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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA

CARRERA DE INGENIERIA QUÍMICA

SIMULACIÓN DEL USO DEL GAS RESIDUAL COMO MEDIO DE

DESPOJAMIENTO EN EL COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI

TRABAJO DE GRADO PARA LA OBTENCIÓN DEL

TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO

AUTOR: JULIO ENRIQUE TERÁN ZAVALA

TUTOR: ING. DIEGO EDUARDO MONTESDEOCA ESPÍN.

QUITO

2015

iv

AGRADECIMIENTOS

El autor expresa sus agradecimientos a:

EP PETROECUADOR, por la colaboración prestada en la entrega de información para la

realización de este trabajo.

La FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA, por ser una casa del saber y aportar a sus

estudiantes con los conocimientos para salir a realizar un buen desempeño en la industria.

Mis abuelos Eduardo y Mabel, por el apoyo, el cariño y las enseñanzas para poder ser una mejor

persona cada día.

Mi padre Enrique, por enseñarme que en la vida no basta con ser un buen profesional, hay que

saber llegar a la gente.

Mis hermanos, Andrés, Santiago, David y María Augusta por brindarme la alegría y la gran suerte

de aprender que la familia es lo más valioso que se tiene.

Mi tío César, por ilustrarme que en los libros, uno encuentra no solo a un respaldo, sino al mejor

aliado en el ejercicio profesional.

Todas las personas que de una u otra forma aportaron en mi vida, para poder llegar al final de esta

etapa y estar motivado a seguir adelante.

v

CONTENIDO

pág.

LISTA DE TABLAS .................................................................................................................. viii

LISTA DE CUADROS ................................................................................................................. ix

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................... xi

RESUMEN .................................................................................................................................. xii

ABSTRACT ............................................................................................................................... xiii

INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 1

1. SIMULACIÓN DE PROCESOS ............................................................................................... 3

2. DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA ............................................................................................ 4

2.1. Generalidades ......................................................................................................................... 4

2.2. Esquema general del proceso de destilación ........................................................................... 5

3. DESPOJAMIENTO ................................................................................................................... 6

3.1. Tipos de despojamiento .......................................................................................................... 6

4. REFINERÍA AMAZONAS (COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI) .......................... 9

4.1. Diagrama de bloques del proceso ........................................................................................... 9

4.2. Descripción del proceso ........................................................................................................ 10

4.2.1. Precalentamiento ............................................................................................................... 10

4.2.2. Desalado ............................................................................................................................ 11

vi

4.2.3. Fraccionamiento ............................................................................................................... 12

4.2.4. Enfriamiento y almacenamiento ........................................................................................ 14

5. GAS RESIDUAL .................................................................................................................... 15

5.1. Composición y especificaciones del gas residual del CIS.................................................... 15

6. SIMULADOR ASPEN PLUS 7.2. .......................................................................................... 16

6.1. Selección de paquetes termodinámicos ................................................................................ 16

6.2. Modelos de Columnas de Destilación .................................................................................. 18

6.2.1. Modelo DSTWU ................................................................................................................ 18

6.2.2. Modelo DISTL ................................................................................................................... 18

6.2.3. Modelo RADFRAC ............................................................................................................ 18

6.2.4. Modelo MULTIFRAC ........................................................................................................ 18

6.2.5. Modelo SCFRAC ............................................................................................................... 19

6.2.6. Modelo PETROFRAC ....................................................................................................... 19

6.2.7. Modelo RATEFRAC .......................................................................................................... 19

6.2.8. Modelo BATCHFRAC ....................................................................................................... 19

7. PROCESO DE SIMULACION .............................................................................................. 20

7.1. Datos Requeridos ................................................................................................................. 20

7.1.1. Datos y Características de la alimentación ........................................................................ 20

7.1.2. Datos de operación durante el año 2014 ........................................................................... 22

7.2. Datos de operación utilizados para simulación y validación. ............................................... 23

7.2.1. Temperaturas de extracción de los cortes en los platos de la columna de destilación

atmosférica ............................................................................................................................... 23

7.2.2. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para las fracciones .................................. 23

7.3. Datos Complementarios ....................................................................................................... 24

7.4. Aplicación de la simulación ................................................................................................. 25

vii

7.4.1. Elección del paquete termodinámico ................................................................................ 25

7.4.2. Elección del modelo de columna ....................................................................................... 26

7.4.3. Método de validación de la simulación con respecto a la operación real ........................ 27

7.4.4. Simulación de la operación cambiando el vapor de agua por el gas residual como

medio de despojamiento. ............................................................................................................. 27

8. CALCULOS Y RESULTADOS ............................................................................................. 28

8.1. Cálculo de los flujos másicos ............................................................................................... 28

8.2. Determinación de la numeración de los platos para introducir al simulador. ...................... 29

8.3. Cálculo del flujo real de gas residual de la planta de gas ..................................................... 30

8.4. Comparación de algunas variables de proceso reales con las simulada para validar

la simulación. .............................................................................................................................. 34

8.5. Cálculo de las toneladas de CO2 no emitidas al ambiente gracias al reemplazo del

medio de despojamiento. ............................................................................................................. 39

9. DISCUSIÓN ........................................................................................................................... 40

10. CONCLUSIONES ................................................................................................................ 42

11. RECOMENDACIONES ....................................................................................................... 43

CITAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................................................... 44

BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................... 45

ANEXOS..................................................................................................................................... 48

viii

LISTA DE TABLAS

pág.

Tabla 1. Curva de Destilación TBP corregida a 760 mm Hg ......................................................... 21

Tabla 2. Datos de Operación en la alimentación ............................................................................ 22

Tabla 3. Datos del vapor de despojamiento ................................................................................... 22

Tabla 4. Características de la columna de destilación .................................................................... 22

Tabla 5. Flujos de salida de productos de la columna de destilación ............................................. 22

Tabla 6. Temperatura de extracción de los cortes en los platos de la columna .............................. 23

Tabla 7. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para la nafta ligera ................................. 23

Tabla 8. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para la nafta pesada ............................... 23

Tabla 9. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para el jet fuel ........................................ 24

Tabla 10. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para el diesel ........................................ 24

Tabla 11. Densidad Relativa de los Hidrocarburos a 60 OF ........................................................... 24

Tabla 12. Densidad del agua a 60 OF ............................................................................................. 24

Tabla 13. Cálculo del flujo másico corregido a 60 OF.................................................................... 28

Tabla 14. Determinación de la numeración de los platos ............................................................... 29

Tabla 15. Cuadro de Balance para cálculo de composiciones molares .......................................... 31

Tabla 16. Propiedades críticas de cada componente ...................................................................... 31

Tabla 17. Propiedades críticas medias corregidas para el gas residual .......................................... 32

Tabla 18. Condiciones normales y de operación para el gas residual ............................................ 32

Tabla 19. Propiedades reducidas para las condiciones normales y reales ...................................... 33

Tabla 20. Valores del factor de compresibilidad para las condiciones normales y reales ............. 33

Tabla 21. Flujos de gas residual disponibles en condiciones normales y reales ............................ 33

ix

LISTA DE CUADROS

pág.

Cuadro 1. Cantidades de Vapor de despojamiento recomendadas ................................................ 7

Cuadro 2. Composición del Gas Residual CIS............................................................................ 15

Cuadro 3. Especificaciones del Gas Residual CIS ...................................................................... 15

Cuadro 4. Propiedades del crudo de alimentación ...................................................................... 20

Cuadro 5. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas. ................ 34

Cuadro 6. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados .............. 34

Cuadro 7. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86 ........................................ 35

Cuadro 8. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas para

5399,609 kg/día de gas residual .................................................................................................. 35

Cuadro 9. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados para


Cuadro 10. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86 para 5399,609 kg/día

de gas residual ............................................................................................................................. 36






de gas residual ............................................................................................................................. 37



x




de gas residual ............................................................................................................................. 38






de gas residual ............................................................................................................................. 39

xi

LISTA DE FIGURAS

pág.

Figura 1. Esquema general del proceso de destilación atmosférica .............................................. 5

Figura 2. Esquema de una torre de despojamiento ........................................................................ 8

Figura 3. Diagrama de bloques del proceso .................................................................................. 9

Figura 4. Árbol de Decisión para elección de un paquete termodinámico adecuado. ................. 17

xii

SIMULACIÓN DEL USO DEL GAS RESIDUAL COMO MEDIO DE

DESPOJAMIENTO EN EL COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI

RESUMEN

Simulación del uso de gas residual como despojador en la unidad de destilación atmosférica del

Complejo Industrial Shushufindi (CIS), empleando el software Aspen Plus V7.2., y datos de:

características y curva de destilación TBP del crudo de alimentación; de la operación durante el

año 2014 de la columna de destilación de jet fuel; temperaturas de especificación ASTM D86 y

flujos de gas residual provenientes de la planta de gas del Complejo.

La simulación se realizó con las condiciones actuales de operación y utilizando el gas residual;

se obtuvieron datos de temperaturas de plato, flujos y temperaturas de especificación ASTM

D86, las cuales se compararon.

El gas residual es un remplazo factible del vapor de agua usado para el despojamiento en el

proceso de destilación atmosférica del CIS, ya que permite el arrastre de hidrocarburos livianos

en condiciones de operación menos complejas y no altera las especificaciones requeridas en los

combustibles obtenidos. A las condiciones de operación propuestas, el flujo óptimo de gas que

puede remplazar totalmente al vapor es de 400000 pies cúbicos estándar/día, generando un

ahorro de 10000 kg de agua/día y se evita la emisión de aproximadamente 46 Ton CO2/día a la

atmósfera.

PALABRAS CLAVES: /COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI /SIMULACION DE

PROCESOS /UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA /GAS RESIDUAL /ASPEN

PLUS/ DESPOJADORES/

xiii

SIMULATION OF THE USE OF RESIDUAL GAS AS A STRIPPING MEDIUM AT

SHUSHUFINDI INDUSTRIAL COMPLEX

ABSTRACT

Simulation of the use of residual gas as a stripper in the atmospheric distillation unit of

“Shushufindi” Industrial Complex (CIS), employing Aspen Plus V7.2. software and data

concerning: characteristics and distillation curve TBP of the crude feed; 2014 operation data

from the jet fuel distillation column; ASTM D86 specification temperatures and residual gas

flows from the Complex gas plant.

The simulation was completed using the current conditions and using the residual gas; Data of

stage temperature, flows and ASTM D86 specification temperatures were obtained, and were

compared between them.

Residual gas is a workable replacement for the steam used for stripping in the atmospheric

distillation process at CIS, due to that it carries light hydrocarbons with less complex operating

conditions and it doesn’t change required specifications of the products. With the operating

conditions proposed, the gas flow that can completely replace the steam is 400000 standard

cubic feet/day, generating savings of 10000 kg water/day and approximately avoiding the

emission of 46 Ton CO2/day to the atmosphere.

KEYWORDS: /SHUSHUFINDI INDUSTRIAL COMPLEX /PROCESS SIMULATION

/ATMOSPHERIC DISTILLATION UNIT /RESIDUAL GAS /ASPEN PLUS/ STRIPPERS /

1

INTRODUCCIÓN

La técnica de la simulación de procesos es un avance que cambió la forma con la cual se

diseñan, calculan y mejoran las plantas industriales. En la actualidad, el rediseño de la actividad

industrial u optimización, ayuda a mejorar, cambiar, establecer procesos con el fin de alcanzar

mayores rendimientos en producción, reducir los impactos ambientales, pero sobre todo,

aumentar la rentabilidad en la generación de productos.

En el fraccionamiento del petróleo crudo en el Ecuador, interesa la obtención de la mayor

cantidad de productos livianos. Esto se debe a que son los de mayor uso y comercialización en

la sociedad. Por esto se han desarrollado algunos métodos para generar mayor cantidad de

productos livianos y así aumentar su rendimiento en el proceso de separación.

La destilación atmosférica es el proceso base en la refinación del petróleo, para obtener mayor

rendimiento de componentes livianos de la separación se emplea generalmente vapor de agua.

El vapor de agua baja la presión parcial de la mezcla y por ende arrastra consigo más livianos de

la mezcla.

En el año de 1936, el profesor estadounidense Wilbur Nelson, en su libro “Petroleum Refinery

Engineering”, planteó que el despojamiento de hidrocarburos se puede hacer con gas que

cumpla dos condiciones: que sea inerte al proceso y que sea incondensable a las condiciones de

operación, siendo generalmente utilizado para este efecto el vapor de agua. En el año 2011, el

profesor griego C Plellis-Tsaltakis retoma este planteamiento realizado por Nelson, realiza una

simulación y publica su artículo “The Use of Fuel Gas as a stripping medium in Atmospheric

Distillation of Crude Oil” en el que propone el uso de gas residual como medio de

despojamiento, sin embargo, su estudio es limitado ya que el consideró al etano como único

componente en su trabajo, siendo esta la última investigación sobre el tema.

Dado el incremento constante de la demanda energética, la extracción de petróleo crudo y la

producción de derivados también aumenta. La Facultad de Ingeniería Química de la

Universidad Central del Ecuador está empeñada en optimizar los procesos de refinación de

hidrocarburos y el uso responsable del agua, ya que en muchos procesos no se emplea estos

recursos de la mejor manera.

2

Con estos antecedentes, se propone el estudio de la posibilidad de utilizar el gas residual

producido en la planta de gas del Complejo Industrial Shushufindi, como un medio de

despojamiento en el proceso de destilación atmosférica que ocurre en el mismo complejo. De

esta forma se obtendría un ahorro tanto en el sector económico (reducción de utilización de

combustibles para la generación de vapor, disminución de consumo de agua) como en el sector

ambiental (reducción de las emisiones de CO2 al ambiente, disminución del consumo de agua).

Este estudio se llevó a cabo mediante la simulación del proceso en el programa Aspen Plus

V7.2., en el cual se replicaron y se validaron las condiciones actuales de operación del proceso

de destilación atmosférica y a partir de éstas, poder definir si el gas es un remplazo viable para

el vapor de agua o no.

Mediante la convergencia y análisis de las varias simulaciones realizadas en el programa Aspen

Plus V7.2., se pudo determinar que el gas residual es un remplazo factible para el despojamiento

en destilación atmosférica del Complejo Industrial Shushufindi debido a que se comprobó que

el gas residual permite el arrastre de los hidrocarburos livianos con condiciones de operación

menos complejas que las demandadas por el vapor y debido a que el gas residual no altera las

especificaciones requeridas en los combustibles producto.

3

1. SIMULACIÓN DE PROCESOS

En la industria, siempre se busca que los procesos tengan los mejores rendimientos para lograr

la mayor cantidad de producción, obteniendo así, una mayor rentabilidad económica.

Debido a que los procesos requieren ciertas condiciones de operación para llegar a la

producción esperada, es muy complicado realizar cambios de éstas durante el trabajo,

dificultando así el estudio de mejores condiciones de proceso para alcanzar mejores

rendimientos.

Por esta necesidad, surge la simulación de procesos, que es un estudio integral de las

operaciones existentes o por existir en plantas industriales, para analizar, contrastar y encontrar

mejoras, cambios o implementaciones que se pueden dar en diseños existentes o que están en

proceso de creación.

La simulación de procesos realizada con la ayuda de programas informáticos es una herramienta

de cálculo que permite desarrollar análisis de condiciones de operación y procesos de una forma

más rápida y eficiente, sin embargo hay que tener muy en cuenta que realizar un estudio de

simulación va mucho más allá de conocer las herramientas informáticas para ello; es necesario,

interpretar y llevar los resultados obtenidos al nivel más cercano a la realidad para que su

aplicación sea más adecuada.

La simulación de procesos se realiza en todo el mundo, para un sinnúmero de procesos e

industrias, entre las cuales se puede citar:

Industria Petrolera y Petroquímica

Industria Farmacéutica

Industria Química

Tratamiento de aguas y efluentes

Flujo de Fluidos por interior de ductos

Aseguramiento de Flujo y Corrosión

4

2. DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA

2.1. Generalidades

La destilación atmosférica es una operación unitaria de separación líquido-vapor continua o

semi-continua, que se da por medio de la diferencia en los puntos de ebullición de sus

componentes, dicha separación se facilita con la ayuda de platos o rellenos y como su nombre

indica se realiza a presión atmosférica. Esta operación es la base de los procesos de una refinería

de petróleo, y a partir de ésta se obtienen las cargas para los otros procesos.

La destilación atmosférica ocurre en columnas, en las que se separa el petróleo crudo en

fracciones más livianas, por medio de calentamiento. Estas fracciones son grupos de

componentes que tienen propiedades físicas y químicas similares y por ende están en el mismo

rango de temperaturas de ebullición.

Los diferentes cortes o fracciones se obtienen a distintas temperaturas y en distintas secciones

de la torre; las fracciones más livianas van hacia la parte superior y las más pesadas se quedan al

fondo.

“Los principales productos de esta destilación son:

Gases de Refinería.

Naftas (ligeras/ pesadas).

Querosenos y combustibles de aviación (Jet Fuel).

Diesel y aceites de calentamiento doméstico.

Fuel oil pesado industrial (Residuo Atmosférico) ” [1]

5

2.2. Esquema general del proceso de destilación

Generalmente las operaciones de destilación atmosférica tienen la siguiente estructura:

Fuente: WUITHIER, P. El Petróleo: Refino y Tratamiento Químico, Tomo 1. Trad. del francés.

Primera Edición. Editorial CEPSA. Madrid. 1971, p. 521.

Figura 1. Esquema general del proceso de destilación atmosférica

6

3. DESPOJAMIENTO

El despojamiento o desabsorción es una operación líquido-vapor que en la industria petrolera

permite la separación de pequeñas cantidades de fracciones livianas de productos líquidos más

pesados, con dos fines: bajar el punto de inflamación y reducir la concentración de livianos.

Este proceso se realiza en columnas que sólo tienen zona de despojamiento (agotamiento,

despuntamiento).

La relación de recuperación de las fracciones absorbidas depende de los mismos factores que la

absorción, es decir:

No requiere de muchos platos, ya que la operación depende mayormente de los flujos de gas

de despojamiento, de la cantidad de líquido a despojar o de la cantidad de calor suministrada.

La cantidad de vapor inyectada condiciona la recuperación.

En la operación es importante trabajar a alta temperatura y baja presión, pero la presión debe

tener un valor tal, que permita condensar en la cabeza la fracción recuperada.

3.1. Tipos de despojamiento

En operaciones convencionales de despojamiento, el proceso se puede dar de dos formas: por

suministro de calor mediante un rehervidor o por medio de la inyección directa (viva) de un gas

inerte, generalmente vapor de agua.

3.1.1. Operación con un rehervidor. La columna de despojamiento tiene integrada a ésta un

rehervidor. Se pueden utilizar los diferentes tipos de rehervidores empleados en el

fraccionamiento del crudo, entre otros se tiene: Tipo Kettle, Tipo Recirculación, Tipo Bayoneta,

Tipo Termosifón.

7

Se debe proveer suficiente calor para lograr la vaporización de los componentes ligeros que

tienen menor punto de ebullición y de esta forma lograr la separación.

3.1.2. Operación con un gas inerte. La columna de despojamiento tiene una conexión para que

el gas inerte ingrese a la columna por la parte inferior. De esta forma el gas inerte a una

temperatura y presión determinada entra en contacto con el producto a despojar bajando la

presión parcial del producto y vaporizando a los componentes livianos con lo cual se realiza la

separación.

El gas inerte más utilizado en esta operación es el vapor de agua. Hay métodos de cálculo

específicos para la determinación del porcentaje de arrastre frente a la cantidad de vapor de agua

requerida por volumen de líquido a despojar, para facilitar el diseño de las columnas

despojadoras de este tipo.

El requerimiento de vapor para los despojadores de crudo y derivados, en la práctica usual se

indica en la siguiente tabla:

Cuadro 1. Cantidades de vapor de despojamiento recomendadas

Uso lb vapor/gal

Nafta 0,2-0,5

Keroseno o Diesel 0,2-0,5

Gasóleo 0,1-0,5

Despuntadores de crudo 0,4-1,2

Fuente: VAN WINKLE, M. Distillation. First Edition. Ed. McGraw Hill. California. 1967,

p.359

8

En la Figura 2, se ilustra un despojador con vapor.

Vapor

Productos Livianos

Producto Despojado

Líquido a Despojar

Figura 2. Esquema de una torre de despojamiento

9

4. REFINERÍA AMAZONAS (COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI)

4.1. Diagrama de bloques del proceso

El diagrama de bloques del proceso de destilación atmosférica en la refinería Amazonas se

indica a continuación:

Figura 3. Diagrama de bloques del proceso

Primer precalentamientoTren de Intercambiadores

de CalorDesaladora

Segundo precalentamiento Tren de intercambiadores

de Calor

Horno FraccionamientoDespojamiento de

Livianos

CRUDO

T= 116,3 C

85 m3/día Agua78 C

T= 114 C T= 241 C

T= 356,5 C

Vapor de Agua10,5 kg/cm2T= 320 C

Vapor de Agua10,5 kg/cm2T= 320 C

Almacenamiento de Productos

Enfriamiento de productos del proceso

Tren de Intercambiadores de Calor

T= 38 C

Vapores

1

1 2

2

10

4.2. Descripción del proceso

La Refinería Amazonas, se concibió como una solución a la creciente demanda interna de

combustible y la presencia de un número mayor de empresas contratadas para las actividades de

exploración y explotación petrolera en la región nororiental del país.

En 1987, se inicia la operación de esta refinería con capacidad para 10 mil barriles diarios. Su

capacidad se duplicó a 20 mil barriles diarios de crudo de 28° API, en mayo de 1995.

La refinería dispone de dos plantas de destilación primaria donde se obtienen los siguientes

productos: GLP, nafta base, keroseno, jet fuel, diesel 2 y crudo reducido.

Cada refinería tiene códigos para los equipos que utiliza, para la refinería Amazonas 1, los

códigos tienen solo una letra; para la refinería Amazonas 2, los códigos tienen dos letras.

La descripción aquí contenida se basará en los parámetros del proceso para el caso Jet Fuel

(combustible de aviación).

4.2.1. Precalentamiento. El crudo procedente del área de tanques, se recibe en límites de batería

a través de la línea de alimentación a una presión de 21,1 kg/cm2 (g) y temperatura ambiente.

Dicha corriente de alimentación incrementa su temperatura sucesivamente hasta alcanzar las

condiciones requeridas en la desaladora.

Primero se calienta en el Intercambiador de Crudo/Residuo (C-E001) hasta una temperatura de

55,5 OC; en el intercambiador de Crudo/productos del domo de la torre de destilación

atmosférica (C-E002) hasta 76,6 OC; en el intercambiador de Crudo/Nafta Pesada (C-E003)

hasta 82,2 OC; en el intercambiador de Jet Fuel/ Crudo (C-E004) hasta 92,2 OC, y finalmente en

el CC-E013 a 116,3 OC que es la temperatura de entrada a la desaladora del crudo.

La temperatura alcanzada por el crudo en el primer tren de precalentamiento es una variable

importante, puesto que de ella depende el funcionamiento adecuado de la desaladora.

Con el propósito de favorecer la separación de las fases y la remoción de las sales, se inyecta

demulsificante y agua a la corriente de crudo, el primero se dosifica corriente arriba del

intercambiador C-E002, en tanto que el agua se alimenta en el mismo punto anterior y a la

entrada de la desaladora.

11

El agua para desalado tiene dos procedencias. Un promedio de 6,27 LPM se recupera del

acumulador del domo de la torre atmosférica, en tanto que el volumen principal (52 LPM),

proviene de la descarga de las bombas Y-P301 vía el cabezal distribuidor de agua de servicio.

Esta segunda corriente, antes de entrar a control de nivel al tambor de balance de condensado

(C-V006), se calienta en el “intercambiador de entrada/salida de agua para desalado (C-E012)”

hasta 78 OC. Del tanque de balance (C-V006), se envía a la unidad de crudo por medio de las

bombas de agua (C-P006 A/B) a los puntos ya indicados.

4.2.2. Desalado. El desalado el crudo, se lleva al “intercambiador de crudo/diesel” (C-E005

A/B) donde aumenta su temperatura de 113OC a 150OC; en el “intercambiador secundario

crudo/residuo” (C-E006), se alcanza la temperatura de 171 OC; en el “intercambiador de crudo/

diesel circulante” (C-E007 A/B) se incrementa a 197 OC; para finalmente en el intercambiador

primario crudo/residuo (CC-E008) llegar a 241OC. De aquí entra directamente al horno de carga

(C-H001) donde se le suministra la carga térmica necesaria para llevar la temperatura hasta

356,5OC y lograr la vaporización parcial requerida.

Para esto, se tiene un control de temperatura a la salida del horno. Dicho parámetro será

mantenido mediante un control en cascada temperatura-flujo que regulará el suministro de

combustible a los quemadores. El punto de ajuste se hará de acuerdo a la vaporización requerida

del crudo (50% molar), para entrar a la torre atmosférica. Deberá evitarse que la temperatura de

salida del crudo sea mayor a 374 OC con el propósito de reducir la coquización en los tubos del

calentador y en las líneas de transferencia. Con el objeto de evitar la vaporización del crudo en

el tren de intercambio térmico y de esta manera lograr una adecuada transferencia de calor, se

tiene un sistema de control justamente antes del horno, que permite mantener la presión

suficientemente alta en el circuito. Como parte del mismo circuito de control, también se regula

el flujo de carga al horno – que es el flujo de alimentación a la planta -. Eventualmente el

control de flujo C-FRC-002/003 estará supeditado al control de presión C-PIC-002. El control

de presión C-PIC-002 solamente modificará el punto de ajuste del controlador de flujo C-FRC-

002/003 en caso de que las variaciones de dicho parámetro alteren el valor de la presión en el

tren de intercambio más allá del rango aceptado.

El vapor saturado de media presión (10,5 kg/cm2) se sobrecalienta en la zona de convección del

Horno de carga (C-H001) y sirve como medio de arrastre de ligeros y como fuente de calor para

la parte inferior de la torre atmosférica (C-V001) y del despojador de Diesel (C-V002).

12

4.2.3. Fraccionamiento. La torre Atmosférica (C-V001) tiene un diámetro interno de 2,3 m e

incluye 41 platos. La columna tiene un revestimiento de monel en la parte superior, que abarca

los primeros cuatro platos superiores con el fin de reducir la corrosión/erosión en dicha zona.

Igualmente está revestida con acero inoxidable en la zona de alimentación, Este recubrimiento

abarca los 6 platos inferiores. La corrosión del domo se evita inyectando neutralizante para

ajustar el pH y un inhibidor de corrosión.

En la torre de destilación atmosférica, la presión en la torre atmosférica se regula mediante el

controlador C-PRC-001, el cual envía una señal, para ajuste simultáneamente a las válvulas

automáticas C-PV-001A y C-PV-001B. Cuando la presión en la torre tienda a subir, la C-PV-

001A cerrará con el propósito de inducir a los vapores del domo a pasar a través de los

condensadores (C-A004) con lo cual se disminuiría la presión. Y a la inversa, si la presión

tiende a bajar se abrirá la válvula automática CC-PV-001A con lo que se disminuye la

condensación y se recupera la presión.

La temperatura del domo de la torre, se regula por medio de C-TRC-001 en cascada con el

control de flujo C-FRC-008 localizado en la línea de reflujo de nafta a la misma torre.

Los vapores del domo de la torre atmosférica, se enfrían y condensan parcialmente en el

intercambiador de Crudo/vapores domo de la torre de destilación atmosférica (C-E002). En una

segunda etapa de enfriamiento y condensación se baja aún más la temperatura, en los

enfriadores con aire (C-A004), para pasar al acumulador de reflujo (C-V005), donde se separan

el agua condensada y la nafta ligera de los vapores de hidrocarburos no condensables.

Mediante la bomba de reflujo (C-P007 A/B), se envía parte de la nafta como reflujo al plato

superior de la columna (plato 41), así como al enfriador (C-E024) donde se lleva a una

temperatura de 38OC. Esta corriente de nafta ligera fría, se mezcla con nafta pesada procedente

del despojador (C-V004).

Los hidrocarburos no condensados que se acumulan en el tambor de reflujo (C-V005), salen a

control de presión hacia la sección de recuperación de licuables.

Del plato No. 30 de la torre atmosférica, se extrae nafta pesada a control de nivel y se envía al

despojador de nafta pesada (C-V004) donde los compuestos ligeros mediante el “Rehervidor del

despojador de Nafta” (C-E010). Los vapores de hidrocarburos desprendidos se retornan al plato

No. 31 de la torre fraccionadora (C-V001). La nafta pesada se extrae de dicho despojador con la

13

bomba de nafta pesada producto (C-P005 A/B) para ser enfriada sucesivamente en los

intercambiadores C-E003, C-A003 y C-E022 hasta 38OC. La extracción de nafta producto se

hace mediante un control en cascada nivel-flujo. Corriente debajo de la válvula automática C-

FCV-010, se mezcla con la nafta ligera procedente del enfriador C-E024.

La mezcla de nafta ligera y pesada, sale de límites de batería de la planta, interconectándose con

la corriente equivalente a la otra unidad para su posterior envío a tanques de almacenamiento de

gasolina Y-T802 A/B y YY-T802 C. El punto de inyección de gasolina natural procedente de la

planta de gas permanece sin modificaciones.

La nafta así obtenida, seguirá un proceso de acondicionamiento (mezcla con naftas de 95

octanos, que se transportan en tanqueros hacia el complejo, así obteniendo una gasolina en

especificación), para su venta en las instalaciones actuales de la refinería.

De forma similar, pero del plato No.20, se extrae jet fuel de la torre. De igual manera se

eliminan los compuestos ligeros en el despojador de jet fuel C-V003, y se envía con la bomba

de jet fuel C-P004 A/B, a través del intercambiador de Crudo/jet fuel, donde se enfría a 96,6OC,

para luego enfriarlo más aún, a 38 OC en el enfriador de jet fuel, C-A002, para enviarlo a través

del filtro de arena para combustible de aviación (C-V008) y al filtro de arcilla (C-V009). Los

compuestos ligeros se retornan al plato No.21 de la torre atmosférica.

En el despojador (C-V002), se eliminan los hidrocarburos ligeros absorbidos en el diésel, siendo

retornados al plato No.11 de la torre atmosférica. Con la bomba diésel producto C-P003 A/B, se

envía el diésel agotado a través del intercambiador de Crudo/diésel C-E005 A/B, donde se baja

su temperatura a 131OC. En el enfriador de aire C-A001, se enfría más hasta llegar a 46 OC y

luego, con el regulador de flujo C-FCV-016, se manda al tanque de diésel en el área de

almacenamiento.

A diferencia de los despojadores de Nafta Pesada y Jet fuel, el despojador de diésel C-V002 no

tiene rehervidor, por lo que la liberación de ligeros se consigue por arrastre directo con vapor de

agua de media presión.

Con el propósito de regular el perfil de temperatura en la torre, para obtener las distintas

fracciones dentro de especificación se tiene una recirculación intermedia total de diésel entre el

plato 10 y el 11. Dicha operación se lleva a cabo por medio de la bomba C-P002 A/B “Bomba

de reflujo total de diesel” y a control de flujo, logrando el enfriamiento en el “Intercambiador de

crudo/recirculación total de diesel” (C-E007 A/B) de 253OC a 186OC.

14

4.2.4. Enfriamiento y almacenamiento. El crudo reducido abandona los fondos de la torre

atmosférica, regulado por un control en cascada nivel-flujo y a una temperatura de 350 OC.

Dichos fondos son enviados con la bomba de residuos C-P001 A/B, al intercambiador de

residuos/Crudo (C-E008), para enfriarlos a 264OC; luego van al rehervidor del despojador de Jet

Fuel (C-E009), donde se enfrían a 251OC, al desprender calor; pasa por el rehervidor del

despojador de nafta (C-E010), bajando su temperatura a 244OC por haber nuevamente cedido

calor a la nafta; siguen a través del intercambiador de residuo/crudo (C-E006), enfriándose a

203OC; prosiguen por los generadores de vapor (calderetas) de 3,5 kg/cm2 Residuo C-E011 A/B

para un enfriamiento a 185OC; continúan al intercambiador Terciario de Residuo/Crudo (C-

E013), donde se enfrían a 136OC y por último, van al intercambiador crudo/residuo (C-E001)

donde adquieren una temperatura final de 79OC.

Con el propósito de obtener un balance térmico estable en la red de intercambio térmico, se

tiene en cada uno de los intercambiadores de calor para residuo, derivaciones individuales- by

pass- , para desviar parte del residuo circulado.

En el curso de una operación normal, el residuo atmosférico de la torre se envía directamente, a

la succión de las bombas nuevas de transferencia de residuo YY-P806 C/D las que represurizan

el residuo para su inyección al oleoducto.

Adicionalmente se tiene la facilidad de enviar parte del crudo reducido en la unidad, al tanque

diario de combustible para su empleo en el horno de carga.

Los vapores de hidrocarburos no condensados procedentes de los acumuladores de ambas torres

fraccionadoras C-V005 y CC-V005, se juntan para alimentar al enfriador CC-E025 para bajar su

temperatura de 48,5OC a 35OC, pasando posteriormente al tanque CC-V015 donde se lleva a

cabo una separación líquido vapor. Los vapores son succionados por el compresor CC-C001

A/B, descargándolos a unas condiciones de presión y temperatura de 8,44 kg/cm2 (g) y 112OC

respectivamente. Esta corriente de descarga del compresor es enfriada en el intercambiador CC-

E015, hasta una temperatura de 45OC, para posteriormente enviarla al tanque acumulador CC-

V014.

Para una mejor visualización del proceso, ver el Anexo A.

15

5. GAS RESIDUAL

Es un gas combustible compuesto mayoritariamente por metano, que es producto de la

extracción de etano y más pesados, siendo estos hidrocarburos licuables e hidrocarburos

líquidos, así como impurezas. Se puede usar como combustible para motores, pero debido a la

cantidad de impurezas y al alto costo de su tratamiento, se procede a quemarlo en la tea de la

refinería.

5.1. Composición y especificaciones del gas residual del CIS

El gas residual del Complejo Industrial Shushufindi tiene la siguiente composición, la misma

que fue entregada por el personal que opera en el complejo y se indica en la siguiente tabla:

Cuadro 2. Composición del Gas Residual CIS

Componente % en peso

N2 2,77

C1 50,59

C2 12,37

C3 6,16

CO2 28,11

Las especificaciones que debe cumplir el gas residual que se inyectaría a la columna, se indican

el en cuadro siguiente:

Cuadro 3. Especificaciones del Gas Residual CIS

Variable Valor

Evaluación Calorífica 800-1400 BTU/scf

Total hidrocarburos líquidos y sólidos Máx. 20 ppm

Partículas sólidas Máx 1 micrón

Sulfuro de Hidrógeno (H2S) Máx. 3% en volumen

16

6. SIMULADOR ASPEN PLUS 7.2.

Durante los años setenta, investigadores desarrollaron una tecnología novedosa en el Instituto

Tecnológico de Massachusetts (MIT). El proyecto fue conocido como el Sistema Avanzado

para Ingeniería de Procesos (ASPEN), y se desarrolló únicamente para ayudar en la generación

de combustibles sintéticos.

El programa ASPEN se mejoró y es una herramienta que simula grandes procesos con un alto

grado de precisión.

Aspen Plus es un programa de simulación que permite cambiar interactivamente

especificaciones como: configuración de procesos, condiciones de operación, composición de

corrientes, análisis de nuevos casos y análisis de nuevas alternativas de procesos.

Para la realización de las simulaciones, Aspen Plus utiliza paquetes termodinámicos con las

cuales se obtiene las propiedades de los componentes de los procesos que van a ser integrados.

Además de la simulación de procesos, Aspen Plus puede realizar un amplio rango de otras

actividades como estimación y regresión de propiedades físicas, generando resultados gráficos y

tabulares personalizados, ajuste de datos de planta reales a modelos de simulación, optimización

de procesos y la presentación de resultados en hojas de cálculo.

Esta herramienta de simulación es bastante usada para simulaciones en estado estacionario de

industrias químicas, de petróleo, y petroquímicas.

6.1. Selección de paquetes termodinámicos

El paquete termodinámico con el que se va a trabajar en una simulación es el que permite

obtener la alta o baja precisión en los resultados de la misma, por esta razón es importante su

entendimiento y selección adecuada. La siguiente figura es un árbol de decisión para escoger el

paquete termodinámico más adecuado. Se realizó la reestructuración y traducción del modelo

original para lograr una mejor presentación.

17

Fuente: ESCUELA NACIONAL SUPERIOR DE PETRÓLEOS Y DE MOTORES. Donnees et Diagrammes: Classeur 0, Cycle RIG-1998. Instituto Francés del Petróleo. París. 1998, Lámina J4.

Figura 4. Árbol de Decisión para elección de un paquete termodinámico adecuado.

SELECCION DE UN MODELO TERMODINAMICO

No idealidad pronunciada de la fase líquida

¿Se trata de aguas

amargas?

¿Se dispone de datos

experimentales completos?

P < 10bares

¿Se dispone de datos

experimentales binarios o de un

banco de parámetros?

¿Se puede realizar la

experimetación necesaria?

P < 6 barest < 100°C

MODELOS DE AGUAS

AMARGASsi

TABULACION Y AJUSTE DE

DATOS si

MODELOS DE REPRESENTACION DE LA FASE

LIQUIDA (COEFICIENTES DE ACTIVIDAD)

WILSON (L-V unicamente)

NRTL y UNIQUAC (LL, LL, LLV)si

MODELO DE CONTRIBUCION DE

GRUPO UNIFAC (A EMPLEAR CON

PRECAUCION) si

si

no

no

si

no

no

hidrocarburos < C5no

presencia de hidrógeno

t < - 30°C

presencia de hidrógeno

¿Se trabaja al vacío?

t de-30 a 430°C

P < 350bares

t < - 30°C GRAYSONSTREED (GS)

PENG-ROBINSON (PR)

OSOAVE-

REDLICH-KWONG (SRK)

no no

nosi

si

BENEDICT-WEBB-RUBIN

(BWR)si

GRAYSON-STREED(CHAO-SEADER

MEJORADO)si

BRAUN K10 (RAOULT

MEJORADO)si

P < 210bares

GRAYSON-STREED (GS)si

no

no

SOAVE-REDLICH-

KWONG (SRK)si

NECESITA DE UN TRABAJO

EXPERIMENTAL O ECUACIONES DE ESTADO CON REGLAS DE MEZCLA

NRTL POR EJEMPLO

si

no

no

si

no

no

no

si

si

18

6.2. Modelos de Columnas de Destilación

El paquete de simulación Aspen Plus, tiene nueve modelos integrados para las columnas de

separación. En la terminología Aspen, estos modelos se llaman DSTWU, Distl, RadFrac,

Extract, MultiFrac, SCFrac, PetroFrac, RateFrac y BatchFrac. A continuación se detalla su

función:

6.2.1. Modelo DSTWU. El modelo DSTWU usa el método Winn-Underwood-Gilliland para

una columna de una sola alimentación y dos productos del fraccionamiento teniendo un

condensador parcial o un total. Estima el mínimo número de etapas usando el método de Winn y

la mínima relación de reflujo usando el método de Underwood. Además, determina la relación

de reflujo real para el número de etapas especificado o el número de etapas reales para la

relación de reflujo especificada utilizando la correlación de Gilliland.

6.2.2. Modelo DISTL. El modelo Distl también incluye una sola alimentación y dos productos,

y asume flujo molar y volatilidades relativas constantes. Usa en el enfoque Edmister para

calcular las composiciones de los productos. Se necesita especificar el número de platos,

ubicación de la alimentación, relación de reflujo, perfiles de presión y relación

destilado/alimentación. Cuando se provee toda esta información, se puede usar este modelo para

verificar los resultados en los productos.

6.2.3. Modelo RADFRAC. El modelo RadFrac es para columnas de fraccionamiento riguroso

que puede manejar cualquier número de alimentaciones así como de corrientes laterales. Tiene

una amplia variedad de aplicaciones, tales como absorción, despojamiento, destilación

ordinaria, destilación extractiva y azeotrópica, destilación reactiva, etc.

6.2.4. Modelo MULTIFRAC. El modelo MultiFrac se utiliza regularmente para cualquier

número de columnas de fraccionamiento y cualquier número de conexiones entre las columnas

o en las columnas. Tiene la habilidad de simular columnas de destilación integradas con torres

“flash”, hornos de alimentación, despojadores laterales, reflujos, etc. Este modelo riguroso de

columna puede ser usado como una alternativa a PetroFrac, especialmente cuando la

configuración está sobre las posibilidades de PetroFrac.

19

6.2.5. Modelo SCFRAC. SCFrac es un modelo de columna aproximado. Simula una unidad de

destilación conectada con una sola alimentación, múltiples productos y una opción de vapor de

despojamiento. Es usada para modelar columnas de refinerías, tales como la unidad de

destilación atmosférica y la unidad de destilación al vacío.

6.2.6. Modelo PETROFRAC. El modelo PetroFrac es comúnmente empleado para fraccionar

una alimentación de petróleo crudo. Este modelo riguroso simula las columnas de refinería

atmosférica, de vacío, fraccionador de craqueo catalítico en lecho fluidizado (FCC), etc.,

equipado con un horno de alimentación, despojadores laterales, recirculaciones.

6.2.7. Modelo RATEFRAC. El modelo RateFrac es para columnas fuera del equilibrio basado

en relaciones empleado para simular todas las operaciones de separación líquido vapor, tal como

absorción, desorción y destilación. Simula columnas simples o interconectadas ya sean con

platos o arreglo de rellenos.

6.2.8. Modelo BATCHFRAC. El modelo BatchFrac se lo denomina riguroso, usado para

simular las columnas de destilación por lotes. Esto también incluye las reacciones ocurridas en

cualquier etapa del separador. El modelo BatchFrac no considera la hidráulica de las columnas,

y hay una retención despreciable de vapor y retención de líquido constante. [2]

20

7. PROCESO DE SIMULACION

7.1. Datos Requeridos

Para simular en el programa Aspen Plus V7.2, se darán entradas de datos reales tanto de

alimentación como flujos de la columna de destilación (caso jet fuel) de la Refinería Amazonas

en el Complejo Industrial Shushufindi. Los datos necesarios para la simulación se describen a

continuación:

7.1.1. Datos y Características de la alimentación. El petróleo crudo alimentado a la columna de

destilación, tiene las siguientes características:

Cuadro 4. Propiedades del crudo de alimentación

Parámetro Unidad Valor

Gravedad a 15,5 OC OAPI 27,5

Densidad a 15 OC kg/m3 884,1

Azufre %m 0,966

Presión de vapor psi 4,03

Factor de

Caracterización Kuop 11,81

Viscosidad @ 40OC cSt 12,61

Sal lb/1000 bbl 8,31

Fuente: ECOPETROL. Informe Técnico, Caracterización y Evaluación del Crudo Oriente:

Refinería Amazonas. Instituto Colombiano del Petróleo. Bucaramanga, 2006, p.10.

21

Para llevar a cabo la simulación, se requiere también la curva de destilación TBP (True Boiling

Point) del crudo alimentado a la columna para obtener datos semejantes a los reales en cuanto al

fraccionamiento del crudo y sus rendimientos. Los puntos de la curva se indican en la siguiente

tabla:

Tabla 1. Curva de Destilación TBP corregida a 760 mm Hg

%V T, OC %V T, OC

0 9,1 44,15 310

1,35 15 45,4 315,5

1,78 30 48,35 330

2,73 45 50,41 343,3

3,24 60 52,18 353

4,73 75 53,94 363

6,01 90 55,16 371,1

8,88 107,2 57,4 410,2

10,89 120 59,64 425,5

13,46 135 61,88 434,2

17,01 151,6 64,13 439,7

20,05 170 66,37 453,2

21,68 185,9 68,61 464,3

25,2 198,9 70,85 480,6

26,56 215 73,09 496,9

28,97 230 75,34 513

32,85 248,8 77,58 528,7

34,96 260 79,37 543

36,72 270 100 781,2

38,27 280

40,11 290

42,12 300

Fuente: ECOPETROL. Informe Técnico, Caracterización y Evaluación del Crudo Oriente:

Refinería Amazonas. Instituto Colombiano del Petróleo. Bucaramanga. 2006, p.11.

22

7.1.2. Datos de operación durante el año 2014

En el siguiente cuadro se indican los datos de operación de la columna de destilación (caso jet

fuel) del CIS:

Tabla 2. Datos de Operación en la alimentación

Variable Valor

Flujo de Alimentación, BBL/día 10000

Temperatura de la alimentación, OC 350

Presión de la Alimentación, kgf/cm2(g) 2

Tabla 3. Datos del vapor de despojamiento

Variable Valor

Flujo de Vapor, kg/día 10080

Temperatura del Vapor, OC 320

Presión de la Alimentación, kgf/cm2 (g) 1,41

Tabla 4. Características de la columna de destilación

Variable Valor

Número de Platos Reales 41

Tipo de Condensador Total

Velocidad de Reflujo 40 m3/h

Tabla 5. Flujos de salida de productos de la columna de destilación

Flujo a 60OF Valor, BBL/día

Nafta Pesada 798

Jet Fuel 1048

Diesel 2784

Residuo 4386

Estos datos se ingresarán al simulador

23

7.2. Datos de operación utilizados para simulación y validación.

7.2.1. Temperaturas de extracción de los cortes en los platos de la columna de destilación

atmosférica

Tabla 6. Temperatura de extracción de los cortes en los platos de la columna de destilación

Corte Temperatura, OC

Nafta Pesada 160

Jet Fuel 210

Diesel 280

Residuo 343

7.2.2. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para las fracciones

Tabla 7. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para la nafta ligera

Porcentaje Destilado Temperatura, OC

10% 55

50% 75

90% 91

Pto Final 128

Tabla 8. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para la nafta pesada


10% 105

50% 125

90% 150

Pto Final 180

24

Tabla 9. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para el jet fuel

Tabla 10. Valores de la curva de destilación ASTM D86 para el diesel


65% 290

90% 360

7.3. Datos Complementarios

Tabla 11. Densidad Relativa de los Hidrocarburos a 60 OF

Hidrocarburo Densidad Relativa a 60OF

Crudo Alimentación 0,8899

Nafta Pesada 0,7649

Jet Fuel 0,8044

Diesel 0,8612

Residuo 0,9465

Fuente: AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS. Petroleum Measurement

Tables. American Edition. ASTM. 1952, pp. 167-172.

Tabla 12. Densidad del agua a 60 OF

Densidad del Agua a 60 OF, kg/m3 999,5

Fuente: PERRY, R., GREENE, D. Perry’s Chemical Engineers’ Handbook. Eighth Edition.

McGraw Hill. Florida. 2008, p. 139


10% 192

50% 205

90% 228

Pto Final 260

25

7.4. Aplicación de la simulación

Consideraciones Generales

Se utiliza el software de simulación Aspen Plus V 7.2, pues es muy recomendable para

optimizaciones y para trabajo con hidrocarburos, ya que tiene un bajo porcentaje de error.

El assay del crudo utilizado en el complejo se realizó en el año 2006 y como no han

existido cambios significativos, se asume que las condiciones del crudo han permanecido

inalteradas.

Debido a la gran variedad de temperaturas involucradas en el proceso y con el fin de

obtener un cálculo en el balance másico correcto, se debe transformar todos los flujos a 60 OF y se utilizarán sus respectivas densidades para transformar estos en flujos másicos.

Se simula la columna de destilación atmosférica y los despojadores; los procesos de

intercambio de calor y bombeo no son de importancia para este estudio.

El trabajo consta de dos partes: simular condiciones reales, y hacer el reemplazo con gas

residual.

7.4.1. Elección del paquete termodinámico. La selección del paquete termodinámico se puede

simplificar al utilizar la Figura 4 del presente trabajo. Al utilizar hidrocarburos y temperaturas

de operación normales, se determina que el paquete más adecuado para realizar esta simulación

es el de Peng-Robinson.

A continuación, se dará una pequeña introducción sobre la ecuación de estado de Peng

Robinson.

“La ecuación de estado de Peng Robinson (1976) es una modificación de la ecuación de

Redlich-Kwong (RK) para representar mejor los cálculos de los equilibrios Líquido Vapor. Las

densidades para la fase líquida en la ecuación de Soave-Redlich-Kwong (SRK) no representan

precisamente los valores experimentales debido a un alto valor del factor universal de

compresibilidad de 0,3333. La ecuación de Peng Robinson es una modificación de la ecuación

de estado RK que corresponde a un valor menor de la compresibilidad crítica de alrededor de

26

0,307 mediante la representación del equilibrio Líquido Vapor de los sistemas de gas natural

precisamente. La expresión de Peng Robinson se indica en las ecuaciones (1), (2), y (3):

P (1)

a 0,45724 (2)

b 0,077480 (3)

Donde:

P= Presión del fluido

R= Constante de los Gases

T= Temperatura del Fluido

V= Volumen del Fluido

Tc= Temperatura Crítica

Pc= Presión Crítica

a=Parámetro de atracción de las moléculas

b= Parámetro de volumen residual

Para las aplicaciones de petróleo, gas y aplicaciones petroquímicas, la ecuación de estado de

Peng Robinson es el paquete de propiedades recomendado. Las mejoras a esta ecuación de

estado le permiten que sea precisa para una variedad de sistemas sobre un rango de condiciones.

Este resuelve rigurosamente cualquier sistema de una, dos o tres fases.” [3]

7.4.2. Elección del modelo de columna. Un factor importante para que la simulación se

asemeje lo que más se pueda a la operación real es la selección del modelo de columna en el

simulador. En el caso de la Refinería Amazonas, se cuenta con una columna de destilación que

posee los siguientes elementos: horno de calentamiento, columna de separación, condensador de

tope y despojadores laterales. De acuerdo a la teoría revisada en la sección anterior, se

determinó que el modelo de columna más adecuada es del tipo PETROFRAC, y es el que se

utilizará en esta simulación.

27

7.4.3. Método de validación de la simulación con respecto a la operación real. Para

comprobar los resultados obtenidos en la simulación, se debe revisar los datos de temperatura de

extracción de cada corte (perfil de temperatura), los flujos y las curvas ASTM D86 respectivas

para cada uno de los derivados y compararlos con los reales. De esta forma se garantiza que los

datos obtenidos en la simulación son coherentes con la operación actual de la columna.

7.4.4. Simulación de la operación cambiando el vapor de agua por el gas residual como

medio de despojamiento. Una vez obtenida la simulación con operación semejante a la real, se

procede a realizar simulaciones en base a la original para remplazar el vapor de agua con el gas

residual y determinar si con la cantidad de gas residual disponible al momento, se puede o no

obtener una operación parecida a la que se efectúa con vapor.

28

8. CALCULOS Y RESULTADOS

8.1. Cálculo de los flujos másicos

Con los datos de flujos de las corrientes en la columna de destilación atmosférica y los datos de

densidad obtenidos de la tablas 11 y 12 del presente trabajo, se procede a calcular el flujo

másico de cada corriente, tal como se indica en la ecuación (7).

Flujo Másico a 60 OF= Gravedad específica a 60 OF*Densidad del agua a 60 OF*Volumen

corregido a 60 OF.* Factor de Conversión de Unidades (7)

Para el flujo de Jet Fuel:

Flujo Másico a 60 OF= 0,8044*999,5*1048*0,15897 (factor de conversión) = 133946 kg/día

Tabla 13. Cálculo del flujo másico corregido a 60 OF

Producto Vol. 60 OF,

BBL/día

D.R.

a 60 OF

Densidad

Agua 60 OF

Densidad,

kg/BLS 60 OF

Flujo,

kg/día

Alimentación 10000 0,8899 999,5 141,4 1413967

Nafta Pesada 798 0,7649 999,5 121,5 96985

Jet Fuel 1048 0,8044 999,5 127,8 133946

Diesel 2784 0,8612 999,5 136,8 380953

Residuo 4386 0,9465 999,5 150,4 659610

29

8.2. Determinación de la numeración de los platos para introducir al simulador.

En base a los datos obtenidos de la planta, se tiene que relacionar la numeración de los platos de

la planta con la numeración utilizada por el simulador. El simulador considera el condensador

como una etapa real más.

Tabla 14. Determinación de la numeración de los platos

Platos Aspen Platos Reales Plato Extracción

1 Condensador

2 41

3 40

4 39

5 38

6 37

7 36

8 35

9 34

10 33

11 32

12 31

13 30 Nafta Pesada

14 29

15 28

16 27

17 26

18 25

19 24

20 23

21 22

22 21

23 20 Jet Fuel

30

Tabla 13. (Continuación)

Platos Aspen Platos Reales Plato Extracción

24 19

25 18

26 17

27 16

28 15

29 14

30 13

31 12

32 11

33 10 Diesel

34 9

35 8

36 7

37 6

38 5 Alimentación

39 4

40 3

41 2

42 1

8.3. Cálculo del flujo real de gas residual de la planta de gas

Debido a que los flujos de gas residual se dan en condiciones normales (15,5OC y 1 atm) hay

que calcular su equivalente a condiciones de operación (30OC y 1,41 kgf/cm2 (g)) para saber con

cuanto gas se va a contar al momento del reemplazo. Para esto se utilizará el concepto de gas

ideal y del factor de compresibilidad

8.3.1. Determinación del factor de compresibilidad. Para obtener el factor de compresibilidad

se requiere de las fracciones molares de la mezcla así como las propiedades críticas.

31

Tabla 15. Cuadro de balance para cálculo de composiciones molares

Base de cálculo= 100 g de gas residual

Componente % en peso masa, g M, g/mol n, mol x mol

N2 2,77 2,77 28 0,10 0,02

CH4 50,59 50,59 16 3,16 0,71

C2H6 12,37 12,37 30 0,41 0,09

C3H8 6,16 6,16 44 0,14 0,03

CO2 28,11 28,11 44 0,64 0,14

Tabla 16. Propiedades críticas de cada componente

Componente Tc, K Pc, MPa

N2 126,2 3,4

CH4 190,564 4,599

C2H6 305,32 4,872

C3H8 369,83 4,248

CO2 304,21 7,383

Fuente: PERRY, R., GREENE, D. Perry's Chemical Engineers' Handbook. Eighth edition. Ed.

McGraw Hill. Florida. 2008, p.181

Las propiedades críticas de la mezcla se obtienen mediante las ecuaciones (8) y (9)

T ∑x T (8)

T 0,02 ∗ 126,2 0,71 ∗ 190,56 0,09 ∗ 305,32

0,03 ∗ 369,83 0,14 ∗ 304,21

T 221, 71K

P ∑x P (9)

32

P 0,02 ∗ 3,4 0,71 ∗ 4,59 0,09 ∗ 4,87 0,03 ∗ 4,24 0,14 ∗ 7,38

P 4,99MPa

En el libro de William Lyons [4], se indica que cuando se trabaja con gas que tenga dióxido de

carbono en su composición, se debe hacer la siguiente corrección en las propiedades críticas de

la mezcla. Las ecuaciones de corrección se indican en (10), (11) y (12).

(10)

(11)

, , (12)

Con esto se obtuvieron los siguientes valores:

Tabla 17. Propiedades críticas medias corregidas para el gas residual

Propiedad Valor

206,17 K

4,64 MPa

Con los datos de operación, los datos a condiciones normales y las propiedades críticas se

procede a determinar las propiedades reducidas, mediante las ecuaciones (8) y (9):

Tabla 18. Condiciones normales y de operación para el gas residual

Condiciones Normales Condiciones Reales

Presión, kPa 101,3 199,1

Temperatura, K 288,65 303,15

33

Las propiedades reducidas se indican en la siguiente tabla:

Tabla 19. Propiedades reducidas para las condiciones normales y reales


PR 0,02 0,04

TR 1,40 1,47

Mediante el nomograma indicado en el Anexo B, se determina los factores de compresibilidad,

z, para ambas condiciones, dando como resultados los siguientes valores:

Tabla 20. Valores del factor de compresibilidad para las condiciones normales y reales


z 0,996 0,998

Mediante la utilización de la ecuación del gas ideal conjuntamente con el factor de

compresibilidad indicada en la ecuación (13), se puede obtener el valor de volumen real de gas

residual disponible para la operación

(13)

Tabla 21. Flujos de gas residual disponibles en condiciones normales y reales

Condición Valor Mínimo Valor Máximo

Normal, cf/día 200000 1500000

Real, cf/día 106543 799074

34

8.4. Comparación de algunas variables de proceso reales con las simuladas para validar la

simulación.

8.4.1. Comparación de la simulación de la columna sin modificar con respecto a las variables

de operación.

Cálculo del error

El error se determina mediante la ecuación (14) que se indica a continuación:

%

∗ (14)

Cuadro 5. Comparación de las temperaturas de plato del proceso con las simuladas.

Corte Temperatura Real, OC Temperatura Simulada, OC % e

Nafta Pesada 160 157,68 1,45

Jet Fuel 210 210 0

Diesel 280 280,47 0,16

Residuo 343 342,18 0,23

Cuadro 6. Comparación de los flujos de los productos del proceso con los simulados

Flujo Valor Real, kg/día Valor Simulado, kg/día % e

Nafta Pesada 96985 96985,10 0

Jet Fuel 133946 133946 0

Diesel 380953 329073 13,61

Residuo 659610 645392 2,15

35

Cuadro 7. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86

Corte %

Vol Temperatura Real, OC

Temperatura

Simulada, OC % e

Nafta Pesada 10

105 110,3 4,81

Jet Fuel 192 189,9 1,09

Diesel 65 290 296 2,03

Nafta Pesada

90

150 149,68 0,32

Jet Fuel 228 228 0

Diesel 360 360 0

8.4.2. Comparación de la simulación de la columna con la modificación con respecto a las

variables de operación.

Para un flujo de 5399,609 kg/día de gas residual


5399,609 kg/día de gas residual


Nafta Pesada 160 165 3,03

Jet Fuel 210 212,77 2,18

Diesel 280 280,00 0

Residuo 343 342,84 0,24




Nafta Pesada 96985 71929,75 25,83

Jet Fuel 133946 133946 0

Diesel 380953 302792 20,51

Residuo 659610 737482 10,55

36

Cuadro 10. Comparación de las temperaturas de la curva ASTM D86 para 5399,609

kg/día de gas residual

Corte % VolTemperatura

Real, OC

Temperatura

Simulada, OC % e

Nafta Pesada 10

105 108 2,77

Jet Fuel 192 190,6 0,72

Diesel 65 290 295 1,69

Nafta Pesada

90

150 148,6 0,93

Jet Fuel 228 228 0

Diesel 360 360 0






Jet Fuel 210 213,55 1,66

Diesel 280 280,00 0

Residuo 343 338,88 1,20




Nafta Pesada 96985 73747,30 23,96

Jet Fuel 133946 1339465 0

Diesel 380953 319631 16,09

Residuo 659610 716847 7,98

37



Corte % VolTemperatura

Real, OC

Temperatura

Simulada, OC % e

Nafta Pesada 10

105 109,3 3,93

Jet Fuel 192 192,2 0,10

Diesel 65 290 293 1,02

Nafta Pesada

90

150 160 6,25

Jet Fuel 228 228 0

Diesel 360 360 0






Jet Fuel 210 213,95 1,84

Diesel 280 280,00 0

Residuo 343 334,37 2,51




Nafta Pesada 96985 91619,81 5,53

Jet Fuel 133946 133946 0

Diesel 380953 330020 13,33

Residuo 659610 703377 6,22

38



Corte % Vol Temperatura Real, OC Temperatura Simulada, OC % e

Nafta Pesada 10

105 108 2,77

Jet Fuel 192 192,9 0,46

Diesel 65 290 299 3

Nafta Pesada

90

150 159 5,66

Jet Fuel 228 230,45 1,06

Diesel 360 360 0





Nafta Pesada 160 160 0

Jet Fuel 210 214,69 0

Diesel 280 280,47 0,16

Residuo 343 327,21 4,60




Nafta Pesada 96985 127363 23,85

Jet Fuel 133946 133946 0

Diesel 380953 338571 11,12

Residuo 659610 688717 4,22

39



Corte % Vol Temperatura Real, OC Temperatura Simulada, OC % e

Nafta Pesada 10

105 112 6,25

Jet Fuel 192 196,9 2,48

Diesel 65 290 302 3,97

Nafta Pesada

90

150 172 12,79

Jet Fuel 228 228 0

Diesel 360 360 0

8.5. Cálculo de las toneladas de CO2 no emitidas al ambiente gracias al reemplazo del

medio de despojamiento.

Debido a que el gas residual está compuesto mayoritariamente por metano, podemos asumir que

en la combustión del gas en la tea, dada en la siguiente reacción:

CH4 (g) + 2 O2 (g) CO2 (g) + 2 H2O (g)

Asumiendo que el flujo de gas residual obtenido en la cima después del despojamiento se

recircula en la columna para seguir despojando, se puede determinar cuántas toneladas de CO2

se ahorraría por combustión, además habría que adicionar la cantidad de CO2 existente en el gas

por lo que la cantidad a ahorrar sería:

Para un flujo de 20292,48 kg/día (0,4 MMCFPD) de gas residual

0, 75*(20292 kg CH4/día)*(1/16 kmol CH4/kg)*(1 kmol CO2/ 1 kmol CH4)*(44 kg/kmol CO2) =

41852, 25 kg CO2/ día

Hay que adicionar la cantidad de CO2 presente en el gas residual

41852, 25 kg CO2/ día + (0, 25)* (20292 kg /día) = 46925, 25 (kg CO2/ día)

=46, 92 Ton CO2/ día

40

9. DISCUSIÓN

Para la operación y consecuentemente la simulación de un proceso referente al petróleo, la

caracterización del crudo es un dato fundamental; los ajustes en planta así como las

optimizaciones de diseño se realizan a partir de este ensayo y modificando las variables del

proceso, para lograr que los productos cumplan con las especificaciones requeridas, con el

fin de obtener la mayor eficiencia en el trabajo. Este estudio se realizó con los datos de

caracterización proporcionados en la planta dentro del marco del convenio interinstitucional

No. 2014017 entre EP PETROECUADOR y la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL

ECUADOR.

Al momento de obtener los resultados de la simulación de las condiciones operacionales de

la Refinería Amazonas 1, se observó que los flujos de productos tenían una cierta variación,

aun cuando las temperaturas de los platos de la columna son las mismas y los combustibles

cumplen las temperaturas para su especificación. Esto se debió a que se trabajó con los datos

de diseño (Crudo de 31 API) mientras que en la operación actual se trabaja con un crudo de

27 API. Al tener un crudo más pesado, los rendimientos de fracciones livianas disminuyen,

obteniendo más residuo y menos combustibles “blancos”.

Al definir las condiciones de trabajo del gas residual se tuvo en cuenta los siguientes

aspectos: la columna de destilación atmosférica tiene un límite de presión que puede

soportar, así como un diseño que permite el despojamiento mediante un gas inerte al

proceso. Para la operación actual se utiliza vapor de agua a una alta temperatura para que el

vapor no condense en el proceso, y una presión suficiente para que llegue al tope de la

columna. El gas residual por su naturaleza (gas incondensable a temperaturas ambientales)

no requiere de condiciones complejas de proceso, tales como altas temperaturas o altas

presiones, dando así la facilidad de poder realizar una simulación considerando una

operación sencilla pero efectiva al momento de usar gas residual en este trabajo, de esta

forma se definió una presión similar a la que utiliza el vapor de agua, y se utilizó el gas a

temperatura ambiente para de esta forma evitar consumo de energía adicional en el proceso.

41

La cantidad de gas residual que se puede utilizar se determinó en función de la

disponibilidad actual de gas que se produce en la planta de gas del Complejo Industrial

Shushufindi en promedio. Con este antecedente se realizó varias simulaciones para ver cuál

era el efecto de la cantidad de gas en el proceso. Se observó que por la baja temperatura, con

respecto al proceso, a la que entra el gas residual, a mayor cantidad, el residuo bajaba más su

temperatura, causando que los rendimientos de fracciones livianas sean más bajos, de esta

forma afectando a la eficiencia del proceso. Además se observó que a mayor cantidad de gas

inyectada, la presión de la columna aumentaba y el domo de la columna se secaba,

generando un error en la convergencia de la simulación.

Otro factor importante que afectó a este trabajo fue la variedad de los datos entre diversas

fuentes, ya sean históricos de operación, o los datos de diseño de la planta, por lo cual se

tomaron los promedios de producción generales con los que ha trabajado la Refinería

Amazonas.

42

10. CONCLUSIONES

Mediante la convergencia y análisis de las varias simulaciones realizadas en el programa

Aspen Plus V7.2., se pudo determinar que el gas residual es un remplazo factible para el

despojamiento en destilación atmosférica del Complejo Industrial Shushufindi, en razón de

que se comprobó que el gas residual permite el arrastre de los hidrocarburos livianos con

condiciones de operación menos complejas que las demandadas por el vapor y debido a que

el gas residual no altera las especificaciones requeridas en los combustibles producidos.

Las simulaciones con el gas residual como medio de despojamiento en la torre de destilación

atmosférica posibilitaron definir que la cantidad promedio de producción de la planta de gas

del Complejo Industrial Shushufindi podría satisfacer una operación normal con gas en lugar

de vapor.

Se determinó que a las condiciones de operación propuestas, el flujo óptimo de gas residual

que puede totalmente remplazar al vapor de agua es de 0,4 MMSCFD, lo que generaría un

ahorro de 10000 kg de agua al día así como aproximadamente 46 Ton CO2/día no se

emitirían a la atmósfera, generando impactos tanto económicos como ambientales para la

operación de la industria del petróleo ecuatoriana.

Las simulaciones de la operación de despojamiento en la torre con gas residual manifestaron

ciertos efectos similares que los del vapor de agua, tal como que a medida que aumenta la

cantidad inyectada de gas a la columna, el residuo baja su temperatura, llegando a tal

condición de flujo en el cual la columna se enfría mucho y la separación ya no se puede dar

con normalidad.

Una abundante cantidad de gas residual también altera las curvas de caracterización ASTM

D86 de los productos debido a que tiene componentes solubles en su composición, causando

que aumente una pequeña cantidad de livianos en estos cortes, lo que implicó, al igual que

con el vapor, el empleo de columnas despojadoras en la simulación.

43

11. RECOMENDACIONES

Al tener datos de la planta actualizados, clasificados y ordenados, se permite a los visitantes

y personas auditoras tener mejor acceso a la información requerida. Se sugiere una

sistematización mejor estructurada de los archivos relacionados con la operación de la

planta, así como caracterizaciones del crudo más frecuentes, manuales de los equipos

reeditados y lugares de consulta bibliográfica e histórica dentro de la planta, aparte del

registro de control de la producción.

Dado los resultados obtenidos sería conveniente la realización de un estudio de factibilidad

económica para determinar si la adaptación de la planta para el uso del gas residual en el

proceso es económicamente justificable para de esta forma lograr un escenario más claro

sobre esta mejora.

Los estudios de optimización y mejoras en plantas son una parte fundamental para el

desarrollo y aumento de eficiencia en los procesos; Se recomienda incentivar a los

estudiantes de la Facultad de Ingeniería Química en estudiar y aplicar optimizaciones en

plantas existentes, a fin de que ellos adquieran experiencia y a futuro se pueda pensar en

diseños propios.

44

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

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[4] LYONS, W. Working Guide to Petroleum and Natural Gas Production Engineering. First

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45

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WUITHIER, P. El Petróleo: Refino y Tratamiento Químico, Tomo 1. Trad. del francés. Primera

Edición. Editorial CEPSA. Madrid. 1971

48

ANEXOS

50

ANEXO B. Carta para la determinación del factor de compresibilidad

Fuente: GAS PROCESSORS SUPPLIERS ASSOCIATION, Engineering Data Book, Twelfth Edition,

FPS, Tulsa, 2004.

51

ANEXO C. Fotografía de la Refinería Amazonas, Complejo Industrial Shushufindi

52

ANEXO D. Esquema de la columna de destilación y los despojadores en el simulador con

operación normal

53

ANEXO E. Esquema de la columna de destilación y los despojadores en el simulador para el

remplazo con gas residual

54

ANEXO F. Comparación de los componentes para cada una de las simulaciones realizadas

55

AN

EX

O G

. Res

ult

ados

ob

ten

idos

en

el s

imu

lad

or p

ara

la o

per

ació

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e la

col

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na

56

AN

EX

O H

. Res

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lad

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ara

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emp

lazo

57

ANEXO J. Temperaturas de especificación para el Jet Fuel

Fuente: Laboratorio, Complejo Industrial Shushufindi, Septiembre 2014

58

ANEXO L. Temperaturas de especificación para la Nafta Ligera


59

ANEXO K. Análisis Cromatográfico Gas Residual de la Planta de CO2


trabajo de grado ing terÁn (3) - dspace.uce.edu.ec · año 2014 de la columna de destilación de...

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