Planta de Topping

UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO FACULTAD DE CIENCIAS CIENCIAS APLICADAS A LA INDUSTRIA Alumno: Cristian González Nº Legajo: 3149

Trabajo Práctico N° 15 Planta de Destilación Atmosférica (Topping) INTRODUCCIÓN La unidad de destilación de crudo ( CDU por sus siglas en inglés), también conocida como unidad de topping, o unidad de destilación atmosférica, es la primera etapa en la refinación del petróleo. Es alimentada cada día con grandes caudales por lo que su tamaño y costos operativos son los mayores de la refinería. refinería. Muchas CDU se diseñan para manejar manejar una gran variedad de tipos de crudos. El diseño de la misma se basa en dos d os escenarios: uno de crudo liviano y otro de crudo pesado. La unidad debe funcionar satisfactoriamente a aproximadamente un 60% del caudal de alimentación de diseño. Los cambios de temperatura estacionales deben tenerse en cuenta también en el diseño porque los puntos de corte de la gasolina pueden variar en 20ºC entre verano e invierno. La capacidad de las CDU varía desde 10.000 barriles por día (BPD) o 1.400 toneladas métricas por día (tpd) a 400.000 BPD (56.000 tpd). La economía de la refinación favorece unidades grandes. Un buen tamaño de CDU es aquél que puede procesar 200.000 BPD. La unidad produce materias primas que deben ser procesadas en unidades aguas abajo para lograr productos de ciertas especificaciones. Esto involucra la eliminación de componentes indeseados como azufre, nitrógeno y metales, y la limitación del contenido de aromáticos. Productos típicos de esta unidad son: Gases. Nafta liviana (Light Straight Run Naphtha). Nafta pesada (Heavy Naphtha). Kerosene. Gas oil liviano (GOL) o destilados medios ( Diesel ). ). Gas oil pesado (GOP o destilados pesados ( Atmospheric Gas Oil, AGO ). Crudo reducido (Topped Crude). • • • • • • •

La destilación de crudo se logra en columnas con extracciones múltiples en las cuales todo el calor se suministra en la alimentación. Los productos son condensados sucesivamente y extraídos como productos laterales a medida que la fracción de vapor caliente de la alimentación sube y se contacta con el reflujo líquido frío que baja por la columna. El reflujo es provisto en la parte superior de la columna mediante el bombeo hacia el plato superior de una fracción del líquido condensado. El reflujo también es provisto en ubicaciones intermedias de la columna mediante circuitos de refrigeración laterales ( pumparound pumparound cooling circuits). La fracción líquida calienta de la alimentación es Materias Primas Petroquímicas – 2010

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despojada con vapor para eliminarle los hidrocarburos livianos antes de dejar el fondo de la columna. W.L. Nelson presenta 4 principios fundamentales para la operación de columnas de crudo u otras columnas de extracción múltiple que vale la pena recordar: 1. El rendimiento de un determinado producto es principalmente función de la composición de la mezcla, no del grado de separación. 2. El número de platos altera sólo ligeramente el rango de ebullición de los productos como está definido por los puntos iniciales y finales de la curva ASTM. 3. El punto inicial de ebullición de los productos laterales siempre es bajo, y debe ser corregido ya sea mediante stripping con vapor o reprocesado. 4. El punto final de un producto lateral es controlado principalmente por la apertura o cierre de la válvula de extracción.

TRATAMIENTODELCRUDO El crudo extraído del yacimiento es sometido a los siguientes procesos: a) Deshidratación: Deshidratación: se realiza en el yacimiento y también en destilería. En la zona del yacimiento se lleva a cabo para no transportar volúmenes de agua no útiles hacia la destilería (factor de costes de transporte). En la destilería, el máximo aconsejado a transportar es del 1% en peso. Básicamente consiste en introducir el petróleo en una torre deshidratadora (torre flash), a determinada presión y temperatura, en la cual se produce una evaporación brusca, separándose el vapor de H 2O por cabeza y el crudo por el fondo. Si el crudo será transportado por oleoductos, se debe calentar a 200-250ºC para disminuir su viscosidad, y por tanto reducir la potencia de bombeo. Hay que tener en cuenta que la presencia de agua en un depósito de crudo es una potencial amenaza de los fenómenos de biocorrosión. b) Desalación: Desalación: cuando el crudo entra a la unidad, lleva con él algo de salmuera en forma de muy pequeñas gotas de agua emulsificadas en el crudo. La desalación del crudo es una parte esencial de la refinería. El contenido de sal debe ser reducido para encontrarse entre 5,7 y 14,3 kg/1000 m3. Una pobre desalación tiene los siguientes efectos: a. Los depósitos de sal de depositan en los tubos del horno y sobre el haz de tubos de los intercambiadores de calor creando ensuciamiento, por lo tanto se reduce la eficiencia de la transferencia de calor. b. Corrosión del equipamiento. c. La sal que acarrean los productos actúa como veneno de los catalizadores en las unidades de cracking catalítico.

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Tipos de sales en el crudo Las sales en el crudo se encuentran mayormente en forma de sales disueltas en pequeñas gotas emulsificadas en el crudo. Esto se llama emulsión agua en petróleo, donde la fase continua es el petróleo y la fase dispersa es el agua. Las gotas de agua son tan pequeñas que no pueden sedimentarse por gravedad. Además, esas pequeñas gotas tienen en sus superficies moléculas grandes de asfaltenos con pequeñas partículas sólidas que vienen de los sedimentos, arenas o productos de corrosión. La presencia de estas moléculas actúa como un escudo que previene que las gotas se unan unas con otras, es decir, que produzca coalescencia. Las sales pueden estar presentes también en forma de cristales suspendidos en el crudo. La remoción de dicha sal requiere que la misma se encuentre ionizada en agua. Entonces, debe agregarse agua de lavado al crudo para facilitar el proceso de desalación. Volviendo al tema de los tipos de sales, la mayoría son cloruros de magnesio, calcio y sodio, siendo este último el mayoritario. Estos cloruros, excepto el NaCl, hidrolizan a altas temperaturas para formar cloruro de hidrógeno.

El cloruro de hidrógeno se disuelve en agua, generando ácido clorhídrico, que es extremadamente corrosivo. Proceso de desalación Para remover las sales del crudo, se debe romper la emulsión agua en petróleo formando una fase acuosa continua que puede ser separada por un simple proceso de decantación. El proceso se logra a través de los siguientes pasos: 1. Lavado con agua: El agua se mezcla con el crudo entrante a través de

una válvula mezcladora. El agua disuelve los cristales de sal y el mezclado distribuye uniformemente la sal en el agua, produciendo muy pequeñas gotas. Los agentes demulsificantes demulsificantes se agregan en esta etapa para ayudar romper la emulsión removiendo los asfaltenos de la superficie de las gotas. 2. Calentamiento: La temperatura del crudo debe estar en el rango de 50-55ºC ya que la separación agua-petróleo se ve afectada por la viscosidad y la densidad del petróleo. 3. Coalescencia: Las gotas de agua son tan pequeñas (diámetro entre 110 µm) que no sedimentan por gravedad. La coalescencia produce gotas mayores que pueden precipitar por gravedad. Esto se logra mediante un campo electrostático entre dos electrodos. El campo eléctrico ioniza las gotas gotas de agua y las orienta orienta de tal manera que puedan atraerse atraerse unas con otras. La agitación agitación que que se produce también favorece la coalescencia. Materias Primas Petroquímicas – 2010

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

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Se aplica un campo de alto voltaje llamado “campo secundario” de alrededor de 1000 V/cm entre los dos electrodos. Esto da lugar a la ionización del agua y a la coalescencia. Se aplica un campo primario de alrededor de 600 V/cm entre la interface aguacrudo y el electrodo inferior. Este campo ayuda a que las gotas de agua sedimenten más rápido.

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


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Variables operativas del desalador •

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Temperatura de desalación: la velocidad de sedimentación depende de la densidad

y de la viscosidad del crudo. Debido a que el aumento de temperatura disminuye la densidad y viscosidad, la velocidad de sedimentación aumenta con la temperatura. La temperatura típica de desalación varía entre 50 y 150ºC. Relación de agua de lavado: el agregado de agua al crudo ayuda a remover la sal. Por lo tanto, el aumento del caudal de agua de lavado aumenta la velocidad de coalescencia. Dependiendo de la temperatura de desalación, debe utilizarse un valor mínimo. Por ejemplo, un crudo de Kuwait (31,2 API) requiere entre 7-8 % vol. de agua relativo al caudal de crudo. Nivel de agua: el aumento del nivel de agua reduce el tiempo de sedimentación de las gotas de agua en el crudo, por tanto mejora la eficiencia de desalación. Sin embargo, si el nivel de agua es muy alto y alcanza el electrodo inferior cortocircuita el desalador. Debido a que el campo eléctrico primario depende de la distancia entre el electrodo inferior y la interface agua-crudo, es siempre mejor mantener constante el nivel para una operación estable. Punto de inyección del agua de lavado: usualmente el agua de lavado se inyecta en la válvula de mezclado. Sin embargo, si se teme que los depósitos de sal ocurran en los precalentadores de calor, parte o el total de la misma se inyecta luego de la bomba de alimentación de crudo. Caudal de inyección de demulsificantes: los demulsificantes son copolímeros básicos con un extremo hidrofílico y el otro hidrofóbico. Cuando estos compuestos se adsorben en la superficie de la gota, la estabilizan. Los demulsificantes se agregan al crudo después de la bomba de alimentación o antes de la válvula de mezclado en niveles entre 3 y 10 ppm de crudo. Tipo de agua de lavado: se utiliza agua de proceso más agua fresca para la desalación. El agua debe ser relativamente blanda en orden de prevenir los depósitos. Debe ser ligeramente ácida con un pH en torno a 6. Debe estar libre de sulfuro de hidrógeno y amoníaco para no crear más problemas de corrosión. Entonces, pueden utilizarse los condensados de cabeza de la columna y agua de procesos de otras unidades luego de stripping. Materias Primas Petroquímicas – 2010

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Pérdida de carga en la válvula mezcladora: es necesario mezclar el agua de lavado

con el crudo a fin de distribuir la misma y disolver los cristales de sal suspendidos. La pérdida de presión en la válvula mezcladora determina la eficiencia del mezclado. Por otro lado, el proceso de mezclado produce gotas más pequeñas que tienen a estabilizar la emulsión y hacen más difícil la separación del agua. Por lo tanto, existe un compromiso en la selección de la pérdida de presión de la válvula. Suele usarse una pérdida de presión entre 0,5 y 1,5 bar (7,4 y 22 psi). Una variable que no se menciona anteriormente es la presión del desalador. La operación de desalación requiere que el crudo esté en fase líquida durante la misma. Una presión típica de 12 bar es necesaria para alcanzar dicho propósito. Cuando las variables de proceso están correctamente ajustadas, se logra una eliminación del 90% de sal. Con la operación de dos etapas puede alcanzarse el 99%. Cualquier remanente de sal se neutraliza por inyección de NaOH que reacciona con los cloruros de calcio y magnesio para producir cloruro de sodio.

El NaCl no hidroliza para dar HCl corrosivo.

DESCRIPCIÓNDELPROCESO En la figura 8.1 se muestra una unidad de topping general. El crudo frío es bombeado a través de una serie de intercambiadores donde se precalienta mediante intercambio con productos intermedios provenientes de las columnas de destilación atmosférica y de vacío. El petróleo se calienta entre 120 y 150 ºC, se le inyecta del 5 al 6 % de agua, y la emulsión resultante se alimenta a un desalador electrostático. En el desalador, las sales (principalmente cloruros) migran selectivamente a la fase acuosa y se extraen como salmuera. Luego de la desalación, el crudo contiene entre 0,25 y 0,5 % vol. de agua debido a los efectos de solubilidad y emulsión. La presión del crudo desalado se aumenta mediante una bomba y continua a través de un tren de precalentamiento donde su temperatura aumenta por intercambio con corrientes intermedias calientes de las columnas de crudo y vacío. Luego de salir del último precalentador, el crudo se calienta hasta la temperatura deseada de ingreso a la columna en un horno de crudo. La temperatura de salida del horno se encuentra típicamente entre 330 y 385 ºC dependiendo de la composición del crudo. El crudo tiene que ser parcialmente vaporizado de tal manera que todos los productos, excepto el crudo reducido, se encuentren vaporizados cuando entren a la columna.


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La mezcla caliente fluye desde el horno hacia la zona flash de la columna de destilación. Aquí se mezcla con el vapor de agua y los hidrocarburos livianos que vienen de la zona de stripping (o despojamiento) de la columna. Una cantidad suficiente de vapor de agua es calentada e introducida en la zona de stripping para despojar los hidrocarburos más livianos del crudo reducido. El vapor de stripping también disminuya la presión parcial de los hidrocarburos en la zona flash. La mejor presión parcial de los hidrocarburos disminuye la temperatura requerida para destilar los productos superiores a la alimentación de la columna. El líquido caliente de la zona flash cae a través de la sección de stripping de la columna, donde es despojado mediante la inyección de vapor del fondo de la columna. Los vapores calientes de la zona flash suben y se ponen en contacto con el reflujo frío que baja por la columna. El reflujo condensa los productos líquidos laterales. El reflujo es provisto por el condensador de cabeza y por los circuitos laterales en los cuales se extrae líquido y se bombea a través de intercambiadores que enfrían mediante intercambio con el crudo del tren de precalentamiento. El líquido recirculado frío retorna a la columna unos platos por encima del plato de extracción. Los caudales de recirculación lateral son altos, porque deben intercambiar calor con el crudo que ingresa a la columna a un caudal elevado. Los circuitos de enfriamiento laterales cumplen 3 objetivos. Primero, remueven calor latente de los vapores calientes de la zona flash y ayudan a condensar los productos laterales. Segundo, mejoran la eficiencia del tren de precalentamiento de crudo permitiendo recuperar recuperar calor a niveles más elevados de temperatura temperatura que el condensador condensador Materias Primas Petroquímicas – 2010

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de cabeza. Esto disminuye el flujo de calor requerido en el horno (duty del horno). Finalmente, reducen el caudal de vapor a lo largo de la columna lo que reduce el tamaño requerido de la columna. Debido a que el tamaño de las columnas de destilación depende principalmente de los caudales de vapor, el enfriamiento circulante es importante cuando se diseñan o expanden estas columnas. Desafortunadamente, éstos disminuyen el fraccionamiento entre los productos laterales ya que reducen los caudales de líquido interno entre los mismos. Los productos líquidos laterales son despojados usualmente en strippers con vapor o strippers con reboiler para remover materiales livianos y controlar sus puntos de inflamación. Por lo tanto, la composición de la porción más liviana de los productos líquidos laterales (punto inicial o IBP) es controlada por un stripper lateral, no por la columna principal. En el caso del del producto lateral gas oil pesado, el stripping stripping se emplea emplea para remover los materiales con rango de ebullición perteneciente al gas oil liviano de los materiales de craqueo en la unidad de cracking catalítico fluido (FCC). Los puntos finales (EP) de los productos laterales líquidos se controlan en la columna principal mediante sus caudales de extracción. Por ejemplo, para aumentar el EP del kerosene en la Figura 8.1, es necesario disminuir el caudal del producto diesel (gas oil liviano) y aumentar el caudal del producto kerosene. Este ajuste permite que los componentes más pesados viajen hacia el plato de extracción de kerosene, incrementando el punto final del kerosene. Puede existir también un pequeño descenso en la porción liviana del gas oil liviano debido al ajuste, pero este efecto es pequeño compara don el efecto del stripper de vapor lateral. La unidad graficada en la Figura 8.1 recupera una combinación de nafta liviana y nafta pesada por la cabeza. (Tal es el caso de la patente UOP, ver más adelante). La separación entre estos productos se logra por medio de una columna splitter auxiliar. Un esquema alternativo es separar las naftas pesadas y livianas como se muestra a continuación.

En este esquema (típico de la patente KELLOGG), se localiza un producto líquido lateral adicional en la columna principal por encima de la extracción de kerosene. El Materias Primas Petroquímicas – 2010

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producto nafta pesada es extraído en esta ubicación y despojado con vapor. La nafta liviana es removida como producto de cabeza del condensador y estabilizada. La separación de las naftas liviana y pesada con una columna splitter (Fig. 8.1) tiene por lo menos 3 ventajas con respecto a la de la Figura 8.2. El uso de strippers de nafta ha sido ampliamente abandonado en las refinerías por estas razones. Primero, recuperar la nafta pesada con los productos de cabeza de la columna provee una mejor medida de seguridad operativa debido al aumento sustancial del punto de rocío de agua del vapor de cabeza de la columna principal. Un margen de seguridad de 15-20ºC debería mantenerse siempre entre la temperatura de cabeza de la columna principal y el punto de rocío de agua del vapor de cabeza para prevenir la condensación del agua en los platos de la columna principal. Las otras razones tienen que ver con las calidades de los productos nafta liviana y nafta pesada. La columna splitter provee mejor despojamiento y rectificación que el stripper lateral y los platos superiores de la columna de crudo usados en el esquema de extracción lateral de la nafta pesada. Por lo tanto, los componentes livianos (5 carbonos) pueden ser minimizados en la alimentación de nafta pesada al reformador, y los componentes buenos para reformado (6 carbonos y superiores) pueden minimizarse en la nafta liviana. Esto mejora la rentabilidad de la operación de reformado de nafta. Casi todo el vapor que se introduce en la columna principal y en los strippers laterales sale por el tope de la columna como vapor. Se condensa y extrae en fase acuosa del acumulador de cabeza. En la línea de vapor superior de la columna principal se inyectan químicos que minimizan la corrosión causada por la hidrólisis de sales presentes en el agua condensada. Una pequeña cantidad del agua que deja el proceso se disuelve en el crudo reducido y en los productos líquidos de los strippers laterales. Las refinerías, algunas veces, utilizan strippers laterales con reboiler para controlar los puntos de inflamación de los productos líquidos, dejando a éstos secos, es decir, libres de agua. Los strippers laterales con reboiler reducen la carga de vapor de la columna principal con respecto a los strippers laterales con vapor ya que el vapor de stripping que retorna a la columna no contiene vapor de agua. Las separaciones entre los productos laterales no son precisas, y existen regiones de superposición donde los componentes más pesados de un producto, coinciden con los más livianos del producto siguiente inferior. Las columnas de crudo típicas contienen entre 30 y 50 platos dependiendo del número de productos laterales que se extraigan. Entre las extracciones suelen existir entre 7 y 10 platos. Las zonas de enfriamiento circulante pueden tener entre 2 y 4 platos para fines de transferencia de calor, sin embargo, esos platos no cumplen ningún fraccionamiento significante.


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La sección de la columna entre la zona flash y el producto lateral más pesado es de particular interés. Allí debe haber una cantidad significante de líquido de lavado y área de contacto (platos) para arrastrar los metales y los materiales que tienden a formar coque hacia debajo de la columna y que salgan con el producto de fondo. Esto protege la calidad del producto más pesado (GOP) y previene la carbonización de los platos de la zona de lavado. La cantidad del líquido de lavado (overflash en inglés) no debe ser más grande que la necesaria ya que representa mayor calor suministrado en el horno. La cantidad de overflash necesaria depende del diseño de la unidad y de las características del crudo a procesar. La filosofía de diseño actual es usar entre 6 y 8 platos en la zona de lavado y un caudal de overflash de 3 a 6 % en volumen de líquido respecto a la carga de crudo fresco. Los diseños antiguos (previos (previos a 1970) se basaban en 2 a 4 platos de lavado y caudales caudales de overflash de entre 10 y 15% de la alimentación de crudo.

CONDICIONESDEOPERACIÓNTÍPICASYCONTROL Existe una amplia variación en las condiciones operativas utilizadas en la destilación de crudo. En general, la destilación se lleva a cabo a baja presión y la temperatura de salida del horno se controla para mantener la descomposición térmica del crudo en un nivel aceptable. Ésta depende de su composición química. Un crudo de base parafínica craquea más fácilmente que un crudo de base aromática o asfáltica. Por ende, es necesario procesar un crudo de base parafínica a menor temperatura que uno de base asfáltica. El craqueo del crudo produce gases livianos, sustancias aceitosas, y carbón elemental (coque). Como es de esperarse un crudo parafínico produce más gas de craqueo que uno aromático o asfáltico. La presión de la columna se controla manteniendo una contrapresión en el acumulador de reflujo. Un crudo de base asfáltica produce poco gas de craqueo y puede ser necesario utilizar una fuente de gas externa para mantener una presión positiva deseada en el acumulador de reflujo. La Fig. 8.3 representa un esquema típico de control de presión utilizado en los acumuladores de cabeza de las columnas de topping.


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Se utiliza un arreglo de dos válvulas para proveer al acumulador del gas externo necesario para mantener la presión deseada. Cuando el gas producido por el crudo es suficiente, el flujo de gas externo es cero. La presión en el acumulador generalmente se encuentra en el rango de 3,0 a 5,0 psig (1,2 a 1,4 bar abs.), aunque algunas refinerías operan a presiones elevadas como 30 psig (aprox. 3 bar). Una presión elevada reduce la carga de vapor, pero aumenta la temperatura de la zona flash. La presión del plato superior de la columna principal es entre 6 y 10 psi (0,4 y 0,7 bar) mayor que la del acumulador, dependiendo de la pérdida de carga de la línea de vapor de cabeza y de los enfriadores. La presión de la zona flash es, usualmente, de 5 a 8 psi (0,34 a 0,55 bar) mayor que la del plato superior, con una presión en la línea de transferencia del horno de alrededor de 5 psi (0,34 bar) mayor que la de la zona flash. La carga de crudo se precalienta primero por intercambio con los productos de la columna y luego se desala para eliminarle los cloruros y otros compuestos corrosivos. Los desaladores pueden ser de una o dos etapas y operan típicamente a temperaturas de entre 120 y 150ºC y presiones del rango de los 10 y 18 bar absolutos. Un porcentaje volumétrico del 5-6 % es calentado y combinad con el crudo previo a la operación de desalación. En presencia de un campo electrostático, la sal migra del crudo a la fase acuosa que es extraída como salmuera. Luego de una buena operación de desalación el crudo tiene una cantidad de agua residual de 0,25 a 0,50 % vol. Esta agua incluye agua disuelta y libre. Luego de la eliminación de agua, el crudo desalado es bombeado e intercambiado con corrientes calientes de las unidades atmosférica y vacío, previo al horno de crudo. Las temperaturas de precalentamiento son del orden de 220 a 300 ºC. La temperatura de transferencia del horno se controla mediante la combustión del horno y puede variar entre 330 y 385ºC, dependiendo de la composición del crudo a ser procesado. La temperatura de la zona flash de la columna es típicamente entre 3 y 4,5 ºC menor que la temperatura de transferencia del horno debido al efecto Joule-Thompson de expansión a través de la línea de transferencia del horno. La cantidad de vapor utilizado para despojar el producto de fondo varía de una unidad a otra, siendo valores típicos 18 a 42 kg/m3 de producto líquido. La temperatura de la zona flash puede disminuirse utilizando mayor cantidad de vapor de stripping, pero esto aumenta la cantidad de vapor en la columna y disminuye la capacidad de procesamiento de hidrocarburo. Para una columna de 100.000 BPD, aumentar el caudal de vapor de 5.000 lb/h (2.300 kg/h) a 10.000 lb/h (4.000 kg/h) reduce la temperatura de la zona flash en 4,5 ºC cuando se producen los mismos productos destilados.


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El retorno de líquido de lavado (overflash) se controla con el calor del horno. Como se mencionó antes, los diseños viejos utilizan menos platos de lavado entre la zona flash y la extracción de gas oil pesado y requieren caudales mayores de overflash para mantener la calidad del gas oil. Caudales de 10 a 15 % en volumen de la carga de crudo no son raros en esas unidades. Las unidades nuevas utilizan más platos de lavado y el overflash varía entre 3 y 6 % del volumen de crudo de carga. Algunas refinerías intentan extraer y medir el líquido overflash que retorna a la zona flash desde el último plato de lavado, sin embargo, estas mediciones no son precisas. La mejor manera de controlar el overflash es monitoreando la calidad del gas oil pesado (o atmosférico), en particular el color y el carbón Conradson (tendencia de un producto a formar residuo carbonoso). Otro esquema es mantener una caída de temperatura razonable, 14 a 19 ºC, a lo largo del último plato de lavado. Los productos laterales se extraen controlando su caudal para alcanzar sus deseados puntos finales. Debido a que la columna principal no tiene reboiler para generar vapores de stripping, las columnas de stripping externas se emplean para despojar los componentes livianos de los productos laterales y así alcanzar las especificaciones de punto de inflamación. Las columnas de stripping lateral son generalmente de vapor, con caudales típicos de este de 14 a 18 kg/m3. Los vapores livianos despojados varían entre el 10 y el 20% de la carga de hidrocarburos del stripper. El despojamiento puede llevarse a cabo mediante calor agregado vía reboiler en vez de vapor. El stripper con reboiler tiene ventajas en la eficiencia de stripping y genera un producto seco. La temperatura de cabeza se controla con el reflujo superior. Esta temperatura debe mantenerse entre 14 y 17 ºC por encima de la temperatura de rocío de agua en las condiciones de la cabeza de la columna de tal manera que no condense agua líquida en los platos de la columna. Es evidente que un crudo pesado requiere mayor temperatura de cabeza que un crudo liviano. Un crudo pesado requiere más vapor de stripping de fondo y produce menos Materias Primas Petroquímicas – 2010

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producto hidrocarburo de cabeza. Por tanto, la fracción molar de agua en la cabeza aumenta. Esto aumenta la presión parcial de agua, y entonces, es necesario aumentar la temperatura de cabeza respecto a un crudo liviano para evitar la condensación de agua en el tope de la columna. La separación entre la nafta liviana y la pesada se controla fácilmente cuando se utiliza una columna splitter. Esta columna puede alcanzar un salto D86 (diferencia entre el punto de ebullición del 5% de la curva ASTM del producto respecto al punto del 95% del producto más liviano) de 14 a 17 ºC, cuando se usa una relación de reflujo (L/D) de 0,5 o menor. Una columna con con 20-25 platos es adecuada adecuada para este fin. El objetivo de esta separación es recuperar HC parafínicos de 5 átomos de carbono en la nafta liviana e HC parafínicos de C6+ y precursores de benceno en la nafta pesada. Esto mejora el octano de la nafta liviana y también el rendimiento de gasolina en el proceso de reformado catalítico. En las columnas de topping con stripper de nafta pesada, la temperatura de cabeza se utiliza para controlar el punto final de la nafta liviana. El control de este esquema no es tan preciso como el de la columna splitter externa. Además, la nafta pesada despojada es húmeda ya que posee agua disuelta y libre proveniente del vapor del stripper.

ESQUEMAS PARA MEJORAR PROCESAMIENTODECRUDO

LA

CAPACIDAD

DE

Los típicos cuellos de botella cuando se quiere expandir la capacidad de crudo son: la capacidad de la columna principal, el límite de horno de crudo y los límites del equipamiento auxiliar como bombas e intercambiadores de calor. Los esquemas más económicos de expansión son variados y dependen del diseño original y de la disponibilidad de equipamiento suplementario para tal expansión. Columnas pre-flash y la capacidad de la columna de crudo El caudal de crudo hacia la CDU determina la capacidad de toda la refinería. Una columna de crudo típica está típicamente diseñada para un 80% de carga, lo que significa que puede ser operada a un 20% más que su valor de diseño. La capacidad de la columna está limitada por el flujo de vapor con una velocidad entre 2,5 y 3,5 pie/s (0,76 y 1,07 m/s). El caudal de vapor aumenta a medida que el vapor sube desde la zona flash hasta la cabeza. Para mantener la velocidad de vapor dentro de los límites mencionados, los reflujos circulantes, que están instalados en varios puntos de la columna, extraen calor de la misma. Esto resulta en la condensación de los vapores ascendentes y deduce la velocidad del vapor. Para expandir la capacidad de crudo, la técnica más usada es introducir una columna pre-flash antes del horno de crudo. El crudo luego de su precalentamiento es evaporado parcialmente en una columna donde se extrae los productos livianos. Los fondos de la columna pre-flash se introducen al horno y luego a la columna. En cambio el vapor de la columna pre-flash se envía directamente a la columna. Este esquema reduce la carga del horno, pero no reduce la carga de vapor en la columna.


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


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PATENTES UOP (Universal Oil Products)

En esta patente por cabeza de torre se extraen gases, naftas y agua como vapor. Estos productos van a un acumulador de baja presión de 3 fases, 2 líquidas que son: agua que previo calentamiento es enviada a la entrada del desalador, y naftas, con dos corrientes, una como reflujo a la torre de fraccionamiento y otra a un splitter en el cual se separa por cabeza nafta liviana de buen RON, y por abajo nafta pesada, de bajo RON. Esto se hace porque las naftas naftas parafínicas a la salida del topping tienen bajo RON RON y van a reformado catalítico (Platforming). En el splitter se utiliza un reboiler para controlar la temperatura del mismo. La nafta liviana que sale del splitter tiene una presión de vapor Reid elevada, lo cual no la hace apta para el consumo directo. Para ello se la envía a una torre estabilizadora (desbutanizadora) (desbutanizadora) que elimina gases hasta butano, por cabeza, y por el fondo sale nafta liviana estabilizada.


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La nafta liviana se envía a un tanque para el tratamiento alcalino con NaOH el cual controla la acidez y a medida que se va agregando más producto se mezcla en una válvula emulsificadora. Con esta se obtiene nafta de tipo común. La nafta pesada se somete a un reforming catalítico que consiste en un proceso de mejora del RON mediante catalizador de platino. La corriente de gases (C3-C4) que sale por cabeza de la desbutanizadora, se envía a la planta concentradora de gases (gas CON). La fase gaseosa del acumulador de baja presión es enfriada y aspirada por un compresor que luego de un enfriamiento se envía a un segundo acumulador de alta presión de dos fases; una fase gaseosa, formada por fracciones gaseosas, C1, C2, C3, y C4, que se envía a la planta de gases recuperados y la corriente líquida formada por hidrocarburos (C4, C5, C6) componentes de nafta que se envían a la planta de tratamiento de naftas. Ocurre a veces que en el primer acumulador acumulador (de baja) baja) la presión aumenta aumenta demasiado por encima de los niveles reinantes de trabajo, por ello tiene una válvula de seguridad. Pero puede ocurrir lo contrario, que la presión sea baja, a pesar que el compresor esté trabajando al mínimo de revoluciones por minuto, se soluciona con un retorno desde la zona de alta del compresor a la de baja a través de una válvula controlada por un detector de presión (PRC). PRIMER CORTE LATERAL: LATERAL : es el kerosene (Kne) el mismo se envía a un stripper con vapor, por cabeza se envía el reflujo a la torre y por el fondo sale Kne que se envía a la planta alcalina para el tratamiento de la acidez. Esta planta suele ser la misma que la usada para el caso de las naftas. SEGUNDO CORTE LATERAL: LATERAL : Gas-oil-liviano (GOL) que sufre un despojamiento y enviado directamente a producción. TERCER CORTE LATERAL: LATERAL : Gas-oil-pesado (GOP) hay un despojamiento, este producto sirve como alimentación a la planta de Isomax, planta de hidrocracking catalítico. (En la Refinería Luján de Cuyo). Por el fondo se extrae el crudo reducido que se usaba como fuel, pero que actualmente sirve como alimentación a la planta de vacío de la cual se obtienen los cortes para aceites lubricantes y asfaltos.


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KELLOGG

Este diseño además de contar con la torre deshidratadora tiene la característica de que la nafta pesada aparece como primer corte lateral en la torre. El gas-oil que se obtiene se clasifica en: A) GOL, idem U.O.P. B) Gas-Oil virgen similar al pesado de U.O.P. C) Gas-Oil parafínico que tiene dos alternativas de uso, como alimentación de Isomax o alimentación a la planta de parafina. En el circuito básico, por cabeza se obtienen fundamentalmente gases y nafta liviana. La fase líquida se envía a un splitter con reboiler por donde sale por cabeza a un reflujo de nafta hacia la torre y por el fondo nafta liviana para el tratamiento de acidez. PRIMER CORTE LATERAL: Nafta pesada a Platforming. SEGUNDO CORTE LATERAL: LATERAL: Kerosene a tratamiento de acidez. TERCER CORTE LATERAL: GOL a producción.CUARTO CORTE LATERAL: Gas-Oil virgen a Isomax. QUINTO CORTE LATERAL: Gas-Oil parafínico que va a un despojamiento con vapor de agua donde el producto de cabeza se envía como reflujo a la torre y el producto de fondo se envía a una torre de vacío que en realidad son dos torres en una, en donde por la parte superior se hace vacío y también un reboiler y por la parte inferior se hace la salida o extracción “Patente Kellogg” de Gas-Oil parafínico, que va a la planta de parafina, la torre de vacío trabaja mediante un eyector que le provoca vacío por pasaje de una corriente de vapor de alta velocidad.


KELLOGG

Este diseño además de contar con la torre deshidratadora tiene la característica de que la nafta pesada aparece como primer corte lateral en la torre. El gas-oil que se obtiene se clasifica en: A) GOL, idem U.O.P. B) Gas-Oil virgen similar al pesado de U.O.P. C) Gas-Oil parafínico que tiene dos alternativas de uso, como alimentación de Isomax o alimentación a la planta de parafina. En el circuito básico, por cabeza se obtienen fundamentalmente gases y nafta liviana. La fase líquida se envía a un splitter con reboiler por donde sale por cabeza a un reflujo de nafta hacia la torre y por el fondo nafta liviana para el tratamiento de acidez. PRIMER CORTE LATERAL: Nafta pesada a Platforming. SEGUNDO CORTE LATERAL: LATERAL: Kerosene a tratamiento de acidez. TERCER CORTE LATERAL: GOL a producción.CUARTO CORTE LATERAL: Gas-Oil virgen a Isomax. QUINTO CORTE LATERAL: Gas-Oil parafínico que va a un despojamiento con vapor de agua donde el producto de cabeza se envía como reflujo a la torre y el producto de fondo se envía a una torre de vacío que en realidad son dos torres en una, en donde por la parte superior se hace vacío y también un reboiler y por la parte inferior se hace la salida o extracción “Patente Kellogg” de Gas-Oil parafínico, que va a la planta de parafina, la torre de vacío trabaja mediante un eyector que le provoca vacío por pasaje de una corriente de vapor de alta velocidad. El producto de la parte superior se lo conoce con el nombre de destilado de vacío y es la carga para la planta de Isomax.


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UNIVERSIDAD NACIONAL DE CUYO FACULTAD DE CIENCIAS CIENCIAS APLICADAS A LA INDUSTRIA Alumno: Cristian González Nº Legajo: 3149 C 1, C2, C3, C4

Compresor

G + Nf +H2O (v)

Condensador

C 3, C4, C5, C6 Acumulador de baja H2O

Splitter

F

Nafta Liviana (a tratamiento tratamiento de acidez )

R A

Nafta Pesada Pesada (a Plattforming Plattforming )

C C

Kerose ne (idem UOP), (a tratamiento tratamiento de acidez )

I O

Gas Oil liviano (idem U OP)

N A

Gas Oil virgen (idem GOP, GOP, UOP) I SOMAX SOMAX,, o Pt a Parafina

D Reflujo

O

CALDERA

R A

Gas Oil parafínico

Vapor

Vapor de agua E y e c t o r

Stripper (despojamiento)

(1)

Tanque

Crud o Reduc ido, Materia prima p/ Planta de vacío

(2) Referencias: (1) Acumulador. (2) Torre de Vacío: cuya cuya función e s destilar alguno s productos intermedios que quedan en el Gas Oil parafínico, lo hace por medio del vacío (disminuye la presión, presión, y p or tanto se vapo rizan más fácilmente) fácilmente) Isomax : proceso de hi drocraq ueo ca talítico en lech o fijo.

Destilado al vacío, (ISOMAX)

Gas Oil parafínico (a Planta de Parafina)


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ESPECIFICACIONESDELOSPRODUCTOS Todos los productos obtenidos en las plantas de topping tienen que cumplir ciertas especificaciones para poder ser despachados al consumo. Estas especificaciones regidas internacionalmente por normas deben ser adecuadamente dadas en la misma planta de tal manera que modificando las variables operativas de trabajo se pueda modificar el valor de las especificaciones. Cada producto posee su propia serie de especificaciones. especificaciones. NAFTA 1) PVR (Presión de Vapor Reid): esta viene dada por el contenido de livianos o volátiles, y se pueden modificar; en la desbutanizadora, si en esta calentamos más la nafta, tendremos menos livianos ya que partirán por cabeza, el PVR disminuye. Si ocurre lo contrario el PVR aumenta. 2) PUNTO DE DESTILACIÓN FINAL (End Point): este punto depende del contenido de los pesados en la nafta, por lo tanto, este se puede modificar en el splitter de la siguiente manera: si aumenta la temperatura del splitter, los livianos contenidos en los pesados se vaporizan por lo que aumenta el punto final, por tanto, aumenta el contenido de hidrocarburos de mayor PM. 3) CORROSIVIDAD: esto se debe fundamentalmente al contenido de H 2S y R—S o R— S—R (mercaptanos), esto se controla en la planta de tratamiento ácido. La relación que existe entre la nafta liviana y pesada está dada por sus curvas de destilación ASTM. Según el diseño Kellogg, la nafta pesada se extrae directamente de un plato lateral (1er Corte Lateral). Es por ello que el ajuste de su punto seco ya no se hace como en el UOP en splitter, sino que se hace con el reflujo, el cual se encarga de condensar todos aquellos líquidos que por ser arrastrados por esos vapores están como tales. Esto hace que aumente la producción de pesados condensados y por ello punto seco o final de los mismos. En general puede decirse que el punto seco de cualquier producto se controla con la extracción en el mismo plato y el punto inicial en el stripper lateral. Si suponemos que extraemos nafta, de ese corte lateral, puede regularse su punto seco de la siguiente manera: se tiene que restringir la extracción en el corte inferior, y aumentar la del corte de la nafta, provocando así que por arrastre y por un mayor tiempo de estadía dentro de la torre los hidrocarburos más pesados se vayan hacia arriba, aumentando así el End Point de la nafta. KEROSENE 1) IBP (Punto Inicial): este punto es de importancia porque está vinculado con la temperatura de inflamación, téngase en cuenta que el mismo se emplea básicamente para calefacción. Este control se realiza en el stripper de salida; esto es Materias Primas Petroquímicas – 2010

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posible ya que dicho punto está ligado a la proporción de livianos o volátiles presentes. 2) PUNTO FINAL (EP): éste puede ser controlado por la extracción de kerosene, en forma directa y se verifica que a mayor extracción se obtiene un mayor punto seco. 3) CORROSIVIDAD: se controla en la planta de tratamiento alcalino con el agregado de NaOH. GAS OIL LIVIANO 1) IBP: IBP: en su stripper. 2) EP (punto final): en el mismo plato. 3) PUNTO DE CONGELAMIENTO: es importante demostrar la calidad operativa del producto: -5ºC en invierno. Aumentando el contenido de livianos el punto de congelamiento baja, esto es importante en el caso de hidrocarburos parafínicos. En realidad el verdadero parámetro a medir es el punto de escurrimiento. GAS OIL PESADO Se controlan los mismos parámetros que en el GOL, el uso final del producto dará las características del mismo. GAS OIL PARAFÍNICO (KELLOGG) Este producto como es materia prima de las plantas de parafina se le debe controlar: 1) El color, color, el cual está dado fundamentalmente por los productos de alto peso molecular, que en realidad deberían salir por el fondo de la torre. Cuanto menos color posea el producto, mayor es su calidad. Se mejora extrayendo menos gas-oil virgen de tal manera que los pesados de éste se vayan con el gas-oil parafínico del cual son livianos, mejorando la calidad del producto. Otra forma es controlar la temperatura del fondo (disminuyéndola) de tal forma que los pesados no puedan subir. 2) Se controla el punto inicial y final pero con menos exigencia que en el ítem anterior. 3) Punto de escurrimiento: tiene que ver con la proporción de livianos que se controlan con el stripper o en la torre de vacío. 4) Viscosidad: debe ser la adecuada para el trabajo en la planta de parafina. Materias Primas Petroquímicas – 2010

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CRUDO REDUCIDO Destinado a variados usos (de poco valor comercial), si se usa como fuel-oil es importante controlar su viscosidad para que no quede como producto sólido obturando cañerías. Esto ocurre cuando la temperatura desciende por debajo del punto de escurrimiento. Las especificaciones a cumplir con este producto difieren según el uso final al cual se destinan.

BIBLIOGRAFÍA •

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KAES, G. L. Refinery Process Modeling. 1st Ed. Colbert, Georgia (USA), Kaes Enterprises, Inc, 2000. 397 p. FAHIM, M.A, AL-SAHHAF, T.A., ELKILANI, A. Fundamentals of Petroleum Refining. 1st Ed. Amsterdam (The Netherlands), Elsevier B.V., 2010. 496 p. MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS. Material de Cátedra. San Rafael, Mendoza (ARG), Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria, UNCuyo.


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Planta de Topping

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