Planta de Topping

5/8/2018 Planta de Topping - slidepdf.com

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYOFACULTAD DE CIENCIAS APLICADAS A LA INDUSTRIAAlumno: Cristian GonzálezNº Legajo: 3149

Materias Primas Petroquímicas – 2010

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Trabajo Práctico N° 15Planta de Destilación Atmosférica (Topping)

INTRODUCCIÓN

La unidad de destilación de crudo (CDU por sus siglas en inglés), también conocidacomo unidad de topping, o unidad de destilación atmosférica, es la primera etapa en la

refinación del petróleo.Es alimentada cada día con grandes caudales por lo que su tamaño y costosoperativos son los mayores de la refinería. Muchas CDU se diseñan para manejar una granvariedad de tipos de crudos. El diseño de la misma se basa en dos escenarios: uno de crudoliviano y otro de crudo pesado. La unidad debe funcionar satisfactoriamente aaproximadamente un 60% del caudal de alimentación de diseño. Los cambios detemperatura estacionales deben tenerse en cuenta también en el diseño porque los puntosde corte de la gasolina pueden variar en 20ºC entre verano e invierno.

La capacidad de las CDU varía desde 10.000 barriles por día (BPD) o 1.400 toneladasmétricas por día (tpd) a 400.000 BPD (56.000 tpd). La economía de la refinación favorece

unidades grandes. Un buen tamaño de CDU es aquél que puede procesar 200.000 BPD.La unidad produce materias primas que deben ser procesadas en unidades aguasabajo para lograr productos de ciertas especificaciones. Esto involucra la eliminación decomponentes indeseados como azufre, nitrógeno y metales, y la limitación del contenidode aromáticos.

Productos típicos de esta unidad son:

• Gases.

• Nafta liviana (Light Straight Run Naphtha).

• Nafta pesada (Heavy Naphtha).

• Kerosene.

• Gas oil liviano (GOL) o destilados medios (Diesel ).• Gas oil pesado (GOP o destilados pesados ( Atmospheric Gas Oil, AGO).

• Crudo reducido (Topped Crude).

La destilación de crudo se logra en columnas con extracciones múltiples en lascuales todo el calor se suministra en la alimentación. Los productos son condensadossucesivamente y extraídos como productos laterales a medida que la fracción de vaporcaliente de la alimentación sube y se contacta con el reflujo líquido frío que baja por lacolumna. El reflujo es provisto en la parte superior de la columna mediante el bombeohacia el plato superior de una fracción del líquido condensado. El reflujo también es

provisto en ubicaciones intermedias de la columna mediante circuitos de refrigeraciónlaterales ( pumparound cooling circuits). La fracción líquida calienta de la alimentación es





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despojada con vapor para eliminarle los hidrocarburos livianos antes de dejar el fondo de lacolumna.

W.L. Nelson presenta 4 principios fundamentales para la operación de columnas decrudo u otras columnas de extracción múltiple que vale la pena recordar:

1. El rendimiento de un determinado producto es principalmente función de lacomposición de la mezcla, no del grado de separación.

2. El número de platos altera sólo ligeramente el rango de ebullición de losproductos como está definido por los puntos iniciales y finales de la curvaASTM.

3. El punto inicial de ebullición de los productos laterales siempre es bajo, ydebe ser corregido ya sea mediante stripping con vapor o reprocesado.

4. El punto final de un producto lateral es controlado principalmente por laapertura o cierre de la válvula de extracción.

TRATAMIENTODELCRUDO El crudo extraído del yacimiento es sometido a los siguientes procesos:

a) Deshidratación: se realiza en el yacimiento y también en destilería. En la zona delyacimiento se lleva a cabo para no transportar volúmenes de agua no útiles hacia la

destilería (factor de costes de transporte). En la destilería, el máximo aconsejado atransportar es del 1% en peso. Básicamente consiste en introducir el petróleo enuna torre deshidratadora (torre flash), a determinada presión y temperatura, en lacual se produce una evaporación brusca, separándose el vapor de H2O por cabeza yel crudo por el fondo. Si el crudo será transportado por oleoductos, se debecalentar a 200-250ºC para disminuir su viscosidad, y por tanto reducir la potenciade bombeo. Hay que tener en cuenta que la presencia de agua en un depósito decrudo es una potencial amenaza de los fenómenos de biocorrosión.

b) Desalación: cuando el crudo entra a la unidad, lleva con él algo de salmuera enforma de muy pequeñas gotas de agua emulsificadas en el crudo. La desalación delcrudo es una parte esencial de la refinería. El contenido de sal debe ser reducidopara encontrarse entre 5,7 y 14,3 kg/1000 m3. Una pobre desalación tiene lossiguientes efectos:

a. Los depósitos de sal de depositan en los tubos del horno y sobre el haz detubos de los intercambiadores de calor creando ensuciamiento, por lo tantose reduce la eficiencia de la transferencia de calor.

b. Corrosión del equipamiento.c. La sal que acarrean los productos actúa como veneno de los catalizadores en

las unidades de cracking catalítico.





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Tipos de sales en el crudo

Las sales en el crudo se encuentran mayormente en forma de sales disueltas enpequeñas gotas emulsificadas en el crudo. Esto se llama emulsión agua en petróleo, dondela fase continua es el petróleo y la fase dispersa es el agua.

Las gotas de agua son tan pequeñas que no pueden sedimentarse por gravedad.Además, esas pequeñas gotas tienen en sus superficies moléculas grandes de asfaltenoscon pequeñas partículas sólidas que vienen de los sedimentos, arenas o productos decorrosión. La presencia de estas moléculas actúa como un escudo que previene que lasgotas se unan unas con otras, es decir, que produzca coalescencia. Las sales pueden estarpresentes también en forma de cristales suspendidos en el crudo. La remoción de dicha salrequiere que la misma se encuentre ionizada en agua. Entonces, debe agregarse agua delavado al crudo para facilitar el proceso de desalación.

Volviendo al tema de los tipos de sales, la mayoría son cloruros de magnesio, calcioy sodio, siendo este último el mayoritario. Estos cloruros, excepto el NaCl, hidrolizan a altastemperaturas para formar cloruro de hidrógeno.

El cloruro de hidrógeno se disuelve en agua, generando ácido clorhídrico, que esextremadamente corrosivo.

Proceso de desalación

Para remover las sales del crudo, se debe romper la emulsión agua en petróleoformando una fase acuosa continua que puede ser separada por un simple proceso dedecantación. El proceso se logra a través de los siguientes pasos:

1. Lavado con agua: El agua se mezcla con el crudo entrante a través deuna válvula mezcladora. El agua disuelve los cristales de sal y elmezclado distribuye uniformemente la sal en el agua, produciendomuy pequeñas gotas. Los agentes demulsificantes se agregan en

esta etapa para ayudar romper la emulsión removiendo losasfaltenos de la superficie de las gotas. 2. Calentamiento: La temperatura del crudo debe estar en el rango de

50-55ºC ya que la separación agua-petróleo se ve afectada por laviscosidad y la densidad del petróleo.

3. Coalescencia: Las gotas de agua son tan pequeñas (diámetro entre 1-10 µm) que no sedimentan por gravedad. La coalescencia producegotas mayores que pueden precipitar por gravedad. Esto se logramediante un campo electrostático entre dos electrodos. El campoeléctrico ioniza las gotas de agua y las orienta de tal manera que

puedan atraerse unas con otras. La agitación que se producetambién favorece la coalescencia.





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Descripción del desalador

Un desalador típico contiene dos electrodos metálicos entre los cuales se aplica unalto voltaje. Para lograr una desalación efectiva el campo eléctrico es aplicado como sigue:

• Se aplica un campo de alto voltaje llamado “campo secundario” de alrededor de1000 V/cm entre los dos electrodos. Esto da lugar a la ionización del agua y a lacoalescencia.

• Se aplica un campo primario de alrededor de 600 V/cm entre la interface agua-crudo y el electrodo inferior. Este campo ayuda a que las gotas de agua sedimentenmás rápido.

Este diseño de desalador logra un 90% de remoción de sal. Sin embargo puede lograrun 99% de eliminación mediante un desalador de dos etapas como el que se muestredebajo. La segunda etapa es esencial ya que el mantenimiento del desalador requiereuna gran cantidad de tiempo para remover la suciedad y los sedimentos que sedepositan en el fondo. Entonces, la unidad de crudo puede operar con un desalador deuna etapa mientras la otra es limpiada.





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Variables operativas del desalador

• Temperatura de desalación: la velocidad de sedimentación depende de la densidady de la viscosidad del crudo. Debido a que el aumento de temperatura disminuye ladensidad y viscosidad, la velocidad de sedimentación aumenta con la temperatura.La temperatura típica de desalación varía entre 50 y 150ºC.

• Relación de agua de lavado: el agregado de agua al crudo ayuda a remover la sal.Por lo tanto, el aumento del caudal de agua de lavado aumenta la velocidad decoalescencia. Dependiendo de la temperatura de desalación, debe utilizarse unvalor mínimo. Por ejemplo, un crudo de Kuwait (31,2 API) requiere entre 7-8 % vol.

de agua relativo al caudal de crudo. • Nivel de agua: el aumento del nivel de agua reduce el tiempo de sedimentación de

las gotas de agua en el crudo, por tanto mejora la eficiencia de desalación. Sinembargo, si el nivel de agua es muy alto y alcanza el electrodo inferior cortocircuitael desalador. Debido a que el campo eléctrico primario depende de la distanciaentre el electrodo inferior y la interface agua-crudo, es siempre mejor mantenerconstante el nivel para una operación estable.

• Punto de inyección del agua de lavado: usualmente el agua de lavado se inyecta enla válvula de mezclado. Sin embargo, si se teme que los depósitos de sal ocurran enlos precalentadores de calor, parte o el total de la misma se inyecta luego de la

bomba de alimentación de crudo. • Caudal de inyección de demulsificantes: los demulsificantes son copolímeros básicos

con un extremo hidrofílico y el otro hidrofóbico. Cuando estos compuestos seadsorben en la superficie de la gota, la estabilizan. Los demulsificantes se agregan alcrudo después de la bomba de alimentación o antes de la válvula de mezclado enniveles entre 3 y 10 ppm de crudo.

• Tipo de agua de lavado: se utiliza agua de proceso más agua fresca para ladesalación. El agua debe ser relativamente blanda en orden de prevenir losdepósitos. Debe ser ligeramente ácida con un pH en torno a 6. Debe estar libre desulfuro de hidrógeno y amoníaco para no crear más problemas de corrosión.

Entonces, pueden utilizarse los condensados de cabeza de la columna y agua deprocesos de otras unidades luego de stripping.





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• Pérdida de carga en la válvula mezcladora: es necesario mezclar el agua de lavadocon el crudo a fin de distribuir la misma y disolver los cristales de sal suspendidos.

La pérdida de presión en la válvula mezcladora determina la eficiencia delmezclado. Por otro lado, el proceso de mezclado produce gotas más pequeñas quetienen a estabilizar la emulsión y hacen más difícil la separación del agua. Por lotanto, existe un compromiso en la selección de la pérdida de presión de la válvula.Suele usarse una pérdida de presión entre 0,5 y 1,5 bar (7,4 y 22 psi).

Una variable que no se menciona anteriormente es la presión del desalador. Laoperación de desalación requiere que el crudo esté en fase líquida durante la misma.Una presión típica de 12 bar es necesaria para alcanzar dicho propósito.Cuando las variables de proceso están correctamente ajustadas, se logra unaeliminación del 90% de sal. Con la operación de dos etapas puede alcanzarse el 99%.Cualquier remanente de sal se neutraliza por inyección de NaOH que reacciona con loscloruros de calcio y magnesio para producir cloruro de sodio.

El NaCl no hidroliza para dar HCl corrosivo.

DESCRIPCIÓNDELPROCESO

En la figura 8.1 se muestra una unidad de topping general. El crudo frío es

bombeado a través de una serie de intercambiadores donde se precalienta medianteintercambio con productos intermedios provenientes de las columnas de destilaciónatmosférica y de vacío. El petróleo se calienta entre 120 y 150 ºC, se le inyecta del 5 al 6 %de agua, y la emulsión resultante se alimenta a un desalador electrostático. En eldesalador, las sales (principalmente cloruros) migran selectivamente a la fase acuosa y seextraen como salmuera.

Luego de la desalación, el crudo contiene entre 0,25 y 0,5 % vol. de agua debido alos efectos de solubilidad y emulsión. La presión del crudo desalado se aumenta mediante

una bomba y continua a través de un tren de precalentamiento donde su temperaturaaumenta por intercambio con corrientes intermedias calientes de las columnas de crudo yvacío. Luego de salir del último precalentador, el crudo se calienta hasta la temperaturadeseada de ingreso a la columna en un horno de crudo. La temperatura de salida del hornose encuentra típicamente entre 330 y 385 ºC dependiendo de la composición del crudo. Elcrudo tiene que ser parcialmente vaporizado de tal manera que todos los productos,excepto el crudo reducido, se encuentren vaporizados cuando entren a la columna.





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La mezcla caliente fluye desde el horno hacia la zona flash de la columna dedestilación. Aquí se mezcla con el vapor de agua y los hidrocarburos livianos que vienen dela zona de stripping (o despojamiento) de la columna. Una cantidad suficiente de vapor deagua es calentada e introducida en la zona de stripping para despojar los hidrocarburosmás livianos del crudo reducido. El vapor de stripping también disminuya la presión parcialde los hidrocarburos en la zona flash. La mejor presión parcial de los hidrocarburosdisminuye la temperatura requerida para destilar los productos superiores a laalimentación de la columna.

El líquido caliente de la zona flash cae a través de la sección de stripping de lacolumna, donde es despojado mediante la inyección de vapor del fondo de la columna. Losvapores calientes de la zona flash suben y se ponen en contacto con el reflujo frío que bajapor la columna. El reflujo condensa los productos líquidos laterales. El reflujo es provistopor el condensador de cabeza y por los circuitos laterales en los cuales se extrae líquido yse bombea a través de intercambiadores que enfrían mediante intercambio con el crudodel tren de precalentamiento. El líquido recirculado frío retorna a la columna unos platospor encima del plato de extracción. Los caudales de recirculación lateral son altos, porquedeben intercambiar calor con el crudo que ingresa a la columna a un caudal elevado.

Los circuitos de enfriamiento laterales cumplen 3 objetivos. Primero, remuevencalor latente de los vapores calientes de la zona flash y ayudan a condensar los productoslaterales. Segundo, mejoran la eficiencia del tren de precalentamiento de crudopermitiendo recuperar calor a niveles más elevados de temperatura que el condensador





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de cabeza. Esto disminuye el flujo de calor requerido en el horno (duty del horno).Finalmente, reducen el caudal de vapor a lo largo de la columna lo que reduce el tamaño

requerido de la columna. Debido a que el tamaño de las columnas de destilación dependeprincipalmente de los caudales de vapor, el enfriamiento circulante es importante cuandose diseñan o expanden estas columnas. Desafortunadamente, éstos disminuyen elfraccionamiento entre los productos laterales ya que reducen los caudales de líquidointerno entre los mismos.

Los productos líquidos laterales son despojados usualmente en strippers con vaporo strippers con reboiler para remover materiales livianos y controlar sus puntos deinflamación. Por lo tanto, la composición de la porción más liviana de los productoslíquidos laterales (punto inicial o IBP) es controlada por un stripper lateral, no por lacolumna principal. En el caso del producto lateral gas oil pesado, el stripping se empleapara remover los materiales con rango de ebullición perteneciente al gas oil liviano de losmateriales de craqueo en la unidad de cracking catalítico fluido (FCC).

Los puntos finales (EP) de los productos laterales líquidos se controlan en lacolumna principal mediante sus caudales de extracción. Por ejemplo, para aumentar el EPdel kerosene en la Figura 8.1, es necesario disminuir el caudal del producto diesel (gas oilliviano) y aumentar el caudal del producto kerosene. Este ajuste permite que loscomponentes más pesados viajen hacia el plato de extracción de kerosene, incrementandoel punto final del kerosene. Puede existir también un pequeño descenso en la porciónliviana del gas oil liviano debido al ajuste, pero este efecto es pequeño compara don elefecto del stripper de vapor lateral.

La unidad graficada en la Figura 8.1 recupera una combinación de nafta liviana ynafta pesada por la cabeza. (Tal es el caso de la patente UOP, ver más adelante). Laseparación entre estos productos se logra por medio de una columna splitter auxiliar. Unesquema alternativo es separar las naftas pesadas y livianas como se muestra acontinuación.

En este esquema (típico de la patente KELLOGG), se localiza un producto líquidolateral adicional en la columna principal por encima de la extracción de kerosene. El





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producto nafta pesada es extraído en esta ubicación y despojado con vapor. La nafta livianaes removida como producto de cabeza del condensador y estabilizada.

La separación de las naftas liviana y pesada con una columna splitter (Fig. 8.1) tienepor lo menos 3 ventajas con respecto a la de la Figura 8.2. El uso de strippers de nafta hasido ampliamente abandonado en las refinerías por estas razones.

Primero, recuperar la nafta pesada con los productos de cabeza de la columnaprovee una mejor medida de seguridad operativa debido al aumento sustancial del puntode rocío de agua del vapor de cabeza de la columna principal. Un margen de seguridad de15-20ºC debería mantenerse siempre entre la temperatura de cabeza de la columnaprincipal y el punto de rocío de agua del vapor de cabeza para prevenir la condensación delagua en los platos de la columna principal.

Las otras razones tienen que ver con las calidades de los productos nafta liviana ynafta pesada. La columna splitter provee mejor despojamiento y rectificación que elstripper lateral y los platos superiores de la columna de crudo usados en el esquema deextracción lateral de la nafta pesada. Por lo tanto, los componentes livianos (5 carbonos)pueden ser minimizados en la alimentación de nafta pesada al reformador, y loscomponentes buenos para reformado (6 carbonos y superiores) pueden minimizarse en lanafta liviana. Esto mejora la rentabilidad de la operación de reformado de nafta.

Casi todo el vapor que se introduce en la columna principal y en los stripperslaterales sale por el tope de la columna como vapor. Se condensa y extrae en fase acuosadel acumulador de cabeza. En la línea de vapor superior de la columna principal se inyectanquímicos que minimizan la corrosión causada por la hidrólisis de sales presentes en el aguacondensada. Una pequeña cantidad del agua que deja el proceso se disuelve en el crudoreducido y en los productos líquidos de los strippers laterales. Las refinerías, algunas veces,utilizan strippers laterales con reboiler para controlar los puntos de inflamación de losproductos líquidos, dejando a éstos secos, es decir, libres de agua. Los strippers lateralescon reboiler reducen la carga de vapor de la columna principal con respecto a los stripperslaterales con vapor ya que el vapor de stripping que retorna a la columna no contienevapor de agua.

Las separaciones entre los productos laterales no son precisas, y existen regiones desuperposición donde los componentes más pesados de un producto, coinciden con los máslivianos del producto siguiente inferior. Las columnas de crudo típicas contienen entre 30 y50 platos dependiendo del número de productos laterales que se extraigan. Entre las

extracciones suelen existir entre 7 y 10 platos. Las zonas de enfriamiento circulante puedentener entre 2 y 4 platos para fines de transferencia de calor, sin embargo, esos platos nocumplen ningún fraccionamiento significante.





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La sección de la columna entre la zona flash y el producto lateral más pesado es departicular interés. Allí debe haber una cantidad significante de líquido de lavado y área de

contacto (platos) para arrastrar los metales y los materiales que tienden a formar coquehacia debajo de la columna y que salgan con el producto de fondo. Esto protege la calidaddel producto más pesado (GOP) y previene la carbonización de los platos de la zona delavado. La cantidad del líquido de lavado (overflash en inglés) no debe ser más grande quela necesaria ya que representa mayor calor suministrado en el horno. La cantidad deoverflash necesaria depende del diseño de la unidad y de las características del crudo aprocesar. La filosofía de diseño actual es usar entre 6 y 8 platos en la zona de lavado y uncaudal de overflash de 3 a 6 % en volumen de líquido respecto a la carga de crudo fresco.Los diseños antiguos (previos a 1970) se basaban en 2 a 4 platos de lavado y caudales deoverflash de entre 10 y 15% de la alimentación de crudo.

CONDICIONESDEOPERACIÓNTÍPICASYCONTROL

Existe una amplia variación en las condiciones operativas utilizadas en la destilaciónde crudo. En general, la destilación se lleva a cabo a baja presión y la temperatura de salidadel horno se controla para mantener la descomposición térmica del crudo en un nivelaceptable. Ésta depende de su composición química. Un crudo de base parafínica craqueamás fácilmente que un crudo de base aromática o asfáltica. Por ende, es necesarioprocesar un crudo de base parafínica a menor temperatura que uno de base asfáltica. El

craqueo del crudo produce gases livianos, sustancias aceitosas, y carbón elemental(coque). Como es de esperarse un crudo parafínico produce más gas de craqueo que unoaromático o asfáltico.

La presión de la columna se controla manteniendo una contrapresión en elacumulador de reflujo. Un crudo de base asfáltica produce poco gas de craqueo y puedeser necesario utilizar una fuente de gas externa para mantener una presión positivadeseada en el acumulador de reflujo. La Fig. 8.3 representa un esquema típico de controlde presión utilizado en los acumuladores de cabeza de las columnas de topping.





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Se utiliza un arreglo de dos válvulas para proveer al acumulador del gas externonecesario para mantener la presión deseada. Cuando el gas producido por el crudo es

suficiente, el flujo de gas externo es cero.La presión en el acumulador generalmente se encuentra en el rango de 3,0 a 5,0psig (1,2 a 1,4 bar abs.), aunque algunas refinerías operan a presiones elevadas como 30psig (aprox. 3 bar). Una presión elevada reduce la carga de vapor, pero aumenta latemperatura de la zona flash. La presión del plato superior de la columna principal es entre6 y 10 psi (0,4 y 0,7 bar) mayor que la del acumulador, dependiendo de la pérdida de cargade la línea de vapor de cabeza y de los enfriadores. La presión de la zona flash es,usualmente, de 5 a 8 psi (0,34 a 0,55 bar) mayor que la del plato superior, con una presiónen la línea de transferencia del horno de alrededor de 5 psi (0,34 bar) mayor que la de lazona flash.

La carga de crudo se precalienta primero por intercambio con los productos de lacolumna y luego se desala para eliminarle los cloruros y otros compuestos corrosivos. Losdesaladores pueden ser de una o dos etapas y operan típicamente a temperaturas de entre120 y 150ºC y presiones del rango de los 10 y 18 bar absolutos. Un porcentaje volumétricodel 5-6 % es calentado y combinad con el crudo previo a la operación de desalación. Enpresencia de un campo electrostático, la sal migra del crudo a la fase acuosa que esextraída como salmuera. Luego de una buena operación de desalación el crudo tiene unacantidad de agua residual de 0,25 a 0,50 % vol. Esta agua incluye agua disuelta y libre.

Luego de la eliminación de agua, el crudo desalado es bombeado e intercambiadocon corrientes calientes de las unidades atmosférica y vacío, previo al horno de crudo. Lastemperaturas de precalentamiento son del orden de 220 a 300 ºC. La temperatura detransferencia del horno se controla mediante la combustión del horno y puede variar entre330 y 385ºC, dependiendo de la composición del crudo a ser procesado.

La temperatura de la zona flash de la columna es típicamente entre 3 y 4,5 ºCmenor que la temperatura de transferencia del horno debido al efecto Joule-Thompson deexpansión a través de la línea de transferencia del horno. La cantidad de vapor utilizadopara despojar el producto de fondo varía de una unidad a otra, siendo valores típicos 18 a42 kg/m3 de producto líquido. La temperatura de la zona flash puede disminuirse utilizandomayor cantidad de vapor de stripping, pero esto aumenta la cantidad de vapor en lacolumna y disminuye la capacidad de procesamiento de hidrocarburo. Para una columnade 100.000 BPD, aumentar el caudal de vapor de 5.000 lb/h (2.300 kg/h) a 10.000 lb/h

(4.000 kg/h) reduce la temperatura de la zona flash en 4,5 ºC cuando se producen losmismos productos destilados.





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El retorno de líquido de lavado (overflash) se controla con el calor del horno. Comose mencionó antes, los diseños viejos utilizan menos platos de lavado entre la zona flash y

la extracción de gas oil pesado y requieren caudales mayores de overflash para mantener lacalidad del gas oil. Caudales de 10 a 15 % en volumen de la carga de crudo no son raros enesas unidades. Las unidades nuevas utilizan más platos de lavado y el overflash varía entre3 y 6 % del volumen de crudo de carga. Algunas refinerías intentan extraer y medir ellíquido overflash que retorna a la zona flash desde el último plato de lavado, sin embargo,estas mediciones no son precisas. La mejor manera de controlar el overflash esmonitoreando la calidad del gas oil pesado (o atmosférico), en particular el color y elcarbón Conradson (tendencia de un producto a formar residuo carbonoso). Otro esquemaes mantener una caída de temperatura razonable, 14 a 19 ºC, a lo largo del último plato delavado.

Los productos lateralesse extraen controlando sucaudal para alcanzar susdeseados puntos finales. Debidoa que la columna principal notiene reboiler para generarvapores de stripping, lascolumnas de stripping externasse emplean para despojar loscomponentes livianos de losproductos laterales y así alcanzar las especificaciones depunto de inflamación. Lascolumnas de stripping lateralson generalmente de vapor, concaudales típicos de este de 14 a18 kg/m3. Los vapores livianosdespojados varían entre el 10 yel 20% de la carga dehidrocarburos del stripper. Eldespojamiento puede llevarse a

cabo mediante calor agregadovía reboiler en vez de vapor. Elstripper con reboiler tieneventajas en la eficiencia destripping y genera un productoseco.

La temperatura de cabeza se controla con el reflujo superior. Esta temperaturadebe mantenerse entre 14 y 17 ºC por encima de la temperatura de rocío de agua en lascondiciones de la cabeza de la columna de tal manera que no condense agua líquida en losplatos de la columna.

Es evidente que un crudo pesado requiere mayor temperatura de cabeza que uncrudo liviano. Un crudo pesado requiere más vapor de stripping de fondo y produce menos





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producto hidrocarburo de cabeza. Por tanto, la fracción molar de agua en la cabezaaumenta. Esto aumenta la presión parcial de agua, y entonces, es necesario aumentar la

temperatura de cabeza respecto a un crudo liviano para evitar la condensación de agua enel tope de la columna.La separación entre la nafta liviana y la pesada se controla fácilmente cuando se

utiliza una columna splitter. Esta columna puede alcanzar un salto D86 (diferencia entre elpunto de ebullición del 5% de la curva ASTM del producto respecto al punto del 95% delproducto más liviano) de 14 a 17 ºC, cuando se usa una relación de reflujo (L/D) de 0,5 omenor. Una columna con 20-25 platos es adecuada para este fin. El objetivo de estaseparación es recuperar HC parafínicos de 5 átomos de carbono en la nafta liviana e HCparafínicos de C6

+ y precursores de benceno en la nafta pesada. Esto mejora el octano de lanafta liviana y también el rendimiento de gasolina en el proceso de reformado catalítico.

En las columnas de topping con stripper de nafta pesada, la temperatura de cabezase utiliza para controlar el punto final de la nafta liviana. El control de este esquema no estan preciso como el de la columna splitter externa. Además, la nafta pesada despojada eshúmeda ya que posee agua disuelta y libre proveniente del vapor del stripper.

ESQUEMAS PARA MEJORAR LA CAPACIDAD DEPROCESAMIENTODECRUDO

Los típicos cuellos de botella cuando se quiere expandir la capacidad de crudo son:la capacidad de la columna principal, el límite de horno de crudo y los límites del

equipamiento auxiliar como bombas e intercambiadores de calor. Los esquemas máseconómicos de expansión son variados y dependen del diseño original y de ladisponibilidad de equipamiento suplementario para tal expansión.

Columnas pre-flash y la capacidad de la columna de crudo

El caudal de crudo hacia la CDU determina la capacidad de toda la refinería. Unacolumna de crudo típica está típicamente diseñada para un 80% de carga, lo que significaque puede ser operada a un 20% más que su valor de diseño. La capacidad de la columnaestá limitada por el flujo de vapor con una velocidad entre 2,5 y 3,5 pie/s (0,76 y 1,07 m/s).

El caudal de vapor aumenta a medida que el vapor sube desde la zona flash hasta lacabeza. Para mantener la velocidad de vapor dentro de los límites mencionados, losreflujos circulantes, que están instalados en varios puntos de la columna, extraen calor dela misma. Esto resulta en la condensación de los vapores ascendentes y deduce lavelocidad del vapor.

Para expandir la capacidad de crudo, la técnica más usada es introducir unacolumna pre-flash antes del horno de crudo. El crudo luego de su precalentamiento esevaporado parcialmente en una columna donde se extrae los productos livianos. Losfondos de la columna pre-flash se introducen al horno y luego a la columna. En cambio elvapor de la columna pre-flash se envía directamente a la columna. Este esquema reduce la

carga del horno, pero no reduce la carga de vapor en la columna.





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El método más efectivo de reducir la carga del horno es agregar una columna pre-fraccionadora para remover y procesar los materiales livianos del crudo. Este esquemareduce la carga de vapores en la columna principal, reduce el duty del horno debido a laremoción de los componentes livianos, y no aumenta el caudal de crudo reducido a lacolumna de vacío.





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PATENTES

UOP (Universal Oil Products)

En esta patente por cabeza de torre se extraen gases, naftas y agua como vapor.Estos productos van a un acumulador de baja presión de 3 fases, 2 líquidas que son: aguaque previo calentamiento es enviada a la entrada del desalador, y naftas, con doscorrientes, una como reflujo a la torre de fraccionamiento y otra a un splitter en el cual sesepara por cabeza nafta liviana de buen RON, y por abajo nafta pesada, de bajo RON.

Esto se hace porque las naftas parafínicas a la salida del topping tienen bajo RON yvan a reformado catalítico (Platforming). En el splitter se utiliza un reboiler para controlarla temperatura del mismo. La nafta liviana que sale del splitter tiene una presión de vaporReid elevada, lo cual no la hace apta para el consumo directo. Para ello se la envía a unatorre estabilizadora (desbutanizadora) que elimina gases hasta butano, por cabeza, y por el

fondo sale nafta liviana estabilizada.





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La nafta liviana se envía a un tanque para el tratamiento alcalino con NaOH el cualcontrola la acidez y a medida que se va agregando más producto se mezcla en una válvula

emulsificadora. Con esta se obtiene nafta de tipo común.La nafta pesada se somete a un reforming catalítico que consiste en un proceso demejora del RON mediante catalizador de platino.

La corriente de gases (C3-C4) que sale por cabeza de la desbutanizadora, se envía ala planta concentradora de gases (gas CON).

La fase gaseosa del acumulador de baja presión es enfriada y aspirada por uncompresor que luego de un enfriamiento se envía a un segundo acumulador de altapresión de dos fases; una fase gaseosa, formada por fracciones gaseosas, C1, C2, C3, y C4,que se envía a la planta de gases recuperados y la corriente líquida formada porhidrocarburos (C4, C5, C6) componentes de nafta que se envían a la planta de tratamientode naftas.

Ocurre a veces que en el primer acumulador (de baja) la presión aumentademasiado por encima de los niveles reinantes de trabajo, por ello tiene una válvula deseguridad. Pero puede ocurrir lo contrario, que la presión sea baja, a pesar que elcompresor esté trabajando al mínimo de revoluciones por minuto, se soluciona con unretorno desde la zona de alta del compresor a la de baja a través de una válvula controladapor un detector de presión (PRC).

PRIMER CORTE LATERAL: es el kerosene (Kne) el mismo se envía a un stripper convapor, por cabeza se envía el reflujo a la torre y por el fondo sale Kne que se envía a laplanta alcalina para el tratamiento de la acidez. Esta planta suele ser la misma que la usadapara el caso de las naftas.

SEGUNDO CORTE LATERAL: Gas-oil-liviano (GOL) que sufre un despojamiento yenviado directamente a producción.

TERCER CORTE LATERAL: Gas-oil-pesado (GOP) hay un despojamiento, esteproducto sirve como alimentación a la planta de Isomax, planta de hidrocracking catalítico.(En la Refinería Luján de Cuyo). Por el fondo se extrae el crudo reducido que se usaba comofuel, pero que actualmente sirve como alimentación a la planta de vacío de la cual seobtienen los cortes para aceites lubricantes y asfaltos.



UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO

FACULTAD DE CIENCIAS APLICADAS A LA INDUSTRIA

Alumno: Cristian González

Nº Legajo: 3149






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KELLOGG

Este diseño además de contar con la torre deshidratadora tiene la característica deque la nafta pesada aparece como primer corte lateral en la torre. El gas-oil que se obtienese clasifica en:

A) GOL, idem U.O.P.B) Gas-Oil virgen similar al pesado de U.O.P.C) Gas-Oil parafínico que tiene dos alternativas de uso, como alimentación de

Isomax o alimentación a la planta de parafina.

En el circuito básico, por cabeza se obtienen fundamentalmente gases y naftaliviana. La fase líquida se envía a un splitter con reboiler por donde sale por cabeza a unreflujo de nafta hacia la torre y por el fondo nafta liviana para el tratamiento de acidez.

PRIMER CORTE LATERAL: Nafta pesada a Platforming.SEGUNDO CORTE LATERAL: Kerosene a tratamiento de acidez.TERCER CORTE LATERAL: GOL a producción.-CUARTO CORTE LATERAL: Gas-Oil virgen a Isomax.QUINTO CORTE LATERAL: Gas-Oil parafínico que va a un despojamiento con vapor

de agua donde el producto de cabeza se envía como reflujo a la torre y el producto defondo se envía a una torre de vacío que en realidad son dos torres en una, en donde por laparte superior se hace vacío y también un reboiler y por la parte inferior se hace la salida oextracción “Patente Kellogg” de Gas-Oil parafínico, que va a la planta de parafina, la torrede vacío trabaja mediante un eyector que le provoca vacío por pasaje de una corriente devapor de alta velocidad.

El producto de la parte superior se lo conoce con el nombre de destilado de vacío yes la carga para la planta de Isomax.





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Stripper(despojamiento)

Splitter

E y e c t or

Reflujo

Gas Oil parafínico

Tanque

CALDERA

Vapor

Destilado alvacío,

(ISOMAX)

Gas Oilparafínico (a Planta de

Parafina)

(2)

(1)

Vapor de

agua

Crudo Reduc ido,Materia prima p/

Planta de vacío

F

R

A

C

C

I

O

N

A

D

O

R

A

Nafta Liviana (a tratamiento de acidez)

Nafta Pesada (a Plattforming)

Kerosene (idem UOP), (a tratamiento de acidez)

Gas Oil liviano (idem UOP)

Gas Oil virgen (idem GOP, UOP) ISOMAX, o Pta Parafina

Compresor C1, C2, C3, C4

C3, C4, C5, C6

H2O

Condensador

G + Nf +H2O(v)

Acumulador

de baja

Referencias:

(1) Acumulador.(2) Torre de Vacío: cuya función es destilar algunos productosintermedios que quedan en el Gas Oil parafínico, lo hace

por medio del vacío (disminuye la presión, y por tantose vaporizan más fácilmente)

Isomax: proceso de hidrocraqueo catalítico en lecho fijo.





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ESPECIFICACIONESDELOSPRODUCTOS

Todos los productos obtenidos en las plantas de topping tienen que cumplir ciertasespecificaciones para poder ser despachados al consumo. Estas especificaciones regidasinternacionalmente por normas deben ser adecuadamente dadas en la misma planta de talmanera que modificando las variables operativas de trabajo se pueda modificar el valor delas especificaciones. Cada producto posee su propia serie de especificaciones.

NAFTA

1) PVR (Presión de Vapor Reid): esta viene dada por el contenido de livianos ovolátiles, y se pueden modificar; en la desbutanizadora, si en esta calentamos más

la nafta, tendremos menos livianos ya que partirán por cabeza, el PVR disminuye. Siocurre lo contrario el PVR aumenta.

2) PUNTO DE DESTILACIÓN FINAL (End Point): este punto depende del contenido delos pesados en la nafta, por lo tanto, este se puede modificar en el splitter de lasiguiente manera: si aumenta la temperatura del splitter, los livianos contenidos enlos pesados se vaporizan por lo que aumenta el punto final, por tanto, aumenta elcontenido de hidrocarburos de mayor PM.

3) CORROSIVIDAD: esto se debe fundamentalmente al contenido de H2S y R—S o R—

S—R (mercaptanos), esto se controla en la planta de tratamiento ácido.

La relación que existe entre la nafta liviana y pesada está dada por sus curvas dedestilación ASTM.

Según el diseño Kellogg, la nafta pesada se extrae directamente de un plato lateral(1er Corte Lateral). Es por ello que el ajuste de su punto seco ya no se hace como en el UOPen splitter, sino que se hace con el reflujo, el cual se encarga de condensar todos aquelloslíquidos que por ser arrastrados por esos vapores están como tales. Esto hace que aumentela producción de pesados condensados y por ello punto seco o final de los mismos. Engeneral puede decirse que el punto seco de cualquier producto se controla con la

extracción en el mismo plato y el punto inicial en el stripper lateral.Si suponemos que extraemos nafta, de ese corte lateral, puede regularse su puntoseco de la siguiente manera: se tiene que restringir la extracción en el corte inferior, yaumentar la del corte de la nafta, provocando así que por arrastre y por un mayor tiempode estadía dentro de la torre los hidrocarburos más pesados se vayan hacia arriba,aumentando así el End Point de la nafta.

KEROSENE

1) IBP (Punto Inicial): este punto es de importancia porque está vinculado con la

temperatura de inflamación, téngase en cuenta que el mismo se empleabásicamente para calefacción. Este control se realiza en el stripper de salida; esto es





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posible ya que dicho punto está ligado a la proporción de livianos o volátilespresentes.

2) PUNTO FINAL (EP): éste puede ser controlado por la extracción de kerosene, enforma directa y se verifica que a mayor extracción se obtiene un mayor punto seco.

3) CORROSIVIDAD: se controla en la planta de tratamiento alcalino con el agregadode NaOH.

GAS OIL LIVIANO

1) IBP: en su stripper.

2) EP (punto final): en el mismo plato.

3) PUNTO DE CONGELAMIENTO: es importante demostrar la calidad operativa delproducto: -5ºC en invierno. Aumentando el contenido de livianos el punto decongelamiento baja, esto es importante en el caso de hidrocarburos parafínicos. Enrealidad el verdadero parámetro a medir es el punto de escurrimiento.

GAS OIL PESADO

Se controlan los mismos parámetros que en el GOL, el uso final del producto darálas características del mismo.

GAS OIL PARAFÍNICO (KELLOGG)

Este producto como es materia prima de las plantas de parafina se le debecontrolar:

1) El color, el cual está dado fundamentalmente por los productos de alto pesomolecular, que en realidad deberían salir por el fondo de la torre. Cuanto menoscolor posea el producto, mayor es su calidad. Se mejora extrayendo menos gas-oil

virgen de tal manera que los pesados de éste se vayan con el gas-oil parafínico delcual son livianos, mejorando la calidad del producto. Otra forma es controlar latemperatura del fondo (disminuyéndola) de tal forma que los pesados no puedansubir.

2) Se controla el punto inicial y final pero con menos exigencia que en el ítemanterior.

3) Punto de escurrimiento: tiene que ver con la proporción de livianos que secontrolan con el stripper o en la torre de vacío.

4) Viscosidad: debe ser la adecuada para el trabajo en la planta de parafina.





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CRUDO REDUCIDO

Destinado a variados usos (de poco valor comercial), si se usa como fuel-oil esimportante controlar su viscosidad para que no quede como producto sólido obturandocañerías. Esto ocurre cuando la temperatura desciende por debajo del punto deescurrimiento. Las especificaciones a cumplir con este producto difieren según el uso finalal cual se destinan.

BIBLIOGRAFÍA

• KAES, G. L. Refinery Process Modeling. 1st

Ed. Colbert, Georgia (USA), KaesEnterprises, Inc, 2000. 397 p.

• FAHIM, M.A, AL-SAHHAF, T.A., ELKILANI, A. Fundamentals of Petroleum Refining. 1st Ed. Amsterdam (The Netherlands), Elsevier B.V., 2010. 496 p.

• MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS. Material de Cátedra. San Rafael, Mendoza(ARG), Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria, UNCuyo.

Documents

Planta de Topping