UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS DEL GAS COMBUSTIONADO EN LAS TEAS DE
LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS PARA
PROPONER UN PROCESO DE TRATAMIENTO Y
UTILIZACIÓN COMO ENERGÉTICO”.
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERA DE PETRÓLEOS
ANDREA ESTEFANIA GAVILANES VENEGAS
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS
Quito, febrero 2015
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2015
Reservados todos los derechos de reproducción.
i
DECLARACIÓN
Yo ANDREA ESTEFANIA GAVILANES VENEGAS, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________
Andrea Estefania Gavilanes Venegas
1724342801
ii
CERTIFICACIÒN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis del gas
combustionado en las teas de la refinería estatal de esmeraldas para
proponer un proceso de tratamiento y utilización como energético”,
que, para aspirar al título de Ingeniero/a de Petróleos fue desarrollado por
Andrea Estefania Gavilanes Venegas, bajo mi dirección y supervisión, en
la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones
requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
___________________
Fausto René Ramos Aguirre
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 1705134102
iii
DEDICATORIA
La presente tesis le quiero dedicar a mi hermana Vanessa Gavilanes por ser
mi amiga incondicional, por haberme cuidado como si fuera su hija, porque
en todo momento me demostró su apoyo y cariño, ya que gracias a su
compañía y motivación he logrado culminar una de las metas más
importantes de mi vida.
iv
AGRADECIMIENTO
Quiero agradecer en primer lugar a Dios por haberme dado la fuerza
necesaria para continuar día a día con mis estudios, a mis padres por el
apoyo que me han dado durante toda mi vida, a mi cuñado Milton Guiñan
por haberme guiado como si fuera su hija, a mis maestros por su paciencia y
dedicación, y sobre todo a mi director de tesis Fausto Ramos por su guía y
ayuda en el arduo trabajo de mi proyecto de titulación.
v
ÍNDICE DE CONTENIDOS
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................... 1
1.1. ANÁLISIS DEL PROBLEMA ............................................................. 1
1.2. JUSTIFICIACIÓN .............................................................................. 2
1.3. OBJETIVOS ...................................................................................... 3
1.3.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................... 3
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................... 3
2. MARCO TEÓRICO ................................................................................. 4
2.1. DEFINICIONES ................................................................................ 4
2.1.1. REFINERÍA ................................................................................ 4
2.1.2. GAS COMBUSTIBLE ................................................................. 4
2.1.3. GAS DULCE .............................................................................. 5
2.1.4. GAS AMARGO ........................................................................... 5
2.1.5. gpm ............................................................................................ 5
2.1.6. CROMATOGRAFÍA .................................................................... 6
2.1.7. NÚMERO DE REYNOLDS ......................................................... 6
2.2. REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS ...................................... 7
2.2.1. DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES DE PROCESAMIENTO . 12
2.3. IMPACTO AMBIENTAL .................................................................. 24
2.4.1. PRINCIPALES CONTAMINANTES PRODUCTO DE LA
COMBUSTIÓN DEL GAS EN LAS TEAS ............................................. 25
3. METODOLOGÍA ................................................................................... 26
3.1. DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS ............................................ 26
3.1.1. DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA............................................... 26
3.1.2. DESTILACIÓN AL VACIO ........................................................ 29
3.1.3. CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDO (FCC) ................................ 30
3.1.4. ISOMERIZADORA ................................................................... 34
3.1.5. REFORMACIÓN CATALÍTICA CON REGENERACIÓN
CONTINUA (CCR) ................................................................................ 36
3.1.6. UNIDAD GASCON ................................................................... 38
vi
3.2. ANÁLISIS DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES
COMBUSTIBLES DE LA REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS ...... 42
3.3. COMPARACIÓN DE LOS VALORES OBTENIDOS EN LA
CROMATOGRAFÍA DE LOS GASES COMBUSTIBLES DE LA REE CON
LA NORMA INEN (NTE INEN 2 489:2009) REQUISITOS DEL GAS
NATURAL................................................................................................. 63
4. TRATAMIENTO A DAR AL GAS DE TEAS PARA SER UTILIZADO
COMO ENERGÉTICO ............................................................................. 67
4.1. TRATAMIENTO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS ........................ 67
4.1.1. EFECTOS DEL SULFURO DE HIDRÓGENO Y DIÓXIDO DE
CARBONO CON RESPECTO A LA CORROSIÓN. ............................. 68
4.1.2. CONSIDERACIONES GENERALES PARA UNA PLANTA DE
ENDULZAMIENTO ............................................................................... 69
4.2. SELECCIÓN DEL PROCESO ADECUADO PARA
ENDULZAR EL GAS. ............................................................................... 70
4.3. TIPOS DE TRATAMIENTOS PARA ENDULZAR UN GAS ............ 72
4.3.1. ENDULZAMIENTO DEL GAS CON SOLVENTES FÍSICOS ... 72
4.3.2. ENDULZAMIENTO DEL GAS CON SOLVENTES HÍBRIDOS O
MIXTOS ................................................................................................ 73
4.3.3. ENDULZAMIENTO DEL GAS CON PROCESOS DE
CONVERSIÓN DIRECTA ..................................................................... 74
4.3.4. ENDULZAMIENTO DEL GAS POR ABSORCIÓN CON
SOLVENTES QUÍMICOS ..................................................................... 75
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................ 87
5.1. CONCLUSIONES ........................................................................... 87
5.2. RECOMENDACIONES ................................................................... 89
BIBLIOGRAFÍA GENERAL .......................................................................... 90
vii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINAS
Tabla 1. Número de Reynolds ....................................................................... 6
Tabla 2. Productos derivados del petróleo de la Refinería Estatal de
Esmeraldas .................................................................................................... 7
Tabla 3. Unidades de proceso y capacidad de cada una de ellas de la REE 8
Tabla 4. Datos generales de las antorchas de la REE. ................................ 21
Tabla 5. Condiciones de operación de la unidad FCC en la REE ................ 30
Tabla 6. Resultado obtenido del peso molecular del gas ............................. 45
Tabla 7. Aplicación de las ecuaciones para flujo de gases .......................... 53
Tabla 8. Constantes de la ecuación ............................................................. 53
Tabla 9. Resultados obtenidos del poder calorífico neto y bruto ................. 58
Tabla 10. Resultado obtenido del cálculo del gpm ....................................... 60
Tabla 11. Resultados de los cálculos realizados ......................................... 62
Tabla 12. Requisitos del gas natural ............................................................ 63
Tabla 13. Comparación entre los valores, calculados, la cromatografía y la
norma INEN ................................................................................................. 66
Tabla 14. Concentraciones de H2S y síntomas de las personas que están
expuestas .................................................................................................... 68
Tabla 15. Selección del proceso de endulzamiento ..................................... 71
Tabla 16. Principales procesos comerciales con solventes físicos .............. 73
Tabla 17. Procesos con solventes híbridos ................................................. 73
Tabla 18. Procesos comerciales de conversión directa ............................... 74
Tabla 19. Resultado de los galones de solución de DEA por minuto
necesarios para endulzar al gas ácido ......................................................... 84
Tabla 20. Resultados de los requisitos de intercambio de calor .................. 84
Tabla 21. Resultados de la estimación de los requerimientos de energía ... 84
Tabla 22. Tamaño del recipiente de regeneración (pulgadas) ..................... 85
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINAS
Figura 1. Esquema general del proceso de refinación de petróleo .............. 10
Figura 2. Esquema de las unidades de proceso de la Refinería Estatal de
Esmeraldas. ................................................................................................. 11
Figura 3. Unidad de destilación atmosférica II ............................................. 13
Figura 4. Unidad de destilación al vacío I .................................................... 15
Figura 5. Unidad reductora de viscosidad I y II ............................................ 15
Figura 6. Unidad de Craqueamiento Catalítico Fluido (FCC) ....................... 16
Figura 7. Hidrodesulfurizadora de Diésel ..................................................... 18
Figura 8. Sistema de TEA ............................................................................ 22
Figura 9. Fotografía de la combustión en las TEAS de la Refinería Estatal de
Esmeraldas .................................................................................................. 25
Figura 10. Derivados del crudo y destinos de la carga de la unidad de
Destilación atmosférica de la REE ............................................................... 28
Figura 11. Cargas y destinos de los derivados producidos en la unidad de
Destilación al vacío en la REE ..................................................................... 29
Figura 12. Derivados que produce la unidad de FCC de la REE ................. 31
Figura 13. Proceso reactor – generador de la Refinería Estatal de
Esmeraldas .................................................................................................. 32
Figura 14. Proceso de fraccionamiento en la unidad FCC ........................... 33
Figura 15. Isomerización C4 ......................................................................... 35
Figura 16. Isomerización C5 y C6 ................................................................... 36
Figura 17. Derivados que produce la unidad CCR en la REE ..................... 38
Figura 18. Destinos y derivados que producen la unidad de concentración de
gases GASCON en la REE .......................................................................... 39
Figura 19. Sistema de GASCON FCC, diagrama de flujo No. 13 ................ 41
Figura 20. Cromatografía de los gases combustibles Refinería Estatal de
Esmeraldas .................................................................................................. 43
Figura 21. Reacciones experimentadas por el Hierro en presencia de H2S y
CO2. .............................................................................................................. 69
ix
Figura 22. Diagrama de un sistema de tratamiento de endulzamiento con
solventes químicos ...................................................................................... 77
x
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINAS
Ecuación [1] Gravedad especifica del gas ................................................... 44
Ecuación [2] Peso molecular del gas ........................................................... 44
Ecuación [3] Presión promedio del gas ........................................................ 46
Ecuación [4] Temperatura promedio del gas ............................................... 46
Ecuación [5] Densidad del gas..................................................................... 47
Ecuación [6] Viscosidad del gas .................................................................. 48
Ecuación [7] Calculo de k, para la viscosidad .............................................. 49
Ecuación [8] Calculo de x, para la viscosidad .............................................. 49
Ecuación [9] Calculo de y, para la viscosidad .............................................. 49
Ecuación [10] Flujo general ......................................................................... 50
Ecuación [11] Weymouth ............................................................................. 52
Ecuación [12] Transformación el caudal a condiciones estándar (Qsc) a
condiciones de operación (Qco) .................................................................. 54
Ecuación [13] Número de Reynolds ............................................................. 56
Ecuación [14] Poder calórico del gas ........................................................... 57
Ecuación [15] Índice de Wobbe del gas ....................................................... 59
Ecuación [16] gpm del gas ........................................................................... 59
Ecuación [17] Regla de tres para obtener la gasolina blanca ...................... 61
Ecuación [18] Transformación de kcal/m³ a MJ/m³ ...................................... 64
Ecuación [19] Transformación de BTU/pie³ a MJ/m³ ................................... 64
Ecuación [20] Transformaciones de fracción molar a ppm en volumen 65
Ecuación [21] Transformación de g/pie³ a l/m³............................................. 65
Ecuación [22] Tasa de circulación de dietanolamina ................................... 79
Ecuación [23] Calor necesario para el rehervidor ........................................ 80
Ecuación [24] Área del rehervidor ................................................................ 80
Ecuación [25] Calor necesario para el intercambiador de amina rica/pobre 81
Ecuación [26] Área del intercambiador amina rica/pobre ............................. 81
Ecuación [27] Calor necesario para el enfriador de amina .......................... 81
Ecuación [28] Área del enfriador de amina .................................................. 82
Ecuación [29] Calor necesario para el condensador de flujo ....................... 82
xi
Ecuación [30] Área del condensador de reflujo ........................................... 82
Ecuación [31] Potencia de la bomba principal ............................................. 82
Ecuación [32] Potencia de bombas booster ................................................. 83
Ecuación [33] Potencia de bombas de reflujo .............................................. 83
Ecuación [34] Potencia del aerorefrigerador ................................................ 84
xii
RESUMEN
El presente trabajo tuvo como objetivo la caracterización y cuantificación del
gas residual que es combustionado en la Refinería Estatal de Esmeraldas
con el propósito de evitar que este gas sea enviado a las TEAS y al contrario
pueda ser utilizada como energética. Para lo cual se hizo una descripción
general de todos los procesos de la REE, para tener una visión amplia, de
todas las unidades que operan y de igual forma conocer los derivados que
cada una de ellas produce.
Se caracterizó el gas residual que es enviado a las TEAS, mediante una
cromatografía, lo que permitió conocer las concentraciones de los
compuestos que forman este gas y de igual forma determinar el volumen de
los contaminantes presentes en el.
Una variable muy importante a conocer es el caudal del gas que va a las
TEAS por lo que mediante ecuaciones que utilizan las condiciones de
presión, temperatura, viscosidad, longitud de tubería, se calculó el caudal en
condiciones estándar y en condiciones de operación que resultaron en
valores de 7.809.122,54 PCND y 2.067.776,91 PCD respectivamente, cabe
indicar que en la REE durante este estudio se verifica que no existe un
sistema, ni físico ni calculado para cuantificar este caudal.
Se realiza una comparación entre los resultados de cromatografía del gas en
mención y los requisitos dados en la norma NTE INEN 2 489:2009 GAS
NATURAL REQUISITOS; se determina que este gas es acido, que contiene
6,67% en volumen de .
Se propone un tratamiento para este gas con endulzamiento por absorción
mediante aminas (dietanolamina). Se calcula el volumen de gasolina blanca
(gpm) que es de 11 167,05 galones por día, el mismo que puede ser
utilizado para comercializarlo o para el blending con otras gasolinas.
xiii
Con los datos obtenidos mediante cálculos, se dimensionan los principales
equipos que intervendrían en el proceso de endulzamiento por absorción con
aminas.
Finalmente se concluye que este gas contiene un alto poder calórico
(1020,48 BTU/pie³), que está en el rango que pide la norma INEN; esta
energía puede ser utilizada en sistemas de calentamiento, producción de
vapor, en algún momento se propuso la implementación de una fábrica de
ladrillos de todo tipo que podría utilizar este calor.
xiv
ABSTRACT
This research is focussed on characterizing and quantifying the residual gas
which is combusted in REE for the purpose of awiding this gas from being
sent to TEAS, so it could be used as energy. In order to accomplish it, a
general overview of all the processes in the Refinería Estatal de Esmeraldas
has been done in order to have a clear and wide view of all the units which
are involved as well as to know the derivatives that each one of them
produces.
The residual gas sent to TEAS could be characterized through
chromatography which allowed us to know and determine the concentration
of the compounds that have let this gas form likewise to determine the
volumen of the pollutants in it.
A very important variable is to know the flow of the gas that is sent to TEAS
through equations which use conditions of pressure, temperature, viscosity,
pipe lenght. The flow rate at standard conditions and operation conditions
was calculated, which ended up in 7 809 122,54 PCND y 2 067 776,91 PCN
respectevely it is worth saying that during this research in the REE, there is
neither physical nor calculated system to calculate this flow.
A comparison between the results of gas chromatography in question and
the requirements given in the standard is performed “NTE INEN 2489: 2009
GAS NATURAL REQUERIMIENTOS”; it is determined that this acid gas
contains 6.67 vol% .
This treatment for sweetening gas absorption is proposed by amines
(diethanolamine). The volumen of the White gasoline is calculated with this
(gpm) and that is 11 167.05 gallons per day, of the same that can be used to
market or for blending it with other kinds of gasoline.
With the data obtained by calculation, the main equipment that would be
involved in the process of absorption amine sweetening are sized.
xv
Therefore, concludes that this gas has a high calorific value (1020.48
BTU/ft³), which is in the range that calls for INEN standard; This energy can
be used in heating systems, steam, sometime the implementation of a brick
factory of all types that could use this heat was proposed
1
1. INTRODUCCIÓN
La Refinería Estatal de Esmeraldas fue diseñada y construida entre 1975 y
1977, tras la necesidad que enfrentaba el país de abastecer combustibles y
dejar de importar este tipo de productos, fue construida para manejar un
crudo de 28,3 API, pues durante este periodo el Oriente ecuatoriano
producía crudo liviano, la capacidad para esta época de la refinería era de
55.615 bbls diarios de crudo, ya que el crudo que se producía tenía un bajo
contenido de azufre, el gas que se obtenía era un gas dulce que no
necesitaba de un tratamiento, con el paso del tiempo se realizaron dos
ampliaciones, con el propósito de incrementar la capacidad de la refinería y
adaptarse a las nuevas condiciones que presentaba el crudo, para lo cual se
incrementó la capacidad a 110.000 bbls diarios de crudo, logrando así cubrir
las necesidades del país, de la misma forma el crudo de carga ha
incrementado su viscosidad y disminuido su API, en la actualidad la refinería
opera con un crudo de 23,7 API y alto contenido de azufre, en promedio,
2,35 % en peso. Todo el gas producido en las operaciones es enviado hacia
la unidad GASCON, en esta unidad una parte es dirigido hacia las TEAS
mientras que la otra parte de este volumen del gas es conducido hacia la
unidad de tratamiento U en la cual se disminuye su contenido de azufre, con
el objetivo de poder utilizar el mismo en hornos y calderos, y además
obtener LPG.
1.1. ANÁLISIS DEL PROBLEMA
En la actualidad es muy importante utilizar todos los recursos provenientes
de los hidrocarburos, con el propósito de impulsar el desarrollo del país, sin
embargo se sigue desperdiciando grandes volúmenes de gas residual de las
diferentes unidades de procesos de una refinería, enviando este gas
combustible hacia las TEAS lo que además provoca contaminación.
2
Se debería utilizar este gas con el objetivo de monetizarlo; pero para ello hay
que conocer sus características físico-químicas y el volumen que se quema
en las TEAS.
Generalmente este gas contiene varios componentes altamente
contaminantes como es el azufre, carbono, los mismos que al hacer contacto
con la atmosfera se combinan siendo causantes de problemas ambientales
muy graves como es la lluvia acida.
1.2. JUSTIFICIACIÓN
Es muy importante que se aproveche todos los recursos provenientes de la
extracción de petróleo, como es el caso del gas residual que es
combustionado en la TEA, ya que este gas puede ser usado como
energético tanto en la industria petrolera como también puede ser
aprovechado en otras industrias y de esta forma usar todos los derivados del
petróleo y aportar en la conservación del medio ambiente, protegiendo así la
salud de la población que vive alrededor de la Refinería Estatal de
Esmeraldas, reduciendo la emisión de gases nocivos, mediante la
reutilización del gas residual en lugar de ser enviado a la TEA, y de esta
forma utilizarlo como energético.
Según el decreto ejecutivo 1215, establece la importancia de la conservación
del medio ambiente y por lo tanto la prohibición de contaminación a la
atmosfera, para lo cual en el desarrollo de esta tesis se busca evitar las
emanaciones de estos gases nocivos no solo para la atmosfera sino también
perjudiciales para la salud.
En las reformas a la ley de hidrocarburos emitida como ley nacional en Julio
de 2010, en su TITULO II, se tiene lo siguiente:
Art. 61.- Utilización de gas natural y sustancias asociadas con fines
industriales o de comercialización.- De convenir a los intereses del Estado, el
3
Ministerio Sectorial autorizará de acuerdo al contrato, la utilización del gas y
sustancias asociadas, con fines industriales o de comercialización, así como
el anhídrido carbónico (CO2).
Art. 62.- Manejo del gas natural asociado no utilizado.- El remanente de gas
natural o asociados que técnica y económicamente no pueda ser utilizado,
deberá ser reinyectado al reservorio. Las contratistas tendrán la obligación
de utilizar el gas natural o asociados que encontraren, en el abastecimiento
de sus necesidades de producción y transporte. En casos excepcionales y
por un corto período, podría ser quemado previa la autorización de la
Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
1.3. OBJETIVOS
1.3.1. OBJETIVO GENERAL
Analizar el gas que se envía a las TEAS de la Refinería Estatal de
Esmeraldas para proponer un proceso de tratamiento y utilización como
energético.
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Caracterizar y cuantificar el gas residual que es combustionado en la
TEA en la Refinería Estatal de Esmeraldas.
Describir los procesos de tratamiento de gas que existen en la
Refinería Estatal de Esmeraldas.
Definir procesos de tratamiento a este gas para utilizarlo como
energético y evitar que sea combustionado en las TEAS.
4
2. MARCO TEÓRICO
A continuación se especificará algunos conceptos necesarios para la
compresión del trabajo de titulación.
2.1. DEFINICIONES
2.1.1. REFINERÍA
Una refinería es una instalación en la cual se puede transformar el petróleo
que es enviado de los pozos productores en diferentes derivados, mediante
el uso de diferentes procesos de refino.
Como su palabra lo dice “refino”, quiere decir eliminar las impurezas del
petróleo convirtiéndolo en productos de gran utilidad como son los
combustibles, lubricantes, etc.
La importancia de las refinerías radica en que el petróleo extraído de los
yacimientos no tiene ninguna utilidad si este no es sometido a un proceso de
refinación, en el cual se puede obtener diferentes productos que pueden ser
comercializados con un alto valor económico.
2.1.2. GAS COMBUSTIBLE
También conocido como gas de refinería, es una mezcla de gases producto
de la refinación del hidrocarburo, el mismo que puede tener distinta
composición dependiendo de la calidad del crudo que se esté trabajando en
cada una de las refinerías, generalmente está compuesto por metano, etano
e impurezas.
Este tipo de gas se utiliza dentro de la misma refinería, con el propósito de
dar energía a calderos, hornos, etc. y el sobrante de este combustible es
dirigido hacia la TEA para ser quemado.
5
2.1.3. GAS DULCE
El gas dulce es aquel que contiene en su composición mínimas cantidades
de azufre, según las normas establecidas para que un gas sea llamado
dulce debe contener menos de 4ppm en volumen de ácido sulfhídrico, (H2S)
en su composición.
Es de suma importancia la eliminación del azufre del gas ya que este
produce mal olor, además de problemas de corrosión en los equipos lo que
disminuye el valor económico de un gas y su utilidad.
2.1.4. GAS AMARGO
También conocido como gas acido, es aquel que contiene en su
composición cantidades significativas de derivados del azufre, es decir, que
cuando un gas excede 4ppm en volumen de H2S adquiere este nombre,
este exceso de azufre debe ser removido con el objetivo de poder utilizar
este tipo de gases, para lo cual se utilizan procedimientos de endulzamiento.
2.1.5. gpm
Se refiere al contenido líquido de un gas, para lo cual es muy importante que
un gas contenga en su composición gran cantidad de gases a partir de los
C3+ es decir gases a partir del propano y elementos más pesados de los
cuales se puede extraer LPG y gasolina blanca, por lo tanto mientras más
riqueza liquida tenga un gas se podrá obtener más derivados
comercialmente rentables, esta medida indica el número de galones de
líquido que pueden extraerse de cada mil pies cúbicos de gas natural en
condiciones estándares.
6
2.1.6. CROMATOGRAFÍA
La cromatografía es un análisis que se realiza a los gases con el propósito
de lograr una separación de los componentes y así poder conocer el
porcentaje de cada uno de los compuestos que conforman la muestra.
En la industria petrolera es de suma importancia la cromatografía de gases
para prevenir problemas de corrosión, hidratos, taponamientos, etc., ya que
conociendo la composición de un gas se le puede dar el tratamiento
adecuado para evitar daños en las instalaciones y darle un uso
económicamente rentable.
2.1.7. NÚMERO DE REYNOLDS
El número de Reynolds es adimensional, es decir que no tiene unidades,
relaciona las propiedades físicas del fluido, como son la viscosidad,
densidad y otras variables como la velocidad del fluido y el diámetro del
ducto, en este caso tubería.
El número de Reynolds es muy útil para poder determinar el tipo de flujo que
atraviesa la tubería, ya que este fluido dependiendo de las distintas variables
antes ya mencionadas puede ser de tres tipos, laminar, de transición o
turbulento.
En la siguiente tabla podemos verificar los rangos de los valores
correspondientes para poder identificar a qué tipo de flujo pertenece un
determinado fluido en la tubería.
Tabla 1. Número de Reynolds
Número de Reynolds Valores
Flujo laminar < 2000
Flujo de transicional 2000 ≤ NRe ≤ 4000
Flujo turbulento > 4000
(Fraíre, 2014)
7
2.2. REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS
La Refinería Estatal de Esmeraldas se encuentra a 7 km, de la cuidad de
Esmeraldas en dirección suroeste, junto a la vía que conduce al cantón de
Atacames. Inicio su operación el 4 de mayo de 1977, procesando
inicialmente 55.600 bpd. La refinería ha sufrido tres ampliaciones muy
necesarias para llegar a cubrir las necesidades de la creciente población,
para 1987 se amplió la capacidad de 55.600 bpd a 90.000 bpd,
incrementando su capacidad de operación y producción de derivados, para
1995 se realizó trabajos en la unidad de Craqueamiento Catalítico Fluido
(FCC) aumentando su capacidad de 16.000 a 18.000 bpd, para 1997 se
produce una nueva ampliación de la refinería para cubrir las actuales
necesidades del mercado ecuatoriano incrementando su capacidad a
110.000 bpd, adaptándola además al nuevo trabajo con crudo pesado,
actualmente la refinería trabaja con un crudo de 23,7 ° API.
Los derivados del petróleo que son obtenidos en la REE son:
Tabla 2. Productos derivados del petróleo de la Refinería Estatal de Esmeraldas
GLP
Nafta
Gasolina de 87 octanos
Gasolina de 92 octanos
Combustible para motores de dos tiempos
Jet fuel A 1
Diésel premiun
Diésel 2
Fuel oil 4
Fuel oil base (residuo)
Asfalto RC 250
Cemento asfaltico AC 20
Fuel oil de exportación
(Ep petroecuador, 2013)
8
A continuación se puede ver en la siguiente tabla todas las unidades de
proceso que refinan el crudo en la Refinería Estatal de Esmeraldas con su
respectiva capacidad.
Tabla 3. Unidades de proceso y capacidad de cada una de ellas de la REE
Unidades Capacidad (bbls/día)
Unidad no catalíticas 1
Destilación atmosférica 55 000
Destilación al vacío 1 29 400
Reductora de viscosidad 15 750
Oxidación de asfaltos 1 240
Unidad no catalíticas 2
Destilación atmosférica 2 55 000
Destilación al vacío 2 15 900
Reductora de viscosidad 2 15 750
Unidad catalítica 1
Craqueo catalítico fluido (FCC) 18 000
Concentración de gases (GASCON)
Merox LPG 5 522
Merox gasolina 12 080
Unidad catalítica 2
Merox jet fuel 15 000
Isomerizadora 2 780
Hidrodesulfuradora de naftas (HDT) 13 000
Reformadora reg. Continua de catalizador (CCR)
10 000
Unidad catalítica 3
Hidrodesulfurizadora de diésel (HDS) 24 500
Tratamiento de gas combustible U, U1
10,3 y 18,3 ton/hora
Tratamiento de aguas amargas Z1, Z2
23,7 y 8 ton/hora
Recuperación de azufre S, S1 13,89 y 50 ton/día
(Vivar, 2012)
10
Figura 1. Esquema general del proceso de refinación de petróleo
(Ramos, 2012)
11
Figura 2. Esquema de las unidades de proceso de la Refinería Estatal de Esmeraldas.
(Universidad Tecnica Particular de Loja, 2008)
12
2.2.1. DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES DE PROCESAMIENTO
A continuación se describirá brevemente todas las unidades que operan en
la Refinería Estatal de Esmeraldas.
2.2.1.1. Unidades no catalíticas
2.2.1.1.1. Tratamiento del crudo, decantación y desalado
El crudo que es transportado mediante el sistema de oleoducto llega
finalmente a la refinería Estatal de Esmeraldas donde va a tener un
tratamiento previo a ingresar a las Unidades de destilación atmosférica, este
tratamiento consiste en eliminar los contaminantes propios de los
hidrocarburos, el primer paso por el cual pasara el crudo por el tanque de
almacenamiento en el cual tendrá el tiempo de residencia para que pueda
separarse por gravedad primordialmente, al agua de formación del crudo,
una vez que se ha producido la primera separación, el agua de formación
por su gran contenido de sales es tratada para su posterior eliminación,
para después el crudo seguir a la unidad de destilación atmosférica, la
misma que cuenta con un sistema de desalado de doble etapa, para reducir
alrededor del 90 % de sales con el propósito de evitar la corrosión e
incrustaciones en los equipos del siguiente proceso preservando de esta
manera cada uno de los equipos de las refinería.
Esta unidad se inyecta agua dulce de lavado, mezclando junto con el
petróleo, aplicándole un campo eléctrico separando el agua de lavado junto
con las sales del petróleo, una vez que el crudo es desalado tiene una
cantidad de sal de 2 libras por cada mil barriles.
2.2.1.1.2. Destilación atmosférica I y II
La destilación atmosférica se basa en la separación de los componentes del
petróleo por los diferentes puntos de ebullición.
13
Después de que el petróleo se le somete al desalado es calentado mediante
los intercambiadores de calor y un horno, una vez que se alcanza
temperatura de 360 °C por diferencia de punto de ebullición, los elementos
más livianos salen por la parte superior, mientras que los elementos más
pesados saldrán por la parte inferior de la torre en forma descendente desde
la parte más alta obtenemos gases de LPG Y gasolinas que serán enviadas
hacia la torre debutanizadora. Consecutivamente hacia abajo se obtiene Jet
fuel y diésel 1, más abajo se obtiene diésel 2 y finalmente se produce crudo
reducido, el mismo que será enviado a las unidades de destilación a vacío.
Las variables en el proceso de destilación son la presión, la temperatura, la
composición, cantidades y densidades de cada fase.
Figura 3. Unidad de destilación atmosférica II
(Chila Angulo, 2007)
14
2.2.1.1.3. Unidad de destilación al vacío I y II
La unidad de destilación al vacío permite la evaporación de fracciones más
pesadas que el diésel.
El crudo reducido que se obtiene del fondo de la torre de destilación
atmosférica ingresa a esta unidad para maximizar la producción de
combustibles ligeros del crudo, la destilación del crudo reducido es
producida a una baja presión para disminuir la temperatura requerida en la
destilación y así evitar la descomposición térmica.
Estas fracciones requerirían temperaturas mayores a 360º C para
evaporarse en la torre de destilación atmosférica, sin embargo sobre esta
temperatura el petróleo comienza a descomponerse térmicamente por lo que
no es posible la separación de estas fracciones. La presión de vacío es de
alrededor de 40mm Hg.
Tiene dispositivos o elementos mecánicos para producir el contacto líquido
vapor, con lechos ordenados que permiten incrementar la superficie de
interface, favoreciendo la transferencia de masa.
La Refinería Estatal de Esmeraldas, está equipada con una Unidad de
Destilación al Vacío I, que tiene una capacidad para procesar 29400 bpd,
(crudo base) de la base de la columna de destilación atmosférica, en esta
torre de vacío I, se producen los gasóleos ligero y pesado para ser enviado a
la unidad de Craqueamiento Catalítico Fluido (FCC).
La Unidad de Destilación al Vacío II, tiene una capacidad de 15900 bpd es
utilizada para la preparación del fuel oil y produce también gasóleo de la
misma manera este es enviado unidad de FCC. Los fondos de vacío tiene
tres destinos: producción de asfaltos, previos ajustes de las condiciones de
la torre, carga a la unidad de viscorreducción y preparación de fuel oíl.
15
Figura 4. Unidad de destilación al vacío I
(Chila Angulo, 2007)
2.2.1.1.4. Unidad reductora de viscosidad I y II
En esta unidad se produce la desintegración térmica al aumentar la
temperatura a 445 °C se produce la ruptura de las cadenas moleculares
disminuyendo así la viscosidad, para la obtención del fuel oíl.
Figura 5. Unidad reductora de viscosidad I y II
(Chila Angulo, 2007)
16
2.2.1.1.5. Oxidadora de asfaltos
Esta unidad solamente funciona bajo pedido, produciendo solamente
impermeabilizante.
2.2.1.2. Unidades catalíticas
A continuación de detallará en forma resumida las unidades en las cuales
hay un aumento en la velocidad de la reacción química.
2.2.1.2.1. Craqueo Catalítico Fluido (FCC)
La unidad de FCC utiliza un reactor que trabaja con temperaturas muy altas
alrededor de 520 °C y mediante el uso de un catalizador, el mismo que
después será regenerado ayudando así las reacciones de craqueo el
gasóleo proveniente de la unidad de destilación a vacío es transformado en
gases de LPG y gasolina de alto octanaje que saldrán por la parte superior
de la torre, en la base de la torre se obtiene aceites cíclicos.
Figura 6. Unidad de Craqueamiento Catalítico Fluido (FCC)
(Chila Angulo, 2007)
17
2.2.1.2.2. Concentración de gases, GASCON
A esta unidad llega gases de LPG proveniente de la parte superior de la
unidad de FCC y de las unidades de destilación atmosférica, aquí se utiliza
dos absorbedoras que permiten obtener el LPG arrastradas por estas
corrientes. Una vez que han sido tratados en esta sección la gasolina y el
LPG son enviados a la debutanizadora, en esta unidad debido a la acción de
la presión y temperatura se separara el LPG en la parte superior y la
gasolina en la parte inferior de la misma, el LPG es dirigido hacia la unidad
Merox 300 y la gasolina es enviada a la Unidad Merox 200.
2.2.1.2.3. Merox 300
Una vez que se ha obtenido el LPG de la unidad de Concentración de
Gases, en esta unidad se busca cumplir con la normativa vigente de
corrosión, el proceso inicia en la torre de absorción con el propósito de
retener H2S mediante el uso de dietanol amina, el residuo de H2S se
somete al proceso de oxidación de mercaptanos para transformarlos en
disulfuros, el LPG obtenido en esta unidad Merox es enviado a las esferas
de almacenamiento para su posterior despacho y venta del producto.
2.2.1.2.4. Merox 200
La gasolina de alto octanaje obtenida del proceso de FCC y en las Unidades
Reductoras de Viscosidad inicia su proceso en la unidad Merox pasando
primero por un lavado caustico para después ir al reactor con el propósito de
eliminar los elementos que producen la corrosión transformando los
mercaptanos en disulfuros, como último paso la gasolina es enviada a través
de filtros de arena para retener las impurezas y posteriormente es enviada al
almacenamiento y venta.
18
2.2.1.2.5. Hidrodesulfurizadora de Diésel (HDS)
El diésel proveniente de las unidades de Destilación Atmosférica, es tratado
en esta unidad con el propósito de reducir el contenido de azufre del diésel
con el fin de obtener diésel Premium con un contenido de menos de 500
ppm de azufre mediante la ruptura de los enlaces de azufre y carbono. El
azufre al estar en contacto del hidrogeno forma H2S. También se obtiene
gas residual y gasolina inestable.
Figura 7. Hidrodesulfurizadora de Diésel
(Chila Angulo, 2007)
19
2.2.1.2.6. Tratamiento de gas combustible U y U1
En estas unidades se trabaja con gases de las unidades de FCC, HDS, HDT
y Reductoras de Viscosidad con el objetivo de capturar el ácido sulfhídrico
del gas combustible. Se cuenta con dos sistemas de tratamiento uno es alta
presión y el otro de baja presión, utiliza absorbedoras para retener el H2S
mediante la utilización de di etanol amina, el gas que contiene menor
cantidad de H2S se dirige hacia los calderos y hornos.
2.2.1.2.7. Tratamiento de aguas amargas Z y Z1
Este tipo de tratamiento se le da a las aguas que contienen alto contenido de
ácido sulfhídrico y amoniaco, provenientes de las unidades de Destilación
Atmosférica, Reductoras de Viscosidad, FCC, HDT y HDS, con el propósito
de separar estos compuestos en la columna de despojamiento provocando
el desprendimientos de estos gases para posteriormente llevarlos hasta la
unidad de Recuperadora de Azufre.
Una vez que agua ha sido despojada es utilizada en el agua de lavado tanto
para el desalado del crudo, en la unidad HDS y en la purificación del Diésel
Premium.
2.2.1.2.8. Unidades de recuperación de azufre S y S1
Como su nombre lo dice en esta unidad recupera el azufre proveniente de
las Unidades de Tratamiento de Gases y Aguas Amargas, con el propósito
de almacenar en azufre en forma líquida a una temperatura de 140 °C para
su posterior venta previo someterle a un proceso denominado peletización,
este proceso permite transformar de azufre líquido a azufre en gránulos.
20
2.2.1.2.9. Merox 100
En esta unidad se trata las cargas provenientes de las Unidades de
Destilación Atmosférica con el propósito de obtener Jet Fuel, este proceso
inicia con el lavado caustico para neutralizar los ácidos nafténicos, después
el lavado con agua para remover la sosa caustica y por ultimo pasa por
filtros de sal y arcilla para remover cualquier residuo de agua ya que por ser
combustible de avión debe tener altas normas de calidad, después es
almacenado para su posterior venta.
2.2.1.2.10. Reformadora UOP
En esta unidad se recibe la nafta pesada proveniente de la unidad de
Destilación Atmosférica, el proceso se realiza mediante un catalizador en
base de platino, mediante la acción de presión y temperatura se transforma
la nafta pesada en nafta reformada.
2.2.1.2.11. Isomerización
Es una unidad complementaria del reformado, con el fin de transformar las
parafinas en isoparafinas, ya sea para preparar productos requeridos para
transformaciones: nC4 e iC4 destinadas a alquilación; ya sea para aumentar
el número de octano de los productos ligeros de gasolinas para obtener
isoparafinas: isopentano y los isómeros de C6 principalmente los 22 y 23
dimetilbutano.
2.2.1.2.12. Coquización
El proceso de coquización tiene por objeto producir un coque de calidad a
partir de residuos de vació con bajo contenido de metales y azufre, o coque
combustible en el caso de la conversión de crudos pesados o residuos de
vacío de alto contenido en impurezas.
21
Los procesos pueden ser de:
• Coquización retardada (delayed coking), con el fin de producir coque de
calidad de electrodo o coque combustible.
• Coquización fluida (fluid coking), que sólo produce coque destinado a la
combustión o la gasificación.
2.2.1.3. Sistema de TEAS
El sistema de TEAS es utilizado para quemar el residuo de los gases de
refinería está conformado por un cabezal donde se acumulan los gases que
después se dirigirán hasta un tambor de separación de condensados.
La Refinería Estatal de Esmeraldas cuenta con tres antorchas, dos de ellas
se utilizan principalmente para aliviar la presión de la planta de quemando
gas residual, mientras que la otra antorcha se la utiliza para quemar el gas
acido. En la tabla 2.4., se puede observar algunas de las variables de las
tres antorchas que operan en la REE.
Tabla 4. Datos generales de las antorchas de la REE.
N° Tipo Nombre Altura, m
Diámetro de la
boquilla, cm
Gas de quemado
Principales corrientes
1 Antorcha elevada
Y – 2001
45 50,8 Gas residual
Crudo 1 Crudo 2 FCC
2 Antorcha elevada
Y – ME 2002
45,72 50,8 Gas residual
CCR HDS
3 Antorcha elevada
Y – ME 2003
45,72 50,8 Gas ácido
Tratamiento de gas combustible (U y U1)
(Solis Garcia & Carrillo Valdivieso, 2010)
22
Las TEAS son instaladas en las refinerías con el propósito de cumplir dos
funciones:
Su principal función es aliviar las sobrepresiones en las instalaciones
como una medida de seguridad.
También se utiliza para el quemado de y llamados gases
ácidos, siempre y cuando estos no excedan los límites permisibles
para que puedan ser venteados a la atmosfera o a su vez si su
volumen es tan pequeño como para ser enviado a la unidad de
recuperación de azufre.
Las TEAS pueden prevenir grandes problemas al momento de que estos
gases y ciertos líquidos son quemados y generalmente estos provienen de
una variedad de orígenes que se enumeran a continuación:
Problemas en la planta
Sobrepresión en la planta, para lo cual es necesario el venteo de
emergencia de estos gases.
Gases y líquidos sobrantes de los procesos.
Figura 8. Sistema de TEA
(Ramos, 2012)
23
Es muy importante que se tome en cuenta ciertos aspectos al momento del
diseño de una TEA dentro de los cuales podemos destacar:
Encendido
Prevención de infiltraciones de aire
Remoción de líquidos
Localización
Supresión de humos
Ruido
Otros
Otros factores que también pueden influir en el diseño de las antorchas son:
Velocidad de flujo
Composición de los gases
Presión disponible del gas
Temperatura del gas
Costos y disponibilidad de energía
La normativa ambiental
Requisitos de seguridad
Requerimientos sociales
Cada una de estas variables puede afectar al momento de producirse la
combustión del gas residual.
2.2.1.3.1. Tipos de antorchas
A continuación se describirá resumidamente los tres tipos de antorchas más
utilizadas:
2.2.1.3.1.1. Antorchas elevadas
Este tipo de antorchas son muy utilizadas en refinerías, ya que su principal
objetivo es la disposición segura y rápida de los gases a la atmósfera, en
caso de alguna falla en la refinería, la ventaja de este tipo de antorchas
24
radica en que proveen medios de disposición de las corrientes gaseosas con
una amplitud casi ilimitada de flujos y con mínimas caídas de presión.
2.2.1.3.1.2. Antorchas de suelo
Este tipo de antorchas tiene un costo elevado en relación a las antorchas
elevadas, el motivo de su costo está, en que este tipo de antorchas reduce
las emisiones de ruido y las emisiones térmicas. Está construida de un
material refractario, que la protege en caso de una exposición directa a altas
temperaturas, generalmente no se la puede usar con altos volúmenes de
fluido, sino más bien con bajos volúmenes de fluido y continuos, por lo tanto
se la suele usar acompañada de una antorcha elevada solamente en caso
de descontroles repentinos.
2.2.1.3.1.3. Antorchas de corriente forzada
Este tipo de antorchas tienen un costo relativamente bajo y además su
combustión no genera gran cantidad de humos en relación a las dos
antorchas ya mencionadas.
2.3. IMPACTO AMBIENTAL
En la atmosfera la emisión de gases nocivos, llega a varios procesos tales
como la polinización, incendios forestales. Este tipo de emisión de gases
nocivos no tiene incidencia solo en la atmosfera sino también provoca
graves afecciones al ser humano sobre todo a las vías respiratorias como
bronquitis, efectos de algunas enfermedades cardiovasculares e incluso
afectar la visibilidad en las zonas de alta contaminación.
25
2.4.1. PRINCIPALES CONTAMINANTES PRODUCTO DE LA
COMBUSTIÓN DEL GAS EN LAS TEAS
Dentro de los principales gases contaminantes que se producen como
residuos de los diferentes procesos de refinación son:
Dióxido de carbono ( )
Monóxido de carbono (CO)
Óxidos de nitrógeno ( )
Óxidos de azufre ( )
Sulfuro de hidrogeno ( )
Vapor de agua ( )
Figura 9. Fotografía de la combustión en las TEAS de la Refinería Estatal de Esmeraldas
(Ramos, 2012)
26
3. METODOLOGÍA
En el siguiente capítulo se describirá los procesos y análisis de las muestras
tomadas en campo.
3.1. DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS
En la descripción de los procesos se detallara cada una de las unidades que
producen gas residual en la Refinería Estatal de Esmeraldas, el mismo
volumen que después será enviado hacia la unidad GASCON, con el
propósito de producir gas combustible y GLP, por otra parte el volumen
sobrante conformado por metano, etano e impurezas es enviado a utilidades
con el propósito de utilizar este, como gas combustible en hornos y calderos
para dar energía interna a la refinería, mientras que otra parte del volumen
es dirigido hacia las TEAS para lo cual es necesario conocer cuáles son la
unidades que generan mayores volúmenes de gas residual, las mismas que
se especificaran a continuación.
3.1.1. DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA
El hidrocarburo proveniente de los pozos productores antes de ingresar a
esta unidad, primero es enviado a los tanques de almacenamiento en donde
reposara el crudo, hasta que por simple efecto de gravedad se separe el
agua, del petróleo, después ingresa a las unidades desaladoras con el
propósito de retirar la mayor cantidad de sal que contenga el crudo ya que el
exceso de sal puede provocar daños en los equipos por los cuales circulara
el crudo, para después pasar a las torres de destilación atmosférica.
La unidad de destilación atmosférica es la primera unidad de tratamiento por
donde pasa el hidrocarburo a la entrada de la refinería, esta unidad se basa
en un principio físico, en el cual el petróleo que ingresa es separado en
27
función de su temperatura de ebullición aprovechando simultáneamente la
diferencia de sus puntos de volatilidades en diferentes componentes, cada
una de las unidades de destilación atmosférica tiene una capacidad de
55.000 bbls/día.
Las variables que intervienen en el proceso de destilación atmosférica son:
Presión
Temperatura
Composición
Cantidades y densidades de cada fase
El trabajo que se realiza en la unidad de destilación atmosférica empieza
cuando el hidrocarburo ingresa a la columna de destilación, la cual está
provisto de una serie de platos, que mediante acción de la temperatura, el
crudo comienza a ir ascendiendo por la columna de platos, los componentes
más pesados irán cayendo en cada uno de los platos debido a que tienen
mayor peso molecular y menor volatilidad, mientras que los vapores irán
ascendiendo hacia el tope de la columna por ser de menor peso molecular y
mayor volatilidad. De cada uno de los platos se podrá obtener diferentes
derivados del petróleo, la carga que puede ser recolectada mediante platos
colectores de los lados laterales de la columna fraccionadora es enviada
hacia las torres despojadoras con el propósito de ajustar el punto de
inflamación.
En la siguiente figura se puede observar los diferentes derivados que se
obtienen en esta unidad y hacia que unidad son enviados.
28
Figura 10. Derivados del crudo y destinos de la carga de la unidad de Destilación atmosférica de la REE
(Ramos, Procesos de refinacion en la Refineria Estatal de Esmeraldas,
2012)
3.1.1.1. Equipos de una unidad de destilación atmosférica
Horno de calentamiento
Columna de fraccionamiento
o Platos de la columna
o Reflujos en el fraccionamiento
o Inyección de vapor
o Despojadores
o Acumulador tipo bota
Destilación atmosférica
Fracción mas ligera
LPG Unidad de
concentración de gases
Gasolinas Torre
deisohexanizadora
Fracción siguiente Jet fuel y diésel 1 Torres de contacto
(strippers) Merox Jet fuel
Fracción inmediata Diésel 2 Torres de contacto
(strippers)
Almacenamiento o Hidrodesulfurizador
a de diésel
Fracción mas pesada
Crudo reducido
Unidades de vacío
Reductoras de viscosidad
Mezcla con Fuel oil
29
3.1.2. DESTILACIÓN AL VACIO
El crudo reducido que es enviado como carga de la unidad de destilación
atmosférica, es tratado en esta unidad mediante una reducción de presión
que genera el vacío mediante el uso de eyectores, esta torre se diferencia de
la unidad fraccionadora, debido a que tiene lechos ordenados que
incrementan la superficie de interface, favoreciendo la transferencia de
masa, al ingresar el crudo reducido se produce contracorrientes ya que
ascienden los vapores mientras que desciende los líquidos en la torre
producto de la vaporización,
La torre de destilación al vacío, tiene diámetros diferentes ya que para
favorecer la condensación el diámetro debe ser mayor y además para poder
mantener el vacío, la parte superior tiene un diámetro menor ya que no se
existe derivados que se produzcan en el domo, mientras que la parte inferior
de igual forma tiene un diámetro menor para que el tiempo de residencia del
asfalto sea menor para evitar la descomposición térmica y la formación de
carbón, mientras que en la parte intermedia de la torre es donde se tiene el
diámetro mayor ya que es aquí, donde se producen las diferentes cargas
que se transferirán a las siguientes unidades.
Figura 11. Cargas y destinos de los derivados producidos en la unidad de Destilación al vacío en la REE
(Ramos, Procesos de refinacion en la Refineria Estatal de Esmeraldas,
2012)
Destilación al vacío
Gasóleo ligero Craqueo catalítico
fluido (FCC)
Gasóleo pesado Craqueo catalítico
fluido (FCC)
Fondos de vacío
Preparación de asfaltos
Unidades de reducción de viscosidad
30
3.1.3. CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDO (FCC)
En esta unidad se recibe la carga proveniente de la unidad de destilación al
vacío, que son los gasóleos ligeros y pesados, que tienen un peso molecular
mayor que el diésel 2, con el propósito de obtener gasolinas de tipo
parafínico y nafténico con alto octanaje, además de producir LPG.
La unidad FCC tiene una capacidad de 18 000 bbls/día, la producción de
estos derivados se la realiza mediante el efecto de temperatura y el uso de
un catalizador, en la tabla 5, se puede observar todas las variables de
operación que se trabaja en esta unidad.
El trabajo es realizado mediante el empleo de un regenerador y un reactor,
ya que estos son necesarios para poder regenerar al catalizador que es el
principal elemento de esta unidad, el catalizador de zeolitas es fluidizado al
momento que ingresan los gasóleos pesados ya que estos provienen de un
horno con una temperatura de 550 °C.
Tabla 5. Condiciones de operación de la unidad FCC en la REE
Flujo de carga de gasóleos 106 m³/hr
Temperatura de la carga al elevador 218 °C
Relación en peso C/O 7,1
Catalizador / actividad XAS/70
Presión del reactor 2,1 Kg/cm²
Temperatura del reactor 520 °C
Temperatura del regenerador 750 °C
(Calderón, 2010)
De esta unidad se puede obtener una serie de derivados que no solo se
dirigen a almacenamiento o comercialización sino que por el contrario
algunas de estas cargas son enviadas hacia otras unidades, a continuación
se describe en orden descendente, desde el compuesto más ligero hasta el
más pesado, el gas es enviado hacia la unidad GASCON, LPG C3 - C4 es
enviado a la unidad de tratamiento Merox 100, gasolinas C5 - C9 es enviado
31
a la unidad de tratamiento Merox 200, el aceite cíclico pesado y ligero es
enviado para mezclas para fuel oil y el slurry es utilizado en el elevador del
reactor, es decir es reciclado.
Figura 12. Derivados que produce la unidad de FCC de la REE
(Chila Angulo, 2007)
3.1.3.1. Sección reactor – regenerador
La carga fresca previamente calentada a 400°C ingresa al elevador del
reactor junto con el catalizador regenerado con el propósito de que pueda
elevar rápidamente su temperatura a la cual debe mantenerse en el reactor
que es de 520 °C.
La mezcla del hidrocarburo con el catalizador realiza su función al momento
de que asciende conjuntamente con los vapores calientes, mientras va
ascendiendo es cuando se produce el craqueo, antes de llegar al tope se
separa el gas del catalizador, el mismo que mediante brazos laterales
permite la separación del mismo para que vuelva a ser recirculado.
32
Figura 13. Proceso reactor – generador de la Refinería Estatal de Esmeraldas
(Calderón, 2010)
3.1.3.2. Sección de fraccionamiento
En esta unidad se generan altos volúmenes de gas residual que son
enviados a la unidad GASCON, los vapores generados en el reactor fluyen
hacia el tope de la cabeza del reactor, de donde se separa la gasolina, en
los laterales se envían los aceites cíclicos ligeros y pesados, de los cuales
son despojados los ligeros y enviados hacia almacenamiento, los vapores y
líquidos que no se condesaron son enviados hacia la unidad GASCON para
su posterior tratamiento.
33
Figura 14. Proceso de fraccionamiento en la unidad FCC
(Calderón, 2010)
3.1.3.3. Equipos de una unidad FCC
Tanques de almacenamiento de gasóleos.
Bombas para carga de alimentación.
Intercambiadores de calor.
Horno de calentamiento de la carga.
Caldero o caldereta para producir vapor aprovechando la temperatura
del gas de escape.
Reactor regenerador del catalizador.
Inyector de aire de combustión para la regeneración del catalizador.
Enfriadores de aire para los gases del domo.
Separadores del catalizador gastado.
Ciclones tangenciales al interior del reactor y del regenerador.
Columna fraccionadora principal.
Strippers (despojadores).
34
Tanque de sedimentación de suspensiones.
Precipitar electrostático (opcional).
Unidad recuperadora de gas.
Equipos electrónicos y neumáticos para el control del proceso.
Equipos de seguridad industrial.
Detectores de flamas, humos y fugas.
Medidor de concentración de monóxido de carbono, instalado en el
equipo combustor.
Equipo de control de incendios, de ataque rápido, presurizado,
automatizado.
Tren de bombas para evacuación de productos hacia blending.
Separadores gravimétricos tipo bota.
3.1.4. ISOMERIZADORA
Se analiza esta unidad ya que esta es una de las unidades de la refinería
que produce mayor cantidad de gas residual, los productos más ligeros que
salen por el tope de la unidad de Destilación atmosférica que generalmente
están compuestos por gases son enviados hacia la unidad Isomerizadora en
la cual se encargara de transformar los en isobutanos.
La necesidad de esta unidad radica desde que se empezó a solicitar
gasolina sin plomo para los cual se hiso muy importante la isomerización,
esta unidad aporta para aumentar el índice de octanos.
3.1.4.1. Equipos de una unidad Isomerizadora /
Desisopentanizador
Reactor
Secador
Estabilizador
35
Despentanizador
Desisohexanizador
La Isomerización puede ser simple o con reciclo de la fracción no
transformada, a continuación se puede observar los dos casos en las
siguientes figuras.
Figura 15. Isomerización C4
(Solis Garcia & Carrillo Valdivieso, 2010)
36
Figura 16. Isomerización C5 y C6
(Solis Garcia & Carrillo Valdivieso, 2010)
3.1.5. REFORMACIÓN CATALÍTICA CON REGENERACIÓN
CONTINUA (CCR)
En esta unidad se trabaja con catalizadores, para lo cual es muy importante
que la carga que ingresa sea hidrotratada para eliminar impurezas, sobre
todo gases nobles como azufre, nitrógeno, oxigeno que pueden envenenar a
los catalizadores.
Antes de que la carga ingrese a los reactores debe ser precalentado con una
mezcla de gas de reciclaje e hidrógeno, para después pasar al primer
reactor, ya que por el proceso de hidrogenación tienden a perder
temperatura, de igual forma al pasar al segundo y tercer reactor se volverá a
calentar esta mezcla en cada reactor, la carga producida por el tercer reactor
se enfría y es llevada a un recipiente donde se separara el líquido de los
gases, más específicamente se separa el líquido del hidrógeno, para que
37
después este sea comprimido y reingresado en los reactores con el
propósito de proporcionar la presión parcial protectora.
Después que la carga fue separada del hidrógeno, esta carga es enviada a
la fraccionadora estabilizadora con la intención de obtener una fracción que
pueda ser mezclada con la gasolina terminada, esta carga estabilizada está
libre de y más ligeros, los mismo que ascienden por el domo de la
estabilizadora para ser enviando a la unidad de concentración de gases.
Como su nombre lo dice, regeneración continua quiere decir que
constantemente los catalizadores se estarán regenerando cíclicamente, con
el propósito de evitar paro en la refinería y además de tener un óptimo uso
de los catalizadores.
Los productos que se obtienen de esta unidad son gasolina aromática de
alto octano y una pequeña cantidad de LPG.
3.1.5.1. Componentes esenciales de un proceso de
reformación catalítica:
Reactores que contienen el catalizador en lechos fijos.
Calentadores para elevar la nafta, gas de reciclaje y para proporcionar
el calor de reacción.
Sistema enfriador del producto.
Separador de gas – liquido.
Sistema de reciclaje de hidrógeno y gas.
Estabilizador para separar hidrocarburos ligeros disueltos en el líquido
receptor.
38
Figura 17. Derivados que produce la unidad CCR en la REE
(Chila Angulo, 2007)
3.1.6. UNIDAD GASCON
A esta unidad llegan todos los gases residuales provenientes de todas las
unidades antes mencionadas, el propósito de esta unidad es poder separar
la mayor cantidad de derivados que puedan ser comercializados de la
corriente gaseosa, esta unidad se divide en dos secciones, la sección de
recuperación y la sección fraccionadora.
En esta unidad se trata de recuperar de la corriente gaseosa todos los
derivados que puedan ser utilizados y que fueron arrastrados por la corriente
gaseosa, los y mayores pueden ser separados para obtener LPG y
gasolina natural, lo que se realiza mediante la condensación de estos
compuestos para de esta forma poder separarlos de los carbonos menores
es decir de los , la pequeña cantidad de y mayores son recuperados en
los absorbedores de esponja primarios, la recuperación se la realiza
mediante la compresión de los vapores de cabeza de la fraccionadora.
La unidad GASCON está compuesta por los siguientes elementos:
3.1.6.1. Despojador
En el despojador se pueden separar los y los – , de estos se
obtiene el gas combustibles que es dirigido hacia la unidad de utilidades de
39
donde será redistribuido hacia todas las unidades que requieran de este tipo
de combustible como hornos y calderas, el sobrante que no tiene ninguna
utilidad es enviado hacia las TEAS para ser quemado.
3.1.6.2. Debutanizadora
En la debutanizadora ingresan los y mayores, de donde se separa los
y que corresponden al LPG, de la gasolina corresponden los carbonos a
partir de los en adelante, la gasolina por ser el elemento más pesado es
enviado desde el fondo hacia la unidad Merox 200 para su último tratamiento
antes de ser enviado a los tanques de almacenamiento para su distribución.
Mientras que el y por ser los elementos más ligeros son enviados por
la parte superior como carga hacia la unidad Merox 300.
Figura 18. Destinos y derivados que producen la unidad de concentración de gases GASCON en la REE
.
(Ramos, Procesos de refinacion en la Refineria Estatal de Esmeraldas,
2012)
Unidad de concentración de gases GASCON
C1 y C2
Gas combustible
Unidad de utilidades
TEAS
C3 y C4
LPG MEROX 300
C5 – C7
Gasolina MEROX 200
41
Figura 19. Sistema de GASCON FCC, diagrama de flujo No. 13
(Testa, 2014)
42
3.2. ANÁLISIS DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES
COMBUSTIBLES DE LA REFINERÍA ESTATAL DE
ESMERALDAS
En la cromatografía se puede observar la existencia de un alto contenido de
metano de 35,49% que en lugar de ser enviado a la TEA puede ser
reutilizado, de igual forma hay un volumen de etano de 15,45% que también
puede ser utilizado dándole el tratamiento adecuado.
Este gas necesita un tratamiento de endulzamiento ya que contiene un alto
valor de sulfuro de hidrógeno de 6,67%, lo que puede provocar no solo
problemas de corrosión en la tubería, sino que además es un porcentaje alto
de azufre que no debería ser quemado y enviado a la atmósfera.
El poder calórico que tiene este gas, permite asumir que tiene la energía
necesaria para que pueda usarse industrialmente después de haberle dado
el tratamiento para eliminar el contenido de azufre.
Este gas no necesita tratamiento de deshidratación, ya que no contiene
grandes volúmenes de agua, por lo tanto el único tratamiento que se le debe
dar es el endulzamiento.
43
Figura 20. Cromatografía de los gases combustibles Refinería Estatal de Esmeraldas
(Brito, 2012)
44
Ecuación [1] Gravedad especifica del gas
(Ramos, Presentación 1. Ing del gas semana 1 final, 2010)
Dónde:
Ɣg = Gravedad especifica del gas, (adimensional).
Mg = Masa molecular del gas, (lb/lb mol).
M aire = Masa molecular del aire, (lb/lb mol).
Datos:
Mg = 22,64 lb/lb mol
Maire = 28,9 lb/lb mol
Al obtener la gravedad especifica del gas mediante cálculos se puede
comparar con la gravedad especifica obtenida de la cromatografía del gas
combustible de la Refinería Estatal de Esmeraldas, obteniendo el mismo
resultado, lo que permite deducir que se puede conseguir ciertos valores
mediante la aplicación de fórmulas.
Ecuación [2] Peso molecular del gas
(Ramos, Presentación 1. Ing del gas semana 1 final, 2010)
45
Dónde:
Mg = Masa molecular del gas (lb/lb mol).
yi = Fracción molar.
Mi = Masa molecular de cada compuesto.
Datos:
Tabla 6. Resultado obtenido del peso molecular del gas
Nombre del compuesto
Fórmula yi Masa Molecular
(Mi)
Masa Molecular compuesto (Ma)
yi*Mi
Hidrógeno H₂ 0,1185 2,0159 0,23888415
Oxígeno O₂ 0,0022 31,9988 0,07039736
Nitrógeno N₂ 0,0821 28,0134 2,29990014
Metano CH₄ 0,3549 16,043 5,6936607
Monóxido de carbono CO 0,0109 28,01 0,305309
Dióxido de carbono CO₂ 0,0208 44,01 0,915408
Eteno C₂H₄ 0,1347 28,054 3,7788738
Etano C₂H₆ 0,1545 30,07 4,645815
H₂S H₂S 0,0667 34,082 2,2732694
Propano C₃H₈ 0,0097 44,097 0,4277409
Propeno C₃H₆ 0,0399 42,081 1,6790319
Isobutano C₄H₁₀ 0,0019 58,123 0,1104337
N- Butano C₄H₁₀ 0,0002 58,123 0,0116246
Isobuteno C₄H₈ 0,0011 56,108 0,0617188
Buteno C₄H₈ 0,0003 56,108 0,0168324
Buteno 2CES C₄H₈ 0,0002 56,108 0,0112216
Isopentano C₅H₁₂ 0,0003 72,15 0,021645
N- Pentano C₅H₁₂ 0,0002 72,15 0,01443
TOTAL 22,58
46
Ecuación [3] Presión promedio del gas
(Monkhatab, Poe, & Speight)
Dónde:
Pa = Presión promedio del gas, (psi).
P1 = Presión del gas de la tubería a la salida de la unidad GASCON, (psi).
P2 = Presión del gas de la tubería a la llegada a la TEA, (psi).
Datos:
P1 = 70 psi
P2 = 45 psi
Ecuación [4] Temperatura promedio del gas
(Monkhatab, Poe, & Speight)
Dónde:
Ta = Temperatura promedio del gas, (°R).
T1 = Temperatura del gas de la tubería a la salida de la unidad GASCON,
(°R).
47
T2 = Temperatura del gas de la tubería a la entrada de la TEA, (°R).
Ts = Temperatura soil, temperatura ambiente, (°R).
Datos:
T1 = 100 °F = 559,67 °R
T2 = 82 °F = 541,67 °R
Ts = 27 ° C = 540,27 °R
Ecuación [5] Densidad del gas
(Monkhatab, Poe, & Speight)
Dónde:
ρg = Densidad del gas, (lb/pie³).
P = Pa = Presión promedio del gas, (psi).
Ɣg = Gravedad especifica del gas, (adimensional).
Z = Factor de compresibilidad del gas, (adimensional).
T = Ta = Temperatura promedio del gas, (°R).
48
Bajo las condiciones que presenta el tramo de tubería estudiado en la
Refinería Estatal de Esmeraldas, es decir a bajas presiones y mayores
temperaturas este gas se comporta como un gas ideal, lo que permite
asumir que el factor de compresibilidad es 1.
Datos:
P = 58,41 psi
Ɣg = 0,78
z = 1
T = 547,11 °R
Ecuación [6] Viscosidad del gas
(Ramos, Presentación 1. Ing del gas semana 1 final, 2010)
Dónde:
ᶙ g = Viscosidad del gas, (cP).
ρg = Densidad del gas, (gr/cm³).
e = Logaritmo de base e
K, X, Y = Calculados mediantes fórmulas
Datos:
ρg = 0,22 lb/pie³ = 0,0035 gr/cm³
Calcular K, X y Y.
49
Ecuación [7] Calculo de k, para la viscosidad
Dónde:
T = Ta = Temperatura promedio del gas, (°R).
Mg = Peso molecular del gas, (lb/lb mol).
Datos:
T = 547,11 °R
Mg = 22,64 lb/lb mol
Ecuación [8] Calculo de x, para la viscosidad
Ecuación [9] Calculo de y, para la viscosidad
50
Datos obtenidos de los cálculos anteriores para resolver la viscosidad del
gas:
K = 106,26
e = 2,7172
X = 5,53
Y = 1,29
ρg = 0,0035 gr/cm³
Ecuación de flujo general
Para calcular el caudal del gas combustible que es enviado de la unidad
GASCON hacia las TEAS se basa en la ecuación general de flujo, la misma
que fue construida considerando dos condiciones, la primera que no existe
un cambio de elevación en la tubería, y la segunda condición es que está a
una temperatura igual a lo largo de toda la tubería.
Ecuación [10] Flujo general
(Monkhatab, Poe, & Speight)
Dónde:
Qsc = Caudal del gas a condiciones estándar, (PCND).
C = Constantes, 77,54 (adimensional).
51
Tb = Temperatura del gas a condiciones estándar, (°R).
Pb = Presión del gas a condiciones estándar, (psi).
D = Diámetro de la tubería, (pulgadas).
P1 = Presión del gas de la tubería a la salida de la unidad GASCON, (psi).
P2 = Presión del gas de la tubería a la llegada a la TEA, (psi).
Ƒ = Factor de fricción de Moody, (adimensional).
Ɣg = Gravedad especifica del gas, (adimensional).
Ta = Temperatura promedio del gas, (°R).
Za = Factor de compresibilidad promedio, (adimensional).
L = Longitud de la tubería, (millas).
E = Factor de eficiencia de flujo, (adimensional).
Calcular el caudal del gas a condiciones estándar.
Ecuación de Weymouth
Para calcular el caudal del gas que se encuentra en la tubería a la salida de
la unidad GASCON hasta la entrada de la tubería en TEAS, se debe utilizar
la ecuación de Weymouth, ya que en esta fórmula se toma en cuenta al
factor de fricción, mediante las constantes que van desde a1 – a5, además
se considera el número de Reynolds, ya que generalmente el gas en la
tubería se encuentra con un flujo de transición o turbulento, mientras que
otras ecuaciones que sirven para calcular el caudal del gas asumen que el
gas en la tubería esta con un flujo laminar.
Para la selección de esta fórmula también se toma en cuenta el factor de
eficiencia de flujo, ya que el diámetro de la tubería del tramo estudiado es de
6 pulgadas, y tiene una presión promedio de 58,41 psi, lo cual permite
52
establecer que la ecuación de Weymouth es para diámetros de tubería
menores de 12 pulgadas y presiones bajas como la presión promedio
obtenida.
Ecuación [11] Weymouth
(Monkhatab, Poe, & Speight)
Dónde:
Qsc = Caudal del gas a condiciones estándar, (PCND).
Tb = Temperatura base, temperatura a condiciones estándar, (°R).
Pb = Presión base, presión a condiciones estándar, (psi).
E = Factor de eficiencia de flujo, (adimensional).
P1 = Presión del gas de la tubería a la salida de la unidad GASCON, (psi).
P2 = Presión del gas de la tubería a la llegada a la TEA, (psi).
D = Diámetro de la tubería, (pulgadas).
Ɣg = Gravedad especifica del gas, (adimensional).
Ta = Temperatura promedio del gas, (°R).
Za = Factor de compresibilidad promedio del gas, (adimensional).
L = Longitud de la tubería, (millas).
ᶙ g = Viscosidad del gas, (cP).
53
Tabla 7. Aplicación de las ecuaciones para flujo de gases
Autor Aplicación E
Weymouth Diámetros ≤ 12 " 1
Panhandle A Presión de 800 – 1500 psi Parcialmente turbulento 4x10⁶ < NRe < 4x10⁷ Diámetros de 12 " - 60"
0,9 – 0,92
Panhandle B Totalmente turbulento 4x10⁶ < NRe < 4x10⁷ Diámetros > 36 " Altas presiones > 1000 psi
0,88 – 0,94
(Ramos, Presentación medición de volumes de gas natural, 2011)
Tabla 8. Constantes de la ecuación
Ecuación a1 a2 a3 a4 a5
Weymouth 433,46 2,667 0,5000 0,5000 0,0000
Panhandle A
403,09 2,619 0,4603 0,5397 0,0793
Panhandle B
715,35 2,530 0,4900 0,5100 0,0200
IGT 307,26 2,667 0,4444 0,5556 0,1111
(Monkhatab, Poe, & Speight)
54
Datos:
Tb = 60°F = 520°R
Pb = 14,7 psi
E = 1
P1 = 70 psi
P2 = 45 psi
D = 6 pulgadas
Ɣg = 0,78
Ta = 547,11 °R
Za = 1
L = 600,25 m = 0,37 millas
ᶙ g = 0,011 cP
Ecuación [12] Transformación el caudal a condiciones estándar (Qsc) a condiciones de operación (Qco)
(Ramos, Presentación medición de volumes de gas natural, 2011)
55
Dónde:
Psc = Presión del gas a condiciones estándar, (psi).
Qsc = Caudal del gas a condiciones estándar, (PCND).
Tsc = Temperatura del gas a condiciones estándar, (°R).
Zsc = Factor de compresibilidad del gas a condiciones estándar,
(adimensional).
Pco = Presión del gas a condiciones de operación es la misma que presión
promedio del gas, (psi).
Qco = Caudal del gas a condiciones de operación, (PCD).
Tco = Temperatura del gas a condiciones de operación, es la misma que la
temperatura promedio, (°R).
Zco = Factor de compresibilidad del gas a condiciones de operación,
(adimensional).
Datos:
Psc = 14,7 psi
Qsc = 7 809 122,54 PCND
Tsc = 520 °R
Zsc = 1
Pco = Pa = 58,41 psi
Tco = Ta = 547,11 °R
Zco = 1
56
Ecuación [13] Número de Reynolds
(Monkhatab, Poe, & Speight)
Dónde:
NRe = Número de Reynolds, (adimensional).
Pb = Presión del gas a condiciones estándar, (psi).
Ɣg = Gravedad específica, (adimensional).
Tb = Temperatura del gas a condiciones estándar, (⁶ R).
D = Diámetro de la tubería, (pulgadas).
Qsc = Caudal del gas a condiciones estándar, (PCND).
ᶙ g = Viscosidad del gas, (cP).
Datos:
Pb = 14,7psi
Ɣg = 0,78
Tb = 520 °R
D = 6 pulgadas
Qsc = 7 809 122,54 PCND
57
ᶙ g = 0,011 cP
Mediante los cálculos realizados se determina que el gas combustible que
está en la tubería a la salida de la unidad GASCON hasta la entrada en las
TEAS, se encuentra con un flujo turbulento, ya que el número de Reynolds
es de 1 853 663,84.
Calcular el poder calórico del gas combustible
Ecuación [14] Poder calórico del gas
(Ramos, Presentación 1. Ing del gas semana 1 final, 2010)
Dónde:
PC = Poder calórico, (BTU/pie³)
PCi = Poder calórico de cada uno de los compuestos, (BTU/pie³)
yi = Fracción molar de cada compuesto, (adimensional)
Datos:
58
Tabla 9. Resultados obtenidos del poder calorífico neto y bruto
Nombre del compuesto
yi PCNi
(BTU/pie³) PCNi *yi PCBi
(BTU/pie³) PCBi *yi
Hidrogeno 0,1185 273,8 32,45 324,2 38,42
Oxigeno 0,0022 0 0 0 0,00
Nitrógeno 0,0821 0 0 0 0,00
Metano 0,3549 909,4 322,75 1010 358,45
Monóxido de carbono 0,0109 320,5 3,49 320,5 3,49
Dióxido de carbono 0,0208 0 0 0 0,00
Eteno 0,1347 1499,1 201,93 1599,8 215,49
Etano 0,1545 1618,7 250,09 1769,6 273,40
H2S 0,0667 0 0 0 0,00
Propano 0,0097 2314,9 22,45 2516,1 24,41
Propeno 0,0399 2182,1 87,07 2333 93,09
Isobutano 0,0019 3000,4 5,70 3251,9 6,18
N- Butano 0,0002 3010,8 0,60 3262,3 0,65
Isobuteno 0,0011 2859,9 3,15 3061,1 3,37
Buteno 0,0003 2866,8 0,86 3068 0,92
Buteno 2CES 0,0002 2871 0,57 3072,2 0,61
Isopentano 0,0003 3699 1,11 4000,9 1,20
N- Pentano 0,0002 3706,9 0,74 4008,9 0,80
TOTAL 932,96 1020,48
Calcular el Índice de Wobbe del gas.
El Índice de Wobbe, también conocido como factor de intercambiabilidad
relaciona el comportamiento de la llama al intercambiar dos gases, permite
conocer la combustión que existirá entre los gases de una mezcla. Al
momento que atraviesa el gas por la tubería mientras más ligero sea este,
las moléculas pueden ocupar más rápido este espacio y quemar un volumen
más grande de gas.
El Índice de Wobbe se puede calcular tanto con el poder calorífico bruto y
neto obteniendo así dos Índices de Wobbe uno que será bruto y otro neto.
59
Ecuación [15] Índice de Wobbe del gas
(Ramos, Presentación 1. Ing del gas semana 1 final, 2010)
Dónde:
IW = Índice de Wobbe
PCB = Poder calorífico bruto del gas, (BTU/pie³).
ɣ g = Gravedad especifica del gas, (adimensional).
Datos:
PCB = 1020,48 BTU/pie³
ɣ g = 0,78
Tomando en cuenta el poder calorífico bruto.
Tomando en cuenta el poder calorífico neto.
Ecuación [16] gpm del gas
(Ramos, Presentación 1. Ing del gas semana 1 final, 2010)
Dónde:
gpm = Galones de líquidos C3+ por mil pies cúbicos.
60
yi = Fracción molar de cada compuesto, (adimensional).
ρi = densidad molar de cada compuesto, (gal/lb mol).
Datos:
Tabla 10. Resultado obtenido del cálculo del gpm
Nombre del compuesto
Fórmula yi ρi (gal/lb mol)
gpm
Hidrogeno H₂ 0,1185 3,4022
Oxigeno O₂ 0,0022 3,3605
Nitrógeno N₂ 0,0821 4,1513
H₂S H₂S 0,0667 5,1005
Monóxido de carbono
CO 0,0109 4,2561
Dióxido de carbono CO₂ 0,0208 6,4532
Etano C₂H₆ 0,1545 10,126
Metano CH₄ 0,3549 6,4172
Eteno C₂H₄ 0,1347
Propano C₃H₈ 0,0097 10,433 0,27
Propeno C₃H₆ 0,0399 9,6883 1,02
Isobutano C₄H₁₀ 0,0019 12,386 0,06
N- Butano C₄H₁₀ 0,0002 11,937 0,01
Isobuteno C₄H₈ 0,0011 11,188 0,03
Buteno C₄H₈ 0,0003 11,012 0,01
Buteno 2CES C₄H₈ 0,0002 10,706 0,01
Isopentano C₅H₁₂ 0,0003 13,86 0,01
N- Pentano C₅H₁₂ 0,0002 13,713 0,01
TOTAL 1,43
61
Calcular la cantidad de gasolina blanca que se puede obtener de este
gas.
Para calcular la cantidad de gasolina blanca que existe en este gas, se debe
realizar una regla de tres, ya que con el gpm calculado anteriormente se
puede obtener la riqueza liquida de este gas.
Ecuación [17] Regla de tres para obtener la gasolina blanca
Datos:
gpm = 1,43
Qsc = 7 809 122,54 PCND
El beneficio de obtener este tipo de derivado del petróleo, es con el objetivo
de poder comercializado, ya que la gasolina blanca es utilizada sobre todo
en la industria de las telas, para la remoción de grasa y diferentes manchas.
62
Tabla 11. Resultados de los cálculos realizados
Nombre Siglas Valores Unidades
Gravedad específica
ɣ g 0,78 adimensional
Peso molecular Mg 22,58 lb/lb mol
Presión promedio Pa 58,41 psi
Temperatura promedio
Ta 547,11 °R
Densidad del gas ρg 0,22 lb/pie³
Viscosidad del gas
ᶙ g 0,011 cP
Caudal del gas a condiciones estándar
Qsc 7 809 122,54 PCND
Caudal del gas a condiciones de operación
Qco 2 067 776,91 PCD
Número de Reynolds
NRe 1 853 663,84 adimensional
Poder calorífico superior
PCB 1 020,48 BTU/pie³
Poder calorífico inferior
PCN 932,96 BTU/pie³
Índice de Wobbe a partir del PCB
IW 1 155,43 BTU/pie³
Índice de Wobbe a partir del PCN
IW 1 056,34 BTU/pie³
gpm gpm 1,43 gpm
63
3.3. COMPARACIÓN DE LOS VALORES OBTENIDOS
EN LA CROMATOGRAFÍA DE LOS GASES
COMBUSTIBLES DE LA REE CON LA NORMA INEN
(NTE INEN 2 489:2009) REQUISITOS DEL GAS
NATURAL
Tabla 12. Requisitos del gas natural
(Instituto Ecuatoriano de Normalización, 2008)
64
Es necesario comparar los valores obtenidos en la cromatografía con una
norma ecuatoriana para verificar que el gas residual que es combustionado
en la TEA tiene propiedades que permiten reutilizar este gas, para lo cual la
norma de los requisitos de gas natural publicada por el Instituto Ecuatoriano
de Normalización INEN, (NTE INEN 2 489:2009), es la más adecuada ya
que el propósito de esta tesis es darle un uso industrial a este gas residual
en lugar de quemarlo.
Para poder comparar los valores obtenidos de la cromatografía con la norma
es necesario hacer transformaciones de unidades, ya que la cromatografía
tiene unidades distintas a la de la norma, al momento de obtener todos los
valores en las mismas unidades se puede realizar el respectivo análisis
comparativo.
Transformar el poder calorífico superior o bruto de 9345 kcal/m³ a
MJ/m³ (Tomado de la cromatografía).
Ecuación [18] Transformación de kcal/m³ a MJ/m³
Transformar el poder calorífico inferior o neto de 8548 kcal/m³ a MJ/m³
(Tomado de la cromatografía).
Transformar el poder calorífico superior o bruto calculado de 1020,48
BTU/pie³ a MJ/m³ (Calculado).
Ecuación [19] Transformación de BTU/pie³ a MJ/m³
Transformar el poder calorífico superior o bruto calculado de 932,96
BTU/pie³ a MJ/m³ (Calculado).
65
Transformar el Índice de wobbe 12292,73 kcal/m³ a MJ/m³ (Tomado de
la cromatografía).
Transformar el Índice de wobbe 1 155,43 BTU/pie³ a MJ/m³ (Calculado).
Transformar 0,0667 de fracción molar a ppm en volumen.
Ecuación [20] Transformaciones de fracción molar a ppm en volumen
(Repsol YPF, 2001)
Transformar de 667 ppm a mg/m³
(Herramientas de Ingeniería)
Transformar el gpm de 0,00143 g/pie³ a l/m³
Ecuación [21] Transformación de g/pie³ a l/m³
66
Al momento de transformar las unidades con el propósito de unificar las
mismas, se puede comparar los valores de la cromatografía y los calculados
con los valores determinados por la norma INEN, obteniendo que en cuanto
al calor calorífico este gas si se encuentra dentro de los parámetros
establecidos por la norma para obtener la energía necesaria para que este,
pueda ser utilizado como gas combustible y abastecer de energía a los
hornos y calderas.
Los valores de sulfuro de hidrógeno son altos es por esto que este gas es
ácido, por lo tanto para poder darle un uso industrial, es necesario darle un
tratamiento de endulzamiento, es decir retirar el azufre del gas para que este
pueda ser reutilizado.
El valor de gpm es muy importante para conocer la riqueza liquida que
contiene el gas, al comparar el valor calculado con el valor de la norma
INEN, se obtiene que el valor calculado es mayor al de la norma INEN, por la
tanto se deduce que se está enviando a la TEA altos valores de
hidrocarburos que pueden ser extraídos y utilizados con beneficios
comerciales.
Tabla 13. Comparación entre los valores, calculados, la cromatografía y la norma INEN
Cromatografía Calculado Norma INEN
Poder calórico superior (MJ/m³)
39,12
37,98
35,42 – 43,12
Índice de wobbe (MJ/m³)
51,47
43
45,8 – 50,6
Sulfuro de hidrogeno (H2S), (mg/m³)
926,94
---
6,1
Dióxido de carbono (CO2) (%)
2,08
---
3
gpm (l/m³)
---
0,19
0,045
67
4. TRATAMIENTO A DAR AL GAS DE TEAS PARA SER
UTILIZADO COMO ENERGÉTICO
Mediante la comparación entre la cromatografía del gas y la norma INEN
(NTE INEN 2 489:2009) de los requisitos del gas natural, establece la
necesidad de un tratamiento de endulzamiento es decir que se busca la
remoción del y , sobre todo la disminución del sulfuro de hidrógeno
ya que tiene 6,67% en volumen, lo que representa un problema, al momento
de utilizar este gas, ya que generaría corrosión, tanto en las instalaciones
como en los equipos donde sea utilizado como energético.
4.1. TRATAMIENTO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS
El endulzamiento de un gas se vuelve necesario al momento que se trabaja
con cualquier tipo de gases, los mismos que suelen contener azufre entre
otros contaminantes, que pueden ocasionar problemas no solo en las
instalaciones sino también problemas de salud a las personas que trabajan
en este tipo de plantas, en las cuales se usa para diferentes fines el gas, la
cantidad de azufre que contenga el gas también ocasiona que el mismo
pierda su valor comercial, es por eso la importancia de tratarlo con el fin de
disminuir sus concentraciones de azufre.
Al hablar de endulzamiento también se toma en cuenta al dióxido de carbono
pero mediante el análisis comparativo entre la norma INEN y la
cromatografía, los valores establecidos de son permisibles por lo tanto
se deben trabajar principalmente en la remoción del azufre.
Efectos del sulfuro de hidrógeno sobre las personas:
68
Tabla 14. Concentraciones de H2S y síntomas de las personas que están expuestas
Concentración de en ppm, v Síntomas
10 Puede estar expuesta una persona durante ocho horas, sin tener consecuencias.
70 - 150 Ligeros síntomas después de varias horas de exposición.
170 - 300 Es la máxima concentración que puede ser inhalada sin que se afecte al sistema respiratorio.
400 - 500 Peligroso para el organismo durante media hora.
600 - 800 Fatal en menos de media hora.
(Ramos, Plantas de endulzamiento de gas natural, 2011)
4.1.1. EFECTOS DEL SULFURO DE HIDRÓGENO Y DIÓXIDO DE
CARBONO CON RESPECTO A LA CORROSIÓN.
En cualquier planta donde se trabaje con gases, estarán presentes este tipo
impurezas como lo son el y el , los mismos que cuando se presentan
en conjunto y en combinación con el agua aseguran la presencia de la
corrosión en las instalaciones, lo que puede ser muy peligroso al momento
que se trabaja con gases que circulan mediante tuberías, ya que una fuga de
este gas a la presión que suelen estar en las tuberías podría ser mortal para
cualquier persona que pase en ese momento por el lugar, ya que las fugas
de los gases no se las detecta a simple vista.
A continuación se muestra un cuadro que permite observar las reacciones
que presenta el hierro en presencia del sulfuro de hidrógeno, dióxido de
carbono y agua.
69
El y en presencia de agua aseguran la existencia de corrosión
de la siguiente manera:
/ = Alto Menos corrosión
/ = Bajo Sistema más corrosivo
Fe + FeS +
+
+ Fe +
FeO +
+
+ FeS +
El FeO es inestable y sigue reaccionando:
+ FeO
Figura 21. Reacciones experimentadas por el Hierro en presencia de H2S y CO2.
(Ramos, Plantas de endulzamiento de gas natural, 2011)
4.1.2. CONSIDERACIONES GENERALES PARA UNA PLANTA DE
ENDULZAMIENTO
A continuación se describen los equipos necesarios para la instalación de
una planta de tratamiento de endulzamiento.
4.1.2.1. Separador de entrada
Es muy importante que a la entrada de una planta de endulzamiento exista
un buen separador de entrada para evitar problemas no solo en el
tratamiento de endulzamiento sino también en los equipos aguas abajo, hay
separadores de entrada mucho más sofisticados que los normales y son los
70
separadores con filtro, que son usados para corrientes gaseosas en las
cuales se ha determinado previamente la presencia de líquido o solidos que
podrían ocasionar dificultades.
4.1.2.2. Filtración
En una planta de tratamiento de gas dulce, se hace necesario la filtración
para poder retener partículas sólidas que puedan afectar al proceso,
generalmente se recomienda tener dos sistemas de filtración, el primero
separara partículas de 5 micras y el segundo sistema detendrá partículas de
10 micras, además este filtro debe ser de carbón activado con el propósito
de eliminar hidrocarburos y otros contaminantes.
4.1.2.3. Tanque de evaporización instantánea
La solución rica puede pasar por un tanque de evaporización instantánea
con el propósito de retirar el gas que haya sido arrastrado por la solución
rica, ya que este tanque se encuentra a una presión inferior de
funcionamiento lo que permite disminuir la cantidad del gas.
4.2. SELECCIÓN DEL PROCESO ADECUADO PARA
ENDULZAR EL GAS.
Las variables que se deben considerar en la selección del tratamiento de un
gas son:
Disposiciones relacionadas respecto a la eliminación del azufre a la
atmósfera.
Tipo y concentración de impurezas en el gas ácido.
La temperatura y la presión a la que el gas ácido está disponible y a
las cuales el gas dulce debe ser entregado.
Volumen de gas a procesar.
71
Composición de los hidrocarburos del gas.
Selectividad requerida para la eliminación del gas ácido.
Costo de capital y costos de operación.
Especificaciones del producto líquido.
Tabla 15. Selección del proceso de endulzamiento
Contaminante Aminas (DEA)
Solventes físicos
(Selexol)
Solventes híbridos (Sulfinol)
Carb. Potasio
(Benfield)
Tamices moleculares
Muy bueno Bueno Muy bueno
Pobre - Regular
Muy bueno
Muy bueno Bueno Muy bueno
Bueno Muy bueno
COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado
RSH No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno
No Bueno Bueno Posible ----
Etil Metil Sulfuro, Dimetil
Disulfuro
No
----
----
----
----
(Repsol YPF, 2001)
En base a esta tabla se puede seleccionar el tipo de tratamiento adecuado
para este tipo de gas, considerando las diferentes variables, el más
conveniente sería el proceso químico de aminas, específicamente di etanol
amina (DEA), ya que principalmente se busca reducir la concentración de
azufre, además por costos, es el más económico, obteniendo la eficiencia
necesaria para tratar el gas.
72
4.3. TIPOS DE TRATAMIENTOS PARA ENDULZAR UN
GAS
Existen siete tipos de tratamientos que se le puede dar al gas para su
endulzamiento que son:
Procesos con solventes físicos.
Procesos con solventes híbridos o mixtos.
Procesos de conversión directa (solo remoción de ).
Membranas y otros procedimientos de endulzamiento.
Procesos con solventes químicos.
Procesos de lecho solido o seco.
Procesos criogénicos.
4.3.1. ENDULZAMIENTO DEL GAS CON SOLVENTES FÍSICOS
El tratamiento de endulzamiento con solventes físicos se caracteriza por la
capacidad de absorber los componentes ácidos del gas a tratar,
generalmente trabaja con gases ácidos de alta presión y baja temperatura.
La mayoría de solventes físicos utilizados en estos procesos pueden ser
regenerados solamente disminuyendo la presión de operación.
La ventaja de este tipo de solventes es que no generan corrosión y a la par
pueden deshidratar el gas acido.
A continuación se puede observar los diferentes tipos de solventes físicos:
73
Tabla 16. Principales procesos comerciales con solventes físicos
Procesos Solventes
Selexol Dimetiléter de polietilénglicol.
Sepasolv mpe Mezcla de polietilénglicol y metilisopropanoléter.
Solvente flúor Carbonato de propileno.
Rectisol Metanol.
Purisol N – Metilpirolidona (NMP).
Estasolván Tri – n – butil fosfato (TBF TBP).
(Ramos, Plantas de endulzamiento de gas natural, 2011)
4.3.2. ENDULZAMIENTO DEL GAS CON SOLVENTES HÍBRIDOS
O MIXTOS
Los procesos con solventes híbridos no es más que la combinación del uso
de los solventes físicos y los solventes químicos.
En la siguiente tabla se especifica algunos de los solventes híbridos:
Tabla 17. Procesos con solventes híbridos
Procesos Solventes
Sulfinol - D Sulfolano + Dipa + agua.
Sulfinol - M Sulfolano + Mdea + agua.
Amisol Metanol + Mdea o Dea.
Flexsorb - PS Solvente organico (sulfolano + Mdea) + agua + aminas impedidas.
Optisol Amina + solvente físico + agua.
Igual al Sulfinol M Sulfolano + Mdea + agua.
Nota: Sulfolano = Dióxido de tetrahidrotiofeno
(Ramos, Plantas de endulzamiento de gas natural, 2011)
74
4.3.3. ENDULZAMIENTO DEL GAS CON PROCESOS DE
CONVERSIÓN DIRECTA
En este tipo de procesos se caracteriza por la remoción efectiva del ,
generalmente se lo utiliza cuando se quiere transformar este compuesto en
azufre elemental, con dos propósitos, el primero reducir el impacto ambiental
del sulfuro de hidrógeno y el segundo poder comercializar el azufre
elemental, se lo conoce generalmente como el proceso Claus.
A continuación en la tabla 18, se muestra algunos de los procesos de
conversión directa:
Tabla 18. Procesos comerciales de conversión directa
Procesos Solventes
Stretford Ácido antraquinón disulfónico carbonato de sodio y metavanadato de sodio.
Takahax 1,4 Natoquinona, sulfonato de sodio, un catalizador y carbonato de sodio.
Lo - cat Solución de hierro (quelato).
Ferrox Carbonato de sodio e hidróxido férrico en solución.
Thylox Tiorsenato de sodio o d smonio.
Townsend TEG, SO₂ y catalizadores.
Ferrox y manchester (Son similares) Carbonato de sodio + suspensión de óxido de hierro + agua.
Perox Solución acuosa de amoníaco con hidroquinona.
Lacy - keller Solución acuosa triyoduro de potasio.
I.F.P. Similar al Townsend.
Shell Similar al Townsend. Usa solución acuosa de sulfolano.
Claus Bauxitas y alúminas como catalizadores.
Haines y Shell Mallas moleculares.
(Ramos, Plantas de endulzamiento de gas natural, 2011)
75
4.3.4. ENDULZAMIENTO DEL GAS POR ABSORCIÓN CON
SOLVENTES QUÍMICOS
Cuando se habla de endulzamiento del gas por absorción con solventes
químicos, se puede utilizar diferentes compuestos, en sus inicios era muy
utilizado la trietanolamina (TEA), con el paso del tiempo y desarrollo de
tecnología se empezó a utilizar otros tipos de químicos que tienen mayor
eficiencia que la antes ya mencionada, dentro de estas se cuenta con la
monoetanolamina (MEA), dietalnolamina (DEA), diisopropanolamina (DIPA),
diglicolamina (DGA) y metildietanolamina (MDEA).
Este tipo de químicos son apropiados para gases ácidos con presiones
parciales bajas o cuando se requiere niveles bajos de gases ácidos en los
gases residuales.
4.3.4.1. Descripción del diagrama de flujo del tratamiento de
endulzamiento por absorción con solventes químicos
El gas ácido ingresa al separador de entrada, donde se realizara la
separación de líquidos y sólidos de la corriente gaseosa, inicia su ascenso
desde el fondo del contacto donde se produce la contracorriente con la
solución amina, ya que esta desciende desde el tope de la columna.
El gas endulzado llega al tope del contacto donde es enviado hacia el
separador de salida generalmente está saturado con agua para la de
deshidratación, si la solución utilizada es MEA se puede realizar un lavado
con agua para poder recuperar la amina vaporizada del gas que sale del
contacto.
76
La solución de amina rica que sale de igual forma por la parte superior del
contacto es enviada al tanque de evaporización instantánea para eliminar los
hidrocarburos absorbidos durante el proceso de endulzamiento.
Desde el tanque de evaporización instantáneo, circula la solución de amina
rica hacia el intercambiador de amina rica/pobre donde la amina rica absorbe
el calor proporcionado por la amina pobre.
La amina rica es dirigida hacia el stripper donde ingresa por la parte superior
y va ascendiendo haciendo contacto con el rehervidor donde se despoja a la
amina rica del y , logrando la transformación de amina rica en amina
pobre la misma que saldrá por la parte inferior del despojador.
Una vez que ya se ha obtenido la amina pobre esta es enviada hacia el
enfriador para después ser dirigida nuevamente al contacto para repetir el
ciclo.
Por otro lado el gas acido despojado de la amina sale por la parte superior
del separador, pasa a través del condensador donde se recupera el agua, la
misma que es enviada hacia el separador de reflujo.
El gas ácido obtenido del separador de reflujo se ventea, es incinerado,
enviando a las instalaciones de recuperación de azufre o se comprime para
la venta.
1
2
3
4 5
9
10
0
11
7
6
8
77
Figura 22. Diagrama de un sistema de tratamiento de endulzamiento con solventes químicos
(Manual GPSA)
4.3.4.2. Equipos de un sistema de tratamiento de
endulzamiento por absorción con solventes químicos
1. Separador de entrada.
2. Contactor.
3. Tanque vaporizador instantáneo.
4. Intercambiador de amina rica/pobre.
5. Despojador.
6. Condensador.
7. Separador de reflujo.
8. Aeroenfriador.
9. Separador de salida.
10. Rehervidor.
11. Recuperador.
4.3.4.3. Aminas que pueden ser usadas en el tratamiento de
endulzamiento por absorción con solventes químicos
Monoetanolamina (MEA).
Diglicolamina (DGA).
Metildietanolamina (MDEA).
Trietanolamina (TEA).
Diisopropanolamina (DIPA).
Dietanolamina (DEA).
Se tiene diferentes tipos de aminas con las cuales se puede trabajar en un
tratamiento de endulzamiento, pero de acuerdo a las características que
78
posee el gas, se debe hacer un tratamiento de endulzamiento por absorción
con solventes químicos con Dietanolamina, ya que esta amina es muy
reconocida mundialmente por su efectividad en la remoción del sulfuro de
hidrógeno y dióxido de carbono, además su costo es relativamente bajo en
relación al resto de aminas.
4.3.4.3.1. Dietanolamina (DEA)
Las plantas de tratamiento de endulzamiento que trabajan con el solvente
químico de la dietanolamina tienen una capacidad de 0,8 a 0,9, pero la
mayoría de plantas operan con cargas significativamente menores por
problemas de corrosión.
El diagrama de flujo de una planta de tratamiento de endulzamiento con
monoetanolamina es muy parecido a las plantas que trabajan con la
dietanolamina, las ventajas y desventajas que presenta la DEA en
comparación con la MEA son:
Las cargas mol/mol que generalmente se usa con la DEA (0,35 – 0,8
mol/mol) son mucho más altos que los que habitualmente son
manejados por la MEA (0,3 – 0,4).
La utilización de químicos como la DEA no genera una cantidad
significativa de productos de degradación no regenerables, por lo
tanto no es necesario la instalación de un recuperador como lo es en
el caso de la MEA.
La DEA es una amina secundaria más débil que la MEA, por lo tanto
para poder despojar a la solución amina es mucho más fácil que la
MEA, ya que necesita menores cantidades de calor.
La dietanolamina es una amina secundaria es decir que tiene dos radicales
amina.
79
Ecuación [22] Tasa de circulación de dietanolamina
(Manual GPSA)
Dónde:
GPM = Galones por minuto (GPM).
Q = Caudal del gas acido a procesar (MMPCND).
y = Concentración del gas acido en el gas a procesar (% mol).
x = Concentración de amina en solución liquida (% peso).
Datos:
Q = 8 MMPCND
= 6,67 %
= 2,08 %
x = 20 % en peso de DEA
y = 6,67 + 2,08
y = 8,75 %
80
Para procesar 8 MMPCND se necesita 157,5 galones de solución al 20% de
DEA por minuto para endulzar al gas acido.
Calculo de los requisitos de intercambio de calor
(Manual GPSA)
Dónde:
Q = Calor (BTU/hr).
A = Área (pie²).
GPM = Galones por minuto (GPM).
Datos:
GPM = 157,5
Ecuación [23] Calor necesario para el rehervidor
Ecuación [24] Área del rehervidor
81
Ecuación [25] Calor necesario para el intercambiador de amina rica/pobre
(Manual GPSA)
Ecuación [26] Área del intercambiador amina rica/pobre
Ecuación [27] Calor necesario para el enfriador de amina
(Manual GPSA)
82
Ecuación [28] Área del enfriador de amina
Ecuación [29] Calor necesario para el condensador de flujo
(Manual GPSA)
Ecuación [30] Área del condensador de reflujo
Cálculos de la estimación de los requerimientos de energía
Ecuación [31] Potencia de la bomba principal
(Manual GPSA)
Dónde:
HP = Potencia.
GPM = Galones por minuto (GPM).
83
PSIG = Presión promedio (psi).
Datos:
GPM = 157,5
PSIG = 58,41 psi
Ecuación [32] Potencia de bombas booster
(Manual GPSA)
Ecuación [33] Potencia de bombas de reflujo
(Manual GPSA)
84
Aerorefrigerador
Ecuación [34] Potencia del aerorefrigerador
(Manual GPSA)
Tabla 19. Resultado de los galones de solución de DEA por minuto necesarios para endulzar al gas ácido
GPM 157,5
Tabla 20. Resultados de los requisitos de intercambio de calor
Q (BTU/hr) A (pie²)
Rehervidor 11 x 10⁶ 1 780
Intercambiador de
amina rica/pobre
7 x 10⁶ 1 772
Enfriador de amina 2 362 500 1 607
Condensador de reflujo 4 x 10⁶ 819
Tabla 21. Resultados de la estimación de los requerimientos de energía
HP
Bomba principal de la solución amina 5,98
Bombas booster de amina 9,45
Bombas de reflujo 9,45
Aerorefrigerador 56,7
85
En base a la siguiente tabla tomada del manual de la GPSA se puede
dimensionar el recipiente de regeneración de acuerdo a los cálculos
anteriormente realizados.
Tabla 22. Tamaño del recipiente de regeneración (pulgadas)
(Manual GPSA)
Tamaño del recipiente de regeneración
De acuerdo al GPM, es decir a los galones por minuto que se necesita de
DEA para endulzar el gas, se puede dimensionar los diferentes equipos
necesarios para la planta de tratamiento, de acuerdo al resultado se obtuvo
157,5 GPM por lo tanto el diámetro del fabricación es de 60 pulgadas.
Tanque de surgencia
El diámetro del tanque es de 84 pulgadas por 288 pulgadas de largo.
Acumulador de reflujo
El diámetro del tanque es de 60 pulgadas por 96 pulgadas de largo.
86
Tanque vaporizador instantáneo
El diámetro del tanque es de 84 pulgadas por 288 pulgadas de largo.
Filtro de carbón
El diámetro del tanque es de 60 pulgadas por 96 pulgadas de largo.
87
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
Este gas por su alta concentración de azufre de 6,67% en volumen,
necesita un tratamiento de endulzamiento, lo que permitirá reducir el
contenido de azufre para poder utilizarlo como energético en refinería
o fuera de ella.
A este gas se lo trato como si fuera un gas ideal debido a las
condiciones en las cuales se encuentra, su presión promedio es baja
y su temperatura es alta, lo que permitió establecer un factor de
compresibilidad igual a 1.
El caudal a condiciones estándar del gas es de 7 809 122,54 PCND, y
en condiciones de operación 2 067 776,91 PCD. Estos datos fueron
calculados en base a la presión, temperatura, viscosidad del gas y
longitud de la tubería.
El contenido liquido (gpm = galones de C3 + por cada mil pies cúbicos
normales de gas) es de 1,43, que es un valor alto y representa un
volumen de 11 167,05 galones por día de gasolina blanca de alta
calidad, y alto octanaje que es utilizado como solvente de dilución o
para el blending de gasolinas.
El gas tiene alto poder calórico bruto (1 020,48 BTU/pie³) que
actualmente se desperdicia al ser combustionado en las TEAS; puede
ser utilizado como energético para la producción de vapor, en hornos
de la propia refinería o en industrias externas, como una fábrica de
ladrillos.
88
Mediante los cálculos realizados se determinó que para endulzar el
caudal del gas en condiciones estándar de 7 809 122,54 PCD se
necesita 157,5 galones de solución al 20% de dietanolamina por
minuto para lograr la remoción del .
89
5.2. RECOMENDACIONES
Realizar un análisis cromatográfico frecuente del gas que va a TEAS.
Se debería implementar el uso de un medidor placa orificio para poder
controlar el volumen exacto del gas que es enviado a las TEAS para
su combustión. O calcular mediante el software propuesto.
Es de suma importancia tratar el gas que está siendo enviado a las
TEAS, ya que el mismo está siendo combustionado con una
concentración de sulfuro de hidrógeno de 6,67 % en volumen, lo que
representa un valor demasiado elevado para ser combustionado sin
un previo tratamiento de endulzamiento.
90
BIBLIOGRAFÍA GENERAL
Brito, P. A. (Diciembre de 2012). Análisis y cuantificación del gas
procesado por la Refinería Estatal de Esmeraldas, localizada en la
provincia de Esmeraldas, para la utilización de este gas como GLP o
gas de utilidades. Quito, Pichincha, Ecuador.
Calderón, C. (2010). Análisis descriptivo del proceso Merox para la
obtención de gasolinas desulfuradas en la Refinería Estatal de
Esmeraldas. Quito, Pichincha, Ecuador.
Chila Angulo, K. Y. (Noviembre de 2007). Evaluacion del contenido de
azufre en las cargas y corrientes de procesos en la Refieneria Estatal
de Esmeraldas. Quito, Pichincha, Ecuador.
Ep petroecuador. (2013). El petroleo en el Ecuador la nueva era
petrolera. Quito.
Fraíre, C. A. (s.f.). Scrib. Recuperado el 24 de Enero de 2015, de
http://de.scribd.com/doc/110017185/Numero-de-Reynolds#scribd
Herramientas de Ingeniería. (s.f.). Recuperado el 10 de Febrero de
2015, de http://www.herramientasingenieria.com/onlinecalc/spa/ppm-
mg_m3.php
Instituto Ecuatoriano de Normalización. (13 de Mayo de 2008). Gas
natural requisitos. Quito, Pichincha, Ecuador: INEN.
Manual GPSA. (s.f.).
Monkhatab, S., Poe, W. A., & Speight, J. G. (s.f.). Handbook of
Natural Gas Transmission and Processing. Elservier.
91
Ramos, F. (21 de Marzo de 2010). Presentación 1. Ing del gas
semana 1 final. Presentación de power point. Quito, Pichincha,
Ecuador.
Ramos, F. (20 de Marzo de 2011). Plantas de endulzamiento de gas
natural. Quito, Pichincha, Ecuador.
Ramos, F. (20 de Enero de 2011). Presentación medición de volumes
de gas natural. Presentación de PowerPoint. Quito, Pichincha,
Ecuador.
Ramos, F. (2012).
Ramos, F. (2012). Procesos de refinacion en la Refineria Estatal de
Esmeraldas. Quito, Pichincha, Ecuador.
Repsol YPF. (26 de Abril de 2001). Desecado, endulzamiento de
gases.
Solis Garcia, H. F., & Carrillo Valdivieso, P. F. (2010). Inventario de
las emisiones gaesosas en la Refineria Estatal de Esmeraldas. Quito,
Pichincha, Ecuador.
Testa, W. (05 de Marzo de 2014). Sistema de GASCON FCC,
diagrama de flujo No. 13. Ecuador.
Universidad Tecnica Particular de Loja. (16 de Octubre de 2008). La
refinacion de petroleo en el Ecuador. II Congreso de Ingenieria
Quimica. Loja, Loja, Ecuador.
Vivar, P. (Febrero de 2012). Análisis del tratamiento de aguas y gases
amargos para la obtención de azufre, mediante el "Proceso Claus" en
la Refinería Estatal de Esmeraldas, período 2011. Quito, Pichincha,
Ecuador.
