manual completo- Conchán

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INDICE

I INTRODUCCION Página Nº

1.1 Prólogo... 4

1.2 Jerarquía de funciones ... 5

1.3 Funciones del personal de operaciones ... 5

1.4 Productos de las unidades... 11

1.5 Tipos de operación ……... 12

1.6 Tipos de carga a las Unidades ... 13

II FUNDAMENTOS TEORICOS 2.1 El Petróleo Crudo ………... 15

2.2 Importancia de la destilación ... 16

2.3 Columna de Destilación Atmosférica ... 19

2.4 Agotamiento (Stripping) ………... 25

2.5 Torre de Destilación al Vacío ... 26

2.6 Acumuladores de Tope ……….. 28 2.7 Bombas ………. ……… 29 2.8 Intercambiadores de Calor ………. 33 2.9 Instrumentación ………... 35 2.10 Hornos de Proceso ……… 38

III DESCRIPCION Y DETALLES DEL PROCESO Y EQUIPOS 3.1 Sistema de Recepción de Crudos y Productos ... 40

3.2 Preparación de Tanques de Alimentación ... 41

3.3 Elección de Tanque de Suministro ……... 44

3.4 Carga a la Unidad ... 45

3.5 Precalentamiento de Crudo. Circuitos Nº1 y Nº2 ... 46

3.6 Horno de Destilación Primaria (F-1) ... 48

3.7 Unidad de Destilación Primaria ... 49

3.8 Horno de Destilación al Vacío (F-2) ... 54

3.9 Unidad de Destilación al Vacío ... 55

3.10 Agotadores o Strippers ………... 56

3.11 Aerorefrigerantes ………...… 57

3.12 Coalescedores y Deshidratadores ... 58

3.13 Drums acumuladores de Tope ... 58

3.14 Estaciones de mezclas ... 58

3.15 Tratamiento Cáustico del Solvente Nº1 ……… 58 3.16 Tratamiento Cáustico del Solvente Nº3 ……… 59 3.17 Protección contra la corrosión ... 60

3.18 Relación de lazos de control de UDP/UDV ……….. 62

3.19 Relación de termocuplas del área de procesos ……… 63

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Refinería Conchán Unidad Operaciones Página 2

3.21 Relación de Bombas de proceso ……….. 65

3.22 Capacidad de Tanques de Almacenamiento ……… 66

3.23 Diagrama de Procesos Destilación Primaria ………... 67

3.24 Diagrama de Procesos Destilación al Vacío ………. 68

IV PROCEDIMIENTOS DE ARRANQUE DE LAS UNIDADES 4.1 Unidad de Destilación Primaria Independiente ... 69

4.1.1 Instrucciones de Puesta en Marcha……….. 69

4.1.2 Inspecciones Preliminares………. 69 4.1.3 Preparación para alimentar Crudo………. 71

4.1.4 Fuentes de Vapor……… 71

4.1.5 Comprobación de Pérdidas y/o Fugas………. 71

4.1.6 Chequeo de válvulas automáticas y lazos de control………. 72

4.1.7 Carga de Crudo para recirculación……….. 72

4.1.8 Alineamiento del Sist. e inicio de la etapa de recirculación en frío…. 73 4.1.9 Puesta en Servicio del Horno F-1……….. 74

4.1.10 Elevación de temperaturas……… 75 4.1.11 Inyección de Vapor Despojante a C-1………. 76

4.1.12 Niveles de Agotadores………. 76 4.1.13 Bombas de Reflujo de tope y medio………. 76

4.1.14 Niveles de acumuladores V-1 y V-2……….. 76 4.1.15 Agotador de Solvente C-5……….. 77 4.1.16 Agotador de Kerosene C-2……….. 77 4.1.17 Agotador de Diesel C-3………. 77 4.1.18 Inhibidores……….. 78 4.1.19 Fondos de la columna……….. 78

4.1.20 Aumento de carga a la Destilación Primaria………. 78

4.1.21 Muestreo……….. 78

4.1.22 Integración con el arranque de la UDV……… 79

4.1.23 Incremento de carga total a la Unidad……….. 80

4.2 Arranque de la Unidad de Destilación al Vacío Independiente……… 80

4.2.1 Preparación Preliminar……… 80

4.2.2 Puesta en servicio del Horno F-2……… 81

4.2.3 Encendido del Horno………. 82

4.2.4 Incremento de carga a la UDV………. 83

V PROCEDIMIENTOS DE PARADA DE LAS UNIDADES 5.1 Unidad de Destilación Primaria y Vacío integradas ... 85

5.2 Unidad de Destilación Primaria independiente ... …….. 88

5.3 Unidad de Destilación al Vacío independiente ...… …….. 90

VI OPERACION NORMAL 6.1 Chequeo de las condiciones de operación ………... 94

6.2 Inspección de Hornos y regulación de combustión ... 95

6.3 Chequeo del equipo mecánico ... 99

6.3.1 Operación bombas reciprocantes ………... 100

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6.3.3 Cavitación de bombas centrífugas ………. 103

6.3.4 Operación de las bombas de carga………. 107

6.3.5 Lazo de control de distribución de carga ………... 109

6.3.6 Op. de la bomba P-22 como booster de las bombas de carga.. 109

6.4 Operación de Intercambiadores de Calor ……… 109

6.4.1 Procedimiento gral. para sacar de servicio un int. de calor….. 110

6.4.2 Procedimiento gral. para poner en servicio un int. de calor…. 110 6.5 Drenaje de Filtros y Acumuladores... 111

6.5.1 Drenaje del V-1……….. 111

6.5.2 Drenaje del V-2………. 111

6.5.3 Drenaje del V-4……… 111

6.5.4 Drenaje de Filtros y coalescedores……… 111

6.6 Muestreo de Productos ... 112

6.7 Sistema de Inyección de aminas …….………. 112

6.8 Control del fraccionamiento …... 113

6.8.1 Unidad de Destilación Primaria ……….. 113

6.8.2 Unidad de Destilación al Vacío ……… 117

6.9 Operación de Estaciones de Control Foxboro I/A ... 119

6.9.1 Pantalla P-crudo (Precalentamiento de Crudo)……….. 119

6.9.2 Pantalla Horno_F1 (Control de Operación del Horno F-1)……… 119

6.9.3 Pantalla UDP……….. 119

6.9.4 Pantalla Prod_UDP……….. 120

6.9.5 Pantalla Horno_F2……….. 120

6.9.6 Pantalla UDV……….. 120

6.9.7 Pantalla Prod_UDV………. 120

6.10 ACTIVACION DE LAS SEGURIDADES EN LOS HORNOS F1/F2………….. 120

6.11 Parámetros de Ctrl. de Soda gastada y agua en Trat. de Solv. Nº1 y Nº3 123 VII CAMBIOS DE OPERACION 7.1 Cambio de Operación Cementos Asfálticos de Distinta Penetración ….… 124 7.2 Cambio de Operación Residual a Cementos Asfálticos ... 126

7.3 Cambio de Operación Cementos Asfálticos a Residuales ... 127

7.4 Cambio de Operación Cementos Asfálticos a Asfalto RC-250 ... 129

7.5 Cambio de Operación Asfalto RC-250 a Cementos Asfálticos. ... 131

7.6 Cambio de Operación Residual a Asfalto RC-250 ... 132

7.7 Cambio de Operación Asfalto RC-250 a Residuales ... 132

7.8 Preparación de Ronax de diversos grados ... 133

7.9 Reformulación de calidad de Tanques de Asfaltos ... 134

VIII PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA 8.1 Falla eléctrica ... 135

8.1.1 Corte de corriente total momentáneo………. 135

8.1.2 Corte de corriente total prolongado………. 136

8.2 Falla de Vapor ... 138

8.3 Relevo de la Válvula de Seguridad de C-1 ... 139

8.4 Falla de la bomba de Carga (pérdida de carga)... 140

8.5 Falla de aire a instrumentos ... 141

8.6 Fuga de crudo por tubos de los hornos ... 143

8.7 Incendio ... 143

8.8 Terremoto ... 144

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IX REGLAS DE SEGURIDAD

Reglas de Seguridad ... 147 9.1 Reglas Generales de Seguridad y Prácticas Seguras……….. 147 9.2 Principio de Seguridad para Operadores de Procesos ... 148

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CAPITULO I INTRODUCCION

1.1 Prólogo

Al Supervisor de Turno-Procesos:

Este Manual de Operaciones tiene por objetivo instruir al personal operativo para el desarrollo eficaz de los trabajos a su cargo en el Area de Procesos, que comprende el control y optimización de la operación de las Unidades de Destilación Primaria y Vacío. En consecuencia, se busca unificar los criterios de trabajo de los responsables de la operación. Con este fin, se incluye información del control de las operaciones, detalles de los equipos, procedimienos de arranque y parada, procedimientos en caso de emergencias, procedimientos de trabajo especiales, etc. Es responsabilidad del Supervisor de Turno- Procesos el conocer al detalle las características de los equipos que controla y los procedimientos de trabajo descritos en este manual para supervisar con éxito el personal a su cargo, así como de su divulgación entre su personal para mantener un rendimiento óptimo y sostenido de las operaciones en su integridad.

Cuando la ejecución de nuevos proyectos requiera la modificación ó adición de algún procedimiento, éste deberá ajustarse a los detalles del proyecto. Las modificaciones deberán ser insertadas en el manual mecanizado (archivo manual.doc) e impresos el/los capítulos que se modiquen. Este es el caso de los nuevos proyectos que se encuentran en etapas de ejecución tales como la instalación de la desaladora, la instalación de la torre Pre-Flash, Nuevo sistema de Vacio, etc.

En lo concerniente al trato con el personal, se deberá actuar según las normas del Reglamento de Trabajo existente, y evitar situaciones de tensión que perjudiquen su desarrollo.

El Supervisor de Turno-Procesos desempeña un rol muy importante en el desarrollo integral de las actividades diarias de la Refinación. Es el líder de su equipo y lo conducirá a buen término dentro de la jornada de trabajo.

A los Operadores de Refinería y Equipo

Como se menciona, este Manual de Operaciones ha sido preparado para la unificación de criterios entre los operadores de las Unidades de Destilación, por lo que deberá ser materia de consulta cada vez que se requiera. Se ha incluído información que se considera importante para los Operadores, y se han actualizado los datos con respecto a la versión anterior del manual.

Se ha incluído un capítulo dedicado a los cambios de operación, donde se describen los parámetros dentro de los cuales el operador debe maniobrar para lograr el cambio exitoso de operación con las calidades de los productos en especificación y en el menor tiempo posible.

Recuerde que el trabajo en equipo ayudará a alcanzar mejores logros, y que las experiencias operativas deben compartirse para que los problemas típicos particulares de cada emergencia no se repitan, y se esté cada vez mejor preparado para afrontarlas.

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1.2 Jerarquía en las funciones

En operación normal, los Operadores deberán recibir todas las órdenes directamente del Supervisor de Turno-Procesos. Las indicaciones para los cambios de operación se dan por intermedio del Supervisor de Turno-Procesos quien a su vez habrá recibido las indicaciones de su Jefe inmediato, el Jefe de la Unidad Operaciones.

Supervisor de Turno-Procesos.- En operación normal, todas las órdenes deberán recibirse del Jefe de la Unidad Operaciones, Jefe de Departamento Refinación o Gerente de Refinería Conchán, en ese orden. Cuando se reciban directamente de los dos últimos, deberán comunicarse a la brevedad al Jefe de la Unidad. Las órdenes recibidas de terceros que no están en la línea de mando directa, se pondrán en práctica antes o después de ser comunicadas al Jefe de la Unidad Operaciones y coordinada con él su ejecución.

Deberán considerarse las sugerencias que tiendan a mejorar la calidad de trabajo, y prevenir accidentes o situaciones peligrosas para el equipo y/o personal bajo su cuidado.

Operador de Planta.- Recibirán órdenes exclusivamente del Supervisor de Turno-Procesos.

Operador de Equipos.- Recibirán órdenes exclusivamente del Supervisor de Turno-Procesos o Operador de Planta.

Decisiones de Operación

En el caso de situaciones de emergencia que pongan en riesgo la continuidad de la operación de la Refinería, el Supervisor de Turno-Procesos decidirá según su criterio las acciones a seguir antes o después de ser comunicadas al Jefe inmediato según jerarquía establecida.

En el caso de situaciones previsibles que puedan ocasionar una parada de Planta es deber del Supervisor de Turno-Procesos avisar al Jefe de la Unidad Operaciones o en su ausencia al Jefe de Departamento Refinación o al Gerente de la Refinería en ese orden para solicitar su autorización en caso de requerirse parar la Planta.

1.3 Funciones del Personal de Operaciones 1.3.1. Jefe de Unidad Operaciones

Es el responsable del desempeño de su personal a su cargo e imparte las órdenes necesarias para mantener su adecuada marcha operativa, técnica y administrativa.

1.3.2. Supervisor de Turno-Procesos

Supervisa el funcionamiento de las Unidades de Proceso de la Refinería, según el Programa Semanal de Operaciones e instrucciones del Jefe de Unidad Operaciones. Son obligaciones del Supervisor de Turno-Procesos:

• Conocer las cláusulas del convenio colectivo del trabajo que sean necesarias para el trato con el personal y asimismo la descripción de puestos del personal a su cargo.

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Refinería Conchán Unidad Operaciones Página 7 • Atender con interés cualquier queja del personal y darle la solución pertinente.

En caso contrario, transmitirla según jerarquía establecida para el mismo efecto.

• Incentivar en el personal el respeto y cumplimiento de las Normas y Reglas de Seguridad.

• Verificar que todos los movimientos sean efectuados físicamente por los Operadores titulares de cada área. Periódicamente el Supervisor de Turno-Procesos recalcará al personal operativo las labores inherentes al puesto que desempeña.

• Capacitar a su personal e impartirles charlas informativas o de capacitación sobre los nuevos proyectos a realizar o algún tópico particular sobre las operaciones.

1.3.3. Operador de Refinería

El Operador de Refinería tiene bajo su cargo la operación de las Unidades de Proceso y el manejo de las estaciones de control Foxboro AW51 y WP51. Recibe diariamente del Supervisor de Turno-Procesos las instrucciones de operación concernientes al tipo de crudo procesado, tanque de suministro, cambios de tanque se suministro o de operación, y maniobras especiales o rutinarias a realizar. Como estas instrucciones no cubren todas las situaciones específicas que se puedan encontrar, el operador debe complementarlas con buen juicio y experiencia. En el caso que considere que una instrucción pueda conllevar riesgos de seguridad u otras razones, consultar con el supervisor las dudas a fin de obtener las mejores instrucciones de cómo proceder ante eventos específicos.

Sin ser excluyentes el Operador de Planta tiene bajo su responsabilidad las siguientes tareas básicas.

Tareas preliminares

a. Recibe del Operador de Refinería del turno anterior las indicaciones de las ocurrencias operativas (tipo de corrida, tipo de crudo procesado, calidad de productos, etc.) y trabajos de mantenimiento en ejecución.

b. Lee los reportes de calidad de productos y su libro de ocurrencias para enterarse del detalle de incidencias. Solicita al Ingº. de Turno instrucciones sobre la operación que se desarrollará, y le informa de cualquier anomalía detectada o problema crítico cuya solución requiera su coordinación. Así también escribe en el libro de ocurrencias las incidencias correspondientes a su turno.

c. Da su vuelta de rutina inspeccionando equipos tales como:

• Operación de hornos F-1 y F-2. (Chequea llama de los quemadores, diferenciales vapor/combustible, presión de combustible en el campo,etc.)

• Operación de bombas de proceso.

• Alineamiento de sistemas de producción.

• Alineamiento de circuitos especiales de producción (Asfaltos vía estaciones de mezcla, corridas de solvente Nº 1 y Nº 3).

• Lee los reportes de calidad de productos y su libro de ocurrencias para enterarse

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Monitoreo y Control de Variables de Proceso

a. Chequea en las estaciones de control las variables del proceso de refinación como:

• Perfil de temperaturas de precalentamiento de crudos.

• Presiones de los circuitos de precalentamiento de crudo.

• Perfil de temperaturas de hornos F-1/F-2.

• Perfil de temperaturas de columnas C-1/C-6.

• Niveles de columnas C-1/C-2/C-3/C-5/C-6.

• Niveles de acumuladors V-1/V-2,V-4.

• Flujos de corrientes de proceso y productos terminados.

• Presiones de columnas.

b. Verifica el control de las variables de operación en las estaciones Foxboro, accesando en cada lazo de control y ajustando los valores de setpoint deseados. Coordina las acciones correctivas que cada caso requiera. Por ejemplo, si detecta que el nivel de un recipientes está lleno y la válvula automática indica 100% abierta, envía a su Operador de Equipos a chequear si la bomba no está cavitando, o a abrir el by-pass de la válvula de control, etc. Por su parte el Operador de Refinería chequeará la variable que pudo causar dicha perturbación.

c. En función al tipo de crudo procesado, realiza las correcciones en las condiciones de operación de UDP/UDV para alcanzar los objetivos de calidad de productos y los rendimientos deseados. Efectúa los cambios de condiciones de operación para la ejecución de las diversas corridas de producción solicitadas por el Supervisor de Turno-Procesos, con el objetivo de minimizar el tiempo de ajuste y obtener el producto en la especificación deseada. Lograda la estabilización de la Unidad y la calidad del producto, coordina con el Operador de Movimiento de Productos su alineamiento al tanque de producción y comunica al Supervisor de Turno-Procesos.

d. En los cambios de tanque de suministro indicados por el Supervisor de Turno-Procesos, coordina con el Operador de Equipo la ejecución de acciones típicas de campo orientadas a controlas y estabilizar la Unidad en situaciones de operación normal y/o emergencias, de acuerdo a procedimientos establecidos en el capítulo VIII sobre procedimientos de emergencia.

e. Realiza ajustes de variables desde el panel el control para las siguientes acciones de emergencia:

• Accesa el lazo de control de carga a la Unidad para la puesta en servicio de las bombas de carga, y/o puesta en servicio de la bomba P-1 A en los casos de corte de corriente.

• Accesa el lazo de control de las válvulas automáticas de los hornos F-1 y F-2 para el encendido de los hornos después de un corte de corriente.

• Accesa los lazos de control de niveles de fondos de columnas C-1 y C-6 para el control de los niveles de fondos.

• Accesa el lazo de control de carga a la unidad para corregir las variaciones que hubiera.

f. Reporta al Supervisor de Turno-Procesos de cualquier anomalía en la UPS y demás periféricos del sistema de control (vibración en pantallas, bloqueo del

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sistema, etc)

Confección de Reportes de Control

a. Es responsable del control de horas trabajadas de equipos rotativos.

b. Responsable de mantener actualizada la impresión de reportes de condiciones de operación del sistema de control.

c. Reporta los datos recibidos de laboratorio de calidad de productos. Otros trabajos de su responsabilidad

a. Conocimiento al detalle de los procedimientos de arranque y parada de Unidades, y maniobras de emergencia, para ejecutar las acciones requeridas con oportunidad y de forma eficiente, y de acuerdo a los procedimientos establecidos.

b. Control del envío de muestras rutinarias al laboratorio, y efectúa seguimiento a los resultados de las mismas. Ejecuta las correcciones en las condiciones de operación necesarias y envía muestras posteriormente para verificar se alcance el objetivo de la corrección.

c. Analiza los reportes del gastado de soda y pH y coordina con el Operador de equipos los cambios de soda y agua requeridos en los equipos de tratamiento cáustico C-4, V-3, D-126, D-127.Opera los controles de la Unidad de Destilación Primaria y Destilación al Vacío, para lo cual manipula parámetros de operación como: flujos, temperaturas, presiones, niveles, etc., con la finalidad de optimizar las condiciones de operación y asegurar la calidad de los productos obtenidos. Este procedimiento lo hace impartiendo órdenes y supervisando al operador III de Equipo.

d. Conocimiento al detalle de todas las modificaciones que se ejecutan a través de los proyectos y su adecuada puesta en servicio así como su control.

e. Elabora y controla la ejecución los permisos de trabajo en el área bajo su responsabilidad.

1.3.4 El Operador de Equipos

El operador de Equipos desarrolla su labor en las áreas de UDP y UDV en turnos rotativos, ejecutando los movimientos de campo que se requieren para mantener bajo control las condiciones de operación de la Unidad. Dentro de sus actividades están la limpieza de hornos de proceso, el muestreo de productos, lubricación de equipos rotativos, drenajes de drums acumuladores y filtros, alineamiento de sistemas para los cambios de producción, cambio de bombas, cambio de soda y agua en los drums de tratamiento cáustico, preparación de productos químicos y control de la inyección de aminas al tope de las columnas C-1 y C-6, realiza maniobras de alineamientos en las emergencias, etc.

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Tareas Preliminares

a. Recibe la guardia del turno saliente, enterándose de las incidencias más importantes del turno anterior, los tanques donde están alineados los productos, el/los tanques de suministro, los problemas operativos y de mantenimiento, y los trabajos que están en ejecución.

b. Lee las ocurrencias del libro de reporte del Operador de Equipos, y realiza su vuelta de rutina inspeccionando qué bombas están en servicio y cómo están alineados los sistemas. Se apoya para el chequeo de las condiciones de operación de los datos de las estaciones de control Foxboro I/A.

Muestreo

a. Muestreo de la soda de los Drums C-4 y D-126 para su análisis en laboratorio gastado, y de acuerdo a recomendación de laboratorio, realizar el cambio de soda en coordinación con el Operador de Movimiento de Productos.

b. Muestreo de agua de V-3 y D-127, cambio de agua de acuerdo a recomendación de laboratorio.

c. Muestreo de agua del V-1 y V-4 para análisis del ph y regulación de la bomba de inyección de aditivos.

d. Muestreo de rutina de productos blancos, negros y muestreos a solicitud del Operador de Planta. En caso del kerosene, diesel y solvente observará la apariencia opaca del producto y/o contaminación, y comunicará de inmediato al Supervisor de Turno-Procesos u Operador de Planta para que se tomen las acciones correspondientes para el cambio de tanque de producción respectivo.

e. Efectúa los análisis de API en el laboratorio de Planta requeridos para las correciones de condiciones de operación rápidas.

Chequeo de equipos rotativos y lubricación

a. En su vuelta de rutina verifica el nivel aceite de las cajas de cojinetes de las bombas centrífugas, lubricadores de las bombas reciprocantes, nivel de aceite en reductores de los aerorefrigerantes. Adiciona aceite a los tricos de las bombas centrífugas y chequea la operatividad del trico.

b. Revisa el alineamiento del agua de enfriamiento a los sistemas de refrigeración de las bombas centrífugas y regula su flujo.

c. Revisa el alineamiento del sistema de flushing al sello mecánico de las bombas y regula su flujo.

d. Revisa el alineamiento del vapor al quench del sello mecánico de las bombas de fondos de UDP y UDV y regula su flujo para mantener una presión máxima de 10 psig.

e. Reporta al Operador de Planta e Supervisor de Turno-Procesos sobre cualquier vibración anormal detectada en las bombas o fuga por el sello mecánico de las

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mismas para que se proceda a su intervención.. Drenaje de Equipos

a. Controla el drenaje de los acumuladores V-1 y V-2. Verifica el funcionamiento de la válvula automática LC-6 (drenaje de agua del V-1 al desagüe industrial), así como de la válvula automática de drenaje del V-2 al desagüe industrial. En caso de obstrucción de las líneas realiza su limpieza desarmándolas.

b. Controla el drenaje del agua acumulada en filtros de sal y coalescedores D-120, D-122, D-123, D-124.

c. Cuando se realizan los cambios de soda y agua de los drums C-4, V-3, D-126, D-127 drena el agua y la soda al sistema del separador API en coordinación con el Operador de Movimiento de Productos.

Preparación y dosificación de productos químicos

a. Verifica el nivel de producto químico en los drums respectivos y prepara el batch de acuerdo a la dosificación indicada por Ingeniería de Procesos. Chequea la operación de las bombas de inyección de aditivos.

b. De acuerdo a los resultados de laboratorio del análisis del pH del agua de los acumuladores V-1 y V-4, regula la carrera de las bombas de inyección para mantener el pH del agua de los acumuladores en 6.5 a 7.0.

Preparación de reportes

a. Llena en cada turno el reporte de control de corrosión y combustión en UDP/UDV, donde consigna la altura de los cilindros, la limpieza de quemadores, y el exceso de oxígeno.

b. Llena en cada turno el reporte del Operador de Planta (Balance Diario de Producción), donde consigna los volúmenes de carga/producción y el consumo de combustible en los hornos.

c. Llena en cada turno el reporte de control de horas trabajadas de equipos rotativos.

Limpieza de hornos de proceso

a. Inspección de rutina de quemadores. Limpieza de quemadores obstruidos (coque formado en las boquillas y en los tazones) o con llama deficiente. Regulación de quemadores ajustando el flujo de combustible/vapor individualmente a cada quemador. Cambio y desarmado/limpieza de quemadores en caso ser necesario.

b. Deshollina una (1) vez por turno los tubos de la zona convectiva del horno F-1, realizando previamente las maniobras de purga del condensado de la línea de vapor de limpieza.

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Maniobras de campo

a. Pone en servicio la bomba P-7 para inyectar gasóleo/solvente/kerosene a las estaciones de mezcla de la planta, de acuerdo a las corridas de producción, a solicitud del Operador de Planta.

b. Realiza los cambios de bombas centrífugas/reciprocantes de acuerdo a las coordinaciones con el Operador de Planta. También entrega los equipos rotativos a mantenimiento.

c. Verifica el alineamiento de los circuitos en los cambios de operación. En los casos de emergencias diversas actúa de acuerdo a los procedimientos de cortes de corriente, falla de aire de instrumentos, etc.

d. En los arranques y paradas de planta, realiza las maniobras de campo que se requieren para la puesta en servicio de líneas, bombas, equipos, hornos, etc., de acuerdo al procedimiento descrito en el manual de operaciones de la planta. Así también ejecuta las maniobras de vaporización de equipos y líneas.

e. Realiza la limpieza de planta y equipos a su cargo.

f. Apoya al Operador de Planta e Supervisor de Turno-Procesos en maniobras a su solicitud.

g. Velará por el Orden y Limpieza del área de procesos. Control de Permisos de Trabajo

a. Elabora de permisos de trabajo en frío y en caliente en el área bajo su responsabilidad, y en sus vueltas de rutina verifica el avance de los trabajos. En caso de detectar alguna anomalía en los trabajos realizados informa al Operador de Planta e Supervisor de Turno-Procesos.

b. Recibe el trabajo terminado correspondiente a los permisos de trabajo.

1.4 Productos de las Unidades

Las Unidades que conforman el área de Procesos de la Refinería Conchán son: Unidad de Destilación Primaria, Unidad de Destilación al Vacío y Unidad Despojadora (actualmente en desuso).

Hasta el año 1994 la capacidad de procesamiento de la Unidad de Destilación Primaria era máximo de 6.7 MBD de Crudo Mezcla, y la de Destilación al Vacío de 4.4 MBD de Crudo Reducido. Luego de la implementación de proyectos como cambios de bombas, líneas de procesos, instalación de zona convectiva en el horno F-1, Proyecto de Modernización de la instrumentación de Refinería Conchán, repotenciación del tren de intercambio de calor, etc. a partir de 1,997 se ha ido logrando incrementar la carga desde niveles de 6,700 hasta 12,000 BPD que se procesan en la Unidad en forma sostenida.

Los productos que se obtienen de la Unidades de Destilación Primaria son:

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Refinería Conchán Unidad Operaciones Página 13 • Gasolina Liviana de V-2, al pool de tanques de Gasolina Primaria.

• Gasolina de V-1, al pool de tanques de Gasolina Primaria.

• Solvente Nº1, a tanques de almacenamiento de Solvente Nº1.

• Solvente Nº3, a tanques de almacenamiento de Solvente Nº 3.

• Solvente RC, a tanques de almacenamiento para formulación de Asfalto Líquido, a tanques de almacenamiento.

• Solvente pesado, con punto de inflamación alto, que se alinea al kerosene y/o al pool de residuales cuando los tanques de solventes están llenos.

• Kerosene, a tanques de almacenamiento.

• Diesel, a tanques de almacenamiento.

• Crudo Reducido/Residuales, carga a la Unidad de Vacío o a tanques de almacenamiento pasando por las estaciones de mezcla.

Los productos que se obtienen de la Unidad de Destilación al Vacío son:

• Gases incondensables de Tope, descarga a la atmósfera vía K.O.Drum.

• Nafta de V-4, se alinea al pool de diesel.

• Gasóleo Ligero, a pool de Diesel.

• Gasóleo Pesado, usado para la formulación de Residuales o asfaltos.

• Residuo de Vacío, a tanques de almacenamiento de residuales vía estaciones de mezclas.

• Asfaltos, a tanques de almacenamiento de Asfaltos 40/50, 60/70, 85/100, 120/150. El asfalto se obtiene del procesamiento de Crudo Mezcla (75% Crudo Loreto Oxy y 25 % Base Asfaltica de Refinería Talara). Bajo este esquema se preparan el Asfalto 40/50, 60/70, 85/100 y 120/150.

• Base Asfáltica, usada para la formulación de Asfaltos líquidos con inyección de solvente vía estación de mezclas. Bajo este esquema se preparan el Asfalto RC-70, y RC-250. En elcaso de la formulación de MC-70 se usa la base mezclada con kerosene.

• Base Asfáltica, para formulación de Ronax 250,500,800 mezclando la base asfáltica con Aceite Lubricante DL-8000 en proporcionaes establecidas.

1.5 Tipos de Operación

El procesamiento de Crudos bajo parámetros propios al tipo de operación, permiten la producción de Residuales, Cemento Asfáltico de diversos grados y Asfálto Líquido RC-250, y se muestra en la tabla a continuación:

O P E R A C I O N RESIDUAL (2) Tipo de Crudo R - 6 RCI ASFALTOS (1) Diversos Grados RC-250 Crudo Ecuatoriano NO NO SI NO Crudo Loreto SI SI NO SI

Crudo Loreto + Ecuatoriano NO NO SI NO

Crudo Guafita SI SI SI SI

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(1) La producción de Asfaltos de diversos grados: 40/50, 60/70, 85/100 y 120/150 tipifica la operación. Ejem.: Tipo de Operación (Operación Asfalto 40/50).

(2) En casos de excepción se procesa Crudo Ecuatoriano y/o Crudos Mezcla para formular Residuales y/o RC-70/250

1.6 Tipos de Carga a Unidades

Históricamente la Refinería Conchán, durante la gestión de Conchán Chevron procesó crudos livianos (30 a 36 °API) y crudos pesados (12 a 15 °API) para la preparación de Residuales, Asfaltos y Derivados. En la gestión de Petróleos del Perú S.A. se procesó crudos diversos: Crudo Ecuatoriano, Crudo Loreto (Oxy, Lote 8, Liviano), mezcla de crudos y mezclas de Crudo Loreto con Residual Asfáltico de Talara proveniente del Crudo HCT ONO. Recientemente, en Enero 1999 se procesó el crudo Guafita, crudo liviano por naturaleza (API 29) que dio resultados para la formulación de Asfaltos. Se encuentra en etapa de evaluación su uso alternativo con mezclas de otros crudos.

Tabla 1. Procesamiento Crudos/Mezclas de Crudo en Refinería Conchán

Tipo de Crudo API Unidades en Servicio Operación Crudo Liviano 30-36 UDP con UDV ó UDP sola Residual, RC-250 Crudo Boscan 12-15 Precalentador y Unidad

Despojadora.

Residuales Crudo Boscan 12-15 Unidad de Vacío Asfaltos.

Crudo Ecuatoriano 25-28 UDP con UDV Residuales, Asfaltos, Asfalto RC. Crudo Loreto Lote 8 23-25 UDP con UDP Residuales, Asfalto RC

Crudo Loreto OXY 20-21 UDP con UDV Residuales, Asfalto RC Mezcla 75% OXY

Con 25% Base Asf.

18.8-19.6 UDP con UDV Asfaltos Base Asfáltica 15 UDV Asfaltos

Crudo Guafita 28.5-29 UDP con UDV Residuales, Asfaltos

Actualmente para la preparación de Cementos Asfálticos se procesa crudo mezcla de composición Crudo Loreto Oxy 75% y Residual Asfáltico 25%. La base asfáltica o residual asfáltico enviada de Refinería Talara viene con 18% de kerosene. Es importante conocer con la anticipación debida los crudos usados en Refinería Talara para la producción de la Base Asfáltica, y de esa forma preveer su influencia en la calidad del Asfalto producido. En el procesamiento de Crudo OXY puro, si bien se logra la especificación de penetración y viscosidad, en la prueba de ductilidad despúes de película fina no se alcanza los valores de especificación, por lo que imposibilita su uso para la producción de Cementos Asfálticos. Esta característica del asfalto se corrige con la preparación de mezclas de crudo OXY con Base Asfáltica, para obtener los cementos asfálticos en especificación.

Para el caso de los Asfáltos Líquidos como no se requiere esa especifiación, se usa el Crudo OXY.

Tabla 2.Mezclas Procesadas para producción de Asfaltos en Refinería Conchán

Nº de Mezcla Tipo de Crudo

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Crudo Ecuatoriano 80

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Refinería Conchán Refinería Conchán Refinería Conchán

Refinería Conchán Manual de Operaciones Página Manual de Operaciones Página Manual de Operaciones Página 14 Manual de Operaciones Página 141414

Crudo Loreto OXY 20 70 70 75 60 60

Crudo Loreto Liviano 60 15 40

Crudo Reducido 60

Base Asfáltica 30 30 25 40 20 25 25 100

Crudo Guafita 100

El procesamiento de las diversas mezclas de Crudo nos da una pauta de la flexibilidad operativa de nuestras Unidades orientadas actualmente a la producción de Asfaltos en sus diversos grados.

La mezcla 2 se procesó cuando la Base Asfáltica era enviada de Refinería Talara con Gasóleo (sin material de corte cuya componente craqueado afecta la calidad del asfalto). En la mezcla 3 la base asfáltica venía mezclada con diesel. En la mezcla 4 la base asfáltica enviada es mezclada con kerosene.

Las mezclas de Crudos 3, 4 y 7 son las alternativas de procesamiento de mejor estabilidad en la operación y mayor rendimiento de asfaltos. En corridas de prueba realizadas en 1,995 se se obtuvieron niveles de carga de 6,700 BPD sostenidos procesando una mezcla constituída por 25 % de Base Asfáltica (mezclada con kerosene), 15 % de Crudo Loreto Liviano y 60% de Crudo Loreto Oxy (Mezcla 7).

Los asfaltos provenientes de crudo OXY se usan para la preparación de los Asfaltos líquidos de curado rápido RC-70, RC-250 (con inyección de solvente), y en la preparación de Asfaltos líquidos de curado medio MC-30 (con inyección de kerosene).

En la preparación de Ronax 250, 500 y 800 se usa asfaltos sólidos provenientes de crudo mezcla

Es necesario recalcar que para obtener cargas altas en Refinería Conchán procesando la mezcla descrita anteriormente se precalentó el Crudo en los precalentadores de succión de los tanques de alimentación hasta 110 a 130ºF.

Actualmente a los niveles de carga de 12,000 BPD se mantiene la composición de las mezclas necesarias para la formulación de Asfaltos.

(16)

CAPITULO II

FUNDAMENTOS TEORICOS 2.1 EL PETROLEO CRUDO

El Petróleo Crudo, como viene de los pozos, rara vez puede usarse directamente. Su mérito consiste en los muchos derivados que se pueden elaborar a partir de él, en una Refinería ó Complejo Petroquímico. La obtención de los productos deseados se hace posible por medio de un proceso básico denominado destilación.

El origen de la palabra Petróleo proviene de dos palabras latinas: Petra (roca) y Oleum (aceite). Se ha establecido que el Petróleo Crudo es una mezcla compleja de compuestos llamados hidrocarburos dentro de los cuales pueden ser parafínicos, nafténicos, aromáticos y heterocíclicos, con propiedades físicas y químicas variadas (peso molecular, punto de ebullición, etc.), y cuya separación en una columna de destilación se basa en los rangos de ebullición de las fracciones de petróleo a separar.

En la práctica se destila el crudo no para obtener componentes puros si no cortes que representan mezclas de hidrocarburos multicomponentes que poseen propiedades y características más uniformes dentro de un determinado rango de temperaturas de ebullición. Los hidrocarburos son denominados así porque están constituidos principalmente de Carbono e Hidrógeno, aunque también se encuentran pequeñas cantidades de Azufre, Oxígeno y Nitrógeno, dependiendo de su origen. Esos cortes son considerados como mezclas homogéneas de hidrocarburos, es decir que cada galón de ella tiene las mismas propiedades físicas.

Tipos de Petróleo Crudo

Esta clasificación está basada en las relativas cantidades de ceras parafínica y asfalto presentes en el petróleo

• Base parafínica

• Base Mixta

• Base Asfáltica Series de Hidrocarburos

Los compuestos de hidrocarburos que se encuentran en el petróleo pertenecen a varias series o familias de hidrocarburos entre los que mencionamos:

• Parafinas. Son cadenas de carbono sin ramificaciones, son compuestos estables, pueden ser saturados ó insaturados.

• Iso-parafinas. Son cadenas de carbono ramificadas, ejemplo: el isobutano, isopentano, etc. Compuestos que pueden tener la misma fórmula que la parafina normal, pero tienen distintas propiedades físicas.

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insaturada contribuye a que sean compuestos menos estables y de mayor reactividad química.

• Nafténicos (Parafinas cíclicas). Contienen cinco a seis átomos de carbono en un anillo. Los más comunes son el ciclopentano y el ciclohexano. Se encuentran en cantidades considerables en las gasolina y son valiosos por su habilidad para convertirse en hidrocarburos aromáticos con un octanaje de alrededor de 100. Estas gasolina constituyen la carga para un reformador catalítico.

• Aromáticos. Compuestos con seis átomos de carbono en un anillo con tres enlaces conjugados. Su producción ha sido importante por el incremento de la demanda de gasolina de alto octanaje para automóviles y gasolina de aviación, además de la fabricación de productos químicos.

2.2 IMPORTANCIA DE LA DESTILACION

En nuestra refinería en la Destilación Primaria se obtienen los siguientes productos: Gases incondensables, Gasolina, Solvente, Kerosene, Diesel, Residuales; mientras que en la destilación al vacío se obtienen nafta de vacío, gasóleo liviano, gasóleo pesado y los asfaltos ó residuales. Algunas refinerías obtienen adicionalmente un corte de gasóleo atmosférico (AGO), además de un corte de Slop Wax en la Unidad de Vacío

Cada uno de estos productos es una mezcla que contiene muchos hidrocarburos puros. Algunos de ellos como el kerosene y el diesel pueden venderse directamente al consumidor. Otros como la gasolina se mezclan con otros componentes (gasolinas craqueadas y Plomo Tetraetílico) para alcanzar especificaciones de octanaje para su venta, otros destilados como los gasóleos se utilizan como alimentación a Unidades de Craqueo Catalítico en otras Refinerías.

Mediante el control adecuado de los procesos de destilación se pueden elaborar productos refinados que satisfagan especificaciones bastante rígidas tales como punto de inflamación, rango de ebullición, viscosidad, etc.

Estados de la materia

Al tratarse de la destilación, se usan frecuentemente los términos vapor, líquido y gas. Por esto es necesario saber la diferencia física entre los estados de la materia como son: líquido, gas y sólido.

Los elementos que componen la materia están clasificados en dos grupos: sólidos y fluidos. Los fluidos están divididos en líquidos y gases. Los sólidos se caracterizan por tener una forma definida lo cual es relativamente difícil de cambiar. En cambio la forma de un fluido puede cambiar permanentemente en respuesta a la más pequeña influencia.

Es interesante hacer notar, que un líquido a pesar de fluir fácilmente, tiene un volumen definido que no cambia con facilidad. Por el contrario, un gas es afectado por la más mínima fuerza ejercida sobre él, para cambiar su volumen. En otras palabras, un gas ocupa el volumen completo de cualquier recipiente que lo contenga.

Las moléculas de un líquido están estrechamente ligadas entre sí y se atraen las unas a las otras, debido a las fuerzas de cohesión que poseen. Estas fuerzas se oponen a las fuerzas exteriores que tienden a separar las moléculas pero permiten un rozamiento entre las mismas. La resistencia de estas moléculas a deslizarse entre sí se llama viscosidad, la cual

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le da resistencia del fluido a cambiar de forma (fluir).

Las moléculas de un gas están separadas por distancias muy grandes y se mueven libremente en el espacio. La fuerza de atracción entre ellas es mínima. Por otra parte las moléculas de un sólido están fuertemente ligadas entere sí. Su fuerza de atracción es mucho mayor que los líquidos.

Ordinariamente las palabras gas y vapor se emplean indistintamente, sin embargo, en las operaciones de refinación, la palabra gas se aplica a aquellos fluidos que son difíciles de condensar, mientras que la palabra vapor se aplica a los fluidos que pueden ser condensados a temperaturas ordinarias. Los productos elaborados por destilación están generalmente en estado de vapor ó líquido.

Calor y Destilación

El calor es tan necesario para la destilación como lo es el catalizador para ciertos tipos de reacciones químicas. El calor es el medio con el cual se alcanza la temperatura necesaria para que se realice la destilación.

Como cualquier propiedad física, el calor tiene unidades de medición definidas en la misma forma que lo tiene el peso, la longitud, la viscosidad, etc. La unidad de calor comúnmente usada en la industria del petróleo es el BTU. Se define como la cantidad de calor necesaria para elevar 1ºF la temperatura de una libra de agua.

Por ejemplo si calentamos 5 libras de agua de 50 a 60 ºF se ha añadido 5 x (60-50)= 50 BTU de calor.

Presión y Destilación

La presión también tiene un efecto importante en la destilación. En los procesos de destilación, la condición bajo la cual funciona la torre cae dentro de uno de estos grupos: destilación a presión atmosférica, destilación al vacío o destilación a mayores presiones. Debido a que se usa la presión atmosférica como presión de referencia, se debe considerar los factores que establecen la presión atmosférica. Se sabe que la atmósfera se compone principalmente de oxígeno y nitrógeno. Estos gases se mantienen sobre la superficie de la tierra por la fuerza de gravedad.

La presión en la superficie es debido al peso de estos gases. Esta presión atmosférica es de aproximadamente 14.7 lbs/pulg2 a nivel del mar, y es equivalente al peso de una columna de agua de 34 pies de altura.

Esta presión sin embargo es diferente a diferente altura. Por ejemplo en lugares como la sierra la presión atmosférica será ligeramente menor. Si tomamos en cuenta que el punto de ebullición de un líquido cambia con la presión, a más altas presiones los líquidos hervirán a mayores temperaturas, mientras que a presiones más bajas los líquidos hervirán a menores temperaturas.

Presión de Vapor

Se ha visto que las moléculas de los gases están constantemente en una especie de movimiento desordenado, mientras que las moléculas de los líquidos, aunque también en movimiento ocupan un volumen fijo. Sin embargo, se sabe que cuando un liquido (como el agua o la gasolina por ejemplo) es expuesto al aire en un recipiente abierto, se vaporiza y

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desaparece.

La explicación de esto está en las moléculas de los líquidos (las cuales siempre están en movimientos rápidos) se desprenden de la superficie del líquido y salen al aire. Si el recipiente es calentado, el líquido se evapora mas rápidamente porque el calor causa un aumento en la velocidad con que se mueven las moléculas y mayor cantidad de ellas escapan al aire.

Cuando se tiene un líquido en un recipiente cerrado, comienzan a desprenderse moléculas de la superficie del liquido hasta que llega un momento en que se equilibra la cantidad de moléculas que escapan del liquido con las que vuelven a él. Si en este momento se coloca un manómetro y se lee la presión existente a esta se le denomina Presión de Vapor. Cuando el número de moléculas que escapan del líquido como vapor es igual al número de moléculas que se convierten de vapor en líquido, existe un estado de equilibrio líquido-vapor. Este estado de equilibrio existe hasta que se añade más calor al sistema, cambiando a un nuevo estado de equilibrio a mayor temperatura. Esta adición de calor incrementa la presión de vapor.

Cuando un liquido se calienta hasta que comienza a hervir y a desprender vapores, a esta temperatura se le llama Punto de ebullición del líquido. Si el liquido continúa hirviendo, la temperatura se mantendrá constante. El agua por ejemplo hierve a 212 ºF a presión atmosférica.

En los hidrocarburos, el metano tiene mayor presión de vapor que el etano, el etano mayor presión de vapor que el propano, y así sucesivamente.

Si en un recipiente se tiene una mezcla de metano y butano, el metano se separa rápidamente de la mezcla debido a la gran diferencia existente entre las presiones de vapor de ambos.

Presión parcial

Supongamos que un recipiente cerrado contiene iguales cantidades de dos clases distintas de moléculas, tales como vapor de agua y kerosene vaporizado, con la diferencia que una pesa más que la otra. Imaginemos que estas moléculas fueran como pelotas de ping pong de diferentes colores, blancas las de vapor de agua y negras las de kerosene. Supongamos que la presión del recipiente es de 10 psig. ¿qué es lo que causa la presión?

Primero el vapor de agua y el kerosene se han calentado. El calor es energía, por lo tanto, la energía ha sido transmitida a las dos sustancias y esto causa como resultado un movimiento ó rebote de sus moléculas (pelotas de ping pong en el ejemplo) contra las paredes del recipiente. Mientras más rápido rebotan, más presión es ejercida contra las paredes del recipiente.

Si hubiera 500 pelotas negras y 500 pelotas blancas, la mitad de la presión sería causada por las pelotas blancas y la otra mitad por las pelotas negras. Esta haría que la presión total de 10 psig dentro del recipiente se divida así, 5 psig como la presión parcial de las pelotas blancas y 5 psig como la presión parcial de las pelotas negras. Si hubiera 700 pelotas blancas y 300 pelotas negras en el recipiente, la presión sería distribuida a 7 y 3 psig respectivamente. Este es el efecto de la presión parcial, y cada tipo de molécula actúa independientemente de las demás.

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Esto significa que la presión ejercida por las pelotas negras depende de la cantidad presente de ellas en el sistema y es independiente de la presión ejercida por las pelotas blancas. Por lo tanto para un recipiente a presión constante, cuanto más presión se le pueda atribuir a las pelotas blancas en movimiento, menor será la presión ejercida por las pelotas negras.

Con estos conocimientos se puede definir lo que es destilación:

Destilación es el proceso de separar vapor de un liquido por ebullición y después condensar el vapor. El fraccionamiento viene a ser la separación por destilación.

Si una mezcla de varios hidrocarburos, digamos butano, pentano y hexano, se envía a su sistema donde es separado de manera que el butano, pentano y hexano son enviados cada uno a un recipiente distinto, se dice que la mezcla ha sido separada ó fraccionada.

2.3 Columna de Destilación Atmosférica, ó de Fraccionamiento

La era moderna en la elaboración de derivados del petróleo comenzó con el uso de la columna de destilación atmosférica, llamada también torre de fraccionamiento ó torre de burbujeo. Esta última denominación se refiere al hecho común que en ella los vapores burbujean a través del líquido contenido en las bandejas. Esto da lugar a que los vapores ascendentes entren en contacto con el líquido descendente (reflujo) de bandeja en bandeja.

Una columna de destilación típica usada en el fraccionamiento de petróleo es un cilindro de acero ubicado en posición vertical, de 2 a 25 pies de diámetro y de 10 a 120 pies de altura según los diseños solicitados.

En el interior de la torre se encuentra desde 3 hasta 60 bandejas colocadas en posición horizontal y generalmente colocadas a espacios equidistantes una de otra. Las bandejas son planchas de acero circulares de ½ a ¾ pulgadas de espesor y tienen una circunferencia igual a la del interior de la columna, son empernadas rígidamente a la pared, formándose secciones de determinados números de bandejas. El espaciamiento en los platos es generalmente de 2 pies. Se deja un espacio de 5 a 7 pies para las salidas laterales y de 3 pies en la cabeza de la columna para evitar la salida de líquido en la corriente de tope. En el fondo de la columna se deja libre un espacio de aproximadamente 7 pies para variaciones de nivel.

Ya que el tope de las columnas trabaja a bajas temperaturas que permiten la condensación de compuestos corrosivos, normalmente los 4 platos superiores y el domo son de monel. Los platos acumuladores para salidas laterales están hechos de acero al carbono o de acero al carbono pasivado. La sección del fondo de la columna puede estar recubierta con acero inoxidable con 11 a 13% de Cr para prevenir corrosión a altas temperaturas. Para altas temperaturas se aumenta la resistencia de las bridas de las boquillas a 300 # y se utiliza acero con 1 a 1 ¼ % de Cromo y ½ % de Molibdeno.

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Columna de Destilación Atmosférica de Refinería Conchán.

Los dispositivos usados en Refinería Conchán para el fraccionamiento en cada plato son del tipo de copas de burbujeo, las cuales se soportan en un riser de 6 posiciones, cada una de las cuales permitirá mayor área para el pase de vapor hacia el plato superior

Los platos cumplen los siguientes objetivos:

• Capacidad: Deseable sean diseñados para altos flujos vapor/líquido. Flexibilidad o adaptabilidad a fluctuaciones en flujos de vapor o líquido.

• Caídas de presión: Son deseables bajas caídas de presión para reducir la gradiente de temperatura entre el tope y fondo de la columna. Una alta caída de presión está generalmente (pero no siempre) asociada con diseño ú operaciones antieconómicas.

• Eficiencia: Una alta eficiencia es el objetivo de la performance de cada plato. Mientras mejor sea el contacto sobre un amplio rango de capacidades, mayor será la eficiencia en este rango.

• Costos de Fabricación e instalación: Los detalles deben ser simples para mantener bajos

32 31 26 29 30 28 27 24 25 21 23 20 22 18 19 16 17 14 15 1213 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Fondos de C-1

Entrada vapor despojante Diesel al C-3 Kerosene al C-2 Solvente a C-5 Entrada crudo a zona Flash C-1 Salida vapores C-1

Reflujo gasolina al tope

Retorno vapores C-5 Retorno vapores C-2 Retorno vapores C-5 Reflujo Medio de Diesel Válvula de seguridad

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costos.

• Costos de operación y mantenimiento: El diseño mecánico debe tomar en cuenta las peculiaridades del fluido (partículas suspendidas, coke, etc.) y dar facilidad para los requerimientos de drenaje, limpieza (química o mecánica), etc., para mantener los costos de operación y tiempos de parada en el mínimo.

Cada bandeja tiene un gran número de huecos de 2 a 3 pulgadas de diámetro, taladrados a través de la plancha. Sobre estas perforaciones van las copas de burbujeo, que son de diferentes tipos.

Diagrama de una copa de burbujeo

La columna de destilación es usada para separar las fracciones de hidrocarburos con puntos de ebullición similares. El crudo que ingresa a la zona de vaporización a la temperatura deseada para separar las fracciones, sufre una disminución de presión vaporizando súbitamente todos los componentes livianos y ascendiendo a través de cada plato de burbujeo donde se encuentra en contracorriente con el líquido que baja internamente por la columna y que constituye el reflujo interno. En cada plato ocurre transferencia de masa entre los componentes que conforman los vapores de hidrocarburos que ascienden y el líquido condensado que desciende, los componentes volátiles arrastran la parte volátil del líquido del plato y ascienden con el vapor al plato superior y los menos volátiles condensan en el líquido y son arrastrados hacia el siguiente plato inferior. Los hidrocarburos que hierven a baja temperatura ascienden a la cabeza del fraccionador, mientras que los hidrocarburos con puntos de ebullición intermedios ascienden a la mitad del fraccionador, y los hidrocarburos con puntos de ebullición elevados permanecen en los fondos del fraccionador.

El calor que se requiere para destilar es suministrado parcialmente por el intercambio entre las corrientes de alimentación y las corrientes de los productos extraído en intercambiadores de calor. La temperatura requerida se completa en los Hornos de proceso. Para separar los varios productos entre sí, el líquido debe ser calentado y vaporizado, condensado y revaporizado varias veces, de manera que cada vez la separación de productos sea mayor. Para esto se han establecido los reflujos quienes proveen la corriente de reflujo interno además de conservar la energía calorífica dentro del proceso.

Riser Vapores de hidrocarburos que ascienden por el riser D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D D Plato

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El líquido caliente que ha sido removido del fraccionador y enfriado en los intercambiadores de calor retorna para servir de reflujo. Como reflujo enfriará los hidrocarburos vaporizados ascendentes, procedentes de los platos más bajos y los vapores que condensen serán revaporizados por otros vapores calientes ascendentes en el fraccionador. Este enfriamiento, condensación, calentamiento y revaporización van constantemente purificando y destilando los productos deseados. Se crea otro reflujo con parte del líquido obtenido por condensación de los vapores calientes que salen del tope del fraccionador. Este reflujo permite el enriquecimiento en compuestos ligeros del producto obtenido en el tope.

Se sacan varios productos de la columna de destilación a diferentes alturas. Estos productos se llaman cortes laterales y se usan como alimentación a unas columnas pequeñas llamadas strippers (desorbedores ó despojadores).

En la sección de fondos de la columna típicamente has 5 ó 6 platos, y al igual que en los strippers, se usa vapor sobrecalentado para desorber los ligeros y minimizar el arrastre de diesel ó gasóleo atmosférico en la corriente de crudo reducido. La experiencia indica que la temperatura de fondos de la columna es 20 a 40 ºF más baja que la temperatura de alimentación a la zona flash. La cantidad de vapor despojante usado es de 10 Lbs de vapor por Bbl de fondo.

Inundación de Platos.

En la fig. de la izquierda se observa el flujo de líquido y vapor a través de los platos de la columna. El hidrocarburo líquido descendiendo por las bajantes, y los vapores ascendiendo a través de las copas y burbujeando en el nivel de líquido del plato. En ocasiones los platos se pueden inundar de hidrocarburo líquido haciendo imposible para las bajantes manejar apropiadamente el nivel de líquido en el plato. El nivel continuará subiendo hasta llenar el espacio que normalmente ocupan los vapores con líquido.

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Cuando el espacio que normalmente es ocupado por vapores de hidrocarburos es inundado con líquido, la mezcla e

intercambio de calor del líquido con el vapor es interrumpida por lo que el

fraccionamiento se empobrece.

Adicionalmente, la gradiente de Temp. A través del plato inundado disminuye, acercándose a cero, mientras que la caída de presión en la sección inundada

aumentará, a veces muy rápidamente. Esto se observa en la figura de la izquierda. La inundación de platos puede ser causada por las razones que analizaremos a

continuación: P l a t o C o m p l e t a m e n t e i n u n d a d o ∆ T d i s m i n u y e ∆

1. Una disminución en la presión de la torre puede causar un incremento en el rate del vapor el cual arrastrará el líquido hacia la parte superior de la torre causando inundación.

2. Una alta temperatura en el fondo de la torre incrementa el rate de vapor lo suficiente como para causar inundación. 3. Incremento del nivel de fondos hasta

que alcance la sección de los platos. 4. Altas relaciones de reflujo bajando por el

interior de la columna puede inundar los platos.

5. Falta de capacidad de la torre para manejar la carga. Bajo esta condición anormal, el fraccionamiento no es el adecuado y puede traer como consecuencia daños físicos a la torre. En las figuras se observa las partes internas de la torre bajo condiciones de inundación. Estas condiciones deber ser corregidas para evitar el daño físico de la torre. Las acciones correctivas dependiendo de la causa pueden ser: bajar la carga, bajar el rate de vapor, disminuir la presión, reducir la temperatura de la torre, reducir el reflujo de tope a la columna. Después que la causa es corregida, las variables del proceso deben ser ajustadas para racuperar la especificación de todos los productos.

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Cuando los platos se secan:

En esta figura se observa el daño físico que puede sufrir la torre como consecuencia de fenómenos de inundación causados por altos regímenes de carga.

Un plato que no contiene la suficiente cantidad de líquido para mantener un nivel en el plato es llamado un plato seco. En este caso debido a la falta de líquido en el plato ocasiona que la gradiente de temperatura disminuya acercándose a cero. En la figura se muestra claramente que por un exceso en la extracción del plato, los platos inferiores se quedan sin líquido.

Cuando un plato está seco la caída de presión a través de él disminuye.

Las causas que lo originan pueden ser bajo reflujo interno o externo, de modo que para corregir este problema se debe incrementar el reflujo externo. Debe tomarse en cuenta que un bajo reflujo interno no siempre es causado por un bajo reflujo externo, sino también por una excesiva extracción lateral. Otra causa importante puede ser un severo overflash (sobre-vaporizado) de la carga o cualquier otra condición que genere una mucho mayor cantidad de vapor que la normal.

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Resumiendo, hay tres tipos de condiciones de trabajo de los platos de una columna de destilación que afectan la performance de la destilación:

• Operación con platos inundados.

• Operación con platos secos.

• Operación con platos dañados físicamente como consecuencia de lo anterior (o como consecuencia de presionamiento excesivo en el interior de la torre).

2.4 Agotamiento (Stripping con vapor de agua)

Las corrientes laterales de la columna de destilación de crudo entran a una columna de agotamiento o stripper a través de una boquilla lateral sobre el plato superior. La alimentación se distribuye y orienta a fin de que el líquido no sea arrastrado con los vapores de retorno a la columna. Un stripper de corte lateral tiene generalmente 6 platos, como en el caso de Refinería Conchán. Para obtener la calidad de producto deseada deben satisfacerse las especificaciones de punto final de ebullición. Esto se logra balanceando los caudales de extracción y de reflujo interno en la columna de crudo. También deben

Fondos de Stripper Vapor de Stripping Vapores HC a columna Entrada HC a Stripper

En la figura de la izquierda se puede observar un plato deteriorado por una condición anormal de presionamiento en el interior de la torre.

Los problemas de mala instalación de copas que originan copas sueltas en los platos puede también causar condiciones anormales de operación en el plato.

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satisfacerse los puntos iniciales de ebullición. Esto se hace en el stripper mediante vapor de agotamiento.

Introduciendo vapor seco en un líquido caliente, decrece su presión parcial y, por lo tanto reduce la temperatura a la cual el líquido hierve. Así, sin necesidad de añadir más calor en el stripper, pero usando vapor de agotamiento, se elimina del producto la cantidad deseada de ligeros y se obtiene el PIE deseado. El vapor de agua tiene poco efecto en la viscosidad, punto final y otras propiedades. Estas características son poco afectadas por la presencia de fracciones livianas.

La cantidad de vapor teórica que deber ser usada en los strippers es 10 Lbs/Bbl de producto no desorbido.

2.5 COLUMNA DE DESTILACIÓN AL VACÍO.

Uno de los métodos usados para hervir líquidos a temperaturas por debajo de sus puntos de ebullición, es la destilación a presión menor que la atmosférica. Destilación al Vacío de un petróleo significa, que el producto a ser destilado se encuentra sometido a una presión menor que la atmosférica. No significa que hay un vacío perfecto sobre el líquido.

En una destilación atmosférica, operando a tan bajas presiones y tan altas temperaturas de zona flash como sea posible, la máxima cantidad de hidrocarburos que vaporizará se calcula aproximadamente por los cortes del rango de destilación TBP entre 700 y 800 ºF. A estas condiciones de operación, el residuo atmosférico, comúnmente llamado crudo reducido aún contiene un gran volumen de destilados los cuales pueden ser recuperados mediante la operación de destilación al vacío.

A los actuales niveles económicos de máximo vacío y temperaturas en la zona flash de una columna de destilación al vacío las temperaturas TBP de los cortes destilados pueden ser de hasta 1125 ºF. Esta temperatura límite está fuertemente influenciada por el contenido de metales de los destilados, particularmente el Vanadio. Para tener una idea del % en volumen de destilados que produce una Unidad de Vacío, para un crudo de 30 API, los destilados de la columna de vacío pueden ser hasta 30 % en volumen basado en el Crudo. Se inyecta vapor de agotamiento en el fondo de la columna para reducir la presión parcial del líquido del fondo. El fondo de la columna es de diámetro más reducido en su parte inferior para disminuir el tiempo en que el fondo permanece a una temperatura elevada. También se provee una línea de entrada de aceite de enfriamiento (quench) para proteger a las bombas de fondos.

Consideraciones económicas en el Diseño de Columnas de Destilación al Vacío

a. Disminuyendo la presión parcial de los hidrocarburos en la zona flash incrementa la vaporización y por lo tanto la producción de destilados.

b. Disminuyendo la presión total del sistema, disminuye la cantidad de vapor requerido para una vaporización dada. Al máximo vacío, teóricamente es posible que no se requiera vapor. Nótese que la finalidad de inyectar vapor a los fondos de la columna de vacío es el reducir la presión parcial de los hidrocarburos en la zona flash y no para el stripping de los fondos.

c. Un aumento en la presión de sistema incrementa los requerimientos de vapor y también incrementa los requerimientos de área seccional.

d. Una disminución de la presión del sistema incrementa los requerimientos de vapor del sistema de eyectores.

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De todo lo anterior se concluye que la presión óptima del sistema será aquella que minimice el consumo total de vapor.

La Unidad de Vacío se diferencia de la del tipo atmosférico en que tiene una columna de fraccionamiento de diámetro más grande, con platos de burbujeo más separados. Esto es necesario porque hay que manejar volúmenes mayores de vapor debido a la baja presión. Cualquier aumento repentino del vacío aumenta el volumen del vapor rápidamente y posiblemente cause la inundación de la torre.

Columna de Destilación al Vacío

El vacío se mantiene por dos métodos generales: Bomba de Vacío ó Eyector. Los eyectores se usan extensamente en equipos de refinería, mientras que las bombas de vacío se usan generalmente en laboratorios. El sistema de vacío se usa para remover los vapores que no

20 19 18 17 16 15 13 12 11 10 9 8 14 7 6 5 4 3 2 1 Reflujo Tope Vapores tope Válvula de Seguridad

Salida de Gasoleo Liviano

Reflujo de Gasóleo Pesado

Salida de Gasoleo Pesado

Entrada Crudo Reducido

Vapor despojante

Fondos de Vacío

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pueden ser condensados. Los eyectores extraen los gases de la torre por medio del uso del aire, agua ó vapor de agua. Los más comunes son los que usan el vapor de agua, sistema usado en Refinería Conchán.

En una columna de vacío los venteos de las bombas retornan a la columna para permitir la eliminación de incondensables de la bomba durante el arranque. Esto ayuda a arrancar la bomba. Cuando la bomba está operando adecuadamente, él venteo debe ser cerrado. Se dice que una torre está inundada cuando el volumen del líquido o de vapor fluyendo por la torre es mayor que la capacidad de diseño de la torre. Básicamente el procedimiento de operación de la torre de vacío es el mismo que de cualquier fraccionadora operando bajo condiciones atmosféricas.

2.6 ACUMULADORES DE TOPE

Todas las columnas de destilación tienen acumuladores de tope para recibir los condensados y vapores de tope no condensados. Los diseños típicos incluyen una bota de agua cuyo nivel será manejado con control automático. Este acumulador permite que el agua sedimente en la bota sin la asistencia de un dispositivo de coalescencia. La línea de salida de hidrocarburos tiene un tubo vertical a 6 pulgadas de la base para evitar que la bomba succione agua como un caso adicional de protección par evitar que la bomba succione agua.

En el caso del acumulador principal de la destilación primaria, el objetivo principal es el sedimentar el agua y evitar que ella refluje hacia la columna, pues presionaría el sistema. Típicamente el nivel del drum acumulador de tope se maneja con control automático hacia los tanques de producción de gasolina. Acostumbran tener un rompedor de vórtice en el tubo de succión de la gasolina.

El agua de la pierna de estos acumuladores es retirada hacia drenaje y en ella se controla el pH adecuado para controlar la efectividad de la amina neutralizante en el sistema de inyección de aminas al tope de la columna. Otros análisis permitirán también evaluar indirectamente la corrosión existente en el sistema de tope de la columna de destilación primaria.

Acumulador de Tope

Entrada de E-6 Gases a E-15

Gasolina a P-3

Agua a drenaje Gasolina de V-2