Equipo del Proyecto de Petroperú (PT)
IMAGEN 2-1 REFINERÍA DE TALARA
2.3. ISBL Ampliado/Modernizado [Unidades de Proceso] (ver imagen 2-
Instalaciones Ampliadas/Modernizadas)
Esta sección de la Parte B – Bases de Diseño describe las funciones esperadas de las Unidades ISBL y sus capacidades “nuevas” o ampliadas. La secuencia de procesos y los flujos de carga indicados en el presente se derivan del trabajo FED-2, Caso 2 efectuado por Arthur D. Little y ENGlobal. Como se indicó antes, el CONTRATISTA FEED-EPC verificará independientemente que estas relaciones y flujos de carga sean precisos y que satisfagan la integración general y optimización de la modernización de la instalación. El expediente de Ingeniería Conceptual preparado por Arthur D.Little/ENGlobal será proporcionado sólo con carácter referencial y debe ser usado por el CONTRATISTA FEED-EPC bajo su propia responsabilidad. El CONTRATISTA FEED-EPC debe efectuar la integración de los Paquetes de Diseño Básico licenciados, a ser proporcionados por el EMPLEADOR, y los Paquetes de Diseño no licenciados, elaborados por el CONTRATISTA FEED_EPC. El uso directo de la información de Arthur D. Little/ENGlobal será responsabilidad única del CONTRATISTA FEED-EPC8.
Dentro de los alcances del servicio, el CONTRATISTA FEED-EPC debe revisar la instrumentación existente y reemplazar lo que fuera necesario de acuerdo a la tecnología definida en la Ingeniería Básica a desarrollar9.
2.3.1 Unidad de Destilación Primaria (UDP)
La Torre existente (Atmosférica) necesitará ser modificada para procesar una mayor carga de crudo (de 62,000 a 95,000 BPSD).
Los estudios FED-2 sugieren las siguientes modificaciones que deben ser confirmadas, verificadas y posiblemente ajustadas por el Contratista FEED-EPC:
• Aumento de diámetro del fondo de la torre.
• Reemplazo de bandejas en todas las secciones de la torre.
• Posibles necesidades de volver a especificar la metalurgia de los tubos del horno para el procesamiento de crudos con alta acidez y alto azufre.
• Áreas adicionales de intercambio de calor en las corrientes laterales para manejar los más altos regímenes de flujos.
• Posible adición de una “torre preflash” entre el Horno y la Torre UDP para separar el crudo reducido, evitando la intervención en el fondo de la torre y minimizando el tiempo de parada de la UDP.
8
Preguntas: 53 – Ronda 1 y 143 – Ronda 2 9
El estudio FED-2 indicó, después de la consulta efectuada al fabricante, la Desaladora puede manejar el mayor régimen de flujo mediante el aumento de la temperatura de operación. Sin embargo, el máximo contenido de sales que una Desaladora de etapa simple permite en el crudo tratado, puede afectar la calidad del coque producido en la Unidad de Coquificación, esto debe ser analizado.
El CONTRATISTA rediseñará la UDP manteniendo la flexibilidad operativa actual para producir los solventes alifáticos (Solvente 1 y Solvente 3), cumpliendo las especificaciones de calidad de esos productos.
2.3.2 Unidad de Destilación al Vacío I (UDV-I)
De acuerdo con el estudio FED-2, la Unidad de Destilación al Vacío I está subdimensionada para la nueva capacidad esperada y necesitará modificaciones sustanciales.
La capacidad de la UDV I será derrateada a 21,000 BPSD para maneja mayores temperaturas de entrada al horno y un mayor contenido de azufre y sales.
2.3.3 Unidad de Destilación al Vacío II (UDV-II)
La Unidad de Destilación al Vacío II existente, será retirada de servicio y desmantelada.
2.3.4 Unidad de Destilación al Vacío III (UDV-III)
La Unidad de Destilación al Vacío III será una nueva unidad de procesos. El estudio FED-2 sugiere que tenga el doble del tamaño de la Unidad de Destilación al Vacío I existente. La capacidad total para la UDV-III será 35,000 BPSD. La capacidad de las unidades de vacío combinadas debe ser 56,000 BPSD.
2.3.5 Coquificación de Residuo de Vacío (UCK)
La nueva Unidad de Coquificación (CKU) procesará los fondos de las Torres de Vacío (Unidades I y III). El coque y gas natural serán quemados para proporcionar el calor para la operación de coquificación . Los vapores ligeros de esta unidad son enviados a la Unidad interna de Recuperación de Gases (URG III), y los líquidos pesados de esta unidad que son materiales coquificados y convertidos son enviados a una torre de lavado y una columna fraccionadora.
El coque producido es enviado a un gasificador donde es convertido a un gas de bajo poder calorífico (“Low Btu gas”) que es purificado en una planta interna de tratamiento de aminas antes de ser usado como gas
combustible en la refinería, mientras que las partículas finas de coque liberadas y recuperadas son depositadas en recipientes y transportadas fuera del lugar para la venta.
La capacidad de la Unidad de Coquificación será de 22,600 BPSD*. 2.3.6 Hidrotratamiento de Nafta HDSN
El nuevo Hidrotratador de Nafta remueve el azufre de la carga al Reformador, para prevenir el envenenamiento del catalizador. Este Reformador consiste de dos reactores en serie y una columna de separación.
La capacidad del Hidrotratador del Nafta será 13,300 BPSD* 2.3.7 Reformación y Separación de Nafta
El nuevo Separador de Nafta (UDNP) procesa la corriente de nafta desulfurizada para mantener los precursores de benceno fuera del Reformador de manera tal que las gasolinas terminadas de alto octanaje alcancen la máxima especificación de benceno. La nafta no reformada es de bajo octanaje pero aumenta el volumen de gasolina. La capacidad del Separador de Nafta será 13,300 BPSD*.
El nuevo Reformador (URCN) convierte la nafta virgen y nafta coking en hidrocarburos aromáticos de alto octanaje para la mezcla de gasolinas. Consiste principalmente de hornos de alimentación, una serie de reactores, separadores, compresor de gas de reciclo y una unidad de estabilización del producto.
La capacidad del Reformador será 9,500 BPSD*.
2.3.8 Unidad de Craqueo Catalítico Fluido (UFCC)10 y Unidad de Recuperación de Gases I (URG –I)
La UFCC existente necesitará varias modificaciones para manejar el mayor flujo de carga de 25,000 BPSD*.
Según el estudio FED-2, las modificaciones sugeridas son11:
• Re-diseño de la sección de Regenerador de catalizador FCC con el fin de procesar el más alto contenido de coque como resultado del aumento de la capacidad FCC.
10
Pregunta 156 – Ronda 2 (El ítem 2.3.8 corresponde a la Unidad de Craqueo Catalítico la cual va hacer modificada y ampliada más no demolida).
11
Pregunta 43 – Ronda 1 (Información más detallada, será proporcionada al Postor ganador del proceso de selección).
• Reemplazo de las bajantes de catalizador y las válvulas deslizantes apropiados para los mayores flujos másicos y de energía.
• Reemplazo de los sistemas de control de proceso y parada de emergencia.
• Rediseño de la torre fraccionadora principal en concordancia con la mayor capacidad.
• Reemplazo o incremento de la capacidad del Compresor de gas húmedo y del Soplador de aire.
• Modificación del RISER, zona de separación de catalizador, despojador de catalizador y ciclones.
Además de las modificaciones a la Unidad de Recuperación de Gases I existente para el mayor flujo de los gases FCC, será necesaria una nueva URG para manejar los gases de otras unidades nuevas (Unidad de Vacío III , Reformación y Unidades de Hidrotratamiento).
Los gases ricos en azufre de las URG I y II serán enviados a la nueva Planta de Aminas para remover el H2S.
2.3.9 Hidrotratamiento de Gasolina FCC (HDSG)
El nuevo Hidrotratador de Gasolina FCC (HDSG) remueve el azufre de la gasolina FCC para cumplir las especificaciones de azufre. Esto se cumple mezclando el hidrógeno con la gasolina FCC sobre un lecho de catalizador donde el azufre es removido. Los gases son tratados en la nueva Unidad URG II y luego son enviados a la nueva Unidad de Aminas para el procesamiento.
La capacidad de Hidrotratador de Gasolina FCC será 9,500 BPSD. 2.3.10 Hidrotratador de Diesel (HDSD)
El Nuevo Hidrotratador de Diesel (HDSD) sirve para dos propósitos: remueve el azufre del diesel (mezcla de diversas corrientes como gasóleos ligeros incluyendo corrientes vírgenes, de vacío y craqueado) y también abre los anillos de compuestos cíclicos en el diesel, aumentando así el número de Cetano. Esta unidad será diseñada para procesar la corriente de aceite cíclico ligero de la Unidad FCC. El producto es diesel desulfurizado para la venta. Los gases son enviados a la nueva Unidad URG II.
2.3.11 Planta de Aminas
La nueva Planta de Aminas remueve el ácido sulfhídrico de las corrientes de gases producidas en planta, separándolo con amina recirculante. El H2S absorbido en la corriente de amina es separado en la columna de despojamiento y enviado a la Planta de Ácido Sulfúrico. El gas dulce que es producido en la columna de Absorción es usado como gas de refinería tratado.
La capacidad de la Planta de Aminas será determinada durante el FEED.
2.3.12 Planta de Ácido Sulfúrico
La nueva Planta de Ácido Sulfúrico convierte el ácido sulfhídrico de la Planta de Aminas directamente a Ácido Sulfúrico sin pasar por el proceso de producción de azufre elemental. Los gases de la unidad de despojamiento de aguas contaminadas que contienen amoniaco también son enviados directamente a esta unidad donde el amoniaco es convertido a nitrógeno. El Licenciante debe determinar si la corriente de gas residual necesitará ser tratada con peroxido de hidrógeno para cumplir con los límites de emisiones.
La capacidad de la Planta de Ácido Sulfúrico será 460 Ton /Día*. 2.3.13 Planta de Hidrógeno
La nueva Planta de Hidrógeno será construida para generar hidrógeno para las unidades de hidrotratamiento (desulfurización).
La capacidad de la Planta de Hidrógeno es 30 MMSCFD*. 2.3.14 Unidades de Tratamiento Cáustico
Las unidades existentes deben ser redimensionadas con el fin de procesar mayores regímenes de flujo de kerosene, Turbo A-1 y solventes industriales, buscando el cumplimiento de las especificaciones de los productos.
La Unidad de Turbo A1 modernizada debe incluir nuevos elementos de contacto, filtros de sal y arcilla, así como intercambiadores de calor, de manera de cumplir satisfactoriamente las especificaciones de calidad establecidas para este producto.
La Refinería está desarrollando un proyecto para instalar una Planta de Oxidación de Soda gastada cuya capacidad debe ser revisada por el CONTRATISTA FEED-EPC según los nuevos flujos esperados.
2.3.15 Planta de Tratamiento GLP
Se diseñará e instalará un nuevo proceso licenciado para remover todos los compuestos de azufre de las corrientes de GLP (URG I y URG II y otras).
El CONTRATISTA analizará la conveniencia del re-uso de las instalaciones existentes de tratamiento cáustico de GLP.
* Estas capacidades son preliminares, serán analizadas en el alcance de optimización del proceso del CONTRATISTA y aprobadas por el EMPLEADOR.
2.4. OSBL (Servicios Auxiliares e Instalaciones Externas a la Planta)
2.4.1 Plantas de Cogeneración y Autogeneración Eléctrica
Las nuevas instalaciones deben ser instaladas con el fin de recuperar los gases producidos de Planta y los gases de combustión de la refinería para producir vapor y electricidad y satisfacer todas las necesidades de la refinería modernizada. El gas natural será usado para complementar los requerimientos de energía.
Durante los trabajos FEED, el CONTRATISTA optimizará el diseño básico del sistema final de energía buscando la autogeneración de electricidad y usando el balance de masa y energía de la refinería. El nuevo sistema de electricidad será diseñado para cumplir un factor de confiabilidad de 0.999 y el diseño final será aprobado por el EMPLEADOR.
Según el estudio de factibilidad del Proyecto, la Refinería no venderá electricidad a la red de suministro público (Red Eléctrica Peruana), pero comprará de ese sistema una pequeña cantidad de electricidad para ser empleada en usos no críticos.
Los quemadores de los hornos y calderas serán diseñados para maximizar la producción de los gases producidos de la refinería, y en particular de la producción de flexigas.
2.4.2 Sistema de Control de Procesos
La Refinería modernizada deberá contar con un sistema de control de procesos centralizado que integre todas las unidades de procesos, servicios auxiliares, áreas de almacenamiento y despacho y los sistemas de parada de planta y emergencia correspondientes. El CONTRATISTA FEED-EPC, a través del subcontratista MAC, durante la fase FEED de los servicios, efectuará el diseño integral del proceso.
Respecto a las actividades a desarrollar en la fase FEED, por parte del MAC incluye entre otros:
• El diseño básico del sistema de control de procesos del Proyecto TRM para integrar todos los paquetes de ingeniería de diseño básico licenciado y no licenciado”.
• Integración con los sistemas de control existentes, para lo cual previamente debe definir aquellos que puedan ser recuperados y/o repotenciados, de acuerdo a los estándares de diseño y tecnología establecidos en el nuevo diseño de la Unidad.
• Reemplazo de los sistemas existentes que no puedan integrarse al nuevo sistema de control.
• Diseño e implementación de los sistemas de control de Inventarios de materia prima y Productos, despachos y gestión de Activos, tomando como referencia las estrategias del ERP del EMPLEADOR.
• Desarrollo de la Ingeniería detallada necesaria para la estimación de costos del Proyecto (OBE), de la automatización del proceso y de los sistemas de control.
• Diseño de los sistemas de emergencia para cada una de las Unidades de la refinería modernizada.
• Diseño e instalación de una base de datos del Proyecto y un sistema de control de documentación. Todos los planos desarrollados deben integrarse usando el sistema de gestión de diseño de planta, descrito en el capítulo 11-Plan de Gestión de Diseño, de la parte A de las Especificaciones Generales de los Trabajos a Realizar.
• Diseño e implementación de un Sistema de Información Gerencial para recopilar y controlar todos los datos de la refinería modernizada (producción, mantenimiento, logística, contabilidad, ventas y marketing, etc.), elaborando las interfaces apropiadas con el ERP del EMPLEADOR.
2.4.3 Almacenamiento de crudos, Productos intermedios y finales
El diseño del sistema de almacenamiento y manipuleo mantendrá la alta calidad de los productos como es requerido para la entrega al cliente.
Será necesario mejorar los sistemas de control de inventarios y de transferencia en custodia con el fin de procesar todos los datos de las instalaciones nuevas y existentes, de despacho y de almacenamiento12. Los materiales de construcción seleccionados mantendrán la calidad requerida sin deterioro significativo de las calidades de los productos. Estos aspectos deben ser tomados en cuenta al seleccionar el material más económico para la construcción.
Actualmente hay 13 tanques de almacenamiento de aceite combustible con una capacidad de 723 Mbls. La nueva configuración de la refinería producirá menos aceite combustible, algunos de los cuales podrían ser convertidos a servicio de diesel.
2.4.3.1. Alimentación (Crudo y Crudo Reducido)
Los tanques de almacenamiento de crudo serán diseñados para almacenar un mínimo de 30 días de abastecimiento. La capacidad de almacenamiento actual de crudo es 1,116Mbls. La capacidad nominal de la refinería ampliada de 90,000 BPDC requerirá aproximadamente 2,700 Mbls. de almacenamiento como mínimo.
El déficit de 1,584 Mbls. puede ser suplido cambiando el servicio de algunos tanques que también son de techo flotante, pero será preferible añadir nuevos tanques de crudo con mayor capacidad.
El requerimiento de almacenamiento de Crudo Reducido es 135 Mbls. Este requerimiento puede ser cubierto convirtiendo algunos de los tanques de aceite combustible liberados por el cambio en la lista de productos propuestos de la refinería. 2.4.3.2. Productos intermedios
Dos días de almacenamiento será provisto para cada producto intermedio; éstos productos son:
• Alimentación a la unidad de coquificación.
• Alimentación a la Unidad FCC (El hidrotratador de gasolina FCC no necesitará almacenamiento intermediario ya que esa unidad puede ser integrada a la planta de gas FCC existente y continuamente operada como parte de la planta de gas).
• Alimentación de Hidrotratamiento de Diesel.
12
Pregunta 44 – Ronda 1 (Mayores detalles de los instrumentos a reusar o reemplazar, serán proporcionados al Postor Ganador)
• Alimentación de Hidrotratamiento de Nafta.
• Alimentación de la Reformación.
• Nafta Ligera.
• Nafta Reformada.
• Crudo Reducido.
Además, serán necesarios tanques de mezcla para gasolinas y diesel. Estos tanques serán convertidos ya sea del almacenamiento de aceite combustible o de gasolina existente. Se aclara que el alcance de los servicios incluye los sistemas de mezcla en línea (blending) para gasolinas, diesel y petróleos residuales. Algunos tanques de mezcla serán usados para los productos de exportación13.
Se espera que el diseño FEED-EPC proporcione líneas y bombas según se requiera para el cambio de servicio de los tanques, en el patio de tanques, como se indica en el cuadro de cambio de servicio de tanques.
2.4.3.3. Productos
Los tanques de almacenamiento de productos serán diseñados para almacenar un mínimo de 15 días de suministro. La capacidad actual de almacenamiento de productos es 1,679Mbls, excluyendo los combustibles residuales. La capacidad nominal de la refinería ampliada de 90000 bls/día requerirá aproximadamente 1,341 Mbls de almacenamiento como mínimo, dejando un exceso de 338 Mbls, que sería usado para productos intermedios. En el cuadro de abajo puede notarse que se requiere almacenamiento adicional de GLP y diesel. La escasez de tanques de diesel puede ser cubierta cambiando el servicio de tanques existentes de aceite combustible a diesel y con posibles nuevos tanques más grandes de diesel.
Dentro de los alcances del servicio, el Contratista debe revisar la instrumentación existente y reemplazar lo que fuera necesario de acuerdo a la tecnología definida en la Ingeniería Básica a desarrollar. Además el Contratista integrará los sistemas existentes que fueran compatibles con el diseño y tecnología del nuevo Sistema de Control Distribuido de la Refinería a instalar14. 13 Pregunta 240 – Ronda 1 14 Pregunta 45 - Ronda 1.
El déficit de almacenamiento de GLP necesitará ser cubierto construyendo nuevos tanques presurizados horizontales o esferas. Como una opción se analizará el uso de esferas semi- refrigeradas.
Los nuevos tanques de ácido sulfúrico también serán requeridos como parte de la nueva unidad de ácido sulfúrico. Cada cargamento de ácido sulfúrico será de 35,000 toneladas. Es necesario diseñar el tancaje para lograr el volumen completo en cada cargamento del producto, mientras que otros tanques deben estar disponibles para el almacenamiento de la producción.
La instalación de dos nuevos tanques de ácido sulfúrico de 120,000-140,000 bls o tres de 60,000 bls debe ser estudiada e implantada.
El CONTRATISTA diseñará las nuevas instalaciones manteniendo la capacidad de almacenamiento y los sistemas de despacho para los solventes alifáticos (Solvente 1 y Solvente 3), la Nafta Virgen y la Nafta FCC, los regímenes de flujo permanecerán similares a los volúmenes actuales.
Se espera que el diseño FEED-EPC reubique los cuatro tanques indicados en el Plot Plan, hacia la nueva ubicación, y considere diques pavimentados con concreto o tecnología
similar como lo requiere la ley peruana.
El almacenamiento actual requerido por productos es el siguiente: Producto Almacenamiento Actual de Producto, Mbls Almacenamiento Requerido para la carga nominal de 90,000 BPD en la UDP(Mbls) Exceso (Deficit) de Producto, Mbls GLP 55 132 (77) Gasolinas 933 288 645 Kerosene 66 Turbo A-1 135 257 (56) Diesel 490 649 (159)* Ácido Sulfúrico 0 15 (15)** Total 1,679 1,341 338
* A ser cubierto con la conversión de tanques de Aceite Combustible. ** Requiere 30,000 bls para un cargamento completo de producto.
2.4.4 Servicios Auxiliares Especiales e Instalaciones Externas a la Planta (off- sites)
El estudio FED-2 sugiere modificaciones y/o estudios adicionales que serán requeridos durante la fase FEED para los Servicios Auxiliares Especiales e Instalaciones Externas a la Planta las cuales se verán en las siguientes secciones. Esto debe ser confirmado, validado y detallado por el Contratista FEED-EPC.
En principio, los nuevos servicios auxiliares serán agrupados en una nueva área de Servicios Auxiliares II e incluirán sólo equipamiento nuevo para servir a las nuevas unidades de proceso. Los servicios auxiliares existentes pueden ser normalizados o reclasificados para una operación más estable y servir total o parcialmente a las unidades ampliadas. 2.4.4.1. Aire para Instrumentos
Reemplazo de los recipientes de suministro de aire de instrumentos (si no son adecuados para la mayor presión) e incremento de la presión operativa del aire de instrumentos de 50 psig a 125 -150 psig. Reemplazo y mejora de los compresores y secadores de aire para manejar la nueva carga de aire y la existente, con al menos un compresor en espera y disposiciones para que el nitrógeno vuelva al sistema de aire de instrumentos.
2.4.4.2. Sistema de Antorcha Existente
Evaluar el sistema de antorcha existente incluyendo el