separadores
gravimétricos de las Unidades de Destilación Atmosférica, Destilacion al
Vacio, Visbreaking, Despojadores (Strippers) de productos intermedios son
comprimidos y tratados en esta sección, en la cual se recupera el GLP,
mediante dos absorbedoras.
La gasolina y los gases para GLP son enviados a una torre debutanizadora,
en la cual se separan los gases para GLP de la gasolina de alto octano por
acción de la presión y temperatura. Los gases para GLP obtenidos por el
domo se envían a las Unidades Merox 300 para su tratamiento final. La
gasolina que se obtiene por el fondo de la debutanizadora es enviada a la
Unidad Merox 200.
19
La unidad de Gascon se ha diseñado para recuperar los C3 y C4 de los
vapores de cabeza de la fraccionadora principal de FCC. Adicionalmente
esta unidad también procesa gases de la debutanizadora y líquido de
cabeza de la unidad de crudo y líquidos de cabeza de platforming.
La unidad de Gascon se divide en dos reacciones:
2.2.5.1 La sección de recuperación
En el acumulador de gases de la columna principal se separa la gasolina
inestabilizada, gas húmedo y agua.
El gas húmedo está compuesto por: C7....C1, H2, H2S y gases
incondensables.
Dentro de los incondensables tenemos; CO2, CO, N2, O2, SOx, NOx que se
forman en el regenerador y son arrastrados por el catalizador hacia el
reactor.
El gas que sale de la absorbedora secundaria se llama gas seco.
Del gas húmedo es necesario retirar los productos C3....C7 para aumentar la
producción de LPG y gasolina, esto se logra a elevadas presiones,
aumentando enfriamiento, absorción y fraccionamiento.
La recuperación de los C3 y más pesados se lo realiza por compresión de los
vapores de cabeza de la fraccionadora principal. La pequeña cantidad de C3
y mayores remanentes en el gas combustible son recuperados en las
absorbedoras de esponja primarias.
20
2.2.5.2 La sección de Fraccionamiento
La sección de fraccionamiento consiste de un despojador y una
debutanizadora.
El despojador remueve el H2S, C2 y más livianos de la gasolina no
estabilizada antes de que esta entre a la debutanizadora.
La debutanizadora separa los C3 y C4 de la gasolina
La inyección de agua a los G-E1/E2 se lo realiza con el fin de prevenir el
depósito interno en los tubos por sales de sulfuro de amonio.
2.2.5.3 ABSORBEDORA PRIMARIA (G-V6)
Diseñada para recuperar del gas rico la mayor parte de propileno, propano,
butileno y butano.
El flujo bajante de la gasolina absorbe los C3 y C4 del gas que fluye hacia
arriba.
La eficiencia de la absorción está en función de; flujo de Gasolinas, flujo de
ACL, temperatura (F-V10, G-E20, G-E3, reflujo de G-V6, temperatura de
gasolinas), presión.
Esta absorbedora consta de 36 platos tipo válvula.El flujo de gasolina
estabilizada va al plato 1 y la gasolina no estabilizada va la plato 6, esto se
debe, a que, como la gasolina estabilizada está más libre de C3 y C4,
entonces puede atrapar el remanente de LPG que no puede atrapar la
gasolina inestable de la corriente que entra a la absorbedora primaria.
Incrementando el flujo de gasolina estabilizada se incrementa la absorción.
21
El proceso de absorción es un proceso exotérmico, por lo cual bajando la
temperatura también se incrementará la eficiencia de la absorción, lo mismo
sucede incrementando la presión.
Para que el proceso de absorción sea eficiente se debe trabajar a una
temperatura menor a 50°C en la cabeza de la G-V6
2.2.5.4 ABSORBEDORA SECUNDARIA
Se la conoce con el nombre de absorbedora de esponja y recupera los C5 y
C6 del gas proveniente de la absorbedora primaria usando ACL como medio
absorbente.
Las variables de operación son las mismas que en la absorbedora primaria.
La torre es de rellenos.
En los gases de la G-V7 el contenido de C3 más C4 debe ser máximo de 5%
La temperatura de la cabeza del G-V7 debe ser menor a 40°C. Cuando al
temperatura es mayor es un indicativo de un excesivo proceso
absorbente(exotérmico) y el medio de aliviarle sería enfriarle más la carga al
absorbedor primario poniendo en servicio la G-V11, con el único fin de
eliminar calor y así disminuir la carga térmica a los aerorefrigerantes de la
fraccionadora principal (F-V7).
La eficiencia de las absorbedoras también se ve afectada (disminuye) por el
excesivo despojo del stripper(GV-8), ya que los gases de cabeza del stripper
vuelven a pasar por el absorbedor primario.
2.2.5.5 DESPOJADORA
El propósito de la despojadora es eliminar de la gasolina y LPG el H2S y los
gases más livianos que el C3.
22
La variable principal de control es la cantidad de vapores despojados por
G-FI721. Incrementando este flujo de vapor disminuirá el contenido de H2S
en la alimentación a la debutanizadora, pero incrementará el contenido de C3
en el gas pobre de la absorbedora de esponja lo cual llevará a la baja
recuperación de C3.
Por el contrario insuficiente producción de vapores conducirán el C2 y H2S a
la debutanizadora y desajustarán el control de presión de la misma.
Si la velocidad de despojamiento es excesiva, los vapores despojados
contendrán componentes más pesados que los deseados, los cuales
terminarán en la fase líquida en el acumulador de alta presión. Estos
retornarán a la despojadora e incrementarán la carga líquida y caída de
presión a través de la despojadora. Estas condiciones conducirán a los
líquidos a regresar a la G-V5. Esto también obliga a que los componentes
pesados pasan a la G-V7 y regrese con el ACL a la fraccionadora.
La anterior condición es fácilmente reconocida, ya que habrá un incremento
de C3 y C4 en el gas pobre y una baja producción de LPG. Además
aumentará el nivel de líquido en el acumulador de alta presión.
Otra variable sensible también es el nivel .
La torre consta de 36 platos de válvulas de 2 pasos
El stripper debe operar con la temperatura óptima para permitir que la
mezcla LPG-Gasolina salga habitualmente con 5 ppm de H2S para
recuperaciones del 95% de LPG.
23
2.2.5.6 DEBUTANIZADORA
Esta cumple la función de separar la gasolina (mayor de C5) del LPG. La
torre consta de 40 platos, 20 superiores de dos pasos y 20 inferiores tipo
válvulas de 3 pasos.
La principal variable de operación es la temperatura del plato 6. Esta
temperatura debe mantenerse para obtener la composición deseada del
LPG producido y la PVR de la gasolina en el orden de 4-5 kg/cm2.
Aumentando la temperatura del plato 6 se permitirá que los C5 y superiores
vayan como producto de cabeza y contaminan el LPG. Contrariamente, muy
baja temperatura en el plato 6 producirá alto PVR en la gasolina.
Respecto a la presión, esta no es una variable que se manipule. Pero
aumentando la presión conducirá a obtener productos de cabeza más
livianos, pero esto requerirá más calor.
El PVR se controla manipulando la temperatura del domo y la cantidad de C5
con la temperatura del fondo de la debutanizadora.
24
Figura 5. Unidad de GASCON (REE)
Ramos, F., (2009)
2.2.6 MEROX 300
En esta unidad el GLP obtenido en la Unidad de Concentración de Gases,
es tratado a fin de cumplir con las especificaciones máximas de corrosividad
vigentes en el país. Primero entra a una torre de absorción en donde el H2S
es captado por la dietanol amina, DEA, que tiene la característica de
absorber a este gas. El GLP saliente es sometido a un lavado cáustico, con
el cual reacciona el ácido sulfhídrico, H2S, que es un elemento corrosivo y
muy peligroso para la salud. Finalmente ingresa a un proceso de oxidación
de los mercaptanos en donde son convertidos en disulfuros, los mismos que
son separados y enviados a mezcla con el crudo, carga de las Unidades de
Destilación Atmosférica.
PC92 G-E11
A TEA
A TEA
SV6
G – V10
G-E24
G-P8
G-P7
LPG A ME – V321
LPG A ME – V304
FC-86
FC-85
G-E10
TI-83
G-E23
LC-78
A G – E7
DE
F-P7
DE
G-V8
A GAS
COMBUSTIBLE
FC-90
G-V9
G-10 CIRCUITO DE RECIRCULACION DE GASES UNIDAD GASCON REE
6”
6”
6”x4”
10”
1.5”
4”
20
21
4016”16”
6”
FC-4156”
10”
16”
12”
6”
6”
6”
8”8”
6”
6”
14”
6”
8”
6”
4”
4”
4”
6”
1/2”
4”x6”
1.5”
3”
8”
12”
1”
A TEA
8”x10”
1.5”
SV5
PDC93
4”
25
El GLP tratado de esta forma tiene la especificación de corrosión a la lámina
de cobre de máximo 1, que indica que no es corrosivo, luego de lo cual es
enviado a las esferas de almacenamiento para el despacho y
comercialización.
2.2.6.1 Mercaptanos
Los mercaptanos son una familia de compuestos orgánicos del azufre,
frecuentemente presentes en un amplio rango de destilados no tratados del
petróleo, tales como LPG, nafta, keroseno y gas oil. Los mercaptanos se
encuentran en el petróleo destilado originado en el crudo y podría
presentarse en igual forma en los subsiguientes tratamientos del crudo.
La concentración de estos mercaptanos en los destilados del crudo depende
del origen del crudo y de la distribución del azufre en el mismo.
La concentración de mercaptanos se mide en ppm. Ejemplo, 100ppm de
azufre mercaptano en keroseno significa que existe 100 partes de azufre
mercaptano en 1’000.000 de partes de keroseno.
Los mercaptanos son indeseables por muchas razones; los de bajo punto de
ebullición son moderadamente ácidos y caracterizados por un olor
extremadamente ofensivo, estas propiedades disminuyen conforme aumenta
el peso molecular del mercaptano. El tiophenol se encuentra principalmente
en los destilados crackeados y es indeseable en la gasolina producto ya que
eso produce una gasolina inestable por promover la hidroperoxidacion de
olefinas a gomas.
Todo compuesto de azufre inhibe la habilidad del plomo para incrementar el
octanaje de la gasolina.
26
En resumen los mercaptanos son indeseables por los efectos adversos tale
como: mal olor, estabilidad, contenido total d azufre, octano, suceptibilidad al
plomo.
2.2.6.2 Principios Generales
El proceso Merox es un tratamiento químico catalítico para destilados de
petróleo, que sirve para la remoción de los mercaptanos o para convertirlos
en disulfuros. Este proceso es versátil y se aplica a cargas con puntos
finales de ebullición tan altos como 345°C.
El proceso está basado en la habilidad de un catalizador compuesto de
quelatos metálicos del grupo del hierro para promover la oxidación de
mercaptanos a disulfuros usando aire como fuente de oxígeno. La reacción
es:
RSH + ¼ 02 ---------- ½ RSSR + ½ H2O
La oxidación se lleva a cabo en presencia de una solución acuosa alcalina
tal como el hidróxido de potasio o sodio.
La ecuación es conocida como reacción de ENDULZAMIENTO.
27
Figura 6. Unidad MEROX 300 (REE)
Fuente: Ramos, F., (2009), Unidad MEROX 300
Ramos, F., (2009)
2.2.7 HIDROTRATADORA DE NAFTAS, HDT
Esta planta tiene la función de purificar la nafta pesada para el proceso de
reformación ya que, este proceso utiliza un catalizador que es sensible a
ciertos contaminantes, como el azufre, nitrógeno, agua, compuestos
hidrogenados, hidrocarburos insaturados y ciertos metales.
Este proceso se realiza en presencia de hidrógeno y un catalizador, a fin de
lograr la desulfuración, desnitrificación, hidrogenación y eliminación de
metales. Con estas reacciones, estos contaminantes son reducidos a niveles
inferiores al 1ppm.
LC
91
LG
LG
TRATAMIENTO DE MEROX V
V-305
A ME-V327R
A ME-V301
DE ME-P305
DE G-E24
LPG DE
CRUDO 1
BI
AS
HC-339
A FC-363
FC-339
G-V10
A
ME-V310
ME-V307
PC-346
LPG
TRATADO
DE ME-P307
A ME - V310
3”
F
SV306
3”½”
F
SV305
½”
3”
1 ½” 1”
3”
1 ½” 1 ½”
1”
3”
4”
4”
4”
FV342
3”
1”
FV343
V-306
3”
V-304
28
De este proceso se obtiene la nafta hidrotratada y gas amargo que es
enviado a la Unidad de Tratamiento de Gases.
Figura 7. Unidad Hidrodesulfuradora de naftas HDT (REE)
Ramos, F., (2009)
2.2.8 REFORMADORA NUEVA, CCR
En esta Unidad se transforma la nafta pesada, compuesta por hidrocarburos
entre C6 y C11, mayoritariamente parafínicos y naftènicos, de bajo octanaje,
en hidrocarburos aromáticos de alto octanaje.
La nafta pesada es previamente tratada en la Hidrotratadora de naftas, a fin
de eliminar los contaminantes que son venenos del catalizador empleado en
esta Unidad.
Las reacciones que se producen en este proceso son: la deshidrogenación,
la isomerización y la deshidrociclaciòn. La deshidrogenación permite que los
hidrocarburos naftènicos sean deshidrogenados, dando como resultado
29
compuestos aromáticos. La isomerización, reacción mediante la cual las
parafinas y naftenos son transformados en isómeros. La dehidrociclaciòn de
parafinas, mecanismo por el cual las parafinas del hidrocarburo son
convertidas en aromáticos. Todos estos nuevos compuestos tienen mayor
número de octano que la carga. El octanaje obtenido depende la severidad
del proceso, pero por diseño en esta planta se puede obtener gasolinas con
número de octano alrededor de 100.
Los productos obtenidos en esta Unidad son: gasolina aromática de alto
octano, y una pequeña cantidad de GLP.
Figura 8. Unidad de Reformado Catalítico Continuo CCR (REE)
Ramos, F., (2009)
2.2.9 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y TRANSFERENCIAS
Está conformado por los tanques de almacenamiento del crudo, productos
intermedios, slop y productos terminados, así como las esferas en las cuales
se almacena GLP. Debido a que se hallan productos con diferente
volatilidad, existen tanques de almacenamiento apropiados para cada
producto, así por ejemplo, el crudo y las gasolinas son almacenadas en
tanques con techo flotante, que minimizan la evaporación de los productos
30
livianos. Para los productos más pesados como el diesel, fuel oil y asfaltos,
se utilizan con techo fijo.
En el área de tanques se recibe y prepara el crudo para la entrega a planta,
se realizan mezclas de productos para alcanzar las especificaciones
exigidas por el mercado nacional e internacional y se realizan las mediciones
de volúmenes en cada tanque, a fin de conocer cuál es la existencia real de
estos, antes y después de los diferentes operativos, como recepciones y
despachos.
Para la operación de los productos terminados que serán enviados para el
consumo nacional y exportación, se realizan mezclas de diferentes
corrientes, se toman las muestras para el control de calidad, y se realizan
despachos a diferentes destinos.
2.2.10 GENERACIÓN DE VAPOR
El proceso de generación de vapor se realiza mediante la alimentación a los
calderos con agua desmineralizada, la misma que es calentada en el interior
de tubos que conforman la zona de transferencia de la caldera, hasta la
obtención del vapor. El agua utilizada para este propósito, es rigurosamente
tratada, para eliminar impurezas como el sílice, y sales de calcio y magnesio,
y oxígeno, que provocan corrosión e incrustaciones.
El calor necesario para el calentamiento del agua es suministrado por la
combustión de gas combustible y/o fuel oil, en quemadores instalados en el
interior de los calderos.
El vapor generado para diferentes usos es de 600 psi, 150 psi y 50 psi de
presión, el mismo que es enviado a las diferentes Unidades de Procesos por
medio de cabezales de distribución. Otra parte es utilizada directamente
para mover los turbogeneradores para la generación eléctrica.
31
Figura 9. Caldera para generación de vapor (REE)
Ramos, F., (2009)
2.2.11 DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES
Los combustibles utilizados por los hornos y calderas de la Refinería son el
fuel oil y el gas combustible. El fuel oil es calentado y mantenido a una
temperatura alrededor de 1200C, a la cual es bombeado y distribuido
mediante cabezales que llegan a todas las Plantas de Proceso.
El gas combustible que es recibido de las Unidades de Tratamiento de
Gases es mantenido a una presión de alrededor de 3.5 kg/cm2.
32
2.2.12 SISTEMA DE TEAS
Las Teas se utilizan para quemar los excesos de gases ligeros generados en
los diferentes procesos de refinación que no se consumen en el proceso de
refinación. El sistema de Tea primario, está conformado por un cabezal
general que en donde se recogen estos gases, los mismos que son
canalizados hasta un tambor de separación de condensados. El exceso de
gas se quema en un quemador con inyección de vapor para aumentar el
contacto hidrocarburo aire y mejorara la combustión.
En las ampliaciones de 1987 y 1997, se construyeron incineradores para las
plantas de azufre en donde se combustiona el H2S remanente, producto de
este proceso. En la última ampliación con la construcción de las nuevas
Unidades, se construyó también una nueva Tea que cumple el mismo
propósito que la Tea original, es decir, quemar los gases ligeros no utilizados
en los procesos.
33
Figura 10.Sistema de teas (REE)
Ramos, F., (2009)
2.2.13 TRATAMIENTO DE GAS COMBUSTIBLE
Existen Unidades destinadas al tratamiento de gases. La función de estas
unidades es tratar el gas combustible, mediante la captura del ácido
sulfhídrico existente en las diferentes corrientes provenientes de los
procesos de refinación. Los principales aportes de gas son de las Unidades
de FCC, HDS, HDT y Reductoras de Viscosidad.
Debido a las diferentes presiones a las que se obtienen los gases, existen
dos sistemas de tratamiento, denominados de baja presión y de alta presión.
El tratamiento es realizado en absorbedoras que utilizan DEA para la
recuperación de H2S, el cual es enviado a las Unidades de Recuperación de
Azufre. El gas con menor concentración de H2S es enviado al sistema de
Combustibles para su distribución hacia los diferentes hornos y calderas de
34
la Refinería. Estas Unidades ayudan a disminuir la contaminación
atmosférica, al evitar que los compuestos de azufre sean arrastrados en el
gas combustible y que al combustionarse generen óxidos de azufre.
Los gases contenidos en el petróleo y los que se generan en las unidades de
los distintos procesos de refinación, se utilizan como combustible en las
refinerías. Estos gases requieren la eliminación de compuestos de azufre y
nitrógeno, que de no hacerlo, contaminarán el ambiente al ser quemados en
loshornos y calderos, produciendo SOx y NOx causantes de las lluvias
ácidas.
En la R.E.E se los conoce como las unidades U y U1.Su función es tratar el
gas combustible, mediante la captura del gas sulfhídrico (acido sulfhídrico)
existente en las diferentes corrientes que provienen de los procesos de
refinación como FCC, HDS, HDT, y reductoras de viscosidad (visbreaking).
Los principales contaminantes del gas combustible en refinería son:
Esto obliga a que los gases sean tratados antes de ser enviados a equipos
de combustión (Calderos, Hornos, Generadores eléctricos). El principal
proceso de tratamiento de endulzamiento de estos gases es el de absorción
con dietanolamina.
35
Figura11. Unidad de Tratamiento de Gas Combustible (REE)
Ramos, F., (2009)
36
En el esquema de la unidad de tratamiento de Gas Combustible “U”, se
observa que existen dos unidades para el tratamiento del gas, la UV1 que
trabaja a baja presión (4 kg/cm2), y la UV3 que trabaja a alta presión (12.5
kg/cm2). El sistema de baja presión recibe los gases provenientes de
destilación atmosférica y visbreaking; mientras que el sistema de alta presión
recibe los gases provenientes de FCC y visbreaking.
Los gases luego de entrar en el sistema, ingresan al demister (U-V1 sistema
de baja presión, y UV-3 sistema de alta presión), en donde el gas es
separado del agua, la misma que cae al fondo del recipiente y va al sistema
SLOP de reinyección de agua; mientras que el gas pasa hacia la
absorbedora.
En la absorbedora (U-V2 sistema de baja presión, U-V4 sistema de alta
presión) ingresa el gas proveniente del demister y se lo trata con
dietanolamina en solución al 20%. Por la parte superior de la absorbedora
ingresa la amina pobre (sin H2S), y sale por la parte inferior como amina rica
(con alta concentración de H2S), es decir la dietanolamina retira el H2S del
gas para que este pueda ser utilizado como gas combustible.
El gas tratado una vez libre de H2S sale por la parte superior de la
absorbedora hacia el cabezal Y-V2501; mientras que la amina contaminada
es tratada para volverla a utilizar.
2.2.13.1 FUNCIONAMIENTO DE LA PLANTA DE AMINAS
La Planta de Aminas elimina los contaminantes ácidos del fuel gas y de las
corrientes residuales gaseosas de los hidrotratamientos de los
hidrocarburos. El fuel gas (gas obtenido en procesos como el craqueo
catalítico y el hidrotratamiento, que contiene altas concentraciones de sulfuro
de hidrógeno (H2S), debe tratarse para poder usarlo como combustible de
refinería.
37
En dicha Planta, las corrientes de hidrocarburos líquidos y gaseosos que
contienen sulfuro de hidrógeno se cargan en una torre de absorción de gas o
en una torre de contacto de líquidos, donde los contaminantes ácidos son
absorbidos por disoluciones de aminas que circulan en contracorriente, de
forma que el H2S se disuelve en este absorbente liquido.
La amina, rica en H2S disuelto tras la absorción, se calienta y agota con
vapor para eliminar el sulfuro. La amina pobre en H2S retorna al proceso de
absorción y la corriente de elevada concentración en sulfuro de hidrógeno se
envía a la Planta de Recuperación de Azufre.
Figura 12.Unidad de Tratamiento con Dietanolamina
Ramos, F., (2009)
38
2.3 CROMATOGRAFÌA DE GASES
La cromatografía de gases es una técnica cromatográfica en la que la
muestra se volatiliza y se inyecta en la cabeza de una columna
cromatográfica. La elución se produce por el flujo de una fase móvil de gas
inerte. A diferencia de los otros tipos de cromatografía, la fase móvil no
interactúa con las moléculas del analito; su única función es la de transportar
el analito a través de la columna.
Existen dos tipos de cromatografía de gases (GC): la cromatografía gas-
sólido (GSC) y la cromatografía gas-líquido (GLC), siendo esta última la que
se utiliza más ampliamente, y que se puede llamar simplemente
cromatografía de gases (GC). En la GSC la fase estacionaria es sólida y la
retención de los analitos en ella se produce mediante el proceso de
adsorción. Precisamente este proceso de adsorción, que no es lineal, es el
que ha provocado que este tipo de cromatografía tenga aplicación limitada,
ya que la retención del analito sobre la superficie es semipermanente y se
obtienen picos de elución con colas. Su única aplicación es la separación de
especies gaseosas de bajo peso molecular. La GLC utiliza como fase
estacionaria moléculas de líquido inmovilizadas sobre la superficie de un
sólido inerte.
La GC se lleva a cabo en un cromatógrafo de gases. Éste consta de
diversos componentes como el gas portador, el sistema de inyección de
muestra, la columna (generalmente dentro de un horno), y el detector.
39
Figura 13. Diagrama de cromatografía de gases
Ramos, F., (2009)
40
Figura 14. Resultado de una Cromatografía de gases
Ramos, F., (2008)
METODOLOGÍA
41
3 METODOLOGÍA
A continuación se dará a conocer la investigación realizada en campo, con
los respectivos análisis y resultados que se obtuvieron.
3.1 DESCRIPCIÓN DE LOS PRINCIPALES PROCESOS DE
LOS CUALES SE OBTIENEN Y SE MANEJAN GASES
DENTRO DE LA REE
A continuación se describirán los principales procesos de los cuales se
obtienen y se manejan gases dentro en la REE.
3.1.1 UNIDAD FCC (CRACKING CATALÍTICO FLUIDIZADO)
La unidad de FCC maneja el gasóleo que viene de la Unidad de Destilación
al Vacío. En la unidad de FCC es en donde se obtiene la mayor cantidad de
GLP y gas combustible en la refinería.
El proceso comienza precalentando el gasóleo a 2200C. En esta unidad se
utilizan catalizadores aceleradores, los mismos que son calentados a 7000C.
Con el gasóleo precalentado a 1200C y el catalizador a 7000C, se obtiene el
cracking a u una temperatura de 5300C. las principales funciones del
catalizador son convertir al aceite en gas, y realizar el craqueo del gasóleo.
Cabe recalcar que el catalizador que se utiliza en este proceso es de base
aluminio.
Luego de realizar el craqueo, se obtienen tanto gases húmedos
(condensables) así como gases secos (no condensables). Los gases
húmedos se licúan a 15 kg/cm2 para poder separarlos de los gases secos.
Los gases secos pasan a la Unidad de Tratamiento de Gas Combustible
42
para su posterior tratamiento; mientras que la gasolina y GLP son llevados a
los procesos Merox 200 y Merox 300 respectivamente.
En la Unidad de Merox 300 se realiza la absorción con aminas, la amina se
encarga de separar el H2S del gas; luego de esto, el gas pasa a un lavador
cáustico con sosa cáustica a 100Baume en donde se termina de separar el
H2S del gas. Finalmente el gas pasa a la etapa de oxidación de mercaptanos
a disulfuros, lo cual se realiza con sosa de 200Baume en extractores.
Finalmente el gas pasa a las esferas de almacenamiento de GLP para su
posterior comercialización.
La unidad de FCC tiene una capacidad de procesamiento de 180000 barriles
diarios, actualmente se opera al 97% de su capacidad, y se obtiene 11000
barriles de gasolina y 500 toneladas de GLP.
Las corrientes de la Unidad de FCC se destinan a lo siguiente:
Tabla 1. Unidad FCC
CORRIENTE DESTINO
Gas A tratamiento de Gas, Gas combustible Refinería,
petroquímica.
C3s y C4s, LPG A tratamiento, almacenamiento en Esferas,
despacho, petroquímica.
Gasolina Tratamiento, almacenamiento, despacho.
Nafta Tratamiento para mezcla de Gasolinas.
Aceites Cíclicos y Fondos Mezcla para Fuel oil.
Ramos, F., (2009)
43
Figura 15. Craqueo Catalítico Fluido FCC (REE)
Ramos, F., (2009)
3.1.2 UNIDADES CATALÍTICAS 3 (UTILIDADES)
Esta unidad se encarga del tratamiento del gas combustible, la misma que
trata el gas de refinería para eliminar los contaminantes del gas, a fin de
utilizar éste dentro de la refinería. Dentro de la refinería todas las unidades
utilizan fuel gas.
Para la utilización de fuel gas se toman las fracciones más livianas C1 y C2;
la unidad que produce mayor cantidad de fuel gas es la de FCC (Cracking
Catalítico Fluidizado). Para utilizar el fuel gas en las diferentes unidades, se
eliminan de su composición el H2S y CO2.
44
La unidad de gas combustible tiene dos sistemas, el de baja presión que
maneja una presión de 4 kg/cm2 y el de alta presión que maneja una presión
de 12.5 kg/cm2.
El sistema de baja se encarga de separar la fase gaseosa de la fase líquida,
luego el agua va a una malla en donde es separada y va al fondo del
recipiente. Después el gas pasa a una absorbedora, en donde en la parte
superior entra la amina pobre, es decir libre de H2S (Dietanolamina). Una
vez que la amina toma contacto con el gas, ésta absorbe el ácido sulfhídrico
(H2S) del mismo. El gas, una vez que ha sido tratado con amina y quitado de
su composición el H2S, va hacia el cabezal de gas para su almacenamiento
y posterior utilización. La amina rica que sale de la absorbedora va hacia la
despojadora para ser tratada y extraer el H2S de su composición.
El sistema de alta presión procesa un aproximado de 6058 metros cúbicos
de gas por hora, mientras que el sistema de baja presión procesa un
aproximado de 1683 metros cúbicos por hora.
Eventualmente, se toman muestras tanto de la amina rica como de la amina
pobre, para ser analizadas en laboratorio, y de acuerdo a los resultados de
los análisis, se toman las acciones correctivas en el sistema de absorción y
regeneración de amina.
Los principales equipos de refinería que trabajan con gas combustible son
los hornos y calderas; otros equipos secundarios que trabajan con gas
combustible son los incineradores.
3.1.3 UNIDAD DE UTILIDADES
A esta unidad llega el gas combustible proveniente del cabezal de gas
perteneciente a las unidades catalíticas 3. La isomerizadora también aporta
una parte de gas combustible a esta unidad. El principal componente de la
Unidad de Utilidades es un domo de gas que recibe el gas combustible. Este
domo trabaja a una presión de 3.5 kg/cm2.
45
Dentro de la refinería, los principales equipos que trabajan con gas
combustible son 4 calderas y 13 hornos. La línea por donde se traslada el
gas combustible se la mantiene a la misma presión que se encuentra el gas
en el domo, es decir a 3.5 kg/cm2. En caso de que exista exceso de presión,
la misma va directo a las teas para desfogar el exceso de presión que se
presente.
En caso de que exista déficit de gas combustible se utiliza LPG vaporizados,
esto se lo hace gasificando el LPG que esta condensado y este gas se lo
manda al proceso para utilizarlo como gas combustible. Esto se lo hace cada
vez que ocurre algún problema con el proceso MEROX.
A demás la unidad de utilidades está conformada por los siguientes
procesos complementarios indispensables:
1. Generación de vapor de alta (600 psi), mediana (150 psi) y baja presión
(50 psi)
2. Generación de electricidad.
3. Generación y sistema de distribución de aire para procesos y para
instrumentos.
4. Sistema de distribución de combustibles.
3.1.3.1 Generación de vapor:
Tiene los siguientes objetivos:
• Para la generación eléctrica en turbinas de vapor.
• Para calentamiento y despojamiento en los procesos de refinación.
(fraccionadoras y strippers, despojadores)
• Para dar fluidez a combustibles / hidrocarburos pesados
• Para evitar la coquización en los hornos
46
• Para mejorar la combustión en hornos, calderos, teas, mecheros y
todo tipo de quemadores.
• Para limpieza de derrames de hidrocarburos especialmente en pisos
(vaporizaciones).
La REE dispone de 4 calderos que tienen una capacidad conjunta de
generación de 265 toneladas de vapor /hora.
El proceso inicia con la alimentación a los calderos con agua
desmineralizada la misma que es calentada en el interior de tubos situados
en la zona de transferencia de calor del caldero, hasta la obtención del
vapor.
El agua utilizada es rigurosamente tratada para eliminar impurezas como:
sílice, sales de calcio y magnesio (dureza) y oxígeno disuelto que provocan
corrosión e incrustaciones en tuberías y equipos.
En los calderos se combustiona gas combustible o fuel oil.
El vapor generado es enviado a las diferentes unidades de proceso por
medio de cabezales de distribución.
3.1.3.2 Generación de electricidad
La electricidad es indispensable para el funcionamiento de una refinería. En
la REE se tiene 4 turbogeneradores con una capacidad total instalada de
generación de 30,6 Mw./ hora. Estos turbogeneradores están accionados
con vapor de 600 psi. La REE además dispone de suministro eléctrico del
SNI (Sistema Nacional Interconectado) que se utiliza en caso de deficiencias
en la generación local o para los arranques iniciales, como medida de
seguridad.
47
La distribución de la energía eléctrica a las unidades de proceso se realiza
mediante una red de distribución que tiene diferentes niveles de energía:
13,2 Kv; 4,16 Kv; 0,48 Kv.
3.1.3.3 Sistema de AIRE.
Se produce aire para:
• Accionamiento de sistemas de control automático combinados;
electrónicos (PLC’s) y neumáticos. Aire de instrumentos.
• Para uso en procesos, como oxidante (merox).
• Para accionamiento de herramientas neumáticas.
• Para trabajos de mantenimiento industrial.
En la REE se produce este tipo de aire mediante 4 compresores centrífugos
que lo captan del ambiente.
El aire de instrumentos previa a la distribución, es secado en lechos de
alùmina activada para retener la humedad (desecarlo) que puede dañar
estos instrumentos.
3.1.3.4 Distribución de combustibles.
Los combustibles utilizados en los hornos y calderos de una refinería son:
FUEL OIL y GAS COMBUSTIBLE.
El fuel oil es calentado en un horno y mantenido a una temperatura
alrededor de 120ºC a la cual es bombeado y distribuido mediante cabezales
que llegan a todas las plantas de procesos por medio de tubería con
aislamiento térmico.
El gas combustible que es recibido de la unidad de tratamiento de gases
(Gascon) se mantiene a 3,5 Kg / cm2 de presión.
48
Figura 16. Horno para el calentamiento del fuel oil para calderos y hornos
Ramos, F., (2009)
3.1.4 SECCIÓN DE RECUPERACIÓN Y ESTABILIZACIÓN DE LPG EN LA
UNIDAD DE REFORMADO CATALÍTICO CONTINUO (CCR)
El líquido frío separado del P2-V4, es contactado con gas residual del
estabilizador y dejado separar en el P2-V5, el tambor absorbedor de LPG. El
propósito de esta etapa es el de recuperar la máxima cantidad de LPG, esto
es C3 y C4's del domo del estabilizador.
El vapor del P2-V5 es enviado a gas combustible bajo control de presión.
Esta corriente es predominantemente de cortes ligeros, es decir C1 y C2's y
controla la presión de operación del estabilizador. El líquido separado de
este tambor es bombeado por la P2-P2 a través de los intercambiadores
fondos/carga del estabilizador P2-E9 A/B/C para ingresar al estabilizador P2-
49
V6 en el plato 12 (desde el tope). El estabilizador, operando a un promedio
de 15 kg/cm²g reduce la fracción de C4 y más ligeros en el reformado a
menos de 0.5% vol. El estabilizador es rehervido con un horno P2-H4,
circulando con las bombas del rehervidor P2-P5. El control de temperatura
está en el plato cuatro desde el fondo.
Los domos del P2-V6 son parcialmente condensados en aeroenfriador P2-
E10 y subenfriados en el intercambiador con agua de enfriamiento P2-E11
para colectarse en el P2-V7, el tambor de reflujo del estabilizador. El vapor
del domo es retornado al P2-V5 para la recuperación de LPG. Una porción
del líquido separado es bombeado por la P2-P3 bajo control de flujo como
reflujo al P2-V6. Una corriente separada del líquido como LPG es retirada a
través de la P2-P4 bajo control de flujo con reajuste de nivel y es enviada a
almacenamiento. Los fondos del estabilizador, después del enfriamiento
parcial en los intercambiadores carga/fondos del estabilizador, son
posteriormente enfriados en el aeroenfriador de reformado P2-E12, y con
agua en el enfriador de reformado P2-E13. Este producto reformado es
luego, bajo control de nivel, presurizado directamente hacia almacenamiento
o hacia el mezclado de gasolina.
3.2 CUANTIFICACIÓN DE GLP Y GAS COMBUSTIBLE
PRODUCIDO Y CONSUMIDO EN LOS DIFERENTES
PROCESOS DE REFINERIA.
A continuación se presenta un promedio de la producción diaria de GLP y
del gas de utilidades que se procesa en la REE, así como también se da a
conocer el consumo diario de gas de utilidades en los hornos y calderas de
la REE.
50
3.2.1 PRODUCCION DIARIA DE GLP Y GAS COMBUSTIBLE EN LA
REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS.
El promedio de producción diaria de GLP y de gas combustible, se presenta
a continuación:
GLP:
Destilación Atmosférica 1 58.5 m3
Destilación Atmosférica 2 42.8 m3
FCC 777.9 m3
CCR 35.0 m3
Carga Total para MEROX GLP 914.2 m3
No existen pérdidas en el proceso
GAS COMBUSTIBLE:
Existen dos Unidades que procesan gas combustible:
Gas Combustible 1:
Destilación Atmosférica 1 62.0 m3
Destilación Atmosférica 2 61.8 m3
Visbreaking 1 55.2 m3
Visbreaking 2 43.2 m3
FCC 231.5 m3
Carga Total para Gas Combustible 1 453.7 m3
Gas Combustible Tratado 384.5 m3
H2S producido 46.5 m3
Pérdidas en el proceso 22.7 m3
Gas Combustible 2:
Tratamiento de Diesel 41.0 m3
51
Tratamiento de Naftas 68.0 m3
CCR 116.8 m3
Carga Total para Gas Combustible 2 225.8 m3
Gas Combustible Tratado 214.5 m3
Pérdidas en el proceso 11.3 m3
En el anexo 8 está detallado el balance de carga y producción diaria de la
REE.
3.2.2 CONSUMO DE GAS COMBUSTIBLE EN LA REFINERÍA ESTATAL
DE ESMERALDAS.
El consumo promedio de gas combustible en los diferentes hornos y
calderas fue el siguiente:
Horno de Destilación Atmosférica 1 710 kg/hora
Horno de Destilación al Vacío 1 720 kg/hora
Horno de Visbreaking 1 1320 kg/hora
Horno de Destilación Atmosférica 2 1057 kg/hora
Horno de Destilación al Vacío 2 410 kg/hora
Horno de Visbreaking 2 1000 kg/hora
Hornos de HDT (2) y CCR (4) 2036 kg/hora
Horno de HDS 515 kg/hora
Horno de Planta de Azufre 1 20 kg/hora
Calderas de Generación de Vapor 1900 kg/hora
Cabe recalcar que este es un promedio del consumo diario de gas
combustible en los diferentes hornos y calderas.
Tanto los hornos y calderas funcionan con una combinación mixta de
fuel oil y gas combustible.
52
Existen cuatro calderas en la refinería, cada caldera posee 4
quemadores, solo 2 de las 4 calderas poseen 1 quemador a gas cada
una.
Cuando hay déficit de gas combustible para abastecer hornos y
calderas, se toma GLP para completar la unidad de GASCON. En este
dia, miércoles 07 de noviembre del 2012, se estaba abasteciendo a la
unidad de GASCON con un volumen de 1300 kg/hora de GLP
proveniente de las esferas de almacenamiento.
Gas quemado en teas:
Gas quemado en teas proveniente de destilación atmosférica 1: 1700
kg/hora.
Gas quemado en teas proveniente de destilación atmosférica 2: 1000
kg/hora.
Gas quemado en teas proveniente de HDT y CCR: 383 kg/hora.
El gas que sale de la planta de azufre y de HDT va hacia la incineradora
de gases, donde se incinera este gas y se lo dispone a la atmosfera
como S02.
La refinería cuenta con dos teas externas, la tea nueva recibe los gases
residuales provenientes de la planta de azufre y CCR. La tea antigua
recibe los gases residuales provenientes de FCC, destilación
atmosférica, destilación al vacio y visbreaking.
No hay indicador de flujo de gases en las teas, con lo que no se sabe a
ciencia cierta la cantidad de gas que se esta quemando a diario en
refinería.
53
3.3 ANÁLISIS DE LABORATORIO
A continuación se explican las diferentes pruebas que se realizan en
laboratorio para medir la calidad del GLP y gas de utilidades.
3.3.1 CROMATOGRAFÍA DE GASES
En el laboratorio de gases se analiza el gas licuado de petróleo (GLP)
proveniente de las unidades generadoras de GLP que en este caso son las
Unidades Merox 300, y también el GLP que se almacena en las esferas para
su posterior comercialización.
Lo primero que se realiza es tomar una muestra de GLP en un instrumento
llamado bala, el mismo que contiene en su interior una placa de cobre.
Luego de tomar la muestra, se somete a la misma a un baño maría de
1000C, con el fin de eliminar impurezas que pudiesen afectar el resultado en
la cromatografía de gases.
Figura 17. Bala (REE)
54
Después de que la bala ha sido sometida al baño maría, la muestra de gas
es sometida a la prueba en el cromatógrafo de gases. La muestra de gas
que se realiza en el cromatógrafo es únicamente la que proviene de las
esferas de almacenamiento.
El cromatógrafo se compone del cromatógrafo propiamente dicho, de la
entrada de aire, del generador de hidrógeno, de la entrada del gas de
arrastre, y de la computadora en donde se obtienen los resultados.
En la prueba en el cromatógrafo lo primero que se realiza es ingresar la
muestra de GLP contenida en la bala de muestra, luego se genera
hidrógeno, el mismo que pasa al cromatógrafo y tiene la función de quemar
al GLP para de esta manera separarlo en sus diversos componentes. Una
vez que el hidrógeno entra al cromatógrafo la muestra de GLP se evaporiza
y se divide en sus diferentes componentes.
En la prueba con la placa de cobre, el principal problema que se observa es
la corrosión que contiene el gas. La corrosión se le atribuye al color que
presenta la placa de cobre, de acuerdo a una tabla de colores, la cual
determina el nivel de corrosión presente en el gas. La corrosión dentro de las
esferas o dentro de las unidades Merox puede darse por problemas
químicos, mecánicos, o por una mala composición del GLP.
55
Figura 18. Análisis Cromatográfico de GLP (REE)
PETROINDUSTRIAL (2012)
56
Figura 19. Análisis Cromatográfico de Gas Combustible (REE)
PETROINDUSTRIAL (2012)
57
La norma INEN para cromatografía de gases que rige en nuestro país es la
Norma INEN 683:1982-03, ver anexo 9.
3.3.2 TRATAMIENTO DE GAS CON AMINAS
El tratamiento de gas con amina es un proceso de endulzamiento por
absorción, la amina màs utilizada es la DEA (dietanolamina). En el mundo
existen unas 35 mil plantas de endulzamiento por este proceso, incluida la
REE.
3.3.2.1 DETERMINACIÓN DE LA DIETANOLAMINA EN SOLUCIÓN
MÉTODO SM-1D PARA (DEA LIBRE)
MÉTODO:
La DEA libre se titula con ácido sulfúrico 0.1 N usando púrpura de metilo
como indicador.
REACTIVOS
Ácido sulfúrico 0.1 N
Solución indicadora de púrpura de metilo.
APARATOS
Bureta De 50 ml.
Pipeta de OstwaldFolin 1 ml.
Vaso o matraz Erlenmeyer de 250 ml.
PROCEDIMIENTO
Colocar aproximadamente 100 ml de agua neutra en un matraz o vaso de
250 ml. Mida exactamente 1 ml de solución de amina (nota 1) con la pipeta
58
de OstwaldFolin y transfiera la solución al matraz con agua, enjuagando la
pipeta con agua destilada. (en el mismo matraz).
Agregue 3 gotas de solución indicadora y titule, hasta un punto final definido
de púrpura, con ácido sulfúrico 0.1 N. Caliente hasta ebullición y hierva
durante un minuto. Si la muestra queda púrpura o gris-verde, considere la
titulación como punto final. Si se toma verde, enfríe ligeramente y titule de
nuevo a un color púrpura, tomando la lectura final en la titulación. Deberá
agregarse más indicador en titulaciones de solución que contienen H2S,
cuando el color del indicador es destruido totalmente.
CÁLCULOS
El por ciento de dietanolamina en solución se calcula por la siguiente
fórmula:
gr de DEA por 100 ml de solución = 1.05 x ml H2SO4
El por ciento de amina en peso es el valor calculado aquí, dividido entre el
peso específico de la solución analizada. Sin embargo, para la operación de
la planta, son satisfactorios los gramos/100 ml.
El tamaño de muestra, y la fuerza y clase del ácido empleado puedan ser
cambiados como se desee, haciendo el cambio correspondiente en el factor
empleado en el cálculo.
La fórmula general es:
gr de amina como DEA por cada 100 ml de solución
Nota 1: La solución de amina pobre (regenerada), deberá ser titulada
considerando que la presencia de H2S y CO2 tienden hacer que el punto final
de vire del púrpura de metilo, sea menos definido.
59
Para los propósitos de control, no es ordinariamente necesario hervir la
muestra como se dijo anteriormente, después de que el punto final se ha
alcanzado. Sin embargo, para resultados exactos, deberá seguirse el
procedimiento descrito.
3.3.2.2 DETERMINACIÓN DE H2S APARENTE TAL EN SOLUCIONES DE
AMINAS (NOTA 6)
MÉTODO SM-6
Método: El H2S y el tiosulfato son determinados por oxidación en medio
ácido con una solución estándar de yodo.
Reactivos:
Solución estándar 0-1N de yodo
Solución estándar 0-1N de tiosulfato de sodio.
Ácido clorhídrico concentrado
Solución indicadora de anaranjado de metilo.
Solución de almidón, preparada agitando una cucharada de (2.5 g) de
almidón soluble en un pequeño volumen de agua, vaciando la pasta
resultante en un litro de agua hirviendo (o un cuarto de galón).
Hervir 5 minutos y enfriar posteriormente un poco y añadir 1.2 gramos de
ácido salisílico, disuelto en 50 ml de agua hirviendo como un preservativo.
Haga una nueva solución cuando aparezca moho, grumos o no se obtenga
un color definido con la solución de yodo.
60
APARATOS:
Bureta de 50 ml
Pipeta de OstwaldFolin de 1 ml
Pipeta volumétrica de 10 ml
Probeta graduada de 25 ml
Matraz Erlenmeyer de 250 ml
Embudo y papel filtrado
PROCEDIMIENTO:
(Nota 1 y Nota 2) Para una solución que contenga más de 100 gramos de
H2S por galón, se deberá tomar un ml de muestra, cuando la solución
contenga más bajas cantidades de H2S, se usarán muestras de 10 ml.
Coloque aproximadamente 50 ml de agua destilada en un matraz
Erlenmeyer de 250 ml y agregue aproximadamente 25 ml (nota3) de
solución estándar de yodo medido exactamente con la bureta de yodo.
Agregue un volumen de HCl concentrado igual a la solución de amina
tomada como muestra. (nota 4) Agregue la solución de amina con una pipeta
en el matraz mientras se agita vigorosamente el contenido para así poder
hacer un rápido mezclado y prevenir la pérdida de H2S.
Después de la titulación, chocar la acidez con inhibidor anaranjado de metilo
como indicador, descartando si la muestra no está ácida. (nota 5)
CÁLCULOS:
H2S aparente total en granos/gal, de solución =
61
El contenido de H2S en la solución en granos/gal, puede ser convertido a
volumen de H2S (H2S gaseoso seco a 60°F y 760 mm de Hg) por volumen
de solución, dividiendo entre 85.
Nota 1: Para trabajo de control de planta de solución pobre, el H2S aparente
total puede ser titulado directamente con yodo como sigue:
Pipetear una cantidad conveniente de solución de muestra (generalmente 5
a 10 ml) en un matraz Erlenmeyer de 500 ml conteniendo cerca de 100 ml
de agua. Agregue una cantidad de ácido clorhídrico bien, 2 ml de solución de
almidón y titule inmediatamente con solución estándar de yodo 0-1N.
Los cálculos se harán como se describió anteriormente, excepto que los
mililitros de tiosulfato son iguales a cero.
Nota 2: Un método alternativo para la determinación del H2S aparente total
en una solución de amina es como sigue:
Colocar aproximadamente 50 ml. De agua destilada en un matraz
Erlenmeyer de 250 ml, y agregar del 1 a 2 gramos de KI. Entonces agregar
un exceso medido de KIO estándar. Pipetear la solución de amina (nota 3)
en el matraz. Mientras agita vigorosamente el contenido para asegurar un
rápido mezclado y prevenir pérdidas de H2S. Titular el exceso de yodato con
solución estándar de tiosulfato, usando solución de almidón como indicador.
Comprobar la acidez de la mezcla con anaranjado de metilo, descartando la
determinación si la muestra no está ácida.
Tenga mucho cuidado en ver que los reactivos sean agregados en el orden
mencionado y al último la solución de amina, la solución no debe ser nunca
alcalina, porque alguno de los sulfuros de H2S pueden ser oxidados a
sulfatos. El KI debe ser agregado antes que el KIO3.
62
Los cálculos son los mismos dados anteriormente, excepto que los mililitros
de solución estarndar de yodatos y su normalidad, son sustituidos por los
mililitros e la solución estándar del yodo y su normalidad.
Nota 3: E volumen de solución del yodo tomado se varía con el contenido de
H2S con la solución de amina. Deberá agregarse suficiente cantidad de
solución de I2 de manera que se requieran 10 ml de una solución de
tiosulfato, por lo menos, para titular el exceso.
Nota 4: Cuando la amina es viscosa y concentrada, es preferible pipetear la
muestra en un matraz en vaso enjuagando la pipeta con agua y diluyendo la
muestra. La muestra diluida es entonces mezclada con una solución de yodo
acidificado. Este procedimiento proviene una neutralización local del yodo
con soluciones de aminas fuertes.
Nota 5: La amina libre reaccionará con la solución de yodo bastante rápido,
por lo tanto es esencial que la solución de amina, esté en contacto con yodo
preferiblemente en presencia de un exceso de ácido.
Nota 6: La determinación de H2S aparente total incluirá tiosulfato y H2S si
hay tiosulfato presente la solución.
3.3.3 PRUEBA DE CORROSIÓN EN LA LÁMINA DE COBRE
Este ensayo, enmarcado dentro de la norma ASTM D 130, es comúnmente
utilizado para aceites nuevos, y consta de sumergir una lámina pulida de
cobre en el aceite a ensayar durante tres horas a 100 °C, aunque tanto la
temperatura como la duración puede variar si se trata de otro material. La
lámina luego se extrae y se compara en forma visual contra una serie de
láminas patrones (ver figura) y de esta manera se clasifican con los números
1, 2, 3 y 4 más las letras a, b, c, d, e. Una clasificación 1a, por ejemplo,
63
indica que el cobre prácticamente no reaccionó con el aceite, por lo que el
aceite posee una buena resistencia a la corrosión (al cobre).
Figura 20. Lámina de cobre, Normas de la Corrosión
Ramos, F., (2009)
La norma INEN que rige en nuestro país para la prueba de lámina de cobre
para gases combustibles es la NTE INEN 678:1982-03, ver anexo 10
ANÁLISIS Y
RESULTADOS
64
4. ANÁLISIS Y RESULTADOS
A continuación podremos ver los mejoramientos que se pueden hacer para
el tratamiento del GLP y gas combustible
4.1 OBSERVACIONES DEL TRABAJO
No existe una cuantificación de los gases quemado en teas, por lo cual,
no se sabe a ciencia cierta la contaminación causada por el mismo.
No se realiza ninguna cromatografía de los gases que van a teas, por lo
tanto no se sabe la composición que éstos poseen, y especialmente su
poder calórico.
Los gases quemados en teas son de mala calidad, es decir son gases
pobres, por eso su combustión provoca una llama amarilla, en caso de
que fuera un gas rico, su llama sería de color azul, sin embargo es
necesario caracterizar estos gases para determinar el contenido de
combustible y de contaminantes.
La quema de gas combustible en teas significa un riesgo potencial para
refinería ya que han habido incidentes en que la llama ha provocado
incendios en la vegetación de los alrededores, poniendo en peligro las
instalaciones de refinería y tanquería del terminal marítimo de Balao.
Muchas de las tuberías por donde circulan los gases se encuentran
corroídas y en mal estado, lo cual puede provocar fugas en cualquier
momento, teniendo el peligro que haya un incendio inminente.
En laboratorio se pudo observar que los técnicos encargados de realizar
las pruebas, no utilizan el EPP (equipo de protección personal)
adecuado para realizar las pruebas con gases y tratamiento de aminas.
65
4.2 APORTES PARA MEJORAMIENTO DEL TRATAMIENTO
DEL GAS
Estos son los siguientes:
4.2.1 ENDULZAMIENTO DEL GAS
El endulzamiento del gas es un proceso que ha brindado buenos resultados
para mejorar la composición de un gas, a continuación se explica como
funciona este tratamiento.
4.2.1.1 Principios para el Endulzamiento del Gas
Antes de que el gas tome sus caminos respectivos para ser dispuesto a su
utilización, el mismo debe sufrir ciertos cambios en su composición original,
ya que de lo contrario, causaría efectos críticos en las instalaciones, el
ambiente, personas, etc., razón suficiente para lo cual se han diseñado
ciertas tecnologías para el tratamiento del gas natural.
Se considera un gas ácido, aquel gas que contenga más de 0.25 granos de
H2S por 100 pies cúbicos o 4ppm, v. Si este es usado como combustible
para rehervidores, calentadores de fuego directo, o para motores de
compresores, se puede aceptar hasta 10 granos de H2S por cada 100 pies
cúbicos.
En plantas remotas alejadas de las poblaciones, se utilizan gases de hasta
2% de H2S, dependiendo de las proximidades de habitantes y de la
vegetación. Siendo cuidadoso con el impacto ambiental que pudiera causar
una descarga contaminante de esta naturaleza.
66
4.2.1.2 Procesos de Endulzamiento o Desacidificación
Se debe tener presente que el endulzamiento o desacidificaciòn, denota la
eliminación de los componentes ácidos del gas natural, por lo general el
dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno. A los efectos del tema en
estudio, otros componentes ácidos como el COS y el CS2, tienen una gran
importancia, debido a su tendencia a dañar las soluciones que se utilizan
para endulzar el gas y, de ordinario, no se reportan dentro de la composición
de la mezcla de hidrocarburos que se va a tratar, una costumbre muy
costosa para la industria.
Los efectos que produce el sulfuro de hidrógeno sobre las personas son:
Cantidad de H2S a la cual se puede exponer una persona durante
ocho horas sin que sea afectada: 10 ppm, v.
Ligeros síntomas, después de varias horas de exposición: 70 a 150
ppm, v.
Máxima concentración que puede ser inhalada sin que se afecte el
sistema respiratorio: 170 a 300 ppm, v.
Peligroso para el organismo humano, durante 30 minutos: 400 a 500
ppm, v.
Fatal, en menos de 30 minutos: 600 a 800 ppm, v.
En esencia, hay seis categorías de procesos de desacidificaciòn o
endulzamiento:
Procesos con solventes químicos.
Procesos con solventes físicos.
Procesos con solventes híbridos o mixtos.
Procesos de conversión directa (solamente para remoción del H2S).
Procesos de lecho sólido o seco, membranas y otros.
Membranas y otros procesos de endulzamiento.
67
4.2.1.2.1 Procesos con Solventes Químicos
En estos sistemas, los componentes ácidos del gas natural reaccionan
químicamente con un componente activo, para formar compuestos
inestables en un solvente que circula dentro de la planta. La solución rica,
inestable, se puede separar en sus integrantes originales mediante la
aplicación de calor y/o por reducción de la presión de operación, para liberar
los gases ácidos y regenerar el solvente. Una vez regenerada, la solución se
envía nuevamente a la unidad de absorción.
El componente activo en el solvente puede ser uno de los siguientes tipos:
una alcanolamina o una solución básica (solución alcalina con sales), con o
sin aditivos. En principio, las aminas muestran mayor afinidad con el dióxido
de carbono y producen una cantidad apreciable de calor de reacción (calor
exotérmico).
La afinidad hacia el CO2 se reduce con aminas secundarias o terciarias. En
la práctica, esto significa que, por lo menos, parte de la solución en el
proceso de regeneración puede ser afectada por la reducción de presión en
la planta, con la correspondiente disminución, de suministro de calor. Las
soluciones de carbonato de potasio generalmente incluyen activadores para
aumentar la cinética de la reacción, pero esos solventes son difíciles de
regenerar con un simple descenso de la presión.
En general, los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación
de gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja
presión parcial de CO2. Las principales desventajas de estos procesos son:
la demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la
limitada carga de gas ácido en la solución, debido a la estequiometria de las
reacciones.
68
Figura 21. Planta de Endulzameinto de gas
Ramos, F., (2009)
69
Tabla 2. Solventes químicos, Alcanolaminas
Alcanolaminas Peso
MEA 2,5 N Monoetanolamina en agua 15 %
MEA (Amina protegida)
o MEA Gas/spec IT 1 5 N Monoetanolamina en agua 30 %
MEA (Amina protegida
TS)
5 N Monoetanolamina en agua
con inhibidores 30 %
DGA 6 N Diglicolamina en agua con
inhibidores. 63 % (23-70 %)
DEA 2,5 N Dietanolamina en agua 26 % (15-26 %)
DEA Snea 3 N Dietanolamina en agua 32 & (25-35 %)
DEA (Amina protegida) 5 N Dietanolamina en agua con
inhibidores 52 %
DEA (Amina protegida
TS)
5 N Dietanolamina en agua con
inhibidores 52 %
DIPA ó ADIP 4 N Disopropanolamina en agua 54 % (30-54%)
MDEA 4 N Metildietanolamina en agua 48 % (30-50 %)
MDEA Activada,
SNEAP-P-MDEA con
activador
4 N Metildietanolamina en agua 48 %
UCARSOL 2 N Metildietanolamina en agua 24 %
TEA Trietanolamina en agua
Tuarez, J., (2011)
70
Tabla 3. Gases de carbonato de Potasio
Carbonato de potasio caliente (HOT-POT)
Benfield Carbonato de potasio, aditivos e inhibidores
Benfield-Hipure Carbonato potásico (20-35 %) seguido de un proceso de
aminas
Catacard Carbonato potásico con catalizador inorgánico (boratos de aminas)
e inhibidores de corrosión
Tuarez, J., (2011)
El proceso de Carbonato Potásico Caliente (HOT POT) (CPC) comprende
una absorción estándar con una solución de carbonato de potasio y
despojamiento, con vapor a presión atmosférica. La absorción se controla
esencialmente por el líquido y depende de las tasas de difusión a través de
la interfaz gas-líquido y de la reacción con el carbonato.
La solución de carbonato rico es retirada en la base del absorbedor y
enviada, a temperatura constante, hacia la parte superior de la torre
despojadora, donde una porción considerable del gas ácido es removida
después de expandirla a la presión de regeneración casi atmosférica.
En resumen, el proceso BENFIELD modifica el CPC, agregándole aditivos e
inhibidores. El CATACARB agrega al CPC, un catalizador inorgánico e
inhibidores de corrosión y el GIAMMARCO VETROCOKE, añade al CPC
arsenita potásica, la cual resultó una solución tóxica que sacó del mercado
este último proceso.
La solución de carbonato debe ser protegida de las hidrocarburos líquidos,
sòlidos y otras suspensiones, las cuales pueden ser eliminadas con filtros de
carbón y otras unidades de alta capacidad de retención. Las pérdidas de
solución se pueden mantener dentro de límites razonables con la aplicación
de aditivos.
71
Tabla 4. Sales Básicas
GianmarcoVetrocoke Carbonato potásico caliente con trióxido
de arsénico. (Arsenita)
Alkazid-M Sal de potasio y ácido
metilaminopropiónico.
Alkazid-DIK Sales de potasio, dimetilaminoacético.
Flexsorb Carbonato de potasio caliente y aminas
impedidas.
Tuarez, J., (2011)
El proceso GiammarcoVetrocoke utiliza trióxido arsénico para mejorar la
absorción y desorciòn del CO2 en el carbonato potásico.
El proceso GiammarcoVetrocoke oxida el H2S para recuperar azufre
elemental y el H2S es reducido a 0.5 ppm o menos.
El proceso Alkazid es apropiado para la eliminación masiva de CO2 y utiliza
una sal de potasio de ácido metilaminopropiònico en una solución acuosa. El
diagrama de flujo es similar al de los procesos de amina y no tiene ventajas
especiales sobre cualquier otro proceso selectivo
Este es otro proceso ALKAZID-DIK utiliza sales de potasio y ácido
dimetilaminoacètico para la remoción selectiva del H2S; esa selectividad se
logra con un tiempo de contacto pequeño. Es poco probable que se puedan
alcanzar económicamente las especificaciones de tubería para el H2S, para
lo cual se exigen 4 ppm.
72
4.2.1.2.2 Procesos con Solventes Físicos
Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber, de manera
preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de
hidrocarburos. También llevan asociado calor de solución, el cual es
considerablemente más bajo que el calor de reacción en los procesos de
solventes químicos. Como se puede anticipar la absorción trabaja mejor con
alta presión parcial de gas ácido y bajas temperaturas. La carga de gas
ácido en el solvente es proporcional a la presión parcial del componente
ácido del gas que se desea tratar.
Debido a la baja cantidad de calor de solución, con el dióxido de carbono, la
mayor parte de los solventes físicos pueden ser regenerados por simple
reducción de la presión de operación, sin que sea necesaria la aplicación de
calor. Cuando se requiere de especificaciones más extremas (con menor
cantidad de gas ácido en el gas tratado), la reducción de la presión podría ir
acompañada de un calentamiento adicional.
La principal atracción de los procesos de solventes físicos es la remoción
bruta de gas ácido con alta presión parcial.
La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y
pueden deshidratar gas simultáneamente. Una desventaja de los solventes
físicos es la solubilidad relativamente alta de hidrocarburos de alto peso
molecular (C3+). Dependiendo de la composición de entrada, la pérdida de
hidrocarburos, los cuales pueden ser usados como combustibles y el costo
de su recuperación, podrían hacer prohibitiva la utilización de un proceso
físico.
Algunos solventes físicos muestran mayor selectividad a la absorción del
H2S en presencia de CO2 que los solventes químicos.
73
Tabla 5. Principales procesos comerciales con solventes físicos
PROCESOS SOLVENTES
SELEXOL Dimetiléter de polietilenglicol
SEPASOLV MPE Mezcla de polietilenglicol y
metilsopropanoléter
SOLVENTE FLUOR Carbonato de propileno
RECTISOL Metanol
PURISOL N-Metilpirolidona (NMP)
ESTASOLVAN Tri-n-butilfosfato (TBF TBP)
Tuarez, J., (2011)
4.2.1.2.3 Procesos con Solventes Híbridos o Mixtos
Los procesos híbridos trabajan con combinaciones de solventes físicos y
químicos y, naturalmente, presentan las características de ambos. La
regeneración se logra por separación en múltiples etapas y fraccionamiento.
Dependiendo de la composición del solvente, pueden remover CO2, H2S,
COS, CS2 y mercaptanos. La selectividad hacia el H2S se logra ajustando la
composición del solvente y/o el tiempo de contacto. La solubilidad de los
hidrocarburos de alto peso molecular se puede mantener dentro de límites
razonables.
74
Tabla 6. Procesos con solventes híbridos
PROCESOS SOLVENTES
SULFNOL- D Sulfolano + Dipa + agua
SULFNOL – M Sulfolano + Mdea + agua
AMIGOL Metanol + MdeaóDea
FLEXSORB – PS Solvente orgánico (sulfolano + Mdea) +
agua + aminas impedidas
OPTISOL Amina + solventes físico + agua
Igual al SULFINOL M Sulfolano + Mdea + agua
Nota: Sulfolano = dióxido de tetrahidrotiofeno
Tuarez, J., (2011)
4.2.1.2.4 Procesos de Conversión Directa
Los procesos de conversión directa se caracterizan por la selectividad hacia
la remoción del sulfuro de hidrógeno (H2S). El H2S es removido
preferencialmente de la corriente de gas por un solvente que circula en el
sistema.
Los solventes pueden ser reducidos fácilmente por el H2S y rápidamente
oxidados por el aire, para producir azufre elemental.
Estos procesos son particularmente atractivos en lugares donde se desea
evitar el impacto ambiental del sulfuro de hidrógeno.
El más importante de estos procesos es el Claus, desarrollado en 1983 y el
cual utiliza bauxita, alúmina y aluminosilicatos, para remover el sulfuro de
hidrógeno del gas.
Mediante este proceso la tercera parte del H2S se convierte en SO2, que al
reaccionar con el H2S remanente se transforma en azufre elemental.
75
Tabla 7. Procesos Comerciales de Conversión Directa
PROCESOS SOLVENTES
STRETFORD Ácido antrequinóndisulfónico carbonato de sodio y
metavanadato de sodio.
TAKAHAX 1,4 Natoquinona, sulfonato de sodio, un catalizador y
carbonato de sodio.
LO-CAT Solución de hierro (quelato).
FERROX Carbonato de sodio e hidróxido férrico en solución.
THYLOX Tiorsenato de sodio o de smonio.
TOWNSEND TEG, SO2 y catalizadores.
FERROX Y
MANCHESTER
(Son similares) Carbonato de sodio + suspensión de óxido
de hierro + agua.
PEROX Solución acuosa de amoniaco con hidroquinona.
LACY-KELLER Solución acuosa triyoduro de potasio.
I.F.P. Similar al Townsend.
SHELL Similar al Townsend. Usa solución acuosa de sulfolano.
CLAUS Bauxitas y aluminas como catalizadores.
HAINES Y SHELL Mellas moleculares.
Tuarez, J., (2011)
4.2.1.2.5 Otros Procesos de Endulzamiento del Gas
Las mallas moleculares pueden ser usadas para adsorber físicamente los
componentes ácidos, tales como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de
carbono y luego se regeneran utilizando temperaturas elevadas o gas de
baja presión. Las mallas moleculares son lechos fijos que operan con ciclos
de trabajo y se pueden utilizar para deshidratar el gas.
La membrana, se viene incrementando en el uso de la separación del gas
ácido. La separación se logra aprovechando la ventaja de las diferencias de
afinidad/difusividad. El agua, el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno
son moderadamente altos difusores, lo cual indica que se pueden colar a
76
través de una membrana más fácilmente que los hidrocarburos, con la
misma fuerza motriz. Los gases lentos son aquellos que tienden a
permanecer detrás y que no atraviesan la membrana, por ejemplo, los
hidrocarburos alifáticos y el nitrógeno. La fuerza motriz requerida para lograr
que los gases se difundan es generalmente alta (70.3070kg/cm2).
El efecto de separación no es absoluto y, por lo tanto, siempre habrá
pérdidas de hidrocarburos en la corriente de gas ácido. Cualquier corriente
permeabilizada contendrá cantidades significativas de hidrocarburos. Otra
característica de los sistemas de membrana es que son esencialmente
modulares.
Tabla 8. Procesos de lecho seco
PROCESOS ADSORBENTES
HAINES Mallas moleculares o zeolitas.
MALLAS
MOLECULARES
Proceso Shell
Proceso de Unión Carbide (Mallas 4-A-LNG) W.R.
Grace y Laporte.
PROCESO DE ESPONJA
DE HIERRO Viruta de madera recubierta con óxido de hierro.
Tuarez, J., (2011)
77
Tabla 9. Otros procesos de desacidificación o endulzamiento
PROCESOS
MEMBRANAS Membrana poliméricas o de acetato de
celulosa.
ÓXIDO DE ZINC (Procesos de lecho fijo).
PROCESOS CRIOGÉNICOS (Para la remoción de gases ácidos).
N-PYROL Emplea N-MetilpirolidonaoNMP, este solvente
es utilizado en el proceso Purisol de Lurgi.
TEXACO (Usa NaOH con un catalizador).
Tuarez, J., (2011)
4.2.1.3 Factores que se consideran para la selección de un proceso
Los factores más importantes que se toman en cuenta en la selección de un
proceso son:
Regulaciones de contaminantes en el ambiente, referidas a H2S, CO2,
COS, RSH, etc.
Tipo y concentración de las impurezas en el gas ácido.
Especificaciones del gas residual (gas dulce).
Temperatura y presión del gas ácido y del endulzado.
Volumen del gas que va a ser procesado.
Corrosión.
Fracción molar de los hidrocarburos en el gas.
Requerimientos de selectividad.
Costos de capital y de operación.
Regalías.
Especificaciones de los productos líquidos.
CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES
78
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Al término de este trabajo, se han obtenido las siguientes conclusiones y
recomendaciones:
5.1 CONCLUSIONES
Se ha podido conocer a plenitud el proceso mediante el cual se obtiene y
se procesa tanto el GLP como el gas combustible dentro de la REE.
Todo este proceso conlleva un orden desde que ingresa la carga de
crudo a refinería, hasta que el GLP es almacenado en las esferas, y el
gas combustible es usado en hornos y calderas.
Se ha determinado la producción diario tanto de GLP como de Gas
Combustible en los diferentes procesos de la Refinería Estatal de
Esmeraldas, dando como resultado una producción diaria de 914.2 m3
de GLP, y una producción diaria de 599 m3 de Gas Combustible.
Se ha logrado determinar que no existen pérdidas en el proceso de
tratamiento de GLP, mientras que para el tratamiento de Gas
Combustible si existen pérdidas que son de 34 m3 diarios.
Se ha constatado como se realiza la prueba de lámina de cobre para
determinar que tan corrosivo es un gas. Además se ha visto como se
toma la muestra para realizar esta prueba.
Se ha identificado los diagramas de los diferentes procesos a fin de
entender como se conduce el gas a través d las distintas líneas, además
79
de conocer las variables de operación para llevar a cabo dichos
procesos.
Se ha interpretado los resultados obtenidos mediante la cromatografía
de gases con el objetivo de conocer cuando un gas se encuentra o no en
condiciones para ser GLP o gas combustible.
El gas producido en los diferentes procesos de refinería es un importante
recurso energético y al utilizarlo, a más de monetizarlo, se evita el
enorme impacto ambiental que provocaría su emisión directa a la
atmosfera.
5.2 RECOMENDACIONES
Se debería instalar un medidor de caudal tipo placa orificio para de esta
manera cuantificar el caudal de gas quemado en teas.
Cuantificar el gas quemado en teas, a fin de determinar su poder
calórico y utilizar este poder calórico en reboilers (rehervidores) o en
actividades de terceros. Había iniciativa de poner un horno de
producción de ladrillos que utilice el poder calórico del gas de teas.
Se debería hacer un seguimiento en lo referente a salud y a la
exposición de los empleados a los químicos y vapores contaminados
dentro de la refinería, a fin de evitar en un futuro que las personas
tengan enfermedades terminales.
Reparar y poner en funcionamiento los computadores de los
cromatògrafos, que al momento están descompuestos y no se esta
realizando la cromatografía de gases.
80
Hacer una cromatografía de gas combustible con mayor frecuencia, ya
que se las realiza esporádicamente y no a diario como debería
hacérselo y como se indica en los procedimientos de refinería.
No quemar gas en tea, por ley no se puede quemar gas.
81
4.3 GLOSARIO
Analito: En química analítica un analito es el componente (elemento,
compuesto o ion) de interés analítico de una muestra. Son especies
químicas cuya presencia o concentración se desea conocer. El analito
es una especie química que puede ser identificado y cuantificado, es
decir, determinar su cantidad y concentración en un proceso de medición
química, constituye un tipo particular de mensurando en la metrología
química.
Benceno: El benceno es un hidrocarburo aromático poliinsaturado de
fórmula molecular C6H6, con forma de anillo (se le llama anillo
bencénico, o aromático, ya que posee un olor característico) y puede
considerarse una forma poliinsaturada del ciclohexano. En el benceno
cada átomo de carbono ocupa el vértice de un hexágono regular, ocupa
dos valencias con los dos átomos de carbonos adyacentes, una tercera
valencia con un átomo de hidrógeno y la cuarta denominada 'oculta'
dirigiéndola hacia el centro del anillo hexagonal formada en algunos
casos de carbono y en otros de alguna base nitrogenada. Cada átomo
de carbono comparte su electrón libre con toda la molécula (según la
teoría de orbitales moleculares), de modo que la estructura molecular
adquiere una gran estabilidad y elasticidad. El benceno es un líquido
incoloro y muy inflamable de aroma dulce, con un punto de fusión
relativamente alto.
Butano: El butano (de ácido butírico y éste del latín butyrum,
'manteca'[1] y del sufijo -ano) es un hidrocarburo liberado en la
fermentación de las mantecas rancias, de ahí su nombre. También
llamado n-butano, es un hidrocarburo saturado, parafínico o alifático,
inflamable, gaseoso que se licúa a presión atmosférica a -0,5°C,
formado por cuatro átomos de carbono y por diez de hidrógeno, cuya
82
fórmula química es C4H10. También puede denominarse con el mismo
nombre a un isómero de éste gas: el isobutano o metilpropano.
Características del gas: Poder calórico, contenido de azufre, índice de
wobbe y por el gpm (galones de C3+/1000pie3 gas en condiciones
normales).
Dietanolamina: es un compuesto químico orgánico que se utiliza en
disolventes, emulsionantes y aplicaciones detergentes. Abreviado a
menudo como la DEA, es tanto una amina secundaria como un
dialcohol. Un dialcohol tiene dos grupos hidroxilo funcionales en su
molécula. Al igual que otras aminas, la dietanolamina actúa como una
base débil.
Etano: El etano (del griego aither éter, y el sufijo -ano) es un
hidrocarburo alifático alcano con dos átomos de carbono, de fórmula
C2H6. En condiciones normales es gaseoso y un excelente combustible.
Su punto de ebullición está en -88°C.Se encuentra en cantidad
apreciable en el gas natural.
Etileno: El etileno o eteno es un compuesto químico orgánico formado
por dos átomos de carbono enlazados mediante un doble enlace. Es uno
de los productos químicos más importantes de la industria química. Se
halla de forma natural en las plantas. La molécula no puede rotar
alrededor del doble enlace y todos los átomos están en el mismo plano.
El ángulo entre los dos enlaces carbono-hidrógeno es de 117º, muy
próximo a los 120º correspondientes a una hibridación sp2.
Metano: El metano (del griego methy vino, y el sufijo -ano[1] ) es el
hidrocarburo alcano más sencillo, cuya fórmula química es CH4.Cada
uno de los átomos de hidrógeno está unido al carbono por medio de un
enlace covalente. Es una sustancia no polar que se presenta en forma
83
de gas a temperaturas y presiones ordinarias. Es incoloro e inodoro y
apenas soluble en agua en su fase líquida.
Pentano: es un hidrocarburo saturado o alcano con fórmula química
C5H12.A diferencia de los 4 primeros alcanos que son gaseosos, el
pentano se encuentra en forma líquida a temperatura ambiente. La
palabra pentano también puede referirse a sus isómeros estructurales, o
a una mezcla de ellos. En la nomenclatura de la IUPAC, sin embargo,
pentano es el nombre exclusivo del n-pentano; los otros dos isómeros de
cadena reciben los nombres de metilbutano y dimetilpropano
Propano: El propano (del griego pro primer orden y pion grasa, y el
sufijo químico -ano dado que es el primero en los ácidos grasos) es un
gas incoloro e inodoro. Pertenece a los hidrocarburos alifáticos con
enlaces simples de carbono, conocidos como alcanos. Su fórmula
química es C3H8.
84
BIBLIOGRAFÍA GENERAL
1. CALLE L. (2009).Química y Características del Petróleo y Productos
Básicos. Quito: Institucional.
2. WAUQUIER, J., (1998), El Refino Del Petróleo. San Antonio: Diaz de
Santos.
3. VERA C. (2010), Descripción y determinación de la confiabilidad del
proceso de medición y control de combustibles en las llenaderas de
entrega de productos limpios en las islas de carga de la Refinería Estatal
de Esmeraldas. Quito: Institucional. Tesis de Grado
4. HODAC, I., (2006), Worldwide Fuel Charter. California:Institucional.
5. Instituto Ecuatoriano de Normalización INEN, (2009),Norma Técnica
Ecuatoriana NTE INEN 675:1982. Quito: Institucional.
6. Instituto Ecuatoriano de Normalización INEN, (2009),Norma Técnica
Ecuatoriana NTE INEN 678:1982. Quito: Institucional.
7. Instituto Ecuatoriano de Normalización INEN, (2009),Norma Técnica
Ecuatoriana NTE INEN 683:1982. Quito: Institucional.
8. Vera C. (2010),Descripción y determinación de la confiabilidad del
proceso de medición y control de combustibles en las llenaderas de
entrega de productos limpios en las islas de carga de la Refinería Estatal
de Esmeraldas. Quito: Institucional.
9. Wikipedia, (2012), Cromatografía de gases, Descripción del proceso.
Recuperado el 10 de Agosto de 2012,
dehttp://es.wikipedia.org/wiki/Cromatograf%C3%ADa_de_gases.
10. Tuarez J. (2012), EP PETROECUADOR.Esmeraldas: Institucional.
ANEXOS
85
Anexo 1. Refinería de Esmeraldas con ampliación
Acosta, E., (2012)
86
Anexo2. Ilustración de una Cromatografía Gaseosa
Pino, F., (2009)
87
Anexo 3. Análisis Cromatográfico para una muestra de gas
Pino, F., (2009)
Anexo 4. Cromatógrafo para análisis, composición LPG y gases
combustibles. (REE)
88
Anexo 5. Generador de Hidrógeno para instalar el cromatógrafo (REE)
Anexo 6. Pruebas de laboratorio de una Amina rica y de una amina pobre
(REE)
89
Anexo 7. Amina Rica y Amina pobre (REE)
90
Anexo 8. Balance de Carga y producción de la REE
91
92
PETROINDUSTRIAL (2012)
Anexo 9. Norma INEN para cromatografía de GLP
NORMA TÉCNICA ECUATORIANA NTE INEN 683:1982-03, SÉPTIMA
REVISIÓN, GAS LICUADO DE PETRÓLEO. ANÁLISIS POR
CROMATOGRAFÍA
A continuación una breve descripción de la norma que controla las
propiedades y requisitos del gas licuado de petróleo por cromatografía.
OBJETIVO
Esta norma establece el método para determinar los diversos componentes
de mezclas de hidrocarburos gaseosos y gases licuados de petróleo.
ALCANCE
Este método se aplica para el análisis de metano, etano, etileno, propano,
propileno, butano, buteno, pentano, petenos e hidrocarburos más pesados
(C5) en todos los rangos de concentración mayores al 0,1 %.
93
TERMINOLOGÍA
Nivel de ruido: Es la magnitud de la manifestación en el registrador de la
señal electrónica producida por el equipo y que no es causada por la
muestra.
RESUMEN
Los componentes de una muestra de gas licuado de petróleo son
separados físicamente por cromatografía de gases. Obteniéndose así
el cromatograma correspondiente.
Se obtiene las áreas bajo los picos de cada uno de los componentes,
los mismos que se multiplican por el factor de respuesta relativo,
determinándose así el área corregida.
Cada una de estas áreas dividida para la suma de las áreas se
relaciona directamente con el porcentaje en términos de
concentración.
94
INEN, (2010)
95
Anexo 10. Norma INEN para determinación de corrosión de la lámina de
cobre
NORMA TÉCNICA ECUATORIANA NTE INEN 678:1982-03, SÉPTIMA
REVISIÓN, GAS LICUADO DE PETRÓLEO. DETERMINACIÓN DE LA
CORROSIÓN SOBRE LA LÁMINA DE COBRE
A continuación una breve descripción de la norma que controla las
propiedades y requisitos del gas licuado de petróleo, para la determinación
de la corrosión sobre la lámina de cobre.
OBJETIVO
Esta norma determina el efecto corrosivo del gas licuado de petróleo sobre
una lámina de cobre.
RESUMEN
Una lámina pulida de cobre se mantiene sumergida durante una hora en 100
cm³ de la muestra, a una temperatura de 37,8°C dentro de un cilindro; al
final de este período se recupera la lámina de cobre y se la clasifica dentro
de una de las cuatro categorías señaladas en la Tabla 2, comparándola con
un patrón de corrosión normalizado.
PROCEDIMIENTO DE ENSAYO
PREPARACIÓN DE LA LÁMINA DE COBRE
Limpiar todas las caras de la lámina con un papel de carburo de silicio
o de alúmina; sumergida en el disolvente y retirarla inmediatamente
antes de proceder al pulido final.
Pulir primeramente los extremos y los bordes de la lámina
espolvoreando carburo de silicio y frotándola con algodón
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humedecido con disolvente. Asegurar la lámina con el dispositivo de
sujeción y pulir las caras con carburo de silicio, frotando con un
algodón en la dirección del eje mayor. Cuando la lámina se encuentre
pulida, eliminar el polvo empleando almohadillas de algodón nuevas,
hasta que una de ellas quede absolutamente limpia.
PREPARACIÓN DEL APARATO
Colocar aproximadamente 1 cm³ de agua destilada en el cilindro para
limpiarlo y dejar abierta la válvula de fondo; someter al cilindro a un
movimiento giratorio para mojar las paredes y dejar escurrir el agua.
Suspender la lámina de cobre recién pulida en el gancho del tubo
conectado con la tapa del cilindro, colocar la tapa y cerrar las válvulas
del cilindro.
PURGA DEL CILINDRO
Abrir las válvulas de la muestra y de la tapa del cilindro de ensayo y,
abriendo la válvula de fondo, admitir una cierta cantidad de muestra al
cilindro.
Sin desconectar el tubo de aluminio, cerrar la válvula de la tapa,
colocar el cilindro en posición invertida y abrir la válvula de fondo para
que escape el aire que contiene el cilindro.
Colocar nuevamente el cilindro en su posición original y dejar escurrir
el líquido contenido por la válvula de fondo.
LLENADO
Cerrar la válvula de fondo, abrir la válvula de la tapa y llenar el cilindro
con la muestra, lo que se comprueba invirtiendo el cilindro y dejando
que fluya el líquido por la válvula de fondo.
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Cerrar la válvula de entrada y la válvula del recipiente de la muestra y
desconectar el tubo de aluminio.
Abrir ligeramente la válvula de la tapa y dejar escapar el líquido.
Cerrar la válvula de la tapa en el momento en que comience a salir
gas.
Escala numérica de corrosión sobre la lámina de cobre
INEN, (2010)
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Anexo 11. Norma INEN para especificaciones de GLP
NORMA TÉCNICA ECUATORIANA NTE INEN 675:1982, SÉPTIMA
REVISIÓN, GAS LICUADO DE PETRÓLEO. REQUISITOS
A continuación una breve descripción de la norma que controla las
propiedades y requisitos del gas licuado de petróleo.
OBJETIVO
Esta norma establece los requisitos que deben cumplir los diferentes tipos
de gas licuado de petróleo.
ALCANCE
Esta norma se aplica al propano comercial, mezclas propano-butano
comercial.
TERMINOLOGÍA
Gas licuado de petróleo:Es un producto constituido fundamentalmente por
propano, butano o sus mezclas, que se comercializa como combustible
gaseoso. La denominación de gas licuado de petróleo debería expresarse
con la abreviatura GLP.
CLASIFICACIÓN
Propano comercial: Es un derivado hidrocarburífero compuesto
principalmente por propano y/o propileno, según determinaciones realizadas
por la prueba de presión de vapor y de meteorización, y que debe cumplir
con los requisitos establecidos en esta norma.
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Butano comercial: Es un derivado hidrocarburífero compuesto
principalmente por butanos y/o butilenos, según determinaciones realizadas
por la prueba de presión de vapor y de meteorización, y que debe cumplir
con los requisitos establecidos en esta norma.
Mezclas butano-propano: Es un derivado hidrocarburífero compuesto
principalmente por una combinación de butanos y/o butilenos con propanos
y/o propilenos, según determinaciones realizadas por la prueba de presión
de vapor y de meteorización, y que deben cumplir con los requisitos
establecidos en esta norma.
DISPOSICIONES GENERALES
El gas licuado de petróleo puede obtenerse a partir del gas natural o
como producto de la refinación del petróleo crudo.
Debe presentar un aspecto límpido e incoloro y contener un
compuesto odorizante.
No debe contener cantidades nocivas de sustancias tóxicas y
nauseabundas.
REQUISITOS DEL PRODUCTO
Olor. Desagradable, de acuerdo con la NTE INEN 681.
Observación de manchas de aceite. De acuerdo con la NTE INEN
681, el ensayo debe dar resultados negativos.
Sulfuro de hidrógeno. De acuerdo con la NTE INEN 679, el ensayo
debe dar resultados negativos.
Densidad relativa. El valor debe determinarse de acuerdo con lo
señalado en la NTE INEN 684.
El gas licuado de petróleo, ya sea propano comercial, mezcla
propano-butano o butano comercial, ensayado de acuerdo a las
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normas ecuatorianas correspondientes, debe cumplir con los
requisitos establecidos en la siguiente tabla.
Requisitos del gas licuado de petróleo
INEN, (2010)
