Simulacion Del Proceso d Hidrotratamiento de Naftas Con Hysys

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA

SIMULACIÓN DEL PROCESO DE HIDROTRATAMIENTO DE NAFTAS DE LA REFINERÍA ESMERALDAS UTILIZANDO HYSYS

TRABAJO DE GRADUACIÓN PARA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO

AUTOR: DAVID ROLANDO YALAMÁ TAIMAL

QUITO – ECUADOR

2011

CERTIFICACIÓN

Certifico que el trabajo de graduación titulado SIMULACIÓN DEL PROCESO DE

HIDROTRATAMIENTO

DE

NAFTAS

DE

LA

REFINERÍA

ESMERALDAS UTILIZANDO HYSYS, es original y ha sido desarrollado por el Señor David Rolando Yalamá Taimal, bajo mi dirección y conforme a todas las observaciones realizadas.

Quito, 10 de mayo de 2011

------------------------------------Ing. Pablo Araujo DIRECTOR

ii

MIEMBROS DEL TRIBUNAL

----------------------------------Ing. Pablo Araujo G. DIRECTOR

---------------------------------Ing. Mario Calle M. SEGUNDO MIEMBRO

------------------------------Ing. Luis Calle G. TERCER MIEMBRO

iii

DEDICATORIA

El presente trabajo está dedicado a mi madre Clemencia que con su esfuerzo, paciencia, amor y sacrificio me supo guiar y apoyar en todo momento durante los momentos tristes y felices en el transcurso de mi vida, a mi tío José que con sus consejos me supo inculcar los valores de la honestidad, honradez y demás para ser un buen profesional, a mi ñaño Fernando que con su apoyo moral e incondicional me supo dar las fuerzas necesarias para seguir luchando en búsqueda de días mejores, a mis abuelos Esther (+) y Floresmilo (+) que en vida supieron darme lo mejor de sí enseñándome desde niño el respeto por la vida y el valor del sacrificio para alcanzar los sueños anhelados. Gracias a todos ustedes por haber sido parte de mi vida, y ser los pilares de ella.

iv

AGRADECIMIENTO

A Dios y en especial a la Virgen de El Quinche, por haberme dado la salud y vida para culminar esta etapa de mi vida con felicidad.

A la Universidad Central del Ecuador, sobre todo a mi querida Facultad de Ingeniería Química de la cual me llevo bellos recuerdos, a sus profesores, en especial al Ing. Enrique Cobo Alvear (+) quien originalmente fuera Miembro de este Tribunal, que con sus enseñanzas, consejos nos transmitieron día a día en las aulas con el propósito de ser cada día mejores seres humanos y podamos sacar a nuestra Patria adelante.

Al

personal

de

EP-PETROECUADOR

del

Centro

de

Transferencias

Tecnológicas, en especial al Dr. Edward Jiménez que sin su apoyo no hubiese sido posible este trabajo.

A todos mis amig@s y compañer@s que fueron un especial apoyo durante el transcurso de mi carrera.

v

RESUMEN En este trabajo se realizó la simulación del proceso de hidrotratamiento de naftas procedente de la Refinería Estatal de Esmeraldas, mediante el uso del software Aspen Hysys, con el fin de estimar propiedades fisicoquímicas, el contenido final de azufre de esta fracción a determinadas condiciones de trabajo al momento de salir de este proceso, de manera que cumpla con los requerimientos de calidad para su posterior procesamiento en la unidad de Reformado Catalítico (CCR).

Dentro de la simulación, se estudió la influencia de la presión para valores de 23, 23,3 y 24 kg/cm2 a temperaturas de operación entre 290 y 330ºC con intervalos de 10ºC, para el proceso de hidrotratamiento manteniendo constantes las demás variables como la alimentación de nafta, suministro de hidrógeno tanto de reposición como de reciclo al proceso, contenido de azufre. No se consideró la cantidad de metales y demás componentes de heteroátomos ya que estos ingresan en pequeñas cantidades y no pueden ser cuantificados. Se determinó que a las condiciones de trabajo de 23,3 kg/cm2 y 290ºC son las mejores ya que a éstas la nafta cumple con los requerimientos en el contenido final de azufre que es menor a 0,1 ppm, puesto que para obtener una disminución de azufre en 0,03 ppm aproximadamente en la salida del proceso se necesita incrementar la temperatura en alrededor de 30 ºC aproximadamente, lo que conlleva a mayor consumo de combustible para el calentamiento de la carga al reactor.

DESCRIPTORES: / NAFTAS // HIDROTRATAMIENTO // SIMULACIÓN DE PROCESOS // SOFTWARE ASPEN HYSYS // REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS /

vi

ABSTRACT In this work, the simulation of naphtha hydrotreating process from the Refinería Estatal de Esmeraldas, using the software Aspen Hysys, to estimate physicochemical properties, the final content of sulfur in this fraction to specific working conditions when it leaves this process, so that meets the quality requirements for further processing in the catalytic reforming unit (CCR).

Within the simulation, we studied the influence of pressure values of 23, 23,3 and 24 kg/cm2 at operating temperatures between 290 and 330 °C with intervals of 10 ºC, for the hydrotreating process holding constant other variables such as supply of gas, both hydrogen supply replenishment and recycle to the process, sulfur content. Not considered the amount of metals and other components of hetero since they enter in small quantities and can not be quantified. It was determined that the working conditions of 23,3 kg/cm2 and 290 °C are the best since these gasoline meets the requirements in the final sulfur content is below 0.1 ppm, since for a decrease of approximately 0.03 ppm sulfur in the process output is needed to increase the temperature at about 30 °C., which leads to higher fuel consumption for heating the reactor load

KEYWORDS: / NAPHTA / / HYDROTREATMENT / / SIMULATION PROCCESS/ / SOFTWARE ASPEN HYSYS / / REFINERÍA ESTATAL DE ESMERALDAS /

vii

CONTENIDO pág. PORTADA……………………………..…………….……………..…………..….i CERTIFICACIÓN.…………………….………………….....................................ii MIEMBROS DEL TRIBUNAL……………………………………………..…...iii DEDICATORIA………………………………...………………………….….....iv AGRADECIMIENTO…………………………………………………………......v RESUMEN…………………………………………………………………....…..vi ABSTRACT………………………………………………..………………….....vii CONTENIDO………………………..………………………………...……......viii LISTA DE TABLAS……………………………...……………………...……...xii LISTA DE GRÁFICOS…………………………..……………………………..xiv LISTA DE FIGURAS………………………………………...……………….....xv INTRODUCCIÓN…………………………………………………………….…..1 1. EL PROBLEMA 1.1.PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……………………………….…….3 1.2.FORMULACIÓN DE PROBLEMA…………………………………….…....3 1.3.INTERROGANTES DE LA INVESTIGACIÓN……………………….……4 1.4.OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN……………………………….……4 1.4.1. Objetivo General…………………………………………..…………..…4 1.4.2. Objetivos Específicos………………………………...………………......4 1.5.JUSTIFICACIÓN……………………………..…………………...……….....4

2. MARCO TEÓRICO 2.1.ASPEN HYSYS……..……...…………………………….………………..….6 2.1.1. Generalidades……..………………...…………………………………....6 2.1.2. Paquetes termodinámicos Peng-Robinson y SRK………………......…...6 2.1.3. Ecuación de estado de Peng-Robinson………………………………......7 2.1.4. Caracterización de crudo mediante la herramienta “Oil Manager”….......8 2.1.5. Entorno de la Simulación……..……………………………………….....9 viii

2.1.6. Paleta de íconos de Operaciones Unitarias……………………...……...10 2.2.EQUIPOS...………………………………………...……………...…………11 2.2.1. Reactor de Hidrotratamiento…..…………….………………………….11 2.2.2. Bomba Centrífuga…………………………….…..…………………….12 2.2.3. Intercambiadores de Calor……………………………………………...12 2.2.3.1. Intercambiadores de calor de tubo y carcasa…………...…..…12 2.2.4. Horno……………………………...……………………………………14 2.3.NAFTAS………………..………………………..………………...………...14 2.3.1. Generalidades………………..…….……………………………………14 2.3.2. Características de las naftas…………………………………...………..15 2.3.3. Tipos de naftas………………………………………………………….15 2.3.3.1. Naftas parafínicas………...…..……………………………….15 2.3.3.2. Naftas pesadas…………………………...…………………….16 2.4.HIDROTRATAMIENTO…………..…..…..………………………………..16 2.4.1. Generalidades………………….…..……………………………………16 2.4.2. Importancia del proceso de hidrotratamiento………….………...……...17 2.4.3. Variables que afectan al proceso de hidrotratamiento………………….18 2.4.3.1. Temperatura de reacción…...………...…………………...…...18 2.4.3.2. Presión parcial de hidrógeno…..……...…………………….…20 2.4.3.3. Velocidad espacial horaria……………...……………………..21 2.4.3.4. Relación Hidrógeno – Hidrocarburo.…………...…………..…22 2.4.4. Tipos de carga a plantas hidrodesulfuradoras…………...……....……...23

3. DATOS 3.1.DATOS EXPERIMENTALES…...…...………………………………….….25 3.2.DATOS ADICIONALES…………………………..…...……………………26

4. DESARROLLO DE LA SIMULACIÓN 4.1.SIMULACIÓN DEL PROCESO DE HIDROTRATAMIENTO DE NAFTAS……..........31

5. CÁLCULOS Y RESULTADOS 5.1.CÁLCULOS………….……………………...……………………………….48 5.1.1. Factor de caracterización Kuop…………………........…………………48 ix

5.1.2. Densidad API……………………………….…..………………………50 5.1.3. Alimentación de nafta……………….…………..……………………...50 5.1.4. Velocidad Espacial…………………….……………………...………...50 5.1.5. Influencia de variables………………………………………………….51 5.1.5.1. Temperatura……………………...……….…………………...51 5.1.5.2. Presión……………………………..………………...………..56 5.1.5.3. Relación H2/HC……………………...………………………..61 5.2.ANÁLISIS ESTADÍSTICO……….…………………...………………….…63 5.2.1. Estadística Descriptiva………………….…………..…………………..63 5.2.1.1. Temperatura……………………...……………………..……..63 5.2.1.2. Presión……………………………..……………………...…..67 5.2.1.3. Relación H2/HC……………………...…………..……………68 5.2.2. Análisis de Elasticidad……………………….………………………....68 5.2.2.1. Temperatura………...…………………………………………68 5.2.2.2. Presión…………………………..…………………………….71 5.3.RESULTADOS…...……………………...…………………………………..72 5.3.1. Para el reactor…………………....……………………………………...72 5.3.2. Para el despojador…………….…………………..…………………….76 5.3.3. Propiedades de la corriente de nafta hidrotratada……………………....80

6. DISCUSIÓN 6.1.DISCUSIONES GENERALES………………………………..…………….81

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 7.1.CONCLUSIONES……..…........…….………………………………………86 7.2.RECOMENDACIONES……...………...……………………………………88

BIBLIOGRAFÍA  Citas Bibliográficas……….……………………………….………………….90  Bibliografía…………………………...……..……………….………………..92

x

ANEXOS  ANEXO A: Gráficas de Maxwell….………………………………………….95  ANEXO B: Tabla “t” de Student……………………………………………...96  ANEXO C: Reporte de Hysys: Corriente de alimentación al Proceso……..…97  ANEXO D: Reporte de Hysys: Corriente de salida del Proceso………….....100  ANEXO E: Reporte proporcionado por Hysys: Equipo P1-P1……………...103  ANEXO F: Reporte proporcionado por Hysys: Equipo P1-H1……………..105  ANEXO G: Reporte proporcionado por Hysys: Equipo P1-R1……………..107  ANEXO H: Reporte proporcionado por Hysys: Equipo P1-V3……………..108

xi

LISTA DE TABLAS

TABLA

pág.

1. Presiones de operación por tipo de carga………………………..……………21 2. Tipos de cargas empleadas en la hidrodesulfuración……………………………..24 3. Destilación ASTM D-86 de naftas……………………………………………25 4. Composición de la corriente Makeup de Hidrógeno………………………….25 5. Composición de la corriente Reciclo de Hidrógeno…………………………..26 6. Propiedades de la Nafta en la Alimentación………………………………..…26

7. Condiciones de Operación del Reactor de Hidrotratamiento………………....27 8. Condiciones de Operación del Despojador…………………………………...27 9. Propiedades del Catalizador HR-306 C……………………………………….28 10. Especificaciones de las bombas……………………………………………..28 11. Características de los intercambiadores de calor………………………..…..29

12. Requisitos para la nafta industrial pesada………………..…………………30 13. Factor de caracterización Kuop……………........…………………………...30 14. Conversión de azufre a presión constante…………………………………...51 15. Flujo de azufre a diferentes presiones…………………………………….....52 16. Formación de H2S a la salida del reactor a diferentes presiones…………....53 17. Contenido de azufre final a diferentes presiones……………………...…….55 18. Conversión de azufre a temperatura constante……………………………...56 19. Conversión de azufre a diferentes temperaturas…………………………….57 20. Flujo de H2S a la salida del reactor a diferentes temperaturas………….…...58 21. Contenido de azufre a diferentes temperaturas……………………………...60 22. Corrientes a Condiciones Estándar………………………………………….61 23. Relación H2/HC a diferentes flujos de Gas de Reciclo……………………...62 24. Análisis estadístico de la temperatura y contenido final de azufre………….65 25. Intervalo de confianza de la temperatura y contenido final de azufre………66 26. Análisis estadístico de la presión y contenido final de azufre………………67 27. Intervalo de confianza de la presión y contenido final de azufre……………67 28. Análisis estadístico de la Relación H2/HC y contenido final de azufre……..68 29. Intervalo de confianza de la Relación H2/HC y contenido final de azufre….68 xii

30. Ecuaciones de S (ppm) vs. Temperatura……………………...……………..69 31. Elasticidad de la Temperatura………………………...……………………..70 32. Ecuaciones de S (ppm) vs. Presión………………………………..………...71 33. Elasticidad de la Presión………………..…………………………………...72 34. Conversión de azufre a lo largo del reactor a P = 23 kg/cm2………...……...73 35. Conversión de azufre a lo largo del reactor a P = 23,3 kg/cm2……………...73 36. Conversión de azufre a lo largo del reactor a P = 24 kg/cm2………………..74 37. Contenido de azufre a la salida del reactor a P = 23 kg/cm2………….……..74 38. Contenido de azufre a la salida del reactor a P = 23,3 kg/cm2……….……...75 39. Contenido de azufre a la salida del reactor a P = 24 kg/cm2………………...75 40. Composición del flujo de nafta a la salida del despojador a P = 23 kg/cm2…….....76 41. Composición del flujo de nafta a la salida del despojador a P = 23,3 kg/cm2……..77 42. Composición del flujo de nafta a la salida del despojador a P = 24 kg/cm2……….78 43. Concentración de azufre en la entrada y salida del despojador a P = 23 kg/cm2….79 44. Concentración de azufre en la entrada y salida del despojador a P = 23,3 kg/cm2....79 45. Concentración de azufre en la entrada y salida del despojador a P = 24 kg/cm2…..79 46. Propiedades de la nafta hidrotratada……………………..……………...…..80

xiii

LISTA DE GRÁFICOS

GRÁFICO

pág.

1. Curva TBP de los componentes hipotéticos obtenidos en Hysys………...…….9 2. Efecto de las variables de proceso sobre el hidrotratamiento…………………23 3. Longitud del reactor vs. Contenido de azufre a P = cte……………………....52 4. Temperatura vs. Flujo de azufre……………………………...……………….53 5. Temperatura vs. Flujo de H2S………………………………..……………….54 6. Temperatura vs. Contenido de azufre final………………………..………….55 7. Longitud del reactor vs. Contenido de azufre a T = cte……………..………..57 8. Presión vs. Flujo de azufre………………………………..…………………..58 9. Presión vs. Flujo de H2S………………………………...…………………….59 10. Presión vs. Contenido final de azufre……..………………………………...60 11. Relación H2/HC vs. Contenido final de azufre………………………..…….63 12. Elasticidad de la temperatura…………………..……………………………70 13. Elasticidad de la presión…………………………………..………………...72

xiv

LISTA DE FIGURAS

FIGURA

pág.

1. Entorno de la Simulación………………………..……………………………10 2. Paleta de Operaciones Unitarias…………………………………...………….10 3. Intercambiadores de calor de tubos y coraza………………………………….13 4. Horno simulado en Hysys…………………………………………………….14 5. Simulación de hidrotratamiento de naftas I…………………………………...31 6. Simulación de hidrotratamiento de naftas II………………………………….32 7. Simulación de hidrotratamiento de naftas III…………………………………33 8. Simulación de hidrotratamiento de naftas IV…………………………………33 9. Simulación de hidrotratamiento de naftas V…...……………………………..34 10. Simulación de hidrotratamiento de naftas VI……………………………….35 11. Simulación de hidrotratamiento de naftas VII………………………………35 12. Simulación de hidrotratamiento de naftas VIII……………………………...36 13. Simulación de hidrotratamiento de naftas IX……………………………….37 14. Simulación de hidrotratamiento de naftas X………………………………...38 15. Simulación de hidrotratamiento de naftas XI……………………………….39 16. Simulación de hidrotratamiento de naftas XII………………………………39 17. Simulación de hidrotratamiento de naftas XIII……………………………...40 18. Simulación de hidrotratamiento de naftas XIV……………………………...41 19. Simulación de hidrotratamiento de naftas XV………………………………41 20. Simulación de hidrotratamiento de naftas XVI……………………………...42 21. Simulación de hidrotratamiento de naftas XVII…………………………….43 22. Simulación de hidrotratamiento de naftas XVIII……………………………43 23. Simulación de hidrotratamiento de naftas XIX……………………………...44 24. Simulación de hidrotratamiento de naftas XX………………………………45 25. Simulación de hidrotratamiento de naftas XXI……………………………...46 26. Simulación de hidrotratamiento de naftas XXII…………………………….46 27. Simulación de hidrotratamiento de naftas XXIII…………………..………..47

xv

INTRODUCCIÓN

Uno de los procesos fundamentales de la refinación del petróleo desde el punto de vista técnico, económico y ambiental, que requiere de mayor investigación tecnológica es el de hidrotratamiento. Dado la exigencia de que los productos obtenidos del petróleo deben contener menor cantidad de contaminantes altamente tóxicos como el azufre, aromáticos y metales pesados, es en este proceso donde se eliminan varios de ellos. De estos contaminantes, el azufre es el que más problemas presenta ya que al estar presente en las corrientes de alimentación a procesos como el de reformación catalítica, envenena su catalizador, provoca corrosión a los equipos de la planta, facilita la formación de gomas en la gasolina reformada obtenida en el proceso de reformado y es causante de la emisión de contaminantes sulfurados a la atmósfera durante la combustión de combustibles.

El hidrotratamiento (HDT) consiste en hacer reaccionar un corte o fracción de petróleo (desde nafta ligera hasta residuo de vacío), así como también petróleo crudo con hidrógeno en presencia de un catalizador de óxido metálico a condiciones severas de presión y temperatura, esto dependiendo de las características que presente la carga, con el fin de remover azufre, nitrógeno, metales pesados, además desintegrar compuestos de alto peso molecular en otros más simples y también hidrogenar compuestos insaturados para reducir el contenido de aromáticos y olefinas.

Para el desarrollo de este trabajo se utiliza el simulador Aspen Hysys, es un software diseñado para la realización de procesos de refinación para el petróleo y/o fracciones. El simulador tiene la posibilidad de estimar propiedades físicas de una determinada fracción a condiciones de trabajo establecidas, balances de masa y energía, composiciones de los hidrocarburos presentes en una corriente.

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En el caso del hidrotratamiento de naftas es posible evaluar el grado de desulfuración que se obtendría en el reactor a distintas condiciones de presión, temperatura, flujo de hidrógeno y carga.

Para esto se escogió los paquetes termodinámicos Peng-Robinson (P&R) y SoaveRedlich-Kwong (SRK), que se encuentran dentro de la biblioteca del simulador, P&R se utiliza con el fin de caracterizar la fracción para lo cual se necesitan datos como destilación ASTM D-86, densidad, factor de caracterización Kuop, dando como resultado un listado de componentes hipotéticos con sus respectivas composiciones y propiedades, se utiliza el paquete SRK con la finalidad de simular el reactor ya que este trabaja con un listado de componentes propia de la biblioteca de Aspen Hysys.

Cabe indicar que en toda aplicación realizada mediante una simulación debe tenerse en cuenta que la validez de los resultados dependerá directamente de los datos experimentales suministrados al simulador por el encargado del diseño, por lo que se tuvo el mayor cuidado en recurrir a criterios técnicos actuales obtenidos en las recomendaciones bibliográficas.

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1. EL PROBLEMA

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En el Ecuador, la producción de crudos pesados, extra pesados y la disponibilidad de productos residuales del petróleo con contenidos elevados de azufre y metales, se han convertido en un problema ya que cada día la demanda de productos de mejor calidad aumenta tanto en el mercado nacional como extranjero siendo necesario la búsqueda de procesos de refinación que sean capaces de lograr producir productos que cumplan estas exigencias de calidad.

El hidrotratamiento de las corrientes de naftas de destilación atmosférica es un proceso de gran importancia dentro de los actuales esquemas de refinería, ya que permitirá reducir el contenido de azufre, previo al proceso de Reformado Catalítico para la producción de combustibles, específicamente gasolinas de mayor octanaje para que se apeguen a los requerimientos de calidad. Las ventajas de este proceso, son que se pueden tratar las corrientes de naftas provenientes de destilación atmosférica, residuos atmosféricos y de vacío con el fin de reducir el contenido de contaminantes que puedan afectar otras unidades de refinación en la que se utilicen catalizadores para el procesamiento, como por ejemplo la unidad de FCC donde el catalizador sufre de envenenamiento por la presencia de compuestos de azufre, nitrógeno, oxígeno y metales pesados.

1.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ¿Qué variables se deben considerar dentro del estudio del proceso de hidrotratamiento de naftas?

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1.3. INTERROGANTES DE LA INVESTIGACIÓN ¿Cuáles serán las mejores condiciones de trabajo de la planta de Hidrotratamiento de Naftas de la Refinería Estatal de Esmeraldas? ¿Cuáles serán las variables que influyan en el proceso de hidrotratamiento? ¿Qué resultado se obtendrán de la simulación del proceso de Hidrotratamiento de Naftas? 1.4. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.4.1. Objetivo General Simular el proceso de Hidrotratamiento de Naftas de la Refinería Estatal de Esmeraldas utilizando el simulador Aspen Hysys. 1.4.2. Objetivos Específicos 

Estimar mediante la simulación del proceso de hidrotratamiento de naftas de la Refinería Estatal de Esmeraldas las mejores condiciones de trabajo para la planta de Hidrotratamiento.



Determinar que variables influyen en el proceso de hidrotratamiento de naftas de la Refinería Estatal de Esmeraldas.



Obtener las propiedades ficticias de la corriente de salida como una mezcla de componentes hipotéticos producto de la simulación del proceso de hidrotratamiento.

1.5. JUSTIFICACIÓN El estudio del presente trabajo se orienta en el análisis de la simulación del proceso de hidrotratamiento de naftas de la Refinería Estatal de Esmeraldas realizado en el simulador Aspen Hysys, con el fin de obtener resultados en productos ficticios, que posean pseudo-propiedades como densidad, contenido de azufre en la corriente de salida, entre otras.

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La simulación ayuda a conocer aproximadamente el funcionamiento de la planta de hidrotratamiento, las condiciones de operación adecuadas que necesita esta instalación en la Refinería para obtener una corriente de salida que posea las características óptimas para el envío a Reformado Catalítico y almacenamiento.

Como punto adicional, se requiere de la proyección de la cantidad de nafta que se podría hidrotratar a futuro en la Refinería, puesto que el crudo que se produce en nuestro país cada vez es más pesado, la posibilidad de obtener productos ligeros es cada vez más compleja, por tanto este trabajo tiene la finalidad de servir como guía para el diseño de equipos que trabajen a las condiciones de operación que se obtengan de este trabajo.

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2. MARCO TEÓRICO 2.1. ASPEN HYSYS 2.1.1. Generalidades

El simulador Aspen Hysys es una herramienta de diseño creada con la finalidad de facilitar la interacción con un ingeniero de procesos, de manera que los cálculos realizados en una simulación se vean simplificados, también permite variar las condiciones de operación de una instalación dada para obtener diferentes resultados y establecer de esta manera cuáles son las condiciones óptimas para un determinado proceso, además de la interface gráfica permite que la simulación adopte la forma de un diagrama de flujo. 1

La colección completa de modelos de funcionamiento de unidad, incluida la destilación, reactores, las operaciones de transferencia de calor, equipos rotativos, controladores, y operaciones lógicas, separadores, tanto en el estado de equilibrio dinámico y estacionario.

Aspen Hysys proporciona a los ingenieros de procesos tecnología en reactores de refinería en la simulación y los modos de calibración en una forma perfecta. La tecnología de reactores de refinería que se integra dentro del entorno incluye Craqueo

Catalítico

Fluidizado

(FCC),

Hidrocraqueo,

Hidrotratamiento,

Reformado Catalítico, Unidad de Isomerización, además para procesos de Destilación, Absorción, Intercambio de Calor, Sistemas para transporte de fluidos líquidos y gaseosos, etc.

2.1.2. Paquetes termodinámicos Peng-Robinson y Soave-Redlich-Kwong

El paquete de Peng-Robinson (P&R) es un grupo de ecuaciones de estado que tiene una precisión aceptable para trabajo con petróleo, gas y aplicaciones

-6-

petroquímicas. La ecuación de estado de P&R soporta un amplio rango de condiciones de operación y una gran variedad del sistema. 2

El paquete Soave-Redlich-Kwong (SRK) es utilizado dentro de la simulación ya que el reactor de hidrotratamiento trabaja con una lista de componentes que se encuentra dentro de la biblioteca de Aspen Hysys, por lo cual es necesario hacer una conversión de la lista original de componentes hipotéticos que es producto de la caracterización del corte de nafta a partir de los datos experimentales.

Las ecuaciones de estado de Peng-Robinson (P&R) y Soave-Redlich-Kwong (SRK)

generan

directamente

todas

las

propiedades

de

equilibrio

y

termodinámicas. Los parámetros de elección, así como la descripción del paquete Peng-Robinson, se describen a continuación:  Los rangos operativos de P&R son más amplios que para SRK.  Las ecuaciones de estado de P&R son funcionales para la interacción entre algunos componentes, entre estos se tiene: He, H2, N2, CO2, H2S, H2O, CH3OH, EG y TEG.3

2.1.3. Ecuación de estado de Peng-Robinson

La formulación de ésta ecuación está basada en la modificación de la ecuación semiempírica de Van der Waals. Dentro del estudio de Peng y Robinson se evidencia que ésta aporte mejora significativamente la predicción de presiones de vapor para sustancias puras y relaciones de equilibrio Ki para mezclas.

Peng y Robinson en 1976 introdujeron una nueva ecuación de estado con dos constantes. Algunas de sus más importantes características son: 

Es una ecuación relativamente sencilla que representa razonables intervalos de tiempo para los cálculos computacionales.



Los parámetros son expresados en función de Tc, Pc, y ω.



El modelo presenta un buen desempeño en la vecindad del punto crítico. -7-



Las reglas de mezclado no emplean más de un parámetro de interacción binaria Kij.4

La ecuación tiene la siguiente forma:

P

RT a(T )  V  b V (V  b)  b(V  b)

Ec. 2.1

RT a  2 V  b V  2bV  b 2

Ec. 2.2

R 2Tc2 a  0.45724 * Pc

Ec. 2.3

RTc Pc

Ec. 2. 4

En su forma estándar

P

Parámetros

b  0.07780 *

  1  0.37464  1.54226  0.26992 2 1  Tr0.5 

2

Ec. 2.5

2.1.4. Caracterización de crudo mediante la herramienta “Oil Manager”

La caracterización de petróleo y/o fracciones realizados por el simulador consiste en convertir los datos de los ensayos de laboratorio en una serie de componentes hipotéticos que representen las propiedades del petróleo y sus distintos cortes.

A partir de los datos ingresados el simulador genera curvas de puntos de ebullición, (TBP, ASTM D-86, ASTM D-1160, ASTM D-2887), peso molecular, densidad y viscosidad, estos últimos pueden ser o no dependientes del volumen de destilado. Dicha curva de destilación permite obtener una serie de hasta 50 -8-

componentes hipotéticos que dependerá del rango de ebullición de la muestra a caracterizar, cuya mezcla se comporta como crudo o fracción de crudo simulado. 5 El gráfico 1, indica la curva TBP de un crudo simulado en Hysys.

Gráfico 1: Curva TBP de componentes hipotéticos obtenidos en Hysys Fuente: Scenna Nicolás et al. (2003) “Simulación de un proceso de refinación de petróleo”, (p. 6)

El punto de ebullición inicial (IBP) a partir del cual se generan los componentes hipotéticos es el correspondiente al del componente liviano más pesado, salvo que se especifique otro valor.

A partir de las curvas correspondientes, se determina gráficamente el punto de ebullición (NBP = Normal Boiling Point), peso molecular, densidad y viscosidad de cada pseudo-componente.6

2.1.5. Entorno de la Simulación

En la figura 1 se aprecia la ventana general del ambiente o entorno de la simulación, la misma que consta barra de menús e iconos de acceso directo a las diferentes herramientas que posee Aspen Hysys, previo a esto se debe ingresar componentes gaseosos como metano, etano, etc., así como también agua, gases de combustión, gases de contenido de azufre y nitrógeno como sulfuro de hidrógeno y amoníaco, respectivamente, esto dependerá del proceso que se desee simular, luego se selecciona el paquete termodinámico que para el caso de estudio se trabajará con Peng-Robinson (P&R) para la caracterización del corte de nafta en -9-

la herramienta Oil Manager y Soave-Redlich-Kwong (SRK), en la simulación del reactor. Finalizado este proceso se ingresa al ambiente de simulación presionando la pestaña “Enter Simulation Enviroment”.

Figura 1: Entorno de la Simulación Fuente: Manual de operación del simulador Hysys 3.2

2.1.6. Paleta de íconos de Operaciones Unitarias La paleta de Operaciones Unitarias se muestra en la figura 2, y se tiene acceso a ella pulsando la tecla F4 en la ventana del Entorno de la Simulación.

Figura 2: Paleta de Operaciones Unitarias Fuente: Manual de operación del simulador Hysys 3.2

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En esta paleta se tiene acceso a los diferentes equipos y accesorios necesarios dentro de un esquema de refinería y algún proceso industrial en el que intervengan hidrocarburos como por ejemplo en la industria petroquímica, se tiene equipos para separación de fases que pueden ser bifásica o trifásica, de intercambio de calor, de transporte de fluidos tanto gases como líquidos, reactores, operaciones lógicas, columnas de destilación, accesorios como válvulas, segmentos de tubería, además de corrientes de proceso y energía.

2.2. EQUIPOS 2.2.1. Reactor de Hidrotratamiento

El reactor consiste en la parte medular del proceso, ya que en este equipo se llevan a cabo las reacciones de hidrotratamiento. El diseño, configuración, condiciones de operación del reactor dependerá de la naturaleza de la alimentación, la cantidad y tipo de los diferentes heteroátomos presentes en la misma, entre los principales se encuentran: azufre, nitrógeno y oxígeno, además de metales como níquel y vanadio.7

Las alimentaciones al reactor pueden ir desde fracciones de petróleo livianas como naftas hasta las más pesadas como residuo de vacío, por lo que el proceso es individualmente optimizado de acuerdo la naturaleza y el rango de ebullición de la alimentación a ser hidrotratada. En la actualidad a los reactores de hidroprocesamiento se los puede dividir en tres grupos: Fixed-bed (FBR), Moving-bed (MBR) y Ebullated-Bed (EBR).8

En el pasado los reactores FBR se utilizaban para procesar únicamente fracciones livianas tales como naftas y destilados medios, pero en la actualidad se los han diseñado para hidrotratar fracciones más pesadas. Sin embargo, cuando la alimentación contiene una alta cantidad de metales y otras impurezas como por ejemplo asfaltenos, el uso de estos reactores tiene que ser cuidadosamente examinado de acuerdo al ciclo de vida del catalizador. Por lo cual los reactores MBR y EBR han sido empleados para este tipo de corrientes.

- 11 -

2.2.2. Bomba Centrífuga

Consiste en un impulsor que gira alrededor de una carcaza fija que imparte velocidad a un líquido, lo que conlleva que esta energía de velocidad que posee el líquido al abandonar la bomba se convierta en energía de presión. Las bombas centrífugas convencionales operan a velocidades entre 1200 a 8000 rpm, mientras que las bombas centrífugas de alta velocidad pueden operar hasta 23000 rpm.9

2.2.3. Intercambiadores de calor

En las industrias de proceso, la transferencia de calor entre dos fluidos casi siempre se lleva a cabo en intercambiadores de calor. El tipo más común es uno en el cual el fluido caliente y el frío no entran en contacto directo el uno con el otro, sino que están separados por una pared de tubos o una superficie plana o curva. La transferencia de calor se efectúa por convección desde el fluido caliente a la pared o la superficie de los tubos, a través de la pared de tubos o placa por conducción, y luego por convección al fluido frío. 10

Los intercambiadores de calor generalmente se clasifican en tubos concéntricos, tubo y carcaza, y de flujo cruzado, por tanto dentro del trabajo de investigación se dará mayor énfasis en los intercambiadores de calor de tubo y carcasa porque en las instalaciones de la Refinería Estatal de Esmeraldas cuentan con este tipo de equipos.

2.2.3.1. Intercambiadores de calor de tubo y carcasa

Este tipo de intercambiador es el más importante en las industrias de proceso. El flujo del fluido en estos intercambiadores es continuo. Consta de muchos tubos en paralelo con uno de los fluidos circulando en su interior, se encuentran encerrados en una sola coraza y el otro fluido fluye por el exterior de los mismos, dentro de la coraza.

- 12 -

En la figura 3-a se muestra el modelo más simple de intercambiador de tubos y coraza que corresponde a un solo paso por los tubos y un solo paso por la coraza, es decir, se trata de un intercambiador l-l a contracorriente. El fluido frío entra y circula por los tubos en paralelo en un solo paso, mientras que el fluido caliente entra por el otro extremo y fluye a contracorriente por el exterior de los tubos.

Figura 3: Intercambiadores de calor de tubos y coraza: a) un paso por la coraza y un paso por los tubos, (intercambiador I-I); b) un paso por la coraza y dos pasos por los tubos (intercambiador I-2). Fuente: Geankoplis C. (1998) “Procesos de Transporte y operaciones Unitarias” (p. 301).

En la figura 3-b se muestra un intercambiador 1-2 paralelo-contracorriente. El líquido en los tubos fluye pasando dos veces y el líquido de la coraza fluye en un solo paso. En el primer paso por los tubos, el fluido frío fluye a contracorriente del fluido caliente de la coraza y en el segundo paso por los tubos fluye en paralelo con el fluido caliente.

En ambos casos se observa que en el interior de los intercambiadores se usan deflectores transversales de tal manera que el fluido caliente se ve forzado a fluir perpendicularmente por la batería de tubos en lugar de hacerlo en paralelo. Esta turbulencia adicional generada por el flujo transversal, aumenta el coeficiente de transferencia de calor de la carcasa. - 13 -

2.2.4. Horno

Los calentadores de llama directa u hornos son de gran importancia en la operación de una refinería ya que proporciona cerca del 80% del requerimiento energético. Estos equipos cuentan con zonas de calentamiento por radiación donde se alcanzan las temperaturas más altas y se transfiere cerca del 60% del calor generado, y las zonas de calentamiento por convección, donde se aprovechan las altas temperaturas de los gases de combustión y se transporta el 25% del calor, donde el 15% restante corresponde a pérdidas de calor en el equipo.11

Figura 4: Horno simulado en Hysys En la figura 4 se visualiza un horno simulado en Hysys, en la cual “1” representa una corriente de proceso que ingresa a una determinada temperatura y presión, pero para estar especificada correctamente se necesita conocer su composición y flujo, que puede ser másico o molar, “2” puede ser especificada ya sea conociendo las condiciones de salida de presión y temperatura ó manipulando la cantidad de calor “Q” que necesita el horno para elevar la temperatura de la corriente “1” hasta el estado final en “2”.

2.3. NAFTAS 2.3.1. Generalidades La nafta industrial es un producto derivado del petróleo que se obtiene del domo de la torre de destilación atmosférica, o del gas natural, no contiene aditivos, su rango de ebullición está comprendido entre 30ºC y 190ºC. 12 De acuerdo a los

- 14 -

balances de materiales de cada refinería y de las plantas HDS con que se cuente las naftas pueden enviarse a los siguientes destinos: 

A una planta fraccionadora de naftas, en donde se pueden obtener dos o tres corrientes dependiendo de las necesidades de cada lugar. El corte más importante es aquel que se envía como carga a las plantas HDS, las cuales a su vez alimentaran a las plantas reformadoras de naftas, en las cuales la gasolina sufre transformaciones muy importantes que incrementan su valor al subir el índice de octano o producir algunas materias petroquímicas como el benceno, tolueno y xilenos.



A tratamientos cáusticos con sosa de las naftas no hidrotratadas para eliminarles al máximo los compuestos de azufre y posteriormente enviarse a los tanques de almacenamiento para la preparación de mezclas de gasolinas.



Como diluentes a las plantas de asfalto o combustóleos. 13

2.3.2. Características de naftas El peso molecular es 100 - 215; la gravedad específica es 0.75 - 0.85; el punto de ebullición es 320 - 430 F; la presión del vapor se encuentra en un rango entre 800 g/cm2 absolutos en invierno y 650 g/cm2 absolutos en verano. Las naftas son insolubles en agua; líquido descolorido (olor del keroseno) o rojo marrón (del olor aromático); incompatible con los oxidantes fuertes. 14 2.3.3. Tipos de Naftas 2.3.3.1.Naftas parafínicas

Las naftas menos densas tendrán un más alto contenido de parafina. Éstos por lo tanto también se refieren como nafta parafínica. El uso principal para estas naftas está como materia de base en la producción petroquímica de olefinas. Ésta es también la razón que se refieren a veces como “materia de base ligera del - 15 -

destilado” o LDF (estos tipos de la nafta se pueden también llamar “de la gasolina” derecho funcionado/SRG o “de la nafta” virginal ligero/LVN).

2.3.3.2.Naftas pesadas “Los tipos más pesados” o algo más densos son generalmente más ricos en naftenos y compuestos aromáticos y por lo tanto también se refieren como N&A. Éstos se pueden también utilizar en la industria petroquímica pero se utilizan más a menudo como materia de base para los reformadores catalíticos de la refinería donde convierten la nafta de más bajo a un producto más alto del octano llamado reformado catalítico. Los nombres alternativos para estos tipos son el benceno (SRB) o la nafta pesada virgen (HVN).

2.4. HIDROTRATAMIENTO 2.4.1. Generalidades

El hidroprocesamiento de crudo se conforma por dos tipos de procesos: el de hidrotratamiento (HDT) y el de hidrocrackeo o hidrodescomposición (HYD). El hidrotratamiento consiste principalmente de procesos de hidrodesulfuración (HDS),

hidrodenitrogenación

(HDN),

hidrodearomatización

(HDA),

hidrodemetalización (HDM) de crudo y/o fracciones pesadas de provenientes de destilación atmosférica o de vacío; además procesos de hidrogenación en hidrocarburos livianos insaturados (olefinas); en esencia no se cambia la distribución del tamaño molecular, por otra parte el proceso de hidrocrackeo sí cambia la distribución del tamaño molecular al hacer más pequeño el tamaño de las moléculas de los hidrocarburos.

El hidrotratamiento consiste en hacer reaccionar un corte o fracción de petróleo (desde nafta ligera hasta residuo de vacío) con hidrógeno, en presencia de un catalizador a condiciones severas de presión y temperatura dependiendo del tipo de carga al proceso. El fin de este proceso es el de remover contaminantes como azufre en forma de H2S, nitrógeno y trazas de metales pesados como el níquel y vanadio. - 16 -

Los procesos de hidrotratamiento tienen dos funciones básicas. Una es mejorar las características de los productos terminados al alcanzar sus especificaciones, en términos de calidad y emisiones estándar (contenido de azufre en particular). El segundo es preparar las alimentaciones a unidades de conversión en la refinería (isomerización,

reformación,

craqueo

catalítico

e

hidrocrackeo)

cuyos

catalizadores son sensibles a impurezas como: el azufre para catalizadores metálicos, nitrógeno para catalizadores ácidos y metales de todos los tipos. 15

En este sentido, hay dos principales categorías de procesos de hidrotratamiento acorde a su objetivo, encontrar especificaciones de productos terminados o preparar la alimentación a otros procesos de refinería. Las principales unidades de hidrotratamiento que son diseñadas, para mejorar la calidad del producto, son el hidrotratamiento de kerosén, gasoil y lubricantes, y las principales unidades que preparan alimentaciones a otros procesos son el hidrotratamiento nafta y destilado de vacío.

2.4.2. Importancia del Proceso de Hidrotratamiento

El hidrotratamiento (HDT) catalítico es uno de los procesos más importantes dentro de la refinación del petróleo. El propósito del HDT es manejar las diferentes fracciones del petróleo tales como naftas, diesel y gasóleos provenientes de la torre de destilación atmosférica y de vacío con el fin de reducir compuestos contaminantes tales como azufre, nitrógeno y algunos metales.16 En la entrada de un reactor catalítico, se tiene la combinación de un flujo gaseoso de hidrógeno fresco, hidrógeno en fase gas de recirculación y un flujo líquido de hidrocarburos que al reaccionar generan hidrocarburos dulces (libre de azufre), ácido sulfhídrico, amoniaco e hidrógeno.

En el petróleo, el azufre se encuentra presente bajo muy variados tipos de compuestos. En análisis cuidadosos se han encontrado hasta 43 compuestos orgánicos diferentes de azufre contenidos en una muestra de crudo, siendo los mercaptanos y tiofenos los de mayor concentración. - 17 -

En general, se observa que al aumentar el peso molecular de la fracción de petróleo que se estudia, aumenta la proporción de tiofenos, que son conocidos como elementos refractarios, denominados así por la dificultad que presentan al tratar de desulfurarlos.

De aquí la gran importancia del HDT, ya que al remover el azufre contenido en los hidrocarburos se evitan problemas de:  Corrosión del equipo de proceso.  Disminución de la calidad del producto terminado.  Envenenamiento de los catalizadores del proceso de reformación catalítica.  Contaminación atmosférica cuando se emplean como combustibles ya que pueden ser el origen de lluvia ácida.

2.4.3. Variables que afectan al proceso de hidrotratamiento Las principales variables de operación desde el punto de vista cinético y termodinámico del proceso de hidrotratamiento, son la temperatura de reacción, la presión parcial del hidrógeno, la velocidad espacial horaria y la relación hidrógeno-hidrocarburo (H2/HC). 2.4.3.1.Temperatura de reacción Al incrementar la temperatura se afecta directamente la severidad del hidrotratamiento debido al aumento en las velocidades de reacción lo que genera un incremento del depósito de carbón sobre la superficie del catalizador y una consiguiente reducción en su tiempo de vida, además de la posibilidad de producirse crackeo de las fracciones más pesadas a temperaturas elevadas.

En combinación con la presión parcial del hidrógeno, la temperatura del reactor en general, determina los tipos de componentes que pueden ser retirados de la alimentación del hidrocarburo y también establece la vida útil del catalizador. En general,

un

aumento

de

la

temperatura

- 18 -

de

la

reacción

aumentará

considerablemente las velocidades de reacción y, en consecuencia, la eliminación de impurezas.

Sin embargo, a temperaturas superiores a 410 °C el craqueo térmico es muy severo y el rompimiento de las cadenas de hidrocarburos se hace más prominente y no puede ser manejada con la presión parcial del hidrógeno, lo que puede conducir a la formación de cantidades considerables de hidrocarburos líquidos de bajo peso molecular y gases, también a la desactivación del catalizador, mucho más rápidamente de lo que a temperaturas más bajas. 17

La máxima temperatura del lecho, depende del tipo de alimentación y la calidad del producto (contenido de azufre, estabilidad térmica, contenido de aromáticos).

Debido a que las reacciones de hidrotratamiento son mayormente exotérmicas, la temperatura del reactor se incrementará a medida que los reactantes fluyan a lo largo del mismo, lo que significa que la temperatura de salida será mayor que la de entrada. Para medir la temperatura promedio en el reactor se utiliza el término “Weight Average Bed Temperature” (WABT), que se obtiene de la siguiente manera para un lecho catalítico.

T in  2Ti out 1 2 WABTi  Ti in  Ti out  i 3 3 3

Ec. 2.6

El WABT global será:

N

WABT   (WABTi ) * (Wci %)

Ec. 2.7

i 1

Donde N es el número de lechos catalíticos, Ti in y Ti out son las temperaturas de entrada y salida en cada lecho catalítico, respectivamente, y Wci % es el porcentaje en peso de catalizador en cada lecho respecto al total.

- 19 -

2.4.3.2.Presión parcial de hidrógeno La presión parcial de hidrógeno está directamente relacionada con el efecto de la presión total, composición del gas de reciclo y la relación hidrógeno/hidrocarburo. Al existir un aumento de la presión se incrementa hasta cierto grado la remoción de azufre, nitrógeno, oxígeno, la conversión de aromáticos y la saturación de olefinas; además se obtiene un efecto favorable para la disminución del depósito de carbón en el catalizador debido al incremento en la presión parcial de hidrógeno, lo que es muy esencial para llevar a cabo las reacciones de hidrodesulfuración.

La presencia de compuestos heteroátomos con reactividades variables en una alimentación al hidroprocesamiento hace que la hidrodesulfuración de compuestos refractarios de azufre con multianillos sea muy difícil y se requiere una demanda mayor de hidrógeno en el proceso, cuya vía pasa por pre-hidrogenación de uno de los anillos aromáticos. Por lo tanto se requiere una presión parcial H2 alta, de lo contrario:  La velocidad de HDN puede ser tan lento que los compuestos de nitrógeno bloquean casi todos los sitios activos disponibles para HDS.  La velocidad de HDS de compuestos refractarios de azufre puede estar limitado por una velocidad de hidrogenación termodinámicamente bajo.

La presión total en un reactor de hidrotratamiento se fija por el diseño y es controlado por la presión que se mantiene en el separador de alta presión (HPS), mientras que la presión parcial del hidrógeno se obtiene multiplicando la presión total (en la entrada del reactor) por la pureza de hidrógeno del gas de reciclo. Operando el reactor a presiones parciales de hidrógeno se obtienen los siguientes beneficios.  Larga vida del ciclo del catalizador  Capacidad para el procesamiento de alimentaciones más pesadas  Capacidad de rendimiento superior - 20 -

 Mayor capacidad de conversión  Mejor calidad de destilado  Purga eliminación de gases 18

Tabla 1 Presiones de operación por tipo de carga PRESIÓN

PRESIÓN PARCIAL

TOTAL (bar)

DE HIDRÓGENO (bar)

NAFTA

15 – 25

6–9

DIESEL

34 – 69

25 – 44

RESIDUO DE VACÍO

118 – 172

98 – 147

Fuente: Mederos F. (2004), “Desarrollo de un modelo dinámico de una planta piloto de hidrotratamiento”. (p. 12).

2.4.3.3.Velocidad espacial horaria La velocidad espacial horario de líquido, se refiere a una relación entre el flujo volumétrico de la alimentación y el volumen de catalizador. Esta depende de la actividad del catalizador, el tipo de alimentación y la presión parcial de hidrógeno.



Flujo de Pr oceso  kg  1     Peso de Catalizado r  h * kg  h 

Ec. 2.8

Al disminuir la relación espacio-velocidad y manteniendo las demás variables constantes, se incrementa el grado de hidrotratamiento hasta un cierto límite, debido al aumento de tiempo de residencia en el reactor. Sin embargo, al operar un espacio-velocidad bajo dificulta controlar la temperatura de reacción debido al carácter exotérmico de las reacciones de hidrotratamiento y se favorece un alto depósito de carbón en el catalizador.

Al aumentar únicamente el espacio-velocidad trae como consecuencia una disminución en el grado de hidrotratamiento y por lo tanto, en la intensidad de las reacciones catalíticas; de esta forma el consumo de hidrógeno disminuye. 19 - 21 -

2.4.3.4.Relación Hidrógeno / Hidrocarburo (H2/HC) El gas de reciclo se utiliza para mantener la presión parcial del hidrógeno y el contacto físico del hidrógeno con el catalizador y de hidrocarburos para garantizar la conversión adecuada y la eliminación de impurezas y reducir al mínimo la deposición de carbono. A mayor relación de H2/HC se obtiene un menor depósito de carbón sobre el catalizador, aumentando con ello la vida de éste. La presión parcial de hidrógeno aumenta la velocidad de reacción sobre todo cuando las cargas contienen compuestos pesados de hidrocarburos.

Al incrementar la velocidad del gas de reciclo, se incrementa la relación H 2/HC en el reactor. Este incremento en la relación actúa mucho de la misma manera como un incremento en la presión parcial de hidrógeno. La relación H 2/HC está determinada por:

H 2 / HC 

Gas total al reactor , SCF / día SCF  A lim entación total al reactor , Bbl / día Bbl

Ec. 2.9

Además de afectar la presión parcial del hidrógeno, la velocidad del gas es importante, ya que actúa para despojar a los productos volátiles de los líquidos del reactor, y por lo tanto afecta a la concentración de diversos componentes en la fase líquida reactiva. Al igual que la presión parcial de H2, la relación H2/HC debe mantenerse en el valor de diseño, y cualquier reducción de la misma por debajo del mínimo de diseño tendrá efectos perjudiciales sobre la vida del catalizador. 20

En forma gráfica de efecto de las variables de operación del proceso de hidrotratamiento se aprecia en la gráfico 2.

- 22 -

Gráfico 2: Efecto de las variables de proceso sobre el hidrotratamiento. Fuente: Cruz S. (2005), Diseño de un control difuso para la relación de alimentación de hidrógeno en un reactor para una planta piloto de hidrotratamiento”. (p. 15).

2.4.4. Tipos de carga a plantas hidrodesulfuradoras Las plantas hidrodesulfuradoras que operan actualmente en la industria de refinación del petróleo pueden procesar las siguientes cargas: 

Nafta (incluye a las naftas ligeras y las gasolinas provenientes de las Plantas de Hidrodesulfuración de Destilados Intermedios).



Destilados intermedios del petróleo (como son la turbosina, querosina y diesel).



Destilados de alto punto de ebullición (como son el gasóleo atmosférico o primario y el gasóleo de vacío, ligero y pesado).



Residuos (Residuo de vacío y mezcla de gasóleos y aceites lubricantes).

Los tipos de carga que se utiliza en la hidrodesulfuración se indican en la Tabla 2, con sus respectivos propósitos de realizar este procedimiento de refinación.

- 23 -

Tabla 2 Tipos de cargas empleadas en la hidrodesulfuración TIPO DE CARGA NAFTA QUEROSINAS Y DIESEL DESTILADOS DE VACÍO RESIDUOS

PROPÓSITO Eliminación de azufre para utilizarla como carga a reformación catalítica. Bajos niveles de azufre para disminuir la contaminación ambiental. Reducción del azufre para preparar cargas a desintegrado catalítico (FCC) y reducir las emisiones de dióxido de azufre. Reducción de azufre en combustibles.

Fuente: Mederos F. (2004), “Desarrollo de un modelo dinámico de una planta piloto de hidrotratamiento”. (p. 11).

- 24 -

3. DATOS

3.1.DATOS EXPERIMENTALES

Tabla 3 Destilación ASTM D-86 de naftas % Destilado ºC, a 760mmHg PIE

72

5

94

10

98

30

111

50

123

70

137

90

155

95

169

PFE

182

Pérdidas

2,2 cm3

Residuo

1 cm3 Tabla 4

Composición de la corriente Makeup de Hidrógeno Componente

% mol

H2

95,65

CH4

0,94

C2H6

1,14

C3H8

1,12

i-C4H10

0,56

n-C4H10

0,54

i-C5H12

0,03

n- C5H12

0,02

- 25 -

Tabla 5 Composición de la corriente Reciclo de Hidrógeno

Componente

% mol

H2

92,93

CH4

1,52

C2H6

1,85

C3H8

1,83

i-C4H10

0,91

n-C4H10

0,88

i-C5H12

0,06

n- C5H12

0,02

3.2.DATOS ADICIONALES

Tabla 6 Propiedades de la Nafta en la Alimentación

Propiedad

Valor

Densidad, kg/m3

794,5

Gravedad API

57,3

Contenido de Azufre, ppm

70 - 120

Contenido de Nitrógeno, %V

10 - 20

Contenido de Aromáticos, %V

6,00

Contenido de Parafinas, %V

54,00

Contenido de Naftenos, %V

40,00

Fuente: Laboratorio de Control de Calidad, Refinería Estatal de Esmeraldas, Informe de rutina producto Nafta Pesada.

- 26 -

Tabla 7 Condiciones de Operación del Reactor de Hidrotratamiento

Condiciones de Operación

Valor

2

17 – 20

Presión de salida del reactor, kg/cm Temperatura del reactor, ºC 

Entrada

290 – 340



Salida

290 – 340

Relación de gas reciclo (nota 1)

90

Velocidad Espacial LHSV (nota 2)

5

Presión parcial de Hidrógeno, kg/cm2

7

*Nota 1: Expresado en litros de H2 puro por hora en el gas de reciclo para litros de carga fresca, ambos a 15 ºC y 1 atm. *Nota 2: Expresado como flujo de carga en m3 a 15 ºC dividido para la cantidad de catalizador en m3.

Fuente: Datos de Refinería Estatal de Esmeraldas, Departamento de Sección Técnica, Manual de Operación Unidad HDT, Volumen Recipientes/Reactor

Tabla 8 Características de Operación del Despojador

Característica

Valor

Temperatura del domo, ºC

180 – 190

Temperatura del fondo, ºC

260 – 270

Presión del domo, kg/cm2

14,6

Presión del fondo, kg/cm2

15,0

Temperatura del tambor de reflujo, ºC

45

Presión del tambor de reflujo, kg/cm2

14,0

Número de platos

26

Plato de alimentación

7

Fuente: Datos de Refinería Estatal de Esmeraldas, Departamento de Sección Técnica, Manual de Operación Unidad HDT, Volumen Recipientes/Despojador

- 27 -

Tabla 9 Propiedades del Catalizador HR-306 C

PROPIEDAD

VALOR 210 m2/g

Área Superficial Densidad másica, cargado de golpe

0,67 g/cm3

Densidad másica, cargado denso

0,76 g/ cm3

Volumen del poro

0.5 cm3/g

Resistencia a la compresión másica

1,1 MPa

Duración del ciclo estimado

2 años

Vida estimada

6 años

Fuente: Manual de Operación Unidad de Hidrotratamiento de Naftas, Unidad Catalíticas II, Sección Dos, Bases Técnicas.

Tabla 10 Especificaciones de las bombas

Bombas

P1-P1 (A/B)

Corriente

Nafta desde el separador trifásico P1-V5

Condiciones

Condiciones de

de entrada

salida

T = 42ºC

T = 42ºC

P = 1,5 kg/cm2

P = 28,2 kg/cm2

T = 45ºC

T = 45ºC

P = 17 kg/cm2

P = 18,6 kg/cm2

T = 45ºC

T = 45ºC

Potencia, Kw

87,04*

Efluente de nafta del separador P1-P2

P1-V1 hacia los

(A/B)

intercambiadores

1,68*

de calor P1-E4 (A/B) P1-P6 (A/B)

Flujo de agua hacia el efluente del reactor P1-R1

0,18* P = 5 kg/cm2

P = 20,5 kg/cm2

*Fuente: Resultados obtenidos en la simulación a las condiciones de 23,3 kg/cm2 y 290 ºC

- 28 -

Tabla 11 Características de los intercambiadores de calor

Corrientes

Intercambiador

P1-E1 (A/B/C/D/E)

P1-E3

P1-E4 (A/B)

P1-E6

P1-E7

Condición

Condición

Tubo

Carcasa

de entrada

de salida

Efluente del

Alimentación

T = 45 ºC

T = 250 ºC

reactor

de nafta al

P = 28,2

P = 25,5

P1-R1

reactor P1-R1

kg/cm2

kg/cm2

Efluente del

T = 55 ºC

T = 45 ºC

aircooler

P = 18,2

P = 18

P1-E2

kg/cm2

kg/cm2

Efluente del

Alimentación

T = 45 ºC

T = 199 ºC

despojador

al despojador

P = 18,6

P = 15,8

P1-V3

P1-V3

kg/cm2

kg/cm2

Efluente del

T = 55 ºC

T = 45 ºC

aircooler

P = 15,3

P = 15

P1-E5

kg/cm2

kg/cm2

Agua de enfriamiento

Agua de enfriamiento

Agua de enfriamiento

Efluente de intercambiador de calor P1-E4

T = 127,8 ºC P = 14,9 kg/cm2

AES

AES

AES

BEU

T = 42 ºC P = 10 2

kg/cm

Fuente: Datos de Refinería Estatal de Esmeraldas, Departamento de Sección Técnica, Manual de Operación Unidad HDT, Volumen de Equipos de Transferencia de Calor

- 29 -

Tipo

BEU

Tabla 12 Requisitos para la nafta industrial pesada REQUISITOS

UNIDAD MIN MAX

Número de octano Research

MÉTODO

RON

50

NTE INEN 2102

10%

ºC

60

110

50%

ºC

90

130

90%

ºC

120

170

Punto final

ºC

160

190

Residuo

%V

Presión de vapor Reid

kPa

--

34,0

NTE INEN 928

Corrosión a la lámina de cobre

--

--

1

NTE INEN 927

Contenido de gomas

mg/100ml

--

2,0

NTE INEN 933

Contenido de azufre

%P

--

0,1

NTE INEN 929

Ensayos de destilación

NTE INEN 926

1.0

Fuente: Calle L. (2004), “Química y características del petróleo y productos básicos”, (p. 55).

Tabla 13 Factor de caracterización Kuop

NATURALEZA QUÍMICA Kuop Parafínica (normal e iso)

13

Mixta o intermedia

12

Nafténica

11

Aromática

10

Fuente: Calle L. (2004), “Química y características del petróleo y productos básicos”, (p. 16).

- 30 -

4. DESARROLLO DE LA SIMULACIÓN

4.1.

SIMULACIÓN DEL PROCESO DE HIDROTRATAMIENTO DE NAFTAS

Para el desarrollo de esta simulación en Aspen Hysys, se utilizará los denominados “Fluid Pkgs” o paquetes termodinámicos de Peng-Robinson (P&R) y Soave-Redlich-Kwong (SRK), en P&R es necesario primeramente ingresar por lo general hidrocarburos livianos, agua, gases como sulfuro de hidrógeno y amoníaco, para el proceso que se va a simular, ya que no necesariamente se deben ingresar estos componentes, esto dependerá del caso en el que se trabaje, se lo realiza en la pestaña “Components” como se indica en la figura 5 que servirán para caracterizar el corte, con lo cual se obtendrá una lista de componentes hipotéticos que representará los constituyentes más pesados presentes en la muestra, posteriormente se importará una lista de componentes propia del simulador con el cual trabaja el reactor de hidrotratamiento en la que interviene el paquete termodinámico Soave-Redlich-Kwong (SRK).

Figura 5: Simulación de hidrotratamiento de naftas I - 31 -

Seleccionados los paquetes se elige la herramienta “Oil Manager” tal como se indica en la figura 5 que permite ingresar datos de ensayos para la caracterización ya sea de petróleo crudo o fracciones en la opción “Assay” que se encuentra dentro de esta herramienta, la información que puede ser suministrada depende del caso, puede ir desde una destilación TBP que es para petróleo crudo hasta una ASTM D-86 que corresponde a fracciones como en este caso nafta, viscosidades a diferentes temperaturas, factor de caracterización Kuop, densidad, cabe anotar que mientras más datos experimentales se suministre los cálculos realizados por Aspen Hysys serán más exactos, se visualiza una pantalla como la siguiente.

Figura 6: Simulación de hidrotratamiento de naftas II Como se observa en la figura 6 los datos de destilación ASTM D-86 han sido ingresados en el “Assay”, se tendrá un mensaje de “Assay was not calculated”, en la barra inferior y será de color amarilla por tanto hacemos “click” en la pestaña “Calculate” para culminar la caracterización de la muestra, por lo que el mensaje final será “Assay was calculated”, cabe mencionar que cuando se ejecuta un proceso o función en Hysys se aprecia una barra inferior de coloración verde con el mensaje “OK” para el caso de equipos lo que indica que los datos o información suministrada están correctos, caso contrario su coloración será amarilla con un mensaje de “Not Solved”. - 32 -

Al hacer click en “Cut/Blend” de la figura 6, se abre una nueva ventana en la que se puede observar los componentes hipotéticos, como se aprecia en la figura 7.

Figura 7: Simulación de hidrotratamiento de naftas III

Se selecciona “Distribution Plot”, la barra de coloración verde que se muestra en la figura 8 indica el rango de ebullición que corresponde a naftas.

Figura 8: Simulación de hidrotratamiento de naftas IV - 33 -

La caracterización del corte está finalizado, se escoge la opción “Return to Basis Enviroment” y luego “Enter Simulation Enviroment” para el inicio de la simulación, cuya pantalla se visualiza en la figura 9.

Figura 9: Simulación de hidrotratamiento de naftas V A partir de la figura anterior en la paleta de operaciones unitarias las flechas de coloración azul indican flujos de materia, mientras que las rojas son corrientes de energía, los equipos se agregan haciendo “click” sobre el ícono del mismo y arrastrándolo al entorno de la simulación, mientras que el reactor de hidrotratamiento se lo realiza mediante otra paleta de operaciones especiales y se accede a ella mediante F6.

En la figura 10, se tiene un separador trifásico, en el cual se eliminan residuos gaseosos y líquidos que pudiesen existir antes de ingresar al proceso de bombeo y calentamiento de nafta, previo al proceso de hidrotratamiento, como se aprecia cuando un equipo está correctamente especificado aparece el mensaje “OK” en la barra inferior verde.

- 34 -

Figura 10: Simulación de hidrotratamiento de naftas VI

La corriente de nafta es bombeada para ser mezclada con una corriente de hidrógeno, para caracterizar la bomba se necesita que la corriente de entrada esté debidamente especificada, en la corriente de salida únicamente es necesario conocer la presión a la que se desea llegar, Hysys calcula la potencia necesaria para efectuar dicho trabajo.

Figura 11: Simulación de hidrotratamiento de naftas VII - 35 -

La carga de nafta se mezcla con hidrógeno, el mismo que tiene una pureza de alrededor del 92% en peso que es el que promueve las reacciones de hidrotratamiento, pero antes se realiza la conversión al paquete termodinámico SRK.

Figura 12: Simulación de hidrotratamiento de naftas VIII

El calentamiento de la nafta se lo realiza en un tren de intercambiadores de calor de carga/efluente del reactor, la misma que ingresa por la carcasa y el efluente por el interior de los tubos, al salir del tren la temperatura será de unos 250 ºC a 260 ºC aproximadamente, para llegar a las condiciones de reacción (290 ºC al inicio del ciclo del catalizador) es necesario calentar aún más la carga en un horno que emplea gas oil como medio energético, Hysys calcula la cantidad de energía necesaria para llegar a esta condición, por tanto en el desarrollo de este trabajo no se cuantificó el consumo de combustible que se emplea en este proceso.

- 36 -

Figura 13: Simulación de hidrotratamiento de naftas IX

Continuando con la simulación se ingresa la corriente al reactor de hidrotratamiento, en el que es necesario introducir datos como la densidad del catalizador, cantidad de catalizador empleado, el diámetro del rector, cabe mencionar que la altura del reactor lo calcula Hysys dependiendo el diámetro que tenga este, para nuestro caso el reactor es adiabático ya que consta de un solo lecho de catalizador, por cuanto no es necesario colocar corrientes de enfriamiento “quench” que se lo realiza mediante hidrógeno, esto en reactores de dos o más lechos catalíticos, cuya misión es controlar la temperatura a lo largo del reactor por cuanto las reacciones de hidrotratamiento son exotérmicas, y a su vez prevenir problemas de crackeamiento, en este caso se menciona que es “adiabático” ya que la cantidad procesada en la refinería no es suficientemente grande como en el caso de otras unidades de refinación, además el contenido de contaminantes no es alto y por tanto no requiere que las condiciones de operación no sean tan severas.

A continuación en la figura 14, se aprecia la eliminación del azufre a lo largo del reactor manteniendo constante su temperatura, y a su vez la caída de presión es baja.

- 37 -

Figura 14: Simulación de hidrotratamiento de naftas X

En

el

reactor

se

producen

las

reacciones

de

hidrodesulfuración

e

hidrodenitrogenación de la nafta, no se considera la hidrodemetalización por cuanto los metales tienden a concentrarse en las fracciones más pesadas como asfaltenos, la temperatura se mantiene en términos constantes y la caída de presión del mismo es mínima por lo que se puede aseverar que efectivamente se trata de un reactor que trabaja a condiciones adiabáticas, es posible modificar las condiciones de operación llegando a obtenerse un alto porcentaje de remoción de azufre, pero lo que no se toma en consideración es el grado de desactivación del catalizador dentro del reactor.

El efluente del reactor es enviado al tren de intercambiadores para enfriarse hasta una temperatura de 110 ºC para luego ser mezclado nuevamente con una corriente de hidrógeno de reposición (Makeup), la misma que es responsable de mantener la pureza del hidrógeno de reciclo en el circuito, luego de esto se inyecta agua para disolver cualquier sal de sulfuro y amoníaco que puede precipitar a temperaturas bajas, puesto que se necesita enfriar esta corriente antes de enviarla a un separador trifásico. En la figura 15, se observa la adición del hidrógeno de reposición al igual que el agua. - 38 -

Figura 15: Simulación de hidrotratamiento de naftas XI El enfriamiento del efluente procedente del tren de intercambiadores de calor se lo efectúa primeramente con aircoolers hasta alcanzar una temperatura de 55 ºC para luego alimentarlo a un cooler que emplea agua para descender hasta los 45 ºC, antes del ingreso al separador trifásico.

Figura 16: Simulación de hidrotratamiento de naftas XII - 39 -

En el separador se eliminan gases, los mismos que una parte se destina a la unidad de tratamiento de aminas cuya cantidad no es representativa y la otra al reciclo de hidrógeno para el proceso de hidrotratamiento, el agua igualmente al salir del separador se divide en dos corrientes una de las cuales se destina al reciclo y la otra a la unidad de tratamiento de aguas amargas.

Figura 17: Simulación de hidrotratamiento de naftas XIII

La corriente de nafta procedente del separador se destina ahora a la etapa de fraccionamiento, pero previo a esto debe ser bombeada y enviada a un nuevo proceso de calentamiento en intercambiadores de calor, cuya fuente de energía es la corriente de fondos procedentes del despojador, la nafta para entrar al despojador debe tener una temperatura de 200 ºC aproximadamente.

- 40 -

Figura 18: Simulación de hidrotratamiento de naftas XIV

A continuación en la figura 19, se aprecia el inicio de la especificación del despojador, el mismo que cuenta con 26 platos, cuyo plato de alimentación es el número 7, se coloca la corriente entrada y corrientes de productos, así como también las corrientes de energía procedentes del condensador y reboiler.

Figura 19: Simulación de hidrotratamiento de naftas XV

- 41 -

Luego de especificar el nombre de las corrientes de masa y energía se tiene una nueva ventana, en la que se especifica la presión en el condensador y reboiler, cuyos datos deben ser necesariamente ingresados caso contrario no se puede continuar para la especificación de la columna

Figura 20: Simulación de hidrotratamiento de naftas XVI

En la figura 21 se especifica un cuadro de diálogo que indica la relación de reflujo y el tipo que puede ser molar o másico, y la velocidad de salida de los gases desde el domo del despojador, estos datos pueden o no ser ingresados. Luego de esto se hace “click” en la pestaña “Done”, para salir al entorno de la columna.

- 42 -

Figura 21: Simulación de hidrotratamiento de naftas XVII En la figura 22 se aprecia que la columna no se encuentra convergida por lo que es necesario suministrar mayor información para especificarla y esto se lo hace con los mencionados “grados de libertad” que posee el equipo, por tanto se selecciona la opción “Monitor”, que se encuentra en el submenú de la pestaña “Design”.

Figura 22: Simulación de hidrotratamiento de naftas XVIII - 43 -

Como se aprecia en la figura 23 los grados de libertad que se necesitan para especificar la columna son dos, que se puede elegir por conveniencia dependiendo de la información que se disponga, se activan las celdas en las que se ingresaron los datos que se encuentran al extremo izquierdo y se hace “click” en el botón “Run”.

Figura 23: Simulación de hidrotratamiento de naftas XIX

La columna se encuentra especificada conforme lo señala la figura 24 en la que como en todos los casos se muestra la barra de color verde con el mensaje “Converged”, es posible ingresar al entorno de la columna para visualizar de mejor manera como está conformada, para esto se selecciona el botón “Column Enviroment”.

- 44 -

Figura 24: Simulación de hidrotratamiento de naftas XX

Así es como se observa a la columna en su entorno, en esta no es posible agregar equipos adicionales como bombas, hornos, etc. Por tanto se tiene el problema de no poder especificar la bomba para el reflujo que procede del condensador hacia la columna, equipos de enfriamiento como aircoolers y coolers que se emplean antes de ingresar la corriente del domo hacia el condensador, además se tiene el caso que los fondos van en su totalidad hacia el reboiler, situación que no es la que se presenta en la Refinería Estatal de Esmeraldas ya que estos se dividen previamente en dos corrientes y solo una de ellas se destina hacia el horno para su calentamiento y posterior alimentación hacia el fondo de la torre, por lo que la corriente “Fondos” que se aprecia en la figura 25 sale a una temperatura más alta que la que se obtiene en la refinería, pero cuyo aumento no representa un problema para continuar con la simulación.

A lo que respecta a las condiciones de las corrientes de salida en el condensador, estas presentan ciertas similitudes con las que se obtienen en la planta de refinación.

- 45 -

Figura 25: Simulación de hidrotratamiento de naftas XXI

La corriente de fondos de la torre se destina como se mencionó anteriormente al calentamiento de la alimentación de la nafta en un tren de intercambiadores de calor, la corriente de salida de este proceso ya se considera que es una nafta que reúne las características necesarias para su almacenamiento o posterior envío al proceso de Reformado Catalítico.

Figura 26: Simulación de hidrotratamiento de naftas XXII - 46 -

La nafta hidrotratada se divide ahora en dos corrientes, una de las cuales se somete a un enfriamiento para destinarse a almacenamiento, mientras que la otra con una temperatura más alta sirve de alimentación para el proceso de Reformado Catalítico que es corriente debajo de este proceso, cuya simulación observamos ya culminada en la figura 27.

Figura 27: Simulación de hidrotratamiento de naftas XXIII

- 47 -

5. CÁLCULOS Y RESULTADOS

5.1. CÁLCULOS 5.1.1. Factor de Caracterización Kuop Se parte de la siguiente expresión:

Kuop 

Tv

3

d

Ec. 5.1

Donde: Kuop: Factor de caracterización Tv: Punto de ebullición promedio ponderado (ºR) d: Densidad relativa (60/60)ºF

Para el cálculo del punto de ebullición promedio ponderado se emplea la siguiente ecuación: Tv  t v  S

Ec. 5.2

Donde: tv: Punto de ebullición promedio volumétrico S: Pendiente

En la evaluación del punto de ebullición promedio volumétrico, se emplean las temperaturas que se obtienen al destilarse el 10%, 50% y 90% en volumen de destilado, mediante el ensayo ASTM D-86, y se emplea la siguiente expresión:

tv 

t10  2t 50  t 90 4

- 48 -

Ec. 5.3

tv 

(98  2 *123  155) º C 4

t v  124,75 º C

Para el cálculo de la temperatura de corrección, se hace uso de los gráficos de Maxwell para evaluar la pendiente en la que se utilizan las temperaturas cuando se recupera el 10% y 70% en volumen de destilado, se emplea la siguiente ecuación:

S

S

t 70  t10 60

Ec. 5.4

(137  98) º C 60 %V

S  0,65 º C / %V

A partir de t v y S se interpolan en los gráficos propuestos por Maxwell. (Anexo A), y se obtiene un valor que se añade o disminuye a t v, de acuerdo al signo, en lo que se constituye el punto de ebullición promedio ponderado (T v). A partir del anexo A se obtiene un valor de – 4 ºC, que al reemplazarlo en la ecuación 5.2 se tiene lo siguiente: Tv  124,75  4

Tv 120,75 º C

El valor de Tv se encuentra en grados Centígrados, por tanto realizando la conversión correspondiente a grados Ranking se obtiene que es igual a 676,35 ºR, reemplazando en la ecuación 5.1 se obtiene:

- 49 -

Kuop 

3

676,35 0,7495

Kuop  11,71

5.1.2. Densidad API Para el cálculo de la densidad API se utiliza la siguiente expresión, donde “d” es la densidad relativa (60/60) ºF:

API 

API 

141,5  131,5 d

Ec. 5.5

141,5  131,5 0,7495

API  57,29

5.1.3. Alimentación de nafta En la unidad se procesan alrededor de 13000 barriles de nafta al día, por tanto para mejor manejo en el simulador se utiliza el flujo en velocidad másica.

13000

bbl 42 gal 3,785 l 1 m 3 kg 1 día * * * * 749.5 3 *  64538,50 kg h día 1bbl 1 gal 1000 l m 24 h

Por tanto para fines de aproximación se usará un flujo de nafta de 64540 kg/h en la alimentación.

5.1.4. Velocidad Espacial El reactor de hidrotratamiento se encuentra cargado con 17,3 m3 de catalizador HR 306C, cuya densidad es de 760 kg/m3, por tanto la carga en peso es de 13072 kg. Por tanto reemplazando en la ecuación 2.8 se obtiene: - 50 -



64540  kg    13072  h * kg 

  4,94 h 1

5.1.5. Influencia de variables

Culminada la simulación, Hysys permite manipular las condiciones de operación del proceso, se realizará un estudio de la influencia al variar la temperatura, presión de operación, manteniendo constantes la alimentación de nafta e hidrógeno de reciclo, establecidas las mejores condiciones de trabajo se determinará la relación H2/HC que se ajuste para obtener un producto que cumpla con los requerimientos para el posterior tratamiento y/o almacenamiento.

5.1.5.1. Temperatura  Respecto a la longitud del reactor

La tabla 14, indica la conversión de azufre a lo largo del reactor a una presión de operación de 23,3 kg/cm2.

Tabla 14 Conversión de azufre a presión constante LONGITUD DEL REACTOR, m

TEMPERATURA ºC 300 310 320 290 AZUFRE, ppm

0,0000

71,973 71,973 71,973 71,973

1,1368

18,729 18,327 17,945 17,582

2,2736

0,620

0,376

0,250

0,186

3,0314

0,323

0,227

0,140

0,062

3,7893

0,143

0,114

0,089

0,069

4,2630

0,087

0,070

0,056

0,045

4,7366

0,052

0,043

0,035

0,029

- 51 -

En el gráfico 3, se aprecia la conversión del contenido de azufre a lo largo del reactor, a diferentes temperaturas manteniendo constantes la presión, flujo de nafta e hidrógeno.

Longitud del reactor vs. Conversión de azufre a P = cte 0,70 0,60

S, ppm

0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00 2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

Longitud reactor, m 290 ºC

300 ºC

310 ºC

320 ºC

Gráfico 3: Longitud del reactor vs. Contenido de azufre a P = cte.  Flujo de azufre a la salida del reactor

La tabla 15, indica el flujo másico de azufre a la salida del reactor que se obtiene a diferentes presiones de operación que se encuentran a la entrada del mismo.

Tabla 15 Flujo de azufre a diferentes presiones

PRESIÓN, kg/cm2

TEMPERATURA, ºC 290

300

310

320

330

AZUFRE, kg/h 23

0,0082 0,0064 0,0050 0,0038 0,0028

23,3

0,0061 0,0047 0,0035 0,0025 0,0017

24

0,0027 0,0018 0,0011 0,0005 0,0001 - 52 -

El gráfico 4, se observa la tendencia de la disminución del flujo de azufre a medida que aumenta de la temperatura, cuyas presiones se mantienen constantes.

Temperatura vs. Flujo de azufre 0,0100

S, kg/h

0,0080 0,0060 0,0040 0,0020 0,0000 290

295

300

305

310

315

320

325

330

Temperatura, ºC 23 kg/cm2

23,3 kg/cm2

24 kg/cm2

Gráfico 4: Temperatura vs. Flujo de azufre  Flujo de H2S a la salida del reactor La tabla 16, indica el flujo de H2S que se forma en el reactor, debido a las reacciones de hidrodesulfuración obtenidas a diferentes presiones.

Tabla 16 Formación de H2S a la salida del reactor a diferentes presiones

PRESIÓN, kg/cm2

TEMPERATURA, ºC 290

300

310

320

330

H2S, kg/h 23

5,0295 5,0303 5,0309 5,0315 5,0319

23,3

5,0304 5,0310 5,0316 5,0320 5,0324

24

5,0319 5,0323 5,0327 5,0329 5,0331

- 53 -

El gráfico 5, se observa la tendencia del aumento del flujo de H 2S a medida que aumenta de la temperatura, cuyas presiones se mantienen constantes.

Temperatura vs. Flujo de H2S 5,0340

H2S, kg/h

5,0330 5,0320 5,0310 5,0300 5,0290 290

300

310

320

330

Temperatura, ºC 23 kg/cm2

23,3 kg/cm2

24 kg/cm2

Gráfico 5: Temperatura vs. Flujo de H2S  Contenido final de azufre

El análisis realizado anteriormente se refiere solo al reactor, por tanto se efectuará un estudio más detallado de cómo influye la temperatura de reacción en el contenido final de azufre obtenido a la salida del despojador en el producto ya hidrotratado, y más adelante establecer su influencia mediante un análisis de elasticidad.

Se procedió a variar la temperatura en la corriente de entrada al reactor en la simulación dentro del rango de operación de 270ºC a 330ºC, manteniendo constantes las variables de presión, flujo de nafta y gas de reciclo.

Los resultados productos de la simulación se indican en la tabla 17, indican el contenido de azufre a la salida del despojador en la corriente del producto hidrotratado a diferentes presiones. - 54 -

Tabla 17 Contenido de azufre final a diferentes presiones PRESIÓN, kg/cm2 TEMPERATURA, ºC

23

23,3

24

AZUFRE, ppm

270

0,1221

0,1088

0,0853

280

0,1102

0,0985

0,0787

290

0,1000

0,0898

0,0730

295

0,0955

0,0864

0,0707

300

0,0915

0,0829

0,0686

310

0,0843

0,0768

0,0647

320

0,0784

0,0721

0,0632

325

0,0758

0,0698

0,0627

330

0,0734

0,0680

0,0623

En el gráfico 6 se indica la variación de la temperatura en función del contenido de azufre a la salida del despojador a diferentes presiones, lo que constituye el producto hidrotratado al final de este proceso.

S, ppm

Temperatura vs. Contenido final de azufre 0,1100

S = 6E-06t2 - 0,0043t + 0,8597 R² = 1

0,1000

S = 5E-06t2 - 0,0037t + 0,7309 R² = 0,9998

0,0900

S= 7E-06t2 - 0,0046t + 0,8127 R² = 0,997

0,0800 0,0700 0,0600 290

295

300

305

310

315

320

325

Temperatura, ºC 23 kg/cm2

23,3 kg/cm2

24 kg/cm2

Gráfico 6: Temperatura vs. Contenido de azufre final - 55 -

330

5.1.5.2. Presión.  Respecto a la longitud del reactor

Los resultados que se ilustran en la tabla 18, indican la conversión del contenido de azufre, a lo largo del reactor a una temperatura de 290 ºC.

Tabla 18 Conversión de azufre a temperatura constante PRESIÓN, kg/cm2

LONGITUD DEL REACTOR,

23

m

23,3

24

AZUFRE, ppm

0,0000

71,973

71,973

71,973

1,1368

19,201

18,729

17,680

2,2736

0,915

0,620

0,283

3,0314

0,444

0,323

0,083

3,7893

0,182

0,143

0,074

4,2630

0,110

0,087

0,048

4,7366

0,065

0,052

0,030

En el gráfico 7, se indica la variación de la longitud del reactor en función de la conversión de azufre a la salida del reactor a diferentes presiones, manteniendo la temperatura constante.

- 56 -

Longitud del reactor vs. Contenido de azufre a T = cte 1,00

S, ppm

0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

Longitud reactor,m 23 kg/cm2

23,3 kg/cm2

24 kg/cm2

Gráfico 7: Longitud del reactor vs. Contenido de azufre a T = cte.  Flujo de azufre a la salida del reactor

La tabla 19, indica el contenido de azufre a diferentes presiones en la salida del reactor.

Tabla 19 Conversión de azufre a diferentes temperaturas PRESIÓN, kg/cm2 TEMPERATURA,

23

ºC

23,3

24

AZUFRE, ppm

290

0,0082

0,0061

0,0027

300

0,0064

0,0047

0,0018

310

0,0050

0,0035

0,0011

320

0,0038

0,0025

0,0005

330

0,0028

0,0017

0,0001

- 57 -

En el gráfico 8, se tiene la representación gráfica de la presión en función del flujo de azufre a la salida del reactor a diferentes temperaturas.

Presión vs. Flujo de azufre 0,0100

S, kg/h

0,0080 0,0060 0,0040 0,0020 0,0000 22,8

23

23,2

23,4

23,6

23,8

24

24,2

Presión, kg/cm2 290 ºC

300 ºC

310 ºC

320 ºC

330 ºC

Gráfico 8: Presión vs. Flujo de azufre  Flujo de H2S a la salida del reactor Los resultados que se ilustran en la tabla 20, indican el flujo de H2S formado por las reacciones de hidrodesulfuración a diferentes temperaturas.

Tabla 20 Flujo de H2S a la salida del reactor a diferentes temperaturas PRESIÓN, kg/cm2 TEMPERATURA,

23

ºC

23,3

24

H2S, kg/h

290

5,0295

5,0304

5,0319

300

5,0303

5,0310

5,0323

310

5,0309

5,0316

5,0327

320

5,0315

5,0320

5,0329

330

5,0319

5,0324

5,0331

- 58 -

En el gráfico 9, se indica la variación de la presión con respecto al flujo de H 2S formado por las reacciones de hidrodesulfuración a la salida del reactor a diferentes temperaturas.

H2S, kg/h

Presión vs. Flujo de H2S 5,0335 5,0330 5,0325 5,0320 5,0315 5,0310 5,0305 5,0300 5,0295 5,0290 22,8

23

23,2

23,4

23,6

23,8

24

24,2

Presión, kg/cm2 290 ºC

300 ºC

310 ºC

320 ºC

330 ºC

Gráfico 9: Presión vs. Flujo de H2S  Contenido final de azufre

El análisis realizado anteriormente se refiere solo al reactor, por tanto se efectuará un estudio más detallado de cómo influye la presión de operación en el contenido final de azufre obtenido a la salida del despojador en el producto ya hidrotratado, y más adelante establecer su influencia mediante un análisis de elasticidad.

Se procedió a variar la presión en la corriente de entrada al reactor en la simulación dentro del rango de operación de 22,8 kg/cm2 a 24,4 kg/cm2, manteniendo constantes las variables de temperatura de reacción, flujo de nafta y gas de reciclo.

Los resultados productos de la simulación se indican en la tabla 21, indican el contenido de azufre a la salida del despojador en la corriente del producto hidrotratado a diferentes temperaturas. - 59 -

Tabla 21 Contenido final de azufre a diferentes temperaturas TEMPERATURA, ºC PRESIÓN,

290

310

kg/cm2

330

AZUFRE, ppm

22,8

0,1077

0,0902

0,0777

23

0,1000

0,0843

0,0733

23,2

0,0931

0,0792

0,0698

23,4

0,0870

0,0748

0,0666

23,6

0,0817

0,0709

0,0637

23,8

0,0771

0,0676

0,0629

24

0,0731

0,0648

0,0624

24,2

0,0696

0,0632

0,0618

24,4

0,0665

0,0626

0,0611

En el gráfico 10 se aprecia la variación de la presión en función del contenido de azufre a la salida del despojador a diferentes temperaturas, lo que constituye el producto hidrotratado al final de este proceso.

Presión vs. Contenido final de azufre 0,1100

S = 0,0084P2 - 0,4227P + 5,3702 R² = 0,9999

S, ppm

0,1000

S = 0,0086P2 - 0,4246P + 5,2873 R² = 0,9996 S = 0,0081P2 - 0,3908P + 4,7928 R² = 0,9944

0,0900 0,0800 0,0700 0,0600 22,8

23

23,2

23,4

23,6

23,8

24

24,2

Presión, kg/cm2 290 ºC

310 ºC

330 ºC

Gráfico 10: Presión Vs Contenido final de azufre - 60 -

24,4

Los resultados del contenido final de azufre obtenidos de la simulación indican que las condiciones de operación mínimas para obtener un producto que cumpla con los requerimientos para almacenamiento y/o posterior tratamiento son a una temperatura de 290 ºC y presión de 23,3 kg/cm2. Por cuanto se estimará la relación de H2/HC para estas condiciones.

5.1.5.3.Relación H2/HC Se procedió a variar la relación H2/HC a partir de la ecuación 2.9.

Gas total al reactor (m 3 / h) m3 H 2 / HC   A lim entación total al reactor (m 3 / h) m 3

Para este cálculo se empleará el gas de reciclo del cual solo se tomará en consideración el flujo de gas H2 a condiciones estándar, y para la alimentación de nafta a 290 ºC y 23,3 kg/cm2 proporcionado por el simulador.

Tabla 22 Corrientes a Condiciones Estándar CORRIENTE

FLUJO, m3/h

Nafta

86,32

Gas de reciclo

5082

H 2 Std . Cond .  5082 m 3 /h * YH2

H 2 Std .Cond .  5082 m 3 /h * 0,9592 H 2 Std .Cond .  4722,703 m 3 / h

- 61 -

Ec. 5.6

Empleando la ecuación 2.9 se tiene:

H 2 / HC 

4711,703 m 3 / h 86,32 m 3 / h

H 2 / HC  54,712

m3 m3

Tabla 23 Relación H2/HC a diferentes flujos de Gas de Reciclo

GAS RECICLO, GAS DE RECICLO,

H2, STD

H2/HC,

kg/h

m /h

3

m /h

m /m

ppm

800

4131,30

3839,220

44,477

0,2250

820

4234,59

3935,201

45,589

0,1948

840

4337,87

4031,181

46,700

0,1704

860

4441,15

4127,162

47,812

0,1503

880

4544,43

4223,142

48,924

0,1339

900

4647,72

4319,123

50,036

0,1205

920

4751,00

4415,103

51,148

0,1099

940

4854,28

4511,084

52,260

0,1015

960

4957,56

4607,064

53,372

0,0950

980

5060,85

4703,045

54,484

0,0906

984

5082,00

4722,703

54,712

0,0902

1000

5164,13

4799,025

55,596

0,0873

1020

5267,41

4895,006

56,708

0,0854

1040

5370,69

4990,987

57,820

0,0845

1060

5473,98

5086,967

58,931

0,0846

1080

5577,26

5182,948

60,043

0,0856

1100

5680,54

5278,928

61,155

0,0875

- 62 -

3

3

S,

3

En el gráfico 11, que para bajos flujo de gas de reciclo, es decir una baja relación H2/HC, el contenido final de azufre a la salida del proceso no cumple con el mínimo permitido, se tiene cumplimiento de este requerimiento cuando el flujo de gas de reciclo se encuentra en el intervalo de 960 kg/h a 1040 kg/h, a partir de este rango la concentración de azufre irá en aumento, esto puede deberse a una inhibición en el catalizador y no tenga lugar las reacciones de hidrotratamiento.

Relación H2/HC vs. Contenido final de azufre 0,2400 0,2200

S, ppm

0,2000 0,1800 0,1600 0,1400 0,1200 0,1000 0,0800 40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

65,000

H2 / HC 290 ºC, 23,3 kg/cm2

Gráfico 11: Relación H2/HC vs. Contenido final de azufre

5.2. ANÁLISIS ESTADÍSTICO 5.2.1. Estadística Descriptiva

5.2.1.1.Temperatura

Para el análisis estadístico de la temperatura se utiliza los datos de la tabla 17, los cálculos también están referidos al contenido final de azufre.

- 63 -

 Media Aritmética

N

tm 

tm 

t i 1

i

Ec. 5.7

N

270  280  290  ..................  320  325  330 11 t m  303,64º C

 Varianza

S

S2 

2

 (t 

i

 tm )2

N 1

Ec. 5.8

(270  303,64) 2  (280  303,64) 2  .........  (325  303,64) 2  (330  303,64) 2 10 S 2  355,45 (º C ) 2

 Desviación Estándar La desviación estándar es igual a la raíz cuadrada de la varianza, por tanto tendrá un valor de 18,85 ºC.  Coeficiente de Asimetría Para la estimación del coeficiente de asimetría se parte de la siguiente expresión matemática.

As 

T

3

i

N *S3

 (t 

- 64 -

i

 tm )3

N *S3

Ec. 5.9

As 

(270  303,64) 3  (280  303,64) 3  .........  (325  303,64) 3  (330  303,64) 3 11 *18,853 As  0,37

 Índice de Curtosis Para la estimación del índice de curtosis se parte de la siguiente expresión matemática.

Cr 

Cr 

T

4

i

N *S4

 (t 3 

i

 tm )4

N *S4

3

Ec. 5.10

(270  303,64) 4  (280  303,64) 4  .........  (325  303,64) 4  (330  303,64) 4 3 11 *18,85 4 Cr  0,66

Los resultados de estos cálculos de muestran en la tabla 24, conjuntamente con el contenido final de azufre.

Tabla 24 Análisis estadístico de la temperatura y contenido final de azufre

VARIABLE

TEMPERATURA, ºC

PRESIÓN, kg/cm2 23

23,3

24

S, ppm Media

303,64

0,0909

0,0825

0,0690

Varianza de la muestra

355,45

0,0002

0,0002

0,0001

Desviación estándar

18,85

0,0151

0,0127

0,0074

Coeficiente de asimetría

-0,37

0,9290

0,9604

1,2758

Curtosis

-0,66

0,2948

0,3777

0,9934

- 65 -

 Intervalo de Confianza Para la estimación del intervalo de confianza se parte de la siguiente expresión matemática general.

X

t*S N

X 

t*S

Ec. 5.11

N

Donde: X : Valor medio de la muestra

t : Valor tomado de la Tabla “t” de Student (Anexo B)

N : Número de datos S : Desviación Estándar

 : Valor comprendido dentro del intervalo de confianza

El intervalo de confianza se lo calculó con una confiabilidad del 95%, además en el caso de la temperatura se tomaron 11 datos, por tanto los grados de libertad corresponden a 10 para la utilización de la Tabla “t” de Student, para determinar el valor “ t ”. No se utilizó la curva de distribución Normal para este cálculo debido a que la muestra es menor que 30 datos. Reemplazando valores en la ecuación 5.11 se tiene:

303,64 

2,228 *18,85 11

   303,64 

2,228 *18,85 11

290,98    316,30

Los resultados se indican en la tabla 25 para el contenido final de azufre.

- 66 -

Tabla 25 Intervalo de confianza de la temperatura y contenido final de azufre PRESIÓN, kg/cm2 VALORES

TEMPERATURA,

23

ºC

23,3

24

S, ppm

Mínimo

290,98

0,0807

0,0740

0,0640

Máximo

316,30

0,1011

0,0910

0,0740

5.2.1.2.Presión

Se realiza el mismo procedimiento que se efectuó en el numeral 5.2.1.1., se obtuvieron los siguientes resultados.

Tabla 26 Análisis estadístico de la presión y contenido final de azufre TEMPERATURA, ºC PRESIÓN,

VARIABLE

290

kg/cm2

310

330

S, ppm Media

23,60

0,0840

0,0731

0,0666

Varianza de la muestra

0,30

0,0002

0,0001

0,0000

Desviación estándar

0,55

0,0141

0,0098

0,0058

Coeficiente de asimetría

0,00

0,4747

0,6529

1,0446

Curtosis

-1,20

-0,9190

-0,7976

-0,0617

Tabla 27 Intervalo de confianza de la presión y contenido final de azufre TEMPERATURA, ºC VALORES

PRESIÓN, kg/cm2

290

310

330

S, ppm

Mínimo

23,18

0,0731

0,0655

0,0621

Máximo

24,02

0,0948

0,0806

0,0711

- 67 -

5.2.1.3.Relación H2/HC Se realiza el mismo procedimiento que se efectuó en el numeral 5.2.1.1., se obtuvieron los siguientes resultados.

Tabla 28 Análisis estadístico de la Relación H2/HC y contenido final de azufre

VARIABLE

RELACIÓN H2/HC S, ppm

Media

52,93

0,1175

Varianza de la muestra

26,48

0,0019

Desviación estándar

5,15

0,0433

Coeficiente de asimetría

-0,07

1,4363

Curtosis

-1,08

1,1584

Tabla 29 Intervalo de confianza de la Relación H2/HC y contenido final de azufre

VALORES RELACIÓN H2/HC S, ppm Mínimo

50,28

0,0952

Máximo

55,57

0,1397

5.2.2. Análisis de Elasticidad

5.2.2.1.Temperatura

Para el análisis de la elasticidad se utilizaron las ecuaciones que se obtuvieron en el gráfico 6, que se detallan a continuación.

- 68 -

Tabla 30 Ecuaciones de S (ppm) vs. Temperatura Presión, kg/cm2

Ecuaciones

23

S = 6E-06T2 - 0,0043T + 0,8597

23,3

S = 5E-06T2 - 0,0037T + 0,7309

24

S= 7E-06T2 - 0,0046T + 0,8127

Por definición la elasticidad para la temperatura está dada por:

S  t

S t * t S

Ec. 5.12

Donde “S” es la concentración de azufre en ppm al final del proceso y “t” la temperatura de reacción, se realiza el cálculo tipo para t = 290ºC y P = 23 kg/cm2 , los datos de concentración de azufre se toman de la tabla 17.

S  t

 290 (6 x10 6 t 2  0,0043t  0,8597) * T 0,1000  S  -2,3783 t

En la tabla 31 se visualizan los resultados obtenidos

- 69 -

Tabla 31 Elasticidad de la Temperatura PRESIÓN, kg/cm2

TEMPERATURA,

23

ºC

23,3

24

ELASTICIDAD 290

-2,3783

-2,5827

-2,1464

295

-2,3474

-2,5613

-1,9620

300

-2,2956

-2,5323

-1,7486

305

-2,2238

-2,4900

-1,5124

310

-2,1327

-2,4211

-1,2453

315

-2,0185

-2,3268

-0,9427

320

-1,8787

-2,2200

-0,6078

325

-1,7153

-2,0952

-0,2593

330

-1,5289

-1,9414

0,1060

El gráfico 12, se evidencia que a presiones bajas la influencia de la temperatura no varía considerablemente, mientras que a una alta presión un cambio mínimo en la temperatura se ve afectado considerablemente.

Elasticidad de la Temperatura 0,5 0

Elasticidad

-0,5

280

290

300

310

320

330

-1 -1,5 -2 -2,5 -3

Temperatura, ºC 23 kg/cm2

23,3 kg/cm2

24 kg/cm2

Gráfico 12: Elasticidad de la temperatura - 70 -

340

5.2.2.2.Presión

Para el análisis de la elasticidad se utilizan las ecuaciones que se obtuvieron en el gráfico 10, que se detallan a continuación.

Tabla 32 Ecuaciones de S (ppm) vs. Presión

TEMPERATURA, ºC

ECUACIONES

290

S = 0,0084P2 - 0,4227P + 5,3702

310

S = 0,0086P2 - 0,4246P + 5,2873

330

S = 0,0081P2 - 0,3908P + 4,7928

Por definición la elasticidad para la presión está dada por:

S  P

S P * P S

Ec. 5.13

Donde “S” es la concentración de azufre en ppm al final del proceso y “P” la presión a la entrada del reactor, se realiza el cálculo tipo para P = 22,8 kg/cm2 y T = 290ºC, los datos de concentración de azufre se toman de la tabla 21.

S  P

 22,8 (0,0084 P 2  0,4227 P  5,3702) * P 0,1077  S  -8,3934 T

En la tabla 33 se visualizan los resultados obtenidos

- 71 -

Tabla 33 Elasticidad de la Presión TEMPERATURA, ºC

PRESIÓN,

290

kg/cm2

310

330

ELASTICIDAD 22,8

-8,3934

-8,1996

-6,2934

23

-8,3497

-7,9136

-5,7087

23,2

-8,2051

-7,4888

-4,9751

23,4

-7,9521

-6,9207

-4,1196

23,6

-7,5715

-6,2140

-3,1404

23,8

-7,0533

-5,3642

-1,9817

24

-6,4021

-4,3682

-0,7687

24,2

-5,6156

-3,1992

0,4856

24,4

-4,6863

-1,9181

1,7886

El gráfico 13, se evidencia que a temperaturas bajas la influencia de la presión no influye considerablemente hasta un determinado punto, mientras que a una alta temperatura y mayor variación en la presión su influencia es notoria.

Elasticidad de la Presión 4 2

Elasticidad

0 -2

22,5

23

23,5

24

-4 -6 -8 -10

PRESIÓN, kg/cm2 290 ºC

310 ºC

330 ºC

Gráfico 13: Elasticidad de la presión - 72 -

24,5

5.3. RESULTADOS 5.3.1. Para el reactor

Tabla 34 Conversión de azufre a lo largo del reactor a P = 23 kg/cm2

TEMPERATURA, ºC

LONGITUD DEL

290

REACTOR, m

300

310

320

330

AZUFRE, ppm

0,0000

71,973

71,973

71,973

71,973

71,973

1,1368

19,201

18,793

18,404

18,035

17,683

2,2736

0,915

0,659

0,423

0,203

0,096

3,0314

0,444

0,339

0,245

0,160

0,084

3,7893

0,182

0,148

0,119

0,095

0,074

4,2630

0,110

0,090

0,074

0,060

0,048

4,7366

0,065

0,054

0,045

0,037

0,031

Tabla 35 Conversión de azufre a lo largo del reactor a P = 23,3 kg/cm2

TEMPERATURA, ºC

LONGITUD DEL

290

REACTOR, m

300

310

320

330

AZUFRE, ppm

0,0000

71,973

71,973

71,973

71,973 71,973

1,1368

18,729

18,327

17,945

17,582 17,236

2,2736

0,620

0,376

0,250

0,186

0,253

3,0314

0,323

0,227

0,140

0,062

0,008

3,7893

0,143

0,114

0,089

0,069

0,052

4,2630

0,087

0,070

0,056

0,045

0,035

4,7366

0,052

0,043

0,035

0,029

0,024

- 73 -

Tabla 36 Conversión de azufre a lo largo del reactor a P = 24 kg/cm2

TEMPERATURA, ºC

LONGITUD 290

DEL

300

REACTOR, m

310

320

330

AZUFRE, ppm

0,0000

71,973

71,973

71,973

71,973 71,973

1,1368

17,680

17,293

16,926

16,577 16,245

2,2736

0,283

0,221

0,422

0,608

0,780

3,0314

0,083

0,004

0,067

0,129

0,185

3,7893

0,074

0,054

0,039

0,026

0,016

4,2630

0,048

0,037

0,028

0,021

0,015

4,7366

0,030

0,024

0,020

0,016

0,013

Tabla 37 Contenido de azufre a la salida del reactor a P = 23 kg/cm2

COMPONENTE

ENTRADA, kg/h

TEMPERATURA, ºC 290

300

310

320

330

SALIDA, kg/h H2S

0,00

5,03

H2

402,61

401,10 401,10 401,10 401,10 401,10

C4H10

109,92

114,50 114,50 114,50 114,50 114,50

S

7,80

0,0082 0,0064 0,0050 0,0038 0,0028

- 74 -

5,03

5,03

5,03

5,03

Tabla 38 Contenido de azufre a la salida del reactor a P = 23,3 kg/cm2

TEMPERATURA, ºC COMPONENTE

ENTRADA, kg/h

290

300

310

320

330

SALIDA, kg/h

H2S

0,00

5,03

5,03

5,03

5,03

5,03

H2

402,61

401,10 401,10 401,10 401,10 401,10

C4H10

109,92

114,49 114,49 114,50 114,50 114,50

S

7,80

0,0061 0,0047 0,0035 0,0025 0,0017

Tabla 39 Contenido de azufre a la salida del reactor a P = 24 kg/cm2

COMPONENTE

ENTRADA, kg/h

TEMPERATURA, ºC 290

300

310

320

330

SALIDA, kg/h H2S

0,00

5,03

H2

402,61

401,10 401,10 401,10 401,09 401,09

C4H10

109,92

114,49 114,50 114,50 114,50 114,50

S

7,80

0,0027 0,0018 0,0011 0,0005 0,0001

- 75 -

5,03

5,03

5,03

5,03

5.3.2. Para el despojador

Tabla 40 Composición del flujo de nafta a la salida del despojador a P = 23 kg/cm2

SUSTANCIA

ENTRADA, kg/h

TEMPERATURA, ºC 290

300

310

320

330

SALIDA, kg/h H2

13,7379

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

H2S

2,8607

0,0037

0,0037

0,0037

0,0037

0,0037

NH3

0,0196

0,0002

0,0002

0,0002

0,0002

0,0002

N2

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

CH4

8,8674

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

C2H6

61,0494

0,0050

0,0051

0,0050

0,0051

0,0050

C3H8

138,6240

56,1782

56,2300 56,1937

56,2491 56,1998

i-C4H10

106,9689

92,7963

92,7974 92,7981

92,7995 92,7999

n-C4H10

110,4473

98,5554

98,5563 98,5572

98,5584 98,5595

i-C5H12

4,4749

4,1838

4,1850

4,1871

4,1907

4,1969

n-C5H12

4,3548

4,0999

4,1011

4,1032

4,1069

4,1132

H20

10,8684

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

NBP(0)40*

3,8666

3,4993

3,5004

3,5024

3,5058

3,5116

NBP(0)55*

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

NBP(0)71*

0,0339

0,0019

0,0036

0,0064

0,0113

0,0194

NBP(0)82*

0,0046

0,0003

0,0005

0,0008

0,0015

0,0026

NBP(0)97*

0,0542

0,0108

0,0117

0,0147

0,0213

0,0335

NBP(0)111*

0,0069

0,0004

0,0007

0,0013

0,0023

0,0040

NBP(0)124*

30696,7

30693,2

30693,2 30693,2

30693,2 30693,3

NBP(0)138*

2556,70

2556,70

2556,70 2556,68

2556,68 2556,67

NBP(0)154*

12230,7

12230,7

12230,7 12230,7

12230,7 12230,7

NBP(0)165*

7145,39

7145,42

7145,42 7145,42

7145,41 7145,41

NBP(0)181*

4680,40

4680,46

4680,45 4680,45

4680,44 4680,42

NBP(0)191*

2340,48

2340,52

2340,52 2340,51

2340,51 2340,50

NBP(0)210*

6043,03

6043,11

6043,11 6043,10

6043,09 6043,07



Componentes hipotéticos calculados por Hysys

- 76 -

Tabla 41 Composición del flujo de nafta a la salida del despojador a P = 23,3 kg/cm2

TEMPERATURA, ºC SUSTANCIA

ENTRADA, kg/h

290

300

310

320

330

SALIDA, kg/h

H2

13,7379

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

H2S

2,8607

0,0038

0,0037

0,0037

0,0038

0,0037

NH3

0,0196

0,0002

0,0002

0,0002

0,0002

0,0002

N2

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

CH4

8,8674

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

C2H6

61,0494

0,0051

0,0050

0,0050

0,0051

0,0051

C3H8

138,6240

56,3475 56,0904

56,0944

56,3202

56,270

i-C4H10

106,9689

92,7999 92,7975

92,7952

92,8000

92,803

n-C4H10

110,4473

98,5574 98,5568

98,5559

98,5588

98,561

i-C5H12

4,4749

4,1838

4,1850

4,1871

4,1907

4,1969

n-C5H12

4,3548

4,0999

4,1011

4,1032

4,1069

4,1132

H20

10,8684

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

NBP(0)40*

3,8666

3,4993

3,5004

3,5023

3,5058

3,5116

NBP(0)55*

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

NBP(0)71*

0,0339

0,0019

0,0036

0,0064

0,0113

0,0194

NBP(0)82*

0,0046

0,0003

0,0005

0,0008

0,0015

0,0026

NBP(0)97*

0,0542

0,0088

0,0100

0,0133

0,0201

0,0325

NBP(0)111*

0,0069

0,0004

0,0007

0,0013

0,0023

0,0040

NBP(0)124*

30696,7

30693,2 30693,2

30693,2

30693,2

30693

NBP(0)138*

2556,70

2556,69 2556,68

2556,68

2556,67

2556,7

NBP(0)154*

12230,7

12230,7 12230,7

12230,7

12230,7

12230

NBP(0)165*

7145,39

7145,42 7145,42

7145,42

7145,41

7145,4

NBP(0)181*

4680,40

4680,46 4680,45

4680,49

4680,44

4680,4

NBP(0)191*

2340,48

2340,52 2340,51

2340,51

2340,51

2340,5

NBP(0)210*

6043,03

6043,11 6043,11

6043,10

6043,09

6043,0



Componentes hipotéticos calculados por Hysys

- 77 -

Tabla 42 Composición del flujo de nafta a la salida del despojador a P = 24 kg/cm2

TEMPERATURA, ºC SUSTANCIA

ENTRADA, kg/h

290

300

310

320

330

SALIDA, kg/h

H2

13,7379

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

H2S

2,8607

0,0037

0,0037

0,0037

0,0037

0,0037

NH3

0,0196

0,0002

0,0002

0,0002

0,0002

0,0002

N2

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

CH4

8,8674

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

C2H6

61,0494

0,0051

0,0051

0,0050

0,0050

0,0051

C3H8

138,6240

56,2384

56,250

56,1424

56,1664

56,270

i-C4H10

106,9689

92,7971

92,799

92,7985

92,7987

92,802

n-C4H10

110,4473

98,5564

98,558

98,5580

98,5586

98,561

i-C5H12

4,4749

4,1838

4,1850

4,1871

4,1907

4,1969

n-C5H12

4,3548

4,0999

4,1011

4,1032

4,1069

4,1133

H20

10,8684

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

NBP(0)40*

3,8666

3,4993

3,5004

3,5024

3,5058

3,5116

NBP(0)55*

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

0,0000

NBP(0)71*

0,0339

0,0019

0,0036

0,0064

0,0113

0,0194

NBP(0)82*

0,0046

0,0003

0,0005

0,0008

0,0015

0,0026

NBP(0)97*

0,0542

0,0056

0,0072

0,0110

0,0181

0,0309

NBP(0)111*

0,0069

0,0004

0,0007

0,0013

0,0023

0,0040

NBP(0)124*

30696,7

30693,2

30693

30693,2

30693,2

30693

NBP(0)138*

2556,7

2556,7

2556,7

2556,7

2556,7

2556,7

NBP(0)154*

12230,7

12230,7

12230

12230,7

12230,7

12230

NBP(0)165*

7145,39

7145,42

7145,4

7145,42

7145,41

7145,4

NBP(0)181*

4680,40

4680,46

4680,4

4680,44

4680,43

4680,4

NBP(0)191*

2340,48

2340,52

2340,5

2340,51

2340,50

2340,5

NBP(0)210*

6043,03

6043,11

6043,1

6043,10

6043,09

6043,0



Componentes hipotéticos calculados por Hysys

- 78 -

Tabla 43 Concentración de azufre en la entrada y salida del despojador a P= 23 kg/cm2 TEMPERATURA,

AZUFRE

ºC

ENTRADA, ppm SALIDA, ppm

290

40,7319

0,1201

300

40,7278

0,1095

310

40,7243

0,1003

320

40,7214

0,0926

330

40,7189

0,0860

Tabla 44 Concentración de azufre en la entrada y salida del despojador a P= 23,3 kg/cm2 TEMPERATURA,

AZUFRE

ºC

ENTRADA, ppm SALIDA, ppm

290

40,7319

0,1077

300

40,7278

0,0981

310

40,7243

0,0904

320

40,7214

0,0844

330

40,7189

0,0789

Tabla 45 Concentración de azufre en la entrada y salida del despojador a P= 24 kg/cm2 TEMPERATURA,

AZUFRE

ºC

ENTRADA, ppm SALIDA, ppm

290

40,7319

0,0855

300

40,7278

0,0794

310

40,7243

0,0742

320

40,7214

0,0702

330

40,7189

0,0671

- 79 -

5.3.3. Propiedades de la corriente de nafta hidrotratada Tabla 46 Propiedades de la nafta hidrotratada

PROPIEDAD

VALOR

API

57,84

ASTM D-86 (10%), ºC

125,16

ASTM D-86 (50%), ºC

132,39

ASTM D-86 (90%), ºC

177,36

ASTM D-86 (Punto final), ºC

195,67

PVR, kPa

9,10

RON

61,99

Kuop

12,15

- 80 -

6.

DISCUSIÓN

6.1. DISCUSIONES GENERALES 

Para el desarrollo de este trabajo, los datos recopilados en la Refinería Estatal de Esmeraldas que se utilizaron en la caracterización de la muestra de nafta, destilación ASTM D-86, densidad, factor de caracterización Kuop, fueron los necesarios para obtener la mezcla de componentes hipotéticos en el simulador, cabe mencionar que no se obtuvo información sobre viscosidad, peso molecular que hubiesen minimizado aún más el error cometido en la caracterización, pero sin embargo las propiedades obtenidas de los pseudo-componentes presentan ciertas similitudes con la realidad.



La simulación se realizó en “modo estacionario” en base a los diagramas de flujo suministrados en la Unidad Catalíticas II de Hidrotratamiento de Nafta Pesada, por lo cual no

se proporcionó

datos para el

dimensionamiento de equipos, cuando se simuló uno de ellos únicamente se debe tener correctamente caracterizadas las corrientes de entrada y conocer sus condiciones de salida, como en el caso de bombas e intercambiadores de calor, aunque en otros equipos estas condiciones lo evalúa Hysys, esto no representa que los resultados obtenidos tengan una determinada inconsistencia con lo real. 

Para el caso del horno de calentamiento de carga hacia el reactor, Hysys permite calcular la cantidad de energía necesaria para llegar a las condiciones de operación, sobre todo en la temperatura de reacción, por tanto en el desarrollo de este trabajo no se cuantificó el consumo de combustible que se emplea en este proceso, ya que para su cálculo se necesita desarrollarse en “modo dinámico”. - 81 -



En lo que respecta a la sección de alimentación al reactor de hidrotratamiento, se asume que la nafta y el hidrógeno de reciclo, presentan las mismas características, es decir, su composición, propiedades y flujo, no así las condiciones de operación de temperatura y presión que se manipularon con el objeto de estudiar la influencia de estas en el proceso, por lo que como punto final únicamente se estimó la relación Hidrógeno/Hidrocarburo para las condiciones que permiten tener un producto

hidrotratado

que

cumpla

con

las

especificaciones

correspondientes que fueron de 290 ºC y 23,3 kg/cm2. 

Dentro del reactor se mantiene constante la cantidad de catalizador empleado en refinería, la densidad del catalizador, la longitud del mismo lo calcula Hysys conociendo el diámetro interno del reactor, el cual da un valor muy aproximado al de diseño, lo que muestra que la información suministrada es correcta y los resultados obtenidos son confiables.



El reactor de hidrotratamiento es adiabático ya que consta de un solo lecho de catalizador, por cuanto no es necesario colocar corrientes de enfriamiento “quench” que se lo realiza mediante la adición de hidrógeno en reactores que en su diseño tengan dos o más lechos catalíticos, cuya misión es controlar la temperatura a lo largo del reactor por cuanto las reacciones de hidrotratamiento son exotérmicas, y a su vez prevenir problemas de craqueamiento, y disminuir así la caída de presión a lo largo del reactor, en este caso se menciona que es “adiabático” ya que la cantidad procesada en la refinería no es suficientemente grande como en el caso de otras unidades de refinación, además el contenido de contaminantes no es alto y por tanto no requiere que las condiciones de operación no sean tan severas, además esta aseveración puede confirmarse en la simulación donde prácticamente la temperatura no cambia a la salida del reactor, en cambio existe una caída de presión mínima, la misma que se encuentra dentro de los rangos operacionales.

- 82 -



Dentro del reactor se da más énfasis a las reacciones de hidrodesulfuración de la nafta, por cuanto se necesita que el producto hidrodesulfurado posea la mínima cantidad de azufre, ya que esta corriente al culminar el proceso servirá de alimentación a la unidad de Reformado Catalítico donde el catalizador empleado es muy susceptible a envenenamiento, es posible modificar las condiciones de operación llegando a obtenerse un alto porcentaje de remoción de azufre, pero lo que no se toma en consideración es el grado de desactivación del catalizador dentro del reactor de la unidad de hidrotratamiento.



No se consideran reacciones de hidrodemetalización por cuanto los metales tienden a concentrarse en las fracciones más pesadas como en residuos atmosféricos, gasóleos, además la cantidad de metales que pudiesen ir en la carga de nafta es lo suficientemente pequeña que no se cuantifica en refinería, y únicamente se realizan monitoreos en la unidad cada dos o tres años para la remoción de una capa de contaminantes que se habrá formado en ese lapso de tiempo, la misma que tendrá un espesor de unos 20 cm, cabe tomar en cuenta que esto dependerá del grado de contenido de contaminantes que presente la alimentación, y las condiciones de operación.



En lo concerniente a la sección de despojamiento, cabe mencionarse que algunos equipos circundantes al despojador no se incluye en la simulación como son las bombas de retroalimentación en la cabeza y fondo, horno y equipos de enfriamiento en el domo de la torre, puesto que dentro del equipo (columna de destilación) que posee Hysys considera la existencia de estos equipos, esto se puede observar que las condiciones de salida de las corrientes presentan cierta similitud con las que se maneja en refinería.



Dentro de la simulación se toma como límite de batería la carga de nafta que entra al separador P1-V5, que proviene de la unidad de destilación atmosférica y de tanque de almacenamiento a una razón promedio de 13000 bb/día, hasta la salida de la corriente de nafta hidrotratada en el - 83 -

despojador P1-V3, no se considera la unidad de tratamiento de aminas que es para gases amargos provenientes del reactor como del despojador, así como también la unidad de tratamiento de aguas amargas, puesto que son procesos que se encuentran fuera del esquema de la unidad de hidrotratamiento de naftas. 

En el análisis de influencia de variables se variaron las condiciones de temperatura y presión con el fin de obtener un valor en el contenido final de azufre que presente los requerimientos necesarios para su posterior tratamiento en el Reformado Catalítico. Primeramente se modificó la temperatura para distintas presiones y observamos que al manipular esta variable permite el obtener valores menores a 0,1 ppm a partir de 290 ºC y 23,3 kg/cm2. La dificultad que se presentaría es en el horno debido al consumo de combustible, por cuanto una variación en la temperatura hasta llegar a 330 ºC solamente se remueven 0,02 ppm de azufre adicionales aproximadamente, lo que implica un gasto innecesario de combustible y con el riesgo de que al incrementar la temperatura la vida útil del catalizador disminuirá debido al posible aumento de deposición de coque en los poros del catalizador.



La presión es otra variable que se modificó, pero sin embargo como se muestra en el análisis de elasticidad, se evidencia que a temperaturas bajas la influencia de la presión no influye considerablemente hasta un determinado punto, mientras que a una alta temperatura y mayor variación en la presión su influencia es notoria. En términos generales ésta presenta mayor influencia en el proceso, ya que los resultados obtenidos a 290ºC y 23 kg/cm2 significa que una variación del 1% en la presión de trabajo, el contenido de azufre al final del proceso disminuirá un 8,35%, mientras que una variación del 1% en la temperatura únicamente se obtendrá una disminución del contenido de azufre en un 2,37%, pero cabe destacar que en términos de refinación es mucho más fácil manipular la temperatura antes que la presión ya que esta última influye directamente en el consumo de hidrógeno al proceso. - 84 -



La relación H2/HC es otra variable de suma importancia dentro del proceso de hidrotratamiento ya que a las condiciones adecuadas, ésta también permite establecer el grado de desulfuración y esto se manifiesta con la pureza del gas de reciclo y de reposición, en la que el nivel de desulfuración es similar a la modificación en la temperatura, es decir un incremento en la relación de H2/HC será mayor la desulfuración, pero hasta cierto punto, luego de este se tendrá un efecto adverso con un aumento del contenido de azufre al final del proceso debido a una inhibición que se produce en el catalizador por una alta presión parcial del H2S que puede ser mayor o un poco inferior a la presión parcial de hidrógeno a la salida del reactor.

- 85 -

7.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7.1.CONCLUSIONES 

Los datos experimentales han sido correctamente evaluados, ya que en la caracterización del corte se muestra que en el rango de ebullición efectivamente corresponde a nafta y en una mínima cantidad a productos más volátiles como más pesados, esto indica que la simulación presenta un cierto grado de confiabilidad al momento de presentar los resultados.



Las condiciones de operación que se maneja en refinería son las mejores, puesto que la cantidad de azufre presente en la corriente a la salida del proceso de hidrotratamiento cumple con los requerimientos que necesita la unidad de Reformado Catalítico, para que el catalizador utilizado en la misma no sufra desactivación prematura.



Se puede observar que un aumento en la temperatura manteniendo la presión constante, efectivamente mejora el grado de desulfuración, pero para este caso al no tener un contenido alto de contaminantes, un aumento de 10 ºC únicamente se remueve 0,01 ppm de azufre en promedio, lo que lo hace antieconómico por la cantidad de combustible que requeriría el horno de alimentación al reactor.



De igual forma el aumento de presión a una misma temperatura favorece las reacciones de desulfuración, pero presenta cierta complejidad ya que es más fácil manipular temperaturas que pueden ser reguladas por el flujo de combustible al horno de alimentación del reactor, no así la presión.

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

Por los resultados obtenidos, Hysys es un simulador muy confiable ya que nos permite conocer cómo influyen las condiciones de operación de un determinado proceso, y es una herramienta útil para el diseño de unidades de refinación.



El hidrotratamiento de fracciones de petróleo como la nafta, es muy necesario en una refinería, ya que este proceso permite eliminar contaminantes no deseables como azufre, nitrógeno, metales que son muy nocivos en catalizadores de unidades posteriores, además los productos terminados tendrán un mayor valor económico para su comercialización.



Para desulfurar corrientes con niveles de contaminación pequeños por heteroátomos, trazas de metales, es necesario trabajar a condiciones suaves como lo realiza la refinería de Esmeraldas en la que las mejores condiciones de trabajo son a 290ºC y 23,3 kg/cm2 de presión a la entrada del reactor, y cuya variación en las condiciones dependerá de la calidad de la carga, el grado de desactivación del catalizador, pureza de hidrógeno tanto de reciclo como de reposición.



La variable que más influye en el proceso es la presión de operación, pero es más factible variar la temperatura debido a que esta puede ser controlada por el consumo de combustible que sirve de alimentación al horno de calentamiento antes del reactor y no presenta un impacto de daño al catalizador como la presión, además esta última está relacionada con el consumo de hidrógeno la cual es muy limitada para el proceso.



Los resultados del contenido final de azufre obtenidos de la simulación indican que las condiciones de operación mínimas para obtener un producto que cumpla con los requerimientos para almacenamiento y/o posterior tratamiento son a una temperatura de 290 ºC y 23,3 kg/cm2.

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

Para bajos flujo de gas de reciclo, es decir una baja relación H 2/HC, el contenido final de azufre a la salida del proceso no cumple con el mínimo permitido, se tiene cumplimiento de este requerimiento cuando el flujo de gas de reciclo se encuentra en el intervalo de 960 kg/h a 1040 kg/h, a partir de este rango la concentración de azufre irá en aumento, esto puede deberse a una inhibición en el catalizador y no tenga lugar las reacciones de hidrotratamiento.



Dentro del análisis estadístico se aprecian que las condiciones medias de temperatura y presión de operación a la entrada del reactor están cercanas a las condiciones de operación que se emplean en la Refinería, además estos valores se encuentran dentro del rango de la desviación estándar por lo que podemos aseverar de que se puede hacer uso de herramientas de simulación para comprender la influencia de las variables de operación en un determinado proceso es muy viable y sobre todo confiable para el caso que fue objeto de estudio.

7.2. RECOMENDACIONES 

Realizar estudios de nuevas técnicas de tratamiento de cargas pesadas, con el fin de disminuir el contenido de contaminantes en estas fracciones que bien pueden ser utilizadas directamente o a su vez servirán de alimentación para otras unidades de refinación.



Dentro de estos estudios abarca el hidrotratamiento de residuos, puesto que estos no son tratados y por ende para su comercialización no se obtienen buenos beneficios para el país, y así disminuir la producción de estos.



Realizar el estudio del procesamiento en el tratamiento de gas amargo así como también de la unidad de aguas amargas, que provienen de las unidades de hidrotratamiento de naftas como la hidrodesulfuración de diesel.

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

Estudiar la influencia de las demás variables en un proceso de hidrotratamiento de una fracción dada, como por ejemplo la calidad de la carga, flujos de hidrógeno y alimentación al reactor, así como también del catalizador empleado en el proceso.

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BIBLIOGRAFÍA  Citas Bibliográficas

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ANEXO A Gráficas de Maxwell

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ANEXO B Tabla “t” de Student

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ANEXO C Reporte proporcionado por Hysys: Corriente de alimentación al Proceso

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ANEXO D Reporte proporcionado por Hysys: Corriente de salida del Proceso

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ANEXO E Reporte proporcionado por Hysys: Bomba de Alimentación P1-P1

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ANEXO F Reporte proporcionado por Hysys: Horno P1-H1

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ANEXO G Reporte proporcionado por Hysys: Reactor de Hidrotratamiento P1-R1

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ANEXO H Reporte proporcionado por Hysys: Despojador P1-V3

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