ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · 4.7 Dimensionamiento y especificaciones de los equipos propuestos...

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA Y AGROINDUSTRIA

DISEÑO DE UN SISTEMA DE COQUIZACIÓN RETARDADA PARA CRAQUEO DE CRUDO EXTRA PESADO

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO

WLADIMIR OSWALDO ROMERO BEDÓN ([email protected])

DIRECTORA: ING. LILIANA GUZMÁN BECKMANN MSc. ([email protected])

Quito, septiembre de 2016

DECLARACIÓN

Yo, Wladimir Oswaldo Romero Bedón, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. La Escuela Politécnica Nacional puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

__________________________________

Wladimir Oswaldo Romero Bedón

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el señor Wladimir Oswaldo Romero Bedón, bajo mi supervisión.

___________________________

Ing. Liliana Guzmán Beckmann MSc.

DIRECTORA DE PROYECTO

AGRADECIMIENTOS A mis padres Oswaldo y Sandra, que me apoyaron en todo momento. Mi gratitud eterna por un nuevo futuro. A mis hermanas Dominique y Angelina, que soportaron mi frustración tras el desarrollo de este proyecto. Gracias por su paciencia y presencia en mi vida. A Eugenia Romero, por creer en mi he impulsarme hacia adelante gracias por ser una buena tía. Al Ing. José Araujo, por apoyarme en mi primera experiencia laboral, permitirme culminar mis estudios y ayudar a mi familia. Al Ing. Lorena Velasco, por apoyarme innumerables veces en el desarrollo de temas de tesis. Al equipo de la Planta Topping: Geovanni, Freddy, Vivi, Pato, Geovanni S., Edy, Jorge, Sandro y Pablo por permitirme compartir con ustedes la experiencia de trabajar en equipo y apoyar a mi crecimiento profesional. Al Ing. Liliana Guzmán, que me apoyo sin conocerme gracias por ser una directora y profesional dedicada a su trabajo. Al Ing. Neyda Espín y al Ing. Andrés Chico, por ser los mejores colegas y es un honor poder llamarles de esa manera. A Martha, por su apoyo y amistad en el desarrollo de este proyecto. A mis compañeros de carrera por ser la competencia necesaria para culminar este proyecto en especial a Evelyn, Jessica y Juan Sebastían, más que compañeros son amigos.

DEDICATORIA

A Sandra, a ti te debo no solo este logro si no la vida. Gracias madre por todo.

A Oswaldo, a ti gracias por apoyarme jamás lo olvidaré.

Siempre adelante padre.

A mis hermanas Dominique y Angelina. Las quiero demasiado.

Luchen por sus sueños.

i

ÍNDICE DE CONTENIDO

PÁGINA

RESUMEN x INTRODUCCIÓN xiv

1 JUSTIFICACIÓN 1 1.1 Descripción general de la empresa 1 1.2 Diagnóstico del problema 2 1.3 Valorización de residuos 7

1.3.1 Importancia del pétroleo pesado 7 1.3.2 Valorización de crudo extra pesado con base en la coquización retardada 12

2 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO 17

2.1 Procesos de coquización o craqueo de petróleo 17

2.1.1 Coquización retardada 18 2.1.1.1 Materia prima 18 2.1.1.2 Calentamiento del hidrocarburo sobre el punto de craqueo 18 2.1.1.3 Coquización en los reactores (Tambores de Coque) 20 2.1.1.4 Descoquización hidráulica y cortado de coque 24

3 CRITERIOS DE DISEÑO PARA UN SISTEMA DE COQUIZACIÓN

RETARDADA PARA CRAQUEO TÉRMICO DE CRUDO RESIDUAL 26 3.1 Criterio de diseño para tuberías 26

3.1.1 Caracterización del crudo residual 26 3.1.2 Análisis del medio ambiente expuesto a la tubería 27 3.1.3 Selección del material de construcción para las tuberías 28

3.2 Criterio de diseño para el dimensionamiento de bombas céntrifugas 34 3.3 Criterio de diseño para un calentador de fuego directo con dos cámaras radiantes 37

3.3.1 Criterios de diseño evaluando el receptor de calor 38 3.3.1.1 Evaluación energética del receptor de calor 38 3.3.1.2 Selección del material y aislante que forman las paredes del

horno 46 3.3.2 Criterios de diseño evaluando la fuente de calor 47

3.3.2.1 Selección del tipo de combustible 47 3.3.2.2 Evaluación energética de la fuente de calor 50 3.3.2.3 Criterios de evaluación para los quemadores tipo cañón y del

sistema de inyección de combustible 53

ii

3.4 Criterios para el diseño de los reactores para la producción de coque 56 4 DISEÑO DE LA PLANTA 67 4.1 Diagramas de bloques BFD y diagrama de flujo PFD 67 4.2 Balance de masa 70 4.3 Planificación de la producción 74 4.4 Balance de energía 76 4.5 Disposición en planta (layout) y planos de elevación (vistas) 77 4.6 Diagramas de tuberías e instrumentación (P&ID) y control 83 4.7 Dimensionamiento y especificaciones de los equipos propuestos

(hoja de datos de los equipos) 90 4.7.1 Dimensionamiento de las tuberías 90 4.7.2 Dimensionamiento de bombas 96 4.7.3 Dimensionamiento de un calentador de fuego directo 99 4.7.4 Dimensionamiento de un reactor para coquización 114

5 ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD ECONÓMICA 133 5.1 Inversiones 133 5.2 Costos variables y costos fijos 136 5.3 Indicadores económicos de rentabilidad 138 5.4 Punto de equilibrio 142

BIBLIOGRAFÍA 144

ANEXOS 151

iii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1.1. Comparación cualitativa de diferentes procesos para la valorización de crudos pesados y extra pesados 13

Tabla 1.2. Capacidad de procesamiento en millones de toneladas métricas por año (MMTPA) de las unidades de valorización dependiendo del tipo de proceso 14

Tabla 3.1. Parámetros medibles y métodos de referencia 26 Tabla 3.2. Resultados promedios de la caracterización física-química

del crudo residual 27 Tabla 3.3. Clasificación de los combustibles que se utilizan en el sector

industrial 48 Tabla 3.4. Propiedades Físicas –Químicas del Fuel Oil 49 Tabla 3.5. Composición Típica de Combustibles Pesados 49 Tabla 3.6. Límites máximos permisibles de emisiones al aire para

fuentes fijas de combustión. Norma para fuentes nuevas en operación a partir de Enero de 2003 52

Tabla 3.7. Estrés de tracción (S) en psi de aceros al carbono y

aleaciones bajo el código ASME 58 Tabla 3.8. Factor de eficiencia (E) de diferentes tipos de soldaduras 59 Tabla 3.9. Interpretación del factor de enfriamiento para tambores de

coque 60 Tabla 3.10. Dimensiones de la tapa toriesférica 63 Tabla 3.11. Espesores, presiones y estrés en diferentes secciones del

reactor 64 Tabla 4.1. Duración en horas (h) de las actividades para la extracción de

coque 75

iv

Tabla 4.2. Datos mecánicos de aceros de baja aleación bajo el código A.S.M.E. Estrés térmico(S) en psi 94

Tabla 4.3. Listado de accesorios de la tubería 8”-HL-1102-CS300-IH-

3.5”y su número de cargas de velocidad 96 Tabla 4.4. Listado de accesorios de la tubería 8”-HL-1103-CS300-IH-

3.5” y su número de cargas de velocidad 97 Tabla 4.5. Materiales de construcción para las paredes del horno 100 Tabla 4.6. Variables calculadas para determinar la temperatura de los

gases (Tg) 113 Tabla 4.7. Propiedades físicas-químicas de la corriente de crudo

residual a condiciones de craqueo 115 Tabla 4.8. Propiedades para el dimensionamiento mecánico del reactor 116 Tabla 4.9. Eficiencias de juntas y reducciones de esfuerzo 118 Tabla 4.10. Datos mecánicos de aceros de baja aleación bajo el código

A.S.M.E. Estrés térmico(S) en psi 120 Tabla 5.1. Costos de la materia prima para el arranque de la planta de

coquización retardada 133 Tabla 5.2. Costo de los accesorios implementados en el horno tipo cabina 134 Tabla 5.3. Costos y montaje del horno tipo cabina 135 Tabla 5.4. Costo de los demás equipos requeridos 135 Tabla 5.5. Costo de los reactores de coque y tanque de agua de

almacenamiento 136 Tabla 5.6. Inversión inicial del proyecto 136

Tabla 5.7. Consumo de energía eléctrica por tiempo de operación de los equipos 137

Tabla 5.8. Costo anual de energía eléctrica y agua 137

v

Tabla 5.9. Costos de la nómina de personal 139

Tabla 5.10. Costos fijos 140 Tabla 5.11. Gastos de la empresa en el primer año 140 Tabla 5.12. Ingresos de ventas de coque, gas metano y gasoil, costo de

producción unitario (USD) por tonelada 141 Tabla 5.13. Indicadores económicos de rentabilidad 141 Tabla 5.14. Flujo de caja para el proyecto del montaje de una planta de

coquización retardada (USD) 142 Tabla AI.1. Resultados promedios de la caracterización física-química

del crudo residual 152 Tabla AI.2. Resultados de la caracterización física-química del crudo

residual para las tres muestras compuestas en tres días diferentes 158

Tabla AIII.1. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada

P&ID-003 162 Tabla AIII.2. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada



P&ID-006 167 Tabla AV.1. Evaluación de proyectos y costos de equipos 176 Tabla AV.2. Factores típicos para la estimación de proyectos y costos de

capital 177 Tabla AV.3. Flujo de caja para el proyecto del montaje de una planta de

coquización retardada (USD) 179

vi

ÍNDICE DE FIGURAS PÁGINA

Figura 1.1. Localización de la planta norte (NPF) y sur (SPF) de la empresa Repsol 1

Figura 1.2. Precio anual histórico del barril de petróleo 2 Figura 1.3. Precio referencial anual del coque de petróleo 3 Figura 1.4. Tanque de almacenamiento de crudo pesado y extra pesado 5 Figura 1.5. Esquema de las partes principales de un tanque de

almacenamiento de crudo 5 Figura 1.6. Esquema general de la operación por parte de la empresa

Repsol Ecuador S.A 6 Figura 1.7. Reservas existentes a nivel mundial de crudos 8 Figura 1.8. Distribución de las reservas de petróleo clasificado en

convencional, no convencional, arenas petrolíferas y bitúmenes 8

Figura 1.9. Relación entre el precio del petróleo y la densidad en °API 10 Figura 1.10. Producción del campo Kern River antes y despúes de la

inversión para crudos no convencionales 11 Figura 1.11. Distribución histórica de los métodos de conversión residual 12 Figura 1.12. Estructuras de coque aguja, esponja y tiro a una escala de

50um 15 Figura 1.13. Sectores industriales que utilizan coque de petróleo 16 Figura 2.1. Unidad de coquización retardada 17 Figura 2.2. Esquema de distribución energética de un horno doble cabina 20 Figura 2.3. Microemulsión de la estructura del petróleo que contiene A

(asfaltenos), R (resinas), Ar (aromáticos) y s (saturados) 21

vii

Figura 2.4. Mecanismo de la reacción de dealquilación para la formación de coque 23

Figura 2.5. Formación de coque en el interior de un reactor a una

presión de 0.48 MPa 24 Figura 2.6. Pasos de la descoquización hidráulica en el interior del

tambor de coque 25 Figura 2.7. Separación de agua y coque mediante una fosa común 25 Figura 3.1. Análisis multianual de la temperatura en °C dentro del

Parque Nacional Yasuní 28 Figura 3.2. Análisis hidráulico de una tubería inclinada con los

parámetros expuestos en la Ecuación de Bernoulli 30 Figura 3.3. Nomograma sobre los valores de rugosidad relativa con

diversos tamaños de tuberías y materiales para su construcción 31

Figura 3.4. Nomograma sobre los valores del coeficiente de fricción en

tuberías y el número de Reynolds 33 Figura 3.5. Bomba centrífuga en configuración en succión 35 Figura 3.6. Bomba centrífuga en configuración en carga 35 Figura 3.7. Calores específicos de hidrocarburos líquidos 39 Figura 3.8. Esquema típico de un calentador de fuego directo tipo cabina 40 Figura 3.9. Esquema de las proporciones de un horno de doble cabina

para la unidad de coquización retardada (1:1,925:1,85) 44 Figura 3.10. Esquema de la estructura de pared para un horno tipo cabina 47 Figura 3.11. Esquema simple del sistema de retorno y del sistema de

filtración hacia el tanque de almacenamiento de combustible 54 Figura 3.12. Esquema de la alimentación de combustible (Fuel Oil)

mediante un sistema de pre-calentamiento con vapor 55

viii

Figura 3.13. Esquema básico de un atomizador tipo Y-jet para Fuel Oil 55 Figura 3.14. Combustión de Fuel Oil a nivel del diámetro medio de

atomización 56 Figura 3.15. Distorsión de forma en los tambores de coque por el

fenómeno de “abultamiento y agrietamiento” 60 Figura 3.16. Dimensiones de un reactor cilíndrico de fondo cónico 66 Figura 4.1. Diagrama de bloques del proceso (BFD) 67 Figura 4.2. Diagrama de Flujo del Proceso parte 1 (PFD) 68 Figura 4.3. Diagrama de Flujo del Proceso parte 2 (PFD) 69 Figura 4.4. Etapas para el balance general de la planta de coquización

retardada 70 Figura 4.5. Balance de masa en la etapa de calentamiento 71 Figura 4.6. Balance de masa en la etapa de separación y extracción de

coque 72 Figura 4.7. Balance de masa en la etapa de filtrado de agua 73 Figura 4.8. Balance de masa en la etapa de filtrado de agua 73 Figura 4.9. Balance de masa en la etapa de calentamiento 76 Figura 4.10. Plano de vista superior layout parte 1 77 Figura 4.11. Plano de elevación frontal parte 1 78 Figura 4.12. Planos de vista lateral parte 1 79 Figura 4.13. Plano de vista superior Layout parte 2 80 Figura 4.14. Plano de elevación frontal parte 2 81 Figura 4.15. Planos de vista lateral parte 2 82

ix

Figura 4.16. Diagrama de simbología para interpretar los planos P&ID parte 1 84

Figura 4.17. Diagrama de simbología para interpretar los planos P&ID

parte 2 85 Figura 4.18. Diagrama de tuberías e instrumentación parte 1 (P&ID) 86 Figura 4.19. Diagrama de tuberías e instrumentación parte 2 (P&ID) 87 Figura 4.20. Diagrama de tuberías e instrumentación parte 3 (P&ID) 88 Figura 4.21. Diagrama de tuberías e instrumentación parte 4 (P&ID) 89 Figura 4.22. Esquema de cálculo para determinar la cabeza total (HB) de

la bomba P-1101 96 Figura 4.23. Curva característica de una bomba centrífuga con diferentes

tamaños de impeler a) 250 mm b) 225 mm c) 200 mm d) 175 mm e) 150 mm 98

Figura 4.24. Pared compuesta por chapa metálica, manta cerámica, ladrillo

refractario 100 Figura 4.25. Aristas del horno consideradas placas adyacentes muy largas 103 Figura 4.26. Pérdidas de calor en Kcal/h a través de las paredes del horno 105 Figura 4.27. Temperaturas de combustión para C/H=7.5 y según el

porcentaje (%) de exceso de aire 111 Figura 4.28. Temperaturas de combustión para C/H=8 y según el

porcentaje (%) de exceso de aire 111 Figura 4.29. Esquema de las dimensiones de un horno y la distribución de

los tubos 112 Figura 5.1. Representación gráfica del punto de equilibrio del proyecto

para la implementación de una planta de coquización retardada para la empresa Repsol Ecuador S.A. 142

x

Figura 5.2. Representación gráfica del flujo de ingresos y egresos del proyecto para la implementación de una planta de coquización retardada para la empresa Repsol Ecuador S.A. 142

Figura AI.1. Esquema de la metodología propuesta para la caracterización

del crudo utilizado en el presente proyecto 157 Figura AIV.1. Catálogo de la bomba P-1103 A/B 169 Figura AIV.2. Catálogo de la bomba P-1201 A/B, P-1202 A/B 170 Figura AIV.3. Catálogo de la banda transportadora parte 1 171 Figura AIV.4. Catálogo de la banda transportadora parte 2 172 Figura AIV.5. Catálogo del clarificador S-1201 173 Figura AIV.6. Catálogo de la bomba hidráulica P-1204 A/B 174

xi

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO I Caracterización física-química del crudo residual- método analítico 152

ANEXO II Balance de masa y energía de la planta de coquización retardada 159 ANEXO III Listado de tuberías de los diagramas P&ID de la planta de destilación primaria y la planta de coquización retardada 162 ANEXO IV Catálogos de los principales equipos de la planta de coquización retardada 169 ANEXO V Estudio de la prefactibilidad económica de la planta de coquización retardada 175

xii

RESUMEN

En el presente proyecto se realizó el diseño de un sistema de coquización

retardada para craqueo de crudo extra pesado utilizando como corriente de

alimentación el crudo residual procedente de la planta de destilación primaria de

la empresa Repsol Ecuador S.A. Se propone una alternativa al uso actual del

crudo extra pesado dentro del Bloque 16, con el fin de valorizarlo e incrementar la

rentabilidad de la empresa.

Se realiza un análisis del uso actual que se tiene del crudo residual. Se detalla la

importancia del petróleo pesado, la tendencia de valorización de los residuos de

las plantas de destilación y se selecciona como alternativa el proceso de

coquización retardada.

Posteriormente con base a la caracterización de crudo, se determinaron los

criterios de diseño de bombas, horno con doble cámara de combustión, reactores

y tuberías que conforman el proceso de coquización.

Adicionalmente se determina el balance de masa y energía de la planta de

coquización retardada para estructurar los diagramas de bloque (BPD),

diagramas de flujo (PFD), diagramas de tuberías e instrumentación (P&ID),

la disposición en planta (Layout), planos de elevación (vistas) y hojas

de datos de los equipos.

La capacidad de la planta se establece con base al flujo de residuo de la planta de

destilación, esta corriente es de 36 653 kg/h de crudo extra pesado, a esta

corriente se le adiciona 23 212 kg/h de nafta excedente del reflujo de la

fraccionadora. Ambas corrientes suman 59 866 kg/h. Según la investigación del

proceso y el análisis de carbón conradson se aproxima un rendimiento del

26,24%, es decir un flujo de 15 703 kg/h de coque sólido. Adicional se estimó un

rendimiento de recuperación de cortes ligeros de gas metano y gasoil con

rendimientos de 18,42% y 55,34% respectivamente.

xiii

Se dimensionó un horno de doble cabina con una capacidad de calentamiento de

10,46 MW. Como combustible se utiliza Fuel Oil con un flujo de 2 090 kg/h,

con exceso de aire del 20% al ingresar a la cámara de combustión junto con un

flujo de aire de 34 675 kg/h.

Se requiere cuatro reactores para generar la reacción de coquización cada uno

con un volumen de 948,41 m3. Se adjunta la planificación de producción para uso

de los reactores en modo semi-batch.

El estudio de prefactibilidad económica requiere una inversión inicial del proyecto

de 35 669 941,65 USD considerando los costos fijos y variables de la planta.

Repsol Ecuador S.A. maneja en sus proyectos internos una tasa mínima atractiva

de rendimiento de 19,19%, en este proyecto se obtiene una tasa interna de

retorno de 24,36% y un valor actual neto de 4 298 968 USD.

xiv

INTRODUCCIÓN

Los altos precios en los que oscilaba el petróleo convencional y la declinación

mundial de la producción han llevado a la industria petrolera a interesarse en

actividades de explotación o refinación de crudo pesado y extra pesado. Aunque

el petróleo extra pesado tiene un menor valor, en la actualidad su rentabilidad de

producción ha aumentado. Además se estima que el 70% de un total de nueve a

trece trillones de barriles, que son la cantidad de recursos mundiales de petróleo,

se encuentran conformados por crudo pesado, extra pesado y ultra pesado

(Alboudwarej, H., Felix, J. y Taylor, S., 2006, pp.38-39). Ante esta situación las

refinerías han puesto énfasis en la valorización de los fondos de barril de las

columnas de destilación, para aprovechar por completo

los recursos de petróleo con un mínimo impacto ambiental

(Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.1).

Entre los procesos de valorización de crudo se encuentra el craqueo de petróleo

mediante reacciones de coquización retardada, este proceso es una alternativa

para los flujos de crudo extra pesado en plantas de refinación. El mecanismo de

esta técnica propone fragmentar los enlaces de las cadenas largas de

hidrocarburos pesados para obtener coque y cortes ligeros. Esta metodología

requiere alcanzar la temperatura de craqueo (515°C) con un tiempo de residencia

en los reactores de 24 horas. Esta técnica fue desarrollada con el fin de reducir

los rendimientos de combustibles residuales, alquitranes y asfaltos mediante un

severo craqueo térmico (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, pp 99).

La valorización por este método permite obtener coque de petróleo que es un

sólido carbonoso producto de reacciones de polimerización e intercambio de

radicales libres. Las estructuras del coque son variadas en la industria se tiene el

coque tipo aguja, tipo esponjoso y tipo de tiro, la diferencia principal es la

variación en el contenido de sulfuros y metales de la corriente de

alimentación (Edwards, L., 2015, p.311). El coque como producto se puede utilizar

en diferentes industrias como combustible de un alto poder calorífico, para la

fabricación de ánodos y electrodos además de su uso como fuente de carbón

xv

para la fabricación de compuestos elementales (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004,

pp.98).

Venezuela es el proveedor de coque del Ecuador. Las importaciones de coque

desde Venezuela en el año 2011 cumplen con un estimado de USD 21 millones

de dólares, lo cual representa el 2% de todas las importaciones del país de ese

año. Este proyecto es una alternativa al cambio de la matriz productiva que se

busca en la actualidad y al futuro de los yacimientos de crudo pesado y extra

pesado que tiene el país (Peña, E., 2012, p.6).

En el presente proyecto se trabaja con el crudo extra pesado de los fondos de la

torre de destilación (9,3 °API), este crudo normalmente se mezcla a la corriente

de crudo que se entrega al Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) que tiene una

densidad promedio de 18°API, provocando una disminución de su densidad a

14,5°API y un aumento de su viscosidad, lo que con lleva a problemas en el

transporte de crudo. La alternativa de coquización propone valorizar

el crudo extra pesado, además obtener beneficios operativos y económicos para

la empresa.

1

1. JUSTIFICACIÓN

1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA EMPRESA

La empresa Repsol Ecuador S.A. encargada de la extracción de crudo

en el Bloque 16, se estableció en el año 2001 junto con sus socios OPIC y

Sinochem en la provincia de Orellana dentro de la Reserva Étnica Waorani y del

Parque Nacional Yasuní. La empresa cuenta con dos plantas: la principal al norte

y otra planta en el sur del Bloque 16. En la Figura 1.1., se presenta la localización

de la planta norte (NPF) y la planta sur (SPF).

Figura 1.1. Localización de la planta norte (NPF) y sur (SPF) de la empresa Repsol (Repsol-Manual de Operaciones NPF, 2012, p. 7)

La producción real de todo el Bloque 16 y sus islas (Tivacuno y Bogí-Capirón) es

de aproximadamente 29 900 (BPD) de crudo. La planta de destilación primaria

2

ubicada en NPF, tiene una capacidad de 7 200 BPD con una producción de

aproximadamente 1 807 BPD de diesel.

1.2. DIAGNÓSTICO DEL PROBLEMA

La empresa Repsol Ecuador S.A. debido a los bajos precios del petróleo se ha

visto en la necesidad de buscar alternativas tecnológicas que generen un

aumento en su rentabilidad y permitan una reducción sobre sus gastos operativos.

El crudo West Texas Intermediate (WTI) producido en Estado Unidos es la

referencia en precio y calidad a nivel internacional. El Ecuador exporta el crudo

Oriente de 23°API (semi-pesado) y el crudo Napo de entre 18 a 21°API (pesado).

En la Figura 1.2., se presenta la tendencia del precio anual histórico del barril de

petróleo WTI-Oriente-Napo (USD).

Figura 1.2. Precio anual histórico del barril de petróleo (Secretaría Nacional de Planificación y Desarrollo, 2015, p. 1)

Por lo tanto, el objetivo de este proyecto es buscar una utilidad adicional al crudo

extra pesado. Una buena oportunidad es el ingreso al sector de la petroquímica

empleando una unidad de coquización retardada que valorice los residuos.

0

20

40

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80

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2007 2009 2011 2013 2015 2017

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Años de cotización

CRUDO WTI

CRUDO ORIENTE

CRUDO NAPO

3

La materia prima se obtendrá de los residuos generados por la planta de

destilación primaria que son aproximadamente 5 200 barriles por día (BPD) de

crudo extra pesado. El procesamiento de la corriente permitirá obtener coque que

es un sólido carbonoso con un alto poder calorífico y de mucho interés para la

industria minera por su contenido en metales, sulfuros y también por los cortes

ligeros del crudo.

La empresa mediante esta alternativa tecnológica incrementará su rentabilidad.

El precio de coque presenta un rango de valores para Enero del 2015 entre

100 y 280 dólares la tonelada métrica (DMT) como se observa en la Figura 1.3.

Figura 1.3. Precio referencial anual del coque de petróleo

(Edwards. L, 2014, p. 316)

La empresa tiene permitido por el Estado utilizar 7 200 BPD de crudo pesado para

la operación de la planta de destilación primaria con una densidad promedio

de 17,3 °API, de este crudo se extraen 1807 BDP de diésel. El diesel se utiliza

principalmente para la generación de energía eléctrica de esta manera se evita la

compra externa de este combustible.

Se recupera de los fondos de la torre un flujo de 5 200 BPD de crudo residual

extra pesado con una densidad promedio de 9,3°API y una viscosidad máxima de

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Años de cotización

4

2 400 centipoises (cP), el cual es almacenado en los tanques de crudo que se

entrega al oleoducto de crudos pesados (OCP).

Este crudo extra pesado se mezcla a la corriente de crudo de entrega al oleoducto

que tiene una densidad promedio de 18°API. Consecuentemente el crudo

disminuye su densidad a 14,5°API, aumenta la viscosidad y el contenido de

compuestos de alto peso molecular. Esta mezcla se desarrolla en un tanque sin

ningún dispositivo mecánico para llevar acabo su mezclado.

La implementación de una planta de coquización retardada busca solucionar

diversos problemas operativos debido a la baja densidad del crudo. Los

problemas más severos son el inadecuado almacenamiento de crudo extra

pesado que afecta a la integridad mecánica de los tanques; a la eficiencia de la

planta de destilación y al flujo continuo de la tubería de despacho.

Una de las principales funciones de los tanques de almacenamiento para el sector

petrolero es ayudar a la sedimentación de agua y barros que forman parte del

flujo de extracción de los pozos. El tanque con el que cuenta la empresa tiene una

capacidad de 15 000 barriles, es decir, cuenta con el volumen suficiente para

brindar la flexibilidad operativa para mezclar el crudo de la planta de

deshidratación y el crudo residual generado por la planta de destilación.

En la Figura 1.4., se presenta el tanque de almacenamiento de crudo pesado y

extra pesado de la empresa Repsol Ecuador S.A.

En la Figura 1.5., se presenta un esquema de los componentes principales de un

tanque de almacenamiento de crudo.

La combinación de crudo extra pesado y lodos han formado una capa compacta

en el fondo del tanque que desde el punto de vista de operación ha generado

gastos adicionales por los frecuentes mantenimientos preventivos del equipo y el

aumento del tiempo que esta unidad debe salir de servicio.

5

Figura 1.4. Tanque de almacenamiento de crudo pesado y extra pesado

Figura 1.5. Esquema de las partes principales de un tanque de almacenamiento de crudo (Barrientos J., 2010, p.2)

Los inconvenientes de almacenamiento han disminuido la eficiencia de la planta

de destilación. Esto sucede debido que la cantidad de diesel producido es

determinada por la densidad del crudo de alimentación y los requerimientos de la

densidad del crudo extra pesado que se devuelve como residuo. Es decir, que se

requiere una densidad mínima de 16,8°API en la corriente de alimentación para

extraer los 1 807 BPD de diesel por la empresa y a la vez entregar una corriente

de residuo de 9,3°API como mínimo. Si disminuye la densidad API de la

alimentación no se alcanzará la producción de diésel ni el requerimiento mínimo

de densidad API del crudo extra pesado que sale por los fondos para evitar

6

taponamientos en el oleoducto. Esta forma de trabajo afecta a la rentabilidad

económica del negocio porque cuando no se genera suficiente cantidad de diésel,

se producen gastos adicionales por la compra externa de combustible.

La reducción del °API de crudo producido se ha presentado porque el campo con

el paso del tiempo, se encuentra mucho más maduro, provocando una

disminución en su densidad. Esto ha comprometido el sistema de bombeo debido

que el diseño no fue considerado para manejar este tipo de crudo. Adicionalmente

el crudo extra pesado que sale de la planta norte con una temperatura de 105°C,

pierde temperatura gradualmente en su transporte provocando aumento en su

viscosidad antes de llegar a la siguiente estación de bombeo. El cambio de sus

propiedades físico-químicas ha provocado taponamientos intermitentes en la

tubería de despacho y ha incrementado la altura dinámica total que debe vencer

la bomba.

En la Figura 1.6., se presenta el esquema general de la operación por parte de la

empresa Repsol Ecuador S.A.

Figura 1.6. Esquema general de la operación por parte de la empresa Repsol Ecuador S.A

7

1.3. VALORIZACIÓN DE RESIDUOS

1.3.1. IMPORTANCIA DEL PÉTROLEO PESADO

Últimamente, la industria petrolera se ha visto en la necesidad de enfrentarse a

nuevos desafíos debido a la baja del precio del crudo. El principal reto es utilizar

por completo todos los recursos que pueda proporcionar el petróleo y a su vez

proteger el medio ambiente. Las causas para considerar la coquización como una

opción válida son el incremento en la demanda de combustibles ligeros utilizados

en mayor parte por la industria del transporte y el constante crecimiento de las

reservas de crudo extra pesado. El proceso permite la valorización de crudos no

convencionales, con el fin de generar combustibles de bajo

peso molecular u obtener materia prima para otro tipo de industria


Las reservas de crudo liviano a nivel mundial se encuentran en un estado de

declinación y con ello se presencia un gradual decaimiento de la calidad. Así, las

refinerías han mejorado las técnicas tanto para extraer como para procesar

crudos pesados y extra pesados. Este tipo de crudos tiene una densidad inferior a

los 20°API para crudo pesado y menor a 10°API para extra pesado.

Generalmente se los obtiene como residuos de la destilación atmosférica y la

destilación al vacío o también de campos petroleros que presentan una elevada

madurez en sus yacimientos (Barreiro, E., y Masarik, G, 2011, p.16). Por

consiguiente, las reservas probadas de crudo pesado y extra pesado van

aumentando considerablemente.

En la Figura 1.7., se presenta un esquema de la distribución sobre las reservas

existentes a nivel mundial de crudos.

La mayor parte de los recursos petroleros del mundo corresponden a crudos extra

pesados, cuya explotación requiere elevadas inversiones monetarias y

tecnologías innovadoras. El petróleo pesado y extra pesado conforma el 30% de

la reserva total del mundo (Alboudwarej, H., Felix, J. y Taylor, S., 2006, p.38).

8

Figura 1.7. Reservas existentes a nivel mundial de crudos

(Editorial N&P, 2015, p.1)

En la Figura 1.8., se presenta una distribución de las reservas clasificando al

petróleo en convencional o ligero (mayor a 20°API), no convencional

(pesado menor a 20°API y extra pesado menor a 10°API), arenas petrolíferas

(combinación de arcillas, arenas, agua) y bitúmenes

(hidrocarburos aromáticos policíclicos).

Figura 1.8. Distribución de las reservas de petróleo clasificado en convencional, no

convencional, arenas petrolíferas y bitúmenes (Alboudwarej, H., Felix, J. y Taylor, S., 2006, p.38)

9

Existen una gama de factores que determinan el comportamiento del crudo en la

etapa de producción. Sin embargo la densidad y la viscosidad son propiedades

que determinan los objetivos de producción de las compañías de extracción de

petróleo, es decir a la cantidad de barriles día que son posibles producir

(Alboudwarej, H., Felix, J. y Taylor, S., 2006, p.38).

La viscosidad a la temperatura de transporte determina la facilidad que tendrá el

petróleo de fluir (Curtis, C. y Kooper, R., 2003, p.32). Esta propiedad para los

petróleos livianos tiene un valor desde 1 centipoise (cP) hasta 10 cP; para el caso

de los hidrocarburos extra pesados se tiene un valor que varía entre los 20 cP

hasta más de 1 000 000 de cP (Alboudwarej, H., Felix, J. y Taylor, S., 2006, p.39).

Desde un punto de vista general el valor económico del petróleo es mayor cuando

cuenta con fracciones más livianas y por lo tanto menos densas, con fracciones

más pesadas su precio en el mercado disminuye.

En la Figura 1.9., se presenta la relación existente entre el precio del barril de

petróleo y la densidad en °API.

En la actualidad la inversión en proyectos de extracción de crudo convencional ha

disminuido a causa del declive de las reservas de este tipo de petróleo.

Las empresas de extracción invierten grandes sumas de dinero en las etapas de

perforación pero en la actualidad es momento de invertir en tecnologías que

permitan la recuperación de las reservas de crudos no convencionales que son

las más extensas del planeta. Este tipo de inversiones depende de las

características en las zonas de producción debido a la diferencia de propiedades

fisicoquímicas y maduración de los yacimientos (Curtis, C. y Kooper, R., 2003,

p.33).

Un buen ejemplo de los beneficios que se puede alcanzar con la inversión en

tecnologías de crudo no convencional se dio en el campo Kern River en California

como lo muestra la Figura 1.10. La producción convencional de esta reserva tuvo

un fuerte declive en los años 60, sin embargo mediante tecnologías de extracción

10

de crudo pesado se alcanzó altas producciones de hidrocarburos

(Decoster, E., 2003, p.34)

Figura 1.9. Relación entre el precio del petróleo y la densidad en °API (Gupta, R. y Poonam, G, 2015, p.645)

En este tipo de ejemplos se visualizan las nuevas oportunidades que están en

desarrollo, es decir que la inversión para este tipo de hidrocarburos potencializará

el sector de los combustibles ligeros, gas y minerales. A esta idea global se la

denominado como el nuevo potencial de la industria petrolera

(Barreiro, E., y Masarik, G, 2011, p.18).

La importancia del crudo pesado y exta pesado se basa en aprovechar todos los

productos posibles, esta idea permitirá extender el uso de combustibles fósiles por

unas décadas más mediante la inversión de nuevas tecnologías. En el Ecuador

este tipo de inversiones se han concretado para la recuperación de campos

Densidad (API)

Pre

cio

de

l ba

rril

de

l pe

tró

leo

(U

SD

/bb

l)

11

maduros como Shushufindi y Libertador consiguiendo un aumento en su

producción en 5,7% y 4,7% respectivamente (Revista Líderes, 2015, p.1). Por lo

tanto, este tipo de alternativas tecnológicas es posible implementarlas con la

explotación de los campos Ishpingo, Tambococha y Tiputini (ITT), con el cual el

país tiene una reserva de 3 200 millones de barriles de crudo pesado

(Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, 2013, p.6).

Figura 1.10. Producción del campo Kern River antes y despúes de la inversión para crudos no convencionales

(Decoster, E., 2003, p.34)

En general no solo el Ecuador debe buscar la explotación de crudo pesado y extra

pesado sino que también se busca el cambio en la matriz productiva de los

productos derivados del petróleo, en este caso que el país evite la compra de

productos como el coque de petróleo. De esta manera el país se puede centrar en

otros productos que permitan desarrollo y formar una nación más independiente.

El Ecuador solo en el año 2011 ha gastado USD 21,4 millones de dólares solo en

la compra de coque lo que representa el 2% de los principales productos de

importación desde Venezuela (Peña, E., 2012, p.6). El petróleo pesado y extra

pesado es la nueva era a la que debe enfrentarse el país.

12

1.3.2. VALORIZACIÓN DE CRUDO EXTRA PESADO CON BASE EN LA

COQUIZACIÓN RETARDADA

El proceso de mayor simplicidad para la valorización de crudo pesado y extra

pesado es la coquización retardada. La característica de este proceso es la

flexibilidad que posee para coquizar cualquier corriente de hidrocarburo, lo que le

permite sobresalir de los demás mecanismos existentes. Además debido a su

bajo costo de inversión permite incrementar la generación de productos siendo

esta la principal ventaja económica (Liang, S., 2007, p.32).

A nivel mundial este método de conversión produce más de 210 millones de

toneladas métricas de coque por año. Este método es comparable con otros

existentes entre los que se encuentran la viscorreducción, el desasfaltado,

el hidrocraqueo, el crackeo catalítico entre otros. La coquización retardada es

históricamente el método con la mayor tasa de producción


En la Figura 1.11., se presenta la distribución histórica de la selección en métodos

de conversión residual.

Figura 1.11. Distribución histórica de los métodos de conversión residual

(Gillis, D., VanWees, M. y Zimmerman, P., 2009, p.2)

Coquización 32%

Desasfaltado por solvente 4% Craqueo catalítico

19%

Hidrocraqueo 15%

Viscorreducción 30%

13

El procesamiento de crudos no convencionales se ha convertido en una tendencia

mundial. Los sistemas de coquización retardada han alcanzado rendimientos

atractivos para la industria de la refinación. Por esta razón la producción de

combustibles líquidos ha mejorado y la producción de coque se ha incrementado

en cantidades considerables debido a su utilidad como combustible y como

materia prima para otros tipos de industrias

(Gillis, D., VanWees, M. y Zimmerman, P., 2009, p.2)

Las unidades de coquización al ser procesos no catalíticos presentan ventajas

considerables. El nivel de conversión dentro de este proceso es alto comparado

con la inversión implementada. Por otra lado, los procesos catalíticos o en los que

participen aditivos químicos necesitan de una mayor fuente de energía para poder

funcionar (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.3).

En la Tabla 1.1., se presenta una comparación cualitativa de diversos procesos

empleados para la valorización de crudo pesado y extra pesado.

Tabla 1.1. Comparación cualitativa de diferentes procesos para la valorización de crudos pesados y extra pesados

Característica Procesos no catalíticos

Procesos catalíticos

Procesos por extracción

Procesos de adición de hidrógeno

Flexibilidad Baja Alta Baja Alta

Costo Baja Alta Mediana Alta

Calidad de los productos

Baja Mediana Mediana Alta

Nivel de conversión

Mediana Mediana Mediana Alto

Reinyección como Fuel Oil

Mediana Mediana Mediana Mediana

Simplicidad Alta Mediana Mediana Baja

Problemas Deposición de Coque

Generación de crudo extra

pesado

Alta demanda energética

Requerimiento de hidrógeno

(Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.3)

14

En la Tabla 1.2., se presenta la capacidad de procesamiento de las unidades de

valorización dependiendo del tipo de proceso.

Tabla 1.2. Capacidad de procesamiento en millones de toneladas métricas por año (MMTPA) de las unidades de valorización dependiendo del tipo de proceso

Proceso U.S.A. Japón Europa Resto del

Mundo

Total

Procesos no catalíticos

Craqueo/Viscorreducción Coquización

6,50

1,00

108,50

82,50

198,50

93,00 3,00 31,50 61,00 188,50

Procesos catalíticos

Craqueo catalítico (FCC) 31,50 12,50 10,50 37,00 91,50

Procesos por extracción

Desasfaltado 13,00 1,00 0,50 5,00 19,50

Procesos de adición de hidrógeno

Hidroprocesos 30,50 30,25 9,00 49,75 119,50

Total 174,5 47,75 160,00 235,25 617,50 (Gupta, R. y Poonam, G, 2015, p.645)

En conclusión los procesos térmicos para la valorización de crudo forman uno de

los grupos más utilizado a nivel mundial. Adicional a los beneficios que se

registran en su operación permiten a las refinerías maximizar la producción de

destilados, generar ahorros en operación y alcanzar elevadas eficiencias de

extracción de coque. En la actualidad el escenario de las refinerías se encuentra

en un estado de transición, los precios del petróleo y la presencia de nuevas

tecnologías está fragmentando el monopolio de esta industria.

El coque y su consumo en sectores industriales.- Al implementar una planta

de coquización retardada el principal producto que se obtiene es coque de

petróleo. El coque es un sólido carbonoso producto de reacciones de

polimerización y de intercambio de radicales libres, la principal característica es

que tiene un alto poder calorífico. El coque se presenta en diferentes estructuras

principalmente se tiene el coque aguja, esponjoso y de tiro. La principal diferencia

entre estas estructuras es el contenido de sulfuros y metales. El tipo de coque que

15

se obtiene de una unidad de coquización retardada depende de la corriente de

alimentación de crudo (Edwards, L., 2015, p.311). En la Figura 1.12., se

presentan las tres estructuras de coque a una escala de 50!".

Figura 1.12. Estructuras de coque aguja, esponja y tiro a una escala de 50 um (Edwards, L., 2015, p.311)

En los últimos años la producción de coque aumentado debido a las cantidades

de crudo pesado que se procesa a nivel mundial. El sector más interesado en

este tipo de combustible es el sector de la generación eléctrica. Sin embargo el

coque puede ser utilizado en varios sectores industriales como se indica a

continuación:

· Combustible con un alto poder calorífico.

· Fabricación de ánodos para celdas de reducción de alúmina.

· Fabricación de electrodos que se utilizan en la construcción de hornos

eléctricos.

· Uso directo como fuente de carbón en la fabricación de compuestos

elementales.

El uso del coque de petróleo se ha extendido a sectores industriales como la

metalurgía, la termoeléctrica, acerías, procesos de calcinación entre otros, el

16

consumidor más importante es el sector cementero. En la Figura 1.13., se

presenta la distribución por sectores industriales que utilizan coque de petróleo.

Figura 1.13. Sectores industriales que utilizan coque de petróleo

(Santos, A. y Silva, R., 2008, p.98)

La producción de coque seguirá incrementándose en el mercado conforme

continúe la disminución de la calidad de crudos convencionales. El mercado del

coque será ampliado estimulando el uso de crudos pesados y extra pesados. En

la actualidad se desarrollan tecnologías más eficientes para el consumo de coque

y también la optimización de las unidades de coquización retardada

(Santos, A. y Silva, R, 2008, p.99).

17

2. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

2.1. PROCESOS DE COQUIZACIÓN O CRAQUEO DE

PETRÓLEO

El coquizar o craquear crudo residual para producir combustibles de alto valor

comercial es un proceso innovador utilizado en las refinerías. Los procesos de

coquización utilizan la desintegración térmica para romper las moléculas más

grandes del petróleo en otras más pequeñas, con el fin de obtener el coque de

petróleo e hidrocarburos de bajo punto de ebullición. Estos hidrocarburos livianos

son recuperados con la fraccionadora, para mezclarlos con combustibles ligeros

(Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, pp 99-101). En la Figura 2.1., se presenta el

esquema básico de una planta de coquización retardada.

Figura 2.1. Unidad de coquización retardada

(Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, p 101)

18

2.1.1. COQUIZACIÓN RETARDADA

2.1.1.1. Materia prima

La coquización retardada es un proceso flexible en cuanto a la selección de la

materia prima. Generalmente, los residuos pesados como el crudo residual de la

destilación atmosférica y al vacío son utilizados por su contenido en

hidrocarburos de alto peso molecular. Por esta razón a las refinerías con unidades

de coquización retardada se les denomina “refinerías con cero residuos”


Existen otras materias primas que pueden ser utilizadas como por ejemplo los

desechos peligros de refinerías, plásticos usados, gilsonita líquida y lignito. La

selección de la materia prima dependerá de la calidad requerida en el coque de

petróleo. Poniendo en consideración la composición química de la carga de

alimentación existen estudios que relacionan la obtención de diversos tipos de

coque con los compuestos que forman parte del petróleo así por ejemplo: el

coque tipo aguja se produce con cargas que presentan un alto contenido en

compuestos aromáticos, mientras que el coque esponjoso se relaciona con el

contenido de asfaltos y resinas (Requena, A., Pérez, M., y Delgado, L., 2008, p.2).

Para alimentar a una unidad de coquización retardada se extrae el residuo del

fondo de las columnas fraccionadoras, aprovechando la energía térmica de la

corriente y el bajo contenido de la fracción de livianos extraída en la zona de

agotamiento. Adicionalmente, a la corriente de alimentación se le puede realizar

conexiones para ingresar corrientes de reciclo o reproceso de productos pesados

(Gupta, R. y Poonam, G, 2015, p.644).

2.1.1.2. Calentamiento del hidrocarburo sobre el punto de craqueo

El punto de craqueo es la temperatura en la cual las moléculas largas del crudo

empiezan a romperse generando compuestos más livianos, en promedio este

19

punto se encuentra entre 480°C y 515°C (Ellis, P. y Paul, C., 1998, p.6).

La corriente de alimentación debe alcanzar lo más rápido posible esta

temperatura, sin embargo el coque debe tener un tiempo de residencia corto en

los tubos del horno para que la transformación de coque se de en los reactores.

La temperatura del horno debe ser mayor a 515°C es por eso que el proceso más

crítico de una unidad de coquización retardada es el horno. La temperatura no

puede disminuir debido a que esto provocaría una prematura coquización y

taponamiento en los tubos. Por esta razón la operación del horno debe contar con

todos los mecanismos automáticos para evitar una parada de planta. Los hornos

que se utilizan para este tipo de procesos se caracterizan por ser

considerablemente largos para evitar este tipo de problemas


En la operación del horno la inyección de vapor de agua en los tubos permite

controlar la velocidad de la corriente de crudo extra pesado y evitar que en el

interior de su estructura se forme depósitos de coque. El vapor sobrecalentado

mejora considerablemente el transporte del crudo extra pesado dentro de los

tubos del horno permitiendo que la reacción de polimerización se de en los

reactores. La reacción de coquización inicia en el interior de los tubos del horno

formando una película de coque, el vapor continuamente da una limpieza interna

del sistema de conducción provocando que la coquización sea retardada

(Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, p.102).

El calentamiento puede formar puntos calientes en las tuberías debido a la mala

transferencia de calor, por lo que se divide el flujo de crudo en dos cámaras de

combustión independientes para que se tenga un calentamiento uniforme. Los

depósitos de coque en el interior de los tubos del horno pueden generar una

variación de presión que afecte al funcionamiento del equipo. Un buen diseño de

un calentador de fuego directo debe presentar un perfil de flujo energético que

mantenga un promedio alto y no genere picos localizados

(Zhu, F., y Xin, X., 2005, p.63). En la Figura 2.2., se presenta un esquema de la

distribución energética que debe tener un horno doble cabina.

20

Figura 2.2. Esquema de distribución energética de un horno doble cabina

(Zhu, F., y Xin, X., 2005, p.63)

Un horno de coquización de retarda presenta un valor promedio de potencia

calórica por unidad de área de 28,39 KW/m2 en la zona radiante, sin embargo

este proceso se recomienda trabajar con flujo de energía más altos de

31-38 KW/m2 (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007,

p.11). De la misma forma que el proceso de coquización retardada, el diseño del

horno con cabinas proporciona una flexibilidad en la configuración de sus tubos,

pero sobre todo a incrementar el tiempo de vida útil del equipo y permite el

aislamiento independiente de las cámaras de combustión para mantenimientos

continuos.

2.1.1.3. Coquización en los reactores (Tambores de Coque)

Microestructura del petróleo.- La microemulsión del petróleo está compuesta

por asfaltenos, resinas, aromáticos y saturados. En la Figura 2.3., se presenta la

microemulsión de la estructura del petróleo.

21

Saturados.- Su contenido de carbonos es muy elevado en promedio poseen

entre C38-50 junto con un bajo contenido de heteroatomos como el nitrógeno,

oxigeno, azufre entre otros. Los hidrocarburos saturados son fracciones

completamente volátiles en las condiciones de formación del coque, por lo tanto

no influyen en el mecanismo de reacción (Edwards, L., 2015, p. 309).

Figura 2.3. Microemulsión de la estructura del petróleo que contiene A (asfaltenos),

R (resinas), Ar (aromáticos) y s (saturados) (Wiehe, A., y Liang, S., 1996, p 201)

Aromáticos.- Los compuestos aromáticos en promedio tienen un contenido de

carbonos entre C41-53, presentan en su estructura núcleos bencénicos. La reacción

de este tipo de compuestos es la ruptura de las cadenas laterales sustituidas, sin

la rotura del anillo. Por otro lado presentan un bajo contenido de heteroatomos y

son el compuesto fundamental para el craqueo de petróleo

(Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, p.136).

Resinas y Asfaltenos.- Este grupo de compuestos es el más importante para un

crudo pesado y extra pesado. Son sustancias polares poliaromáticas que influyen

directamente en el rendimiento de la formación de coque. Los asfaltenos

presentan una estructura compuesta de anillos aromáticos sustituidos por grupos

nafténicos, alifáticos y una cantidad de heteroátomos además de metales como el

Ar

22

Ni, Fe, V, Pb entre otros. Por otra parte, las resinas presentan estructura

parecidas a los asfaltenos pero de menor tamaño con una mayor cantidad de

cadenas alquil aromáticas y una polaridad menor. La polaridad de estos

compuestos permite estabilizar el conjunto de la microemulsión junto con otras

estructuras como los compuestos parafínicos (Urpí, J., 2011, p.338-339).

La naturaleza de los crudos está ligada a la cantidad de compuestos que

presentan en su estructura, es decir a la relación de hidrógeno-carbono que

define el carácter químico. El número de carbonos establecidos en la corriente de

alimentación proporciona el tipo de coque que se puede obtener.

Mecanismo de Reacción.- La formación de coque se encuentra determinada por

la cantidad de asfaltenos que se tienen en la corriente de alimentación, es decir

que la formación de coque se encuentra determinada por la naturaleza de la

materia prima. El tiempo de residencia y la temperatura del reactor determinan la

eficiencia de la reacción. En el proceso de reacción se libera hidrógeno e

hidrocarburos livianos, mientras que el coque se deposita en la parte inferior del

reactor (Wiehe, A., y Liang, S., 1996, p 201).

Aunque existen varias reacciones que se desarrollan en esta etapa del proceso, la

reacción que lidera la formación de coque es la dealquilación de los compuestos

aromáticos. Esta reacción se basa en disociación de las de las cadenas cíclicas

para formar radiales libres. Los radiales libres conforman las unidades

constitucionales repetitivas para la polimerización de coque. En la Figura 2.4., se

presenta el mecanismo de la reacción.

La reacción descrita anteriormente se produce cuando se alcanza la temperatura

de coquización al salir del horno. El coque se deposita en la parte inferior del

reactor por su alta densidad. El proceso de coquización retardada opera de modo

continuo, sin embargo las cámaras de reacción trabajan en un configuración semi-

batch con tiempos de residencia entre 18-24 horas (Gary, Handwerk, y Kaiser,

2004, p.103).

23

Figura 2.4. Mecanismo de la reacción de dealquilación para la formación de coque


Condiciones operativas de los reactores.- En el interior de los tambores de

coque a causa de las reacciones químicas y las condiciones de alta temperatura

con baja presión se formarán tres fases. La primera fase se conformará de todos

los hidrocarburos volátiles y el hidrógeno generado, este conjunto son los cortes

ligeros a ser recuperados en las fraccionadora. Por otro lado en el fondo de los

reactores se generará toda la fase sólida de coque que debido a su estructura

porosa será libre de hidrocarburos. Por lo tanto, la tercera es una fase espumosa

que se da en el medio a causa del gradiente de densidades (Sawarkar, A., Pandit,

A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.5). En la Figura 2.5., se presenta la

formación del coque en el interior de los reactores.

24

2.1.1.4. Descoquización hidráulica y cortado de coque

Luego de la reacción el coque tiene una temperatura sobre los 450°C por lo tanto

se enfría mediante llenado con agua, se abre, se desagua, y pasa el coque a la

etapa de cortado. Para la operación de descoquización existe una gama de

equipos mecánicos como taladros o escariadores, sin embargo los sistemas

hidráulicos son los más utilizados. Por esta razón a la descoquización hidráulica

se considera como la etapa para remover y transportar coque de petróleo desde

los reactores mediante altas velocidades de agua. El sistema completo consiste

en una herramienta que posee jets de alta presión entre 2 000 a 4 500 psig que

permite cortar el coque radialmente, este mecanismo se encuentra instalado en

un vástago giratorio que pasa a través de los reactores

(Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, pp 99-102). El flujo promedio que manejan las

bombas de agua es de aproximadamente 2,8 m3/min hasta 4,7 m3/min, por eso se

maneja bombas de múltiple etapa (Ellis, P. y Paul, C., 1998, p.12).

Figura 2.5. Formación de coque en el interior de un reactor a una presión de 0.48 MPa


El cortado de coque empieza utilizando un chorro especial para perforar el

agujero piloto que permitirá el descenso del vástago. El agujero ubicado en el

centro del reactor aumenta su tamaño a través del lecho de coque para drenar el

agua. Posteriormente se realiza un corte completo radial inferior a 0,91 m de la

25

superficie libre de coque, desprendiendo fragmentos pequeños de coque para el

fácil manejo en las etapas posteriores y de esta manera evitar el colapso de las

paredes. Subsecuentemente se continúa el cortado hasta la base del reactor

extrayendo todo el material y transportándolo a una fosa común o pozo de coque

(Jechura, J., 2015, p.28). En la Figura 2.6., se presenta los diferentes pasos de la

descoquización hidráulica en el interior del reactor.

Figura 2.6. Pasos de la descoquización hidráulica en el interior del tambor de coque (Jechura, J., 2015, p.28)

Una vez en el pozo el agua es drenada por medio de canales en la parte

inferior mientras que el coque se carga a carros tolva para almacenarlo en una

pila stock. Dependiendo de los cortes realizados en la etapa de coquización en

los reactores se puede o no utilizar un sistema de molienda para reducir la

granulometría del coque. En la Figura 2.7., se presenta la separación de agua y

coque mediante una fosa común.

Figura 2.7. Separación de agua y coque mediante una fosa común (Jechura, J., 2015, p.28)

26

3. CRITERIOS DE DISEÑO PARA UN SISTEMA DE

COQUIZACIÓN RETARDADA PARA CRAQUEO

TÉRMICO DE CRUDO RESIDUAL

3.1. CRITERIO DE DISEÑO PARA TUBERÍAS

3.1.1. CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO RESIDUAL

La caracterización física – química es la parte inicial de un diseño. El diseño

completo se centrará en el tipo de fluido. Por lo tanto se caracterizará la corriente

de crudo extra pesado para iniciar el diseño de un sistema de coquización

retardada. En la Tabla 3.1., se presentan los parámetros medibles y los métodos

de referencia que se emplearán en la caracterización.

Tabla 3.1. Parámetros medibles y métodos de referencia

Parámetro Método de medición

Muestreo de crudo Norma NTE INEN 930: Petróleo crudo y sus derivados.

Densidad API ASTM, D-1298, Standard Test Method for Density, Relative

Density Specific Gravity), or API Gravity of Crude Petroleum and

Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method.

Agua y sedimentos

BS&W

ASTM, D-96, Standard Test Method for Water and Sediment in

Crude Oil by Centrifuge Method (Field Procedure).

Azufre ASTM, D-4294, Standard Test Method for Sulfur in Petroleum and

Petroleum Products by Energy Dispersive X-ray Fluorescence

Spectrometry.

Carbón conradson ASTM, D-189, Standard Test Method for Conradson Carbon

Residue of Petroleum Products.

Los procedimientos utilizarán tres muestras compuestas en tres días diferentes.

Las muestras simples se recogerán con un intervalo de tiempo de 6 horas. El

volumen de las muestras compuestas será de 1 000 cm3. Las muestras

27

corresponderán al flujo de la tubería de salida de crudo extra pesado en la planta

de destilación primaria. La tubería cuenta con un sistema de calentamiento previo

de nafta inestable lo que le permite un flujo continuo en el muestreo de crudo

extra pesado. En la Tabla 3.2., se presenta los resultados promedios de las

propiedades físico químicas del crudo extra pesado.

Tabla 3.2. Resultados promedios de la caracterización física-química del crudo residual

Parámetro Magnitud Unidades

Densidad API (ASTM D-1298) 9,3 °API

Densidad a 15 C (ASTM D-1298) 1006 kg/m3

Agua y Sedimentos BS&W (ASTM D-96) < 0,05 %p

Azufre (ASTM D-4045) 2,54 %p

Carbón conradson (ASTM D-189) 16,4 %p

Viscosidad cinemática (ASTM D-445) 1038 cSt a 210 F

337 cSt a 248 F

El análisis general y los procedimientos para la caracterización de crudo extra

pesado para este proyecto se presentan en el Anexo I.

3.1.2. ANÁLISIS DEL MEDIO AMBIENTE EXPUESTO A LA TUBERÍA

La planta de coquización retardada se instalará en la provincia de Orellana, dentro

de la Reserva Étnica Waorani y el Parque Nacional Yasuní. Todos los equipos y

tuberías serán expuestos al clima del sector, por lo tanto deben ser

dimensionados con materiales que soporten los cambios bruscos de temperatura.

El clima de este medio es cálido húmedo pero presenta cambios frecuentes por la

ubicación geográfica. El clima se encuentra influenciado por varios factores como

las constantes precipitaciones de lluvia, la humedad, las brisas y la presión

atmosférica a la que es expuesta.

En el interior del parque nacional la temperatura fluctúa entre los 18°C y 36°C

según la Escuela de Ciencias Biológicas de la Pontificia Universidad Católica del

28

Ecuador. Por lo tanto, los equipos que sean dimensionados en este proyecto se

los analizará con una temperatura promedio de 25°C. En la Figura 3.1., se

presenta el promedio multianual de temperatura para el año 2015.

Figura 3.1. Análisis multianual de la temperatura en °C dentro del Parque Nacional Yasuní

(Dinámica del Bosque Yasuní, 2015, p.1)

3.1.3. SELECCIÓN DEL MATERIAL DE CONSTRUCCIÓN PARA LAS

TUBERÍAS

El prolongar la vida útil de las tuberías es un aspecto importante porque aumenta

el tiempo de operación continua posterga mantenimientos, y adicionalmente evita

accidentes como derrames de crudo. La selección del material se basa en evitar

el desgaste excesivo provocado por el fluido que se transporta y el ambiente al

cual es expuesto. El desgaste se evidencia en forma de corrosión, es decir, este

ataque a la integridad de la tubería es producida por la agresividad química del

medio o por el régimen que presenta el fluido (Pérez, L. y Pérez, S., 2007, p.23).

29

Previo a la selección de un material definitivo de las tuberías se requiere

considerar ciertos parámetros o características, entre las más importantes se

encuentran:

· La caracterización física y química del fluido que se va a manejar así

como sus transformaciones que se producen conforme avance por

las operaciones unitarias de la planta.

· El flujo volumétrico, presión y temperatura de la corriente de crudo

extra pesado.

· Naturaleza del medio ambiente conformada por la presión

atmosférica y la temperatura.

En el comercio industrial existe una gama completa y diversa de tuberías

clasificadas por tamaño, material y espesor. Sin embargo, el objetivo que se

busca para el diseño es contemplar las opciones más baratas pero que permitan

dar un servicio efectivo. El diseño de las tuberías que componen el proceso se

dividirá en tramos, cada uno conformado por la línea comprendida entre dos

equipos consecutivos (King, R., 2002, p.225). De esta manera, se logra evaluar

independientemente las caídas de presión generadas por la estructura de la

tubería y los accesorios adicionales (válvulas, codos, expansiones, etc.).

Para el diseño se utilizará un análisis hidráulico que permita una regulación de los

movimientos transitorios conocidos normalmente como golpes de ariete

(Pérez, L. y Pérez, S., 2007, p.23). Los golpes de ariete se producen tanto en

tuberías rígidas como flexibles por lo que es necesario evaluar las sobrepresiones

y depresiones que se pueden producir según el tipo de fluido, con el fin de

dimensionar la tubería y ubicar los accesorios que sean necesarios para reducir

sus efectos. Por lo tanto para el análisis hidráulico se utilizará la ecuación 3.1. de

Bernoulli.

#$% + &$'( + )* = #,% + &,'( + )' + -. [3.1]

30

Donde: /*12/': Presión del flujo en la ubicación 1 y 2 (Pa) 3*123': Velocidad del flujo en la ubicación 1 y 2 (m/s) )*12)': Nivel del fluido en la ubicación 1 y 2 (m/s) 4: Densidad relativa del fluido (N/m3) 6: Gravedad (m/s2) -.: Pérdidas de fricción (m)

En la Figura 3.2., se presenta un ejemplo del análisis a una tubería inclinada con

los parámetros expuestos en la Ecuación de Bernoulli.

Figura 3.2. Análisis hidráulico de una tubería inclinada con los parámetros expuestos en la Ecuación de Bernoulli

(Pérez, L. y Pérez, S., 2007, p.4)

Para el dimensionamiento mecánico de la tubería es necesario determinar las

pérdidas de fricción ocasionadas por el contacto del fluido con la superficie de

desplazamiento. Por lo cual se introduce el concepto de rugosidad relativa y el

factor de fricción o coeficiente de rozamiento. En concepto la rugosidad relativa es

la relación existente entre la rugosidad absoluta y el diámetro interno de la

tubería.

31

En la Figura 3.3., se presenta un nomograma sobre los valores de rugosidad

relativa con diversos tamaños de tuberías y materiales para su construcción.

Figura 3.3. Nomograma sobre los valores de rugosidad relativa con diversos tamaños de tuberías y materiales para su construcción

(Ocon J. y Tojo G., 2015, p.16)

Una vez determinada la rugosidad relativa de la tubería se procederá con el

cálculo del índice o módulo adimensional de Reynolds para conocer el régimen

del fluido en las condiciones de operación. Este cálculo es necesario porque

existen un valor de Reynolds crítico de 2100, en la cual se marca la separación

entre un flujo laminar y un flujo turbulento (Ocon, J. y Tojo, G., 2015, p.11). En la

ecuación 3.2., se presenta el cálculo para el número adimensional de Reynolds.

32

78 = 9;&;<>? [3.2.]

Donde:

Re: Número adimensional de Reynolds

ρ : Densidad del fluido (kg/m3)

u : Velocidad del fluido (m/h)

ϴi: Diámetro interno de la tubería

μ : Viscosidad dinámica del fluido (kg*m-1s-1)

Con los parámetros determinados anteriormente se determina el coeficiente de

rozamiento (f) mediante el Diagrama de Moody a menos que el fluido se

encuentre en régimen turbulento en ese caso se utiliza la ecuación 3.3.

(Ocon, J. y Tojo, G, 2015, p.15). En la Figura 3.4., se presenta el diagrama de

pérdida de carga- coeficiente de rozamiento (f).

. = @ABC [3.3]

Posteriormente, se determina la altura dinámica que se produce por la longitud

de la tubería y sus accesorios, este concepto se relaciona directamente con la

caída de presión. Las ecuaciones 3.4., y 3.5., presentan el cálculo de las pérdidas

por fricción generadas.

-. = . DEFGF ; H,'(I [3.4]

J/ = . ; K ; 6 DEFGF ; H,'(I [3.5]

Donde:

hf : Altura dinámica de la tubería L"M f : Factor de fricción de la tubería

LT: Longitud total de la tubería L"M v2: Velocidad del fluido L"N-M g : Gravedad L"NO'M p: Densidad (kg/m3)

ΔP: Caída de Presión (Pa)

33

Figura 3.4. Nomograma sobre los valores del coeficiente de fricción en tuberías y el

número de Reynolds (Ocon J. y Tojo G., 2015, p.17)

Una vez realizado el análisis hidráulico se considerará el material de la tubería de

acero por el requerimiento de transporte de crudo. Para esto se determina el

número de cédula de la tubería que relaciona la presión permisible de operación

con el esfuerzo permisible (Mott, R., 2006, p.159). En la ecuación 3.6., se

presenta la relación para determinar el número de cédula.

PQ° = #R;*SSST [3.6]

Donde: PQ°: Es el número de cédula /U: Presión interna (atm) V: Estrés térmico del material (atm)

34

El dimensionamiento general para las tuberías en este proyecto se presenta en el

capítulo 4.7.1. En el ANEXO I, se presenta las especificaciones de diversas

tuberías de acero al carbono.

3.2. CRITERIO DE DISEÑO PARA EL DIMENSIONAMIENTO

DE BOMBAS CÉNTRIFUGAS

Para el dimensionamiento de las bombas de crudo residual y de agua de servicios

se analizó los parámetros de la ecuación de Bernoulli introduciendo el término de

la cabeza o altura total (HB) como se presenta en la ecuación 3.7.

#$% + &$'( + )* +2WX = #,% + &,'( + )' + -. [3.7]

Para el diseño del sistema de bombeo se tomó en consideración dos modalidades

en succión o carga; la modalidad depende de la altura de la succión a la que se

encuentra el fluido. En la Figura 3.5., y Figura 3.6., se presenta la configuración

de bomba en succión y en carga respectivamente. Cuando la bomba se encuentra

en succión la tubería debe instalarse creando un ángulo ascendente para evitar la

formación de bolsas de aire. Por otra parte en la base de succión se debe instalar

una válvula de pie y un filtro con una superficie de filtrado de por los menos el

triple del diámetro de la tubería. Entre los accesorios que deben instalarse se

encuentran una reducción excéntrica que previene la cavitación en operación

normal de la bomba. La velocidad del fluido en tuberías de succión no debe ser

mayor a 2 m/s. En la ecuación 3.8., se presenta el cálculo de la cabeza en

succión negativa.

WX = Y' Z Y* + -. [3.8]

Al momento del diseño de una bomba con su configuración en carga la tubería de

succión debe instalarse con una inclinación descendente evitando la formación de

bolsas de aire. La velocidad del fluido en esta configuración no debe ser mayor a

35

2,5 m/s. En la ecuación 3.9., se presenta el cálculo de cabeza total con succión

positiva.

WX = Y' Z2Y* + -[ + &,,'( [3.9]

Figura 3.5. Bomba centrífuga en configuración en succión

Figura 3.6. Bomba centrífuga en configuración en carga

Adicionalmente, el diseño de la bomba debe incluir la selección de una serie de

accesorios que otorgan un mejor desempeño del equipo y refuerzan la seguridad

en la planta. En primer lugar se debe contar con una fundición sólida que

garantice un buen funcionamiento tanto para la bomba como para el motor, esto

1

2

1

2

36

evitará las vibraciones innecesarias. Las tuberías de succión y descarga deben

tener soportes metálicos adicionales debido a que puede provocar fracturas o

desalinear el conjunto motor-bomba.

En esta parte del diseño se agrega las pérdidas por fricción generadas por los

accesorios, por lo que se introduce el número de cargas de velocidad de cada

accesorio, presentada en la ecuación 3.10.

-.\]] = L^* + ^'+_ _ _ _ ^`M ; EGF ; &,'( [3.10]

Donde:

hfacc: Pérdidas de carga por accesorios

kn: Número de cargas de velocidad de accesorios

Con el valor de todos los parámetros de la ecuación 3.5. se determina la cabeza

total (HB) para calcular la potencia hidráulica (Pot hidráulica) y la potencia del motor-

bomba (Pot motor) mediante la ecuación 3.11., y 3.12

/abcdReá&fd]\ = g ; WX ; 4 [3.11]

h = #ijk>lmáno>pq#ijrstsm [3.12]

Donde: /abcdReá&fd]\: Potencia hidráulica (hp) /abuijie: Potencia del motor-bomba (hp) g: Caudal del fluido (m3/s) WX: Cabeza o altura total de la bomba (m) 4: Densidad relativa (N/m3)

El procedimiento general para el dimensionamiento de una bomba centrífuga en

este proyecto se presenta en el capítulo 4.7.2.

37

3.3. CRITERIO DE DISEÑO PARA UN CALENTADOR DE

FUEGO DIRECTO CON DOS CÁMARAS RADIANTES

Existen varios tipos de calentadores de fuego directo que son empleados en

diferentes industrias para el incremento de temperatura aprovechando el calor de

combustión para operaciones de calentamiento, tratamiento y vaporización.

La selección de estos dispositivos está en función del tipo de combustible que

se va a utilizar y del requerimiento necesario de calor

(Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.5).

En este proyecto se selecciona un horno con doble cámara de combustión con el

objetivo de aumentar la temperatura del crudo extra pesado, y con ello alcanzar el

punto de craqueo requerido. Se selecciona este tipo de horno porque el proceso

de coquización retardada debe controlar eficientemente la distribución de calor y

además permitir un mantenimiento preventivo con un proceso de producción

continuo (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.11)

.

El calentador de fuego directo para la coquización retardada es la operación más

importante y más crítica de dimensionar. Inicialmente el equipo diseñado debe

cumplir con los requerimientos básicos para una unidad de coquización entre los

que se tiene:

· El diseño debe contar con dos cámaras de combustión independientes

para mejorar la distribución térmica en la zona radiante.

· El horno contará con un sistema descoquización por los tubos para tener

una velocidad no menor a 1,82 m/s.

· Uso de fuel oil para el tipo de combustible, debido a su alto poder calorífico.

· La temperatura inicial de la cámara radiante se asumirá para el diseño con

un valor de 1 500 °C.

Para el diseño de los hornos a nivel industrial se debe conocer los mecanismos

básicos de la transferencia de calor: conducción, convección y radiación, debido

38

que se requiere evaluar el gasto energético. Estos tres mecanismos en el horno

ocurren de manera simultánea (Lienhard, J. IV y Lienhard, J. V., 2004, pp.3-4).

Para el diseño de calentadores de fuego directo es necesario alcanzar las

especificaciones requeridas para el proceso, pero a su vez utilizar la menor

cantidad de combustible y energía. La construcción del horno debe considerar la

menor inversión de capital, el menor costo de mantenimiento y adicionalmente

que el tiempo de vida útil del equipo se prolongue (Mullinger, P., Jenkins, B.,

2014, p.5).

3.3.1. CRITERIOS DE DISEÑO EVALUANDO EL RECEPTOR DE CALOR

3.3.1.1. Evaluación energética del receptor de calor

Al tratarse de un equipo de calentamiento es necesario determinar el calor

absorbido por el flujo para esto se utilizará la ecuación 3.13.

g( = "eCvdR&\f ; PwxeiuCRdi ; Jy [3.13]

Donde: g(: Calor absorbido por el flujo (W) "eCvdR&\f: Flujo másico de crudo residual (kg/s) PwxeiuCRdi: Calor específico promedio (J/kg°C) Jy: Gradiente de temperatura (°C)

El flujo másico de crudo residual es el mismo que se especifica en el

dimensionamiento de la tubería en el capítulo 4.7.1. El calor específico del crudo

residual es un valor que depende de la temperatura, en el presente trabajo se

determinará el calor específico de la Figura 3.7.

El gradiente de temperatura corresponde a la variación de temperatura del crudo

al ingreso y a la salida del horno especificada en el capítulo del 2.1.1.2.

39

Posteriormente se debe tomar en cuenta que el intercambio de calor no solo se

da con el crudo en el interior de la tubería, sino que también se pierde calor a los

alrededores.

La estructura física de los hornos tipo cabina se caracteriza por estar compuesta

de dos grandes estructuras: la zona de convección formada por un banco de

tubos en la parte superior del equipo y la zona de radiación compuesta de una

bóveda de paredes refractarias. Adicionalmente tiene una chapa metálica en el

exterior para direccionar el calor por combustión a los tubos internos del equipo.

Figura 3.7. Calores específicos de hidrocarburos líquidos (Bonilla, O., 2011, p.31)

En la Figura 3.8., se presenta un esquema típico de un calentador de fuego

directo tipo cabina.

Para el diseño se considerará que existe un calor almacenado en las paredes del

horno que se determinará con la ecuación 3.14.

gx\eCRCv = "x\eCR ; Pwu\jCed\f ; Jyx [3.14]

40

Donde: gx\eCRCv: Calor almacenado en las paredes del horno (W) "x\eCR: Masa total de las paredes (kg) Pwu\jCed\f: Calor específico del material de las paredes (J/kg°C) Jyx:2 Gradiente de temperatura entre la temperatura interna de pared y la

temperatura ambiente (°C)

Figura 3.8. Esquema típico de un calentador de fuego directo tipo cabina (Zhu, F., y Xin, X., 2005, p.62)

Para determinar el calor almacenado y considerar las temperaturas de cada pared

se utilizó la ley de flujo que considera que el calor transferido por unidad de área

es igual entre su gradiente de temperatura y su resistencia

(Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.120), como se muestra en la ecuación 3.15.

g = Jz{ |}~}$} [3.15]

Donde: g: Calor transferido W/m2

Jy: Gradiente de temperatura °C �: Espesor de cada pared m

Chimenea

Apagador

Retranca

Tubos convección

Banco de choque

Tubos radiantes

Revestimiento refractario

Caja de fuego

Quemadores

41

^: Conductividad térmica W/m°C

Además del calor almacenado se considerará que existe un flujo de calor que se

pierde al ambiente. Para el cálculo de este flujo energético se emplean los

factores de forma. Un factor de forma permite determinar la transferencia de calor

por radiación entre dos áreas que tengan diferente temperatura

(Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.120). En este proyecto se considerará como

superficies para el factor de forma solo al conjunto de las paredes, esquinas y

aristas de la cámara de combustión. Para simplificar el modelo se considerará que

el piso del horno se encuentra perfectamente aislado con material refractario por

lo que la transferencia de calor es nula (Auces, E. y Rodríguez, J., 2003, p.4). El

calor perdido por las paredes se determinará con la ecuación 3.16.

gxx = ^ ; V ; Jyc [3.16]

Donde: gxx: Calor perdido por las paredes del horno (W) ^: Conductividad térmica de material (W/m°C) V: Factor de forma (m) Jyc: Variación de temperatura entre la superficie interior y exterior del horno (°C)

Se considerará que la chimenea del equipo es una abertura del horno por donde

el calor también se disipa. En esta etapa al diseño se introducirá el concepto de

calor radiado. El calor radiado es una forma de energía que se transmite a través

de ondas electromagnéticas para todo cuerpo que se encuentre sobre el cero

absoluto. Para determinar este flujo radiado se utilizará la ecuación 3.17., la cual

considera que la chimenea es un cuerpo negro, es decir un emisor y receptor

perfecto.

ge\Rd\Ri = � ; Ly(\vCvA Z y\u�dC`jCA M [3.17]

Donde: ge\Rd\Ri: Calor radiado por unidad de área (W/m2).

42

�: Constante de Stefan- Boltzman (W/ m2*K4) y(\vCv:2Temperatura de los gases al interior del horno (°C) y\u�dC`jC: Temperatura del ambiente (°C)

El calor radiado se da por toda el área efectiva de transferencia por lo tanto el flujo

de calor completo que se pierde por radiación se calculará mediante la ecuación

3.18.

g\�Cej&e\ = ge\Rd\Ri ; L�zij\f2C[C]jdH\M [3.18]

Donde: g\�Cej&e\: Calor total perdido por la abertura (W) �zij\f2C[C]jdH\: Área total efectiva (m2)

Al considerar todos los aspectos mencionados anteriormente se definirá al calor

requerido como la suma de todos estos flujos energéticos, como se muestra en la

ecuación 3.19.

geC�&CedRi2jij\f = g( + gx + gxx + g\�Cej&e\ [3.19]

El calor requerido total será divido en dos flujos uno para la zona de convección y

otro para la zona radiante. Para este proyecto se considerará que el intercambio

calórico del calor requerido es un 25% en la zona de convección y un 75% en la

zona de radiación (Walas, S., 2012, p.216). Los flujos de calor se determinarán

con las ecuaciones 3.20 -3.21.

g]i`HC]]dó` = 0��5 ; geC�&CedRi2jij\f [3.20]

ge\Rd\]dó` = 0��5 ; geC�&CedRi2jij\f [3.21]

Una vez determinados los flujos de calor de cada una de las secciones del horno

se procede a sobre dimensionar el diseño en un 25% en la zona radiante y en la

43

zona de convección un 75% para compensar las pérdidas de calor y la eficiencia

de combustión por parte del combustible, como se muestra en

las ecuaciones 3.22.- 3.23.

ge\Rd\]dó`2jij\f = ��5� ; ge\Rd\]dó` [3.22]

g]i`HC]]dó`2jij\f = ��5� ; g]i`HC]]dó` [3.23]

Según lo establecido el horno entregará la energía suficiente para el flujo de crudo

extra pesado requerido y cada cámara de combustión trabaje

independientemente. El dimensionamiento del horno continua con la selección de

las tuberías del fluido que se va a calentar, es necesario escoger un diámetro de

tubo que en el interior permita una velocidad entre 1,52 m/s – 1,82 m/s (Walas, S.,

2012, p.216). El diseño térmico debe ir relacionado con el diseño mecánico, por

esta razón el espaciamiento centro a centro de los tubos estará limitado por el

tamaño de los codos de regreso que permiten que el fluido adquiera el tiempo de

residencia. El menor radio de regreso curvo es de un espaciamiento centro a

centro de 12 in (Walas, S., 2012, p.216). Las tuberías del horno permitirán

conocer el área efectiva donde el fluido intercambia calor, la longitud de los tubos

y las dimensiones del equipo. Por lo tanto, en esta sección se detallarán el tipo de

material de los tubos. La cámara radiante en promedio de calor por unidad de

área entregará 28,39 KW/m2, que es el flujo de calor interno (Sawarkar, A., Pandit,

A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.11). Por lo tanto el área efectiva en la

zona de radiación se determinará con la ecuación 3.24.

�. = �mql>qp>ó}2tstqo�´>}t�m}s [3.24]

Donde: �[: Área efectiva de calor (m2) ge\Rd\]dó`2jij\f: Calor por radiación total (W) g´d`jCe`i: Calor interno por unidad de área (W/m2)

44

La longitud de los tubos para un horno tipo cabina se determinará asumiendo que

el área lateral de cada tubo permite intercambiar calor con la ecuación 3.25.

� = �['�e [3.25]

Donde: �: Longitud de los tubos del horno �[: Área efectiva de calor (m2) �: Radio de los tubos del horno (m)

El número total de tubos en la zona radiante se determinará relacionando el área

total efectiva para el área del tubo seleccionado, si este valor es decimal se

aproximará al valor inmediato superior o inferior. En la Figura 3.9., se presenta el

esquema de las proporciones del horno de doble cabina para la unidad de

coquización retardada (1:1,925:1,85).

Figura 3.9. Esquema de las proporciones de un horno de doble cabina para la unidad de

coquización retardada (1:1,925:1,85) (Walas, S., 2012, p.220)

45

Una vez determinada las dimensiones del equipo, se procede a determinar el flujo

de gases de combustión liberado, para dimensionar la zona de convección en

esta etapa del diseño se utilizará la información referida en los criterios de diseño

evaluando la fuente de calor en el capítulo 3.3.2. Posteriormente se define el

número de tubos que se alojaran en la cámara de combustión sin la interfase

entre la zona radiante y la zona de convección, estos tubos se definen con el área

plana fría del horno, como se muestra en la ecuación 3.26.

�]x = � ; P ; Q [3.26]

Donde: �]x: Superficie plana fría (m2) �: Longitud de los tubos (m) P: Espaciamiento centro a centro de los tubos (m) Q: Número de tubos de la interfase entre zonas

Con la superficie plana fría se puede calcular el área total que ocupará el

refractario en el horno, esta área se determina mediante la ecuación 3.27.

�e = � ; ��LW + �M + LW ; L�MM� Z �]x [3.27]

Donde: �e: Área del refractario (m2) �: Ancho de la bóveda (m) W: Altura de la bóveda (m) �: Largo de la bóveda (m)

�]x: Superficie plana fría (m2)

Al estudiar la energía radiante se debe considerar las fracciones que la conforman

y como intervienen en el diseño del horno. Existen tres fracciones en las que se

divide la energía radiante la primera es la absortividad (α) que es la fracción de

energía que es absorbida por radiación, la segunda fracción de energía es la

46

reflectividad (ρ) que es la fracción de energía que es refleja por la materia

conocido como el poder reflexivo y por último la transmisividad (τ) que es la

energía que se transmite. En este proyecto se ha definido el análisis considerando

que los cuerpos son negros (emisores y receptores perfectos) por lo que la

reflectividad y transmisividad es nula (ρ=0; τ=0). La absortividad de un cuerpo

negro es igual a la unidad (α=1) (Pérez, L., 2006, p.19).

3.3.1.2. Selección del material y aislante que forman las paredes del horno

Los materiales que se utilizan para la construcción de hornos industriales se

seleccionan con el objetivo de almacenar la mayor cantidad de energía térmica en

las cámaras de transferencia. Las paredes de los hornos se encuentran

conformadas por corazas metálicas que en su interior cuentan con un

revestimiento refractario. Los revestimientos para hornos del tipo cabina requieren

soportar el estrés térmico a los que son sometidos por causa de las elevadas

temperaturas, aparte de soportar la abrasión provocada por los gases de

combustión (Trinks, W., Mawhinney, M., Shannon, R, Reed, R., Garvey, J., 2004,

p.398). La selección del material refractario se realiza en base a la conductividad

térmica, es decir se busca materiales que presenten una restricción a la

transferencia de calor.

El material refractario se caracteriza por ser estable a elevadas temperaturas

tanto química como físicamente. Sin embargo, las paredes deben soportar los

choques térmicos y ser químicamente inertes para evitar la fractura prematura del

material (Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.417).

El concreto refractario será la parte de pared que soporte el contacto directo con

el calor generado por la combustión en los quemadores. Generalmente este

revestimiento se realiza con bloques al igual que la parte inferior del horno, para

mantener una estabilidad en la pared se juntan como máximo cuatro bloques en

contacto con un área hueca para mantener una buena distribución del calor

(Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.419). Estos bloques refractarios presentan

47

valores de conductividad altos y para poder disminuir la transferencia se utiliza

una segunda capa de revestimientos cerámicos, fibra de vidrio o lana mineral con

una densidad aproximada de 144 kg/m3. La fibra o lana permite reducir el espesor

de pared y consecuentemente el peso del equipo, este es un aspecto importante

en el diseño del equipo (Auces, E. y Rodríguez, J., 2003, p.6). En la Figura 3.10.,

se presenta un esquema de la estructura de pared para un horno tipo cabina.

Figura 3.10. Esquema de la estructura de pared para un horno tipo cabina

Finalmente, en el diseño estructural se considera una pared o chapa metálica que

conforma la estructura de soporte y protección para todos los componentes

internos del equipo. Las paredes del horno permiten compactar el diseño del

equipo que sea de fácil traslado y cumpla con las especificaciones del proceso.

3.3.2. CRITERIOS DE DISEÑO EVALUANDO LA FUENTE DE CALOR

3.3.2.1. Selección del tipo de combustible

Los calentadores de fuegos directo pueden utilizar una gama completa de

combustibles líquidos y gaseosos. La mayoría de quemadores para equipos de

transferencia son del tipo dual, es decir que pueden utilizar dos tipos de

Coraza metálica

Revestimiento

Refractario

Manta Cerámica

48

combustibles simultáneamente o uno independiente. En la Tabla 3.3., se presenta

una clasificación de los combustibles que se utilizan en el sector industrial.

Tabla 3.3. Clasificación de los combustibles que se utilizan en el sector industrial

Estado del combustible Naturaleza del combustible Combustibles

Sólidos

Naturales Madera, Carbón

Artificiales Residuos, Turbas, Lignitos,

Hullas, Antracita

Líquidos

Alcoholes Metanol, Etanol

Residuales Legías negras

Derivados del petróleo Gasolinas, Gasóleos, Fuelóleos,

Lubricantes

Gaseosos

Residuales Fuel-gas, Gas de Licuefacción

Gas natural Diferentes familias

Elaborados Gases de gasógeno, gas de

coquería, Gas de turbina

Bio-gas Gas de combustión de biomasa

(Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, p.42)

Las consideraciones que se tomará en cuenta para la selección del combustible

es el aspecto económico para la empresa, la operación del horno y el poder

calorífico para obtener una rápida transferencia de calor. En este caso se utilizará

un fuelóleo extraído de la planta de destilación primaria por lo que los costos del

combustible son mínimos. La viscosidad es el parámetro a medirse para utilizar

este combustible en un sistema de bombeo instalado en las cámaras de

combustión del horno. En la Tabla 3.4., se presenta las propiedades físicas y

químicas que cumplirá el combustible.

Sin embargo, por efectos de cálculo para este proyecto se utilizará una

composición teórica del Fuel Oil, con el fin de determinar el flujo másico de

49

oxígeno requerido, el flujo másico de aire requerido, el exceso necesario para la

combustión y el flujo másico de gases de combustión establecido mediante las

principales reacciones de la combustión. La composición típica de los

combustibles pesados se presenta en la Tabla 3.5.

Tabla 3.4. Propiedades Físicas –Químicas del Fuel Oil

Característica Método ASTM/IRAM-IAPG

Valor Unidades

Poder Calorífico Superior

D-240 10,450 kcal/kg

Poder Calorífico Inferior D-240 9,812 kcal/kg

Densidad a 15°C D-4052 0,96 g/ml

Punto de inflamación D-93 Min. 75 °C

Viscosidad a 40°C D-445 550 Cst

Azufre D-4294 0,50 %p/p

POFF IP-309 12 °C

Carbón Conradson D-4530 9,60 %p/p (Energy Pia Group S.A, 2015, p.3)

Tabla 3.5. Composición Típica de Combustibles Pesados

Composición

N°.1. Fuel Oil

(41,5°API)

N°.2. Fuel Oil

(33°API)

N°.4. Fuel Oil

(23,2°API)

Bajo contenido sulfuros

N°.6. Fuel Oil

(12,6°API)

Alto contenido sulfuros

N°.6. Fuel Oil

(15,5°API)

Carbono 86,4 87,3 86,47 87,26 84,67

Hidrogeno 13,6 12,6 11,65 10,49 11,02

Oxigeno 0,01 0,04 0,27 0,64 0,38

Nitrogeno 0,003 0,006 0,24 0,28 0,18

Azufre 0,09 0,22 1,35 0,84 3,97

Cenizas <0,01 <0,01 0,02 0,04 0,02

Relación C/H 6,35 6,93 7,42 8,31 7,62

(Perry, R.H. y Green, D.W, 2001, p.27-10)

50

3.3.2.2. Evaluación energética de la fuente de calor

Para el diseño en este proyecto se utilizará como combustible Fuel Oil debido a la

disponibilidad para la empresa y su alto poder calorífico. En la ecuación 3.28., se

presenta la ecuación para determinar la cantidad de combustible necesario.

g]iu�&vjd�fC = geC�&CedRi = "]iu�&vjd�fC ; /] ; h] [3.28]

Donde: g]iu�&vjd�fC: Potencia calorífica del combustible (W) geC�&CedRi: Calor total requerido (W) "]iu�&vjd�fC: Flujo másico de combustible (kg/h) /]: Poder calorífico del combustible (J/kg) h]: Eficiencia de combustión

Por motivos de cálculo para este diseño se determinará la composición de los

gases liberados al ambiente en base a las principales reacciones químicas en un

proceso de combustión que son:

1) P +2�' Z ZZZ�2P�' + ��0 ��(2�\e�i`i 2) �W + *'�' ZZZ�2W'� + ��0 ��(2�dReó(C`i2

3) V2 + 2�' ZZ ZZZZZ� V�' + ��0 ��(2��&[eC

En el presente diseño se consideró a la corriente de gases de combustión como

fluido caliente para la sección de convección, este flujo de gases depende del tipo

de combustible y del exceso de aire para el proceso de combustión

(Walas, S., 2012, p.216). Cuando se utiliza Fuel Oil como combustible y se quiere

alcanzar una combustión completa se requiere un exceso de aire mayor en un 5-

10% del que se usaría cuando se trabaja con un combustible gaseoso, es decir

que se necesita un exceso de aire entre el 15-20% o contar con un exceso de O2

del 3-5% (Zhu, F. y Xin, X., 2014, p.76). El flujo másico de los gases se determinó

con la ecuación 3.29.

51

*S�;�]�]iu�&vjd�fC = � ��0 + ��02�� ¡ah2¢38£2�¤£�� + ��2�� ¡ah2¥¦O §�(̈� [3.29]

Donde: ¥�: Flujo másico de los gases de combustión por unidad de energía (kg/h) g]iu�&vjd�fC: Calor liberado por el combustible (J/h) �:2Porcentaje de aire en exceso para la combustión (%)

Las consideraciones anteriores del diseño permitirán finalizar con el

dimensionamiento del equipo. Sin embargo para completar el método de Lobo y

Evans es necesario determinar la temperatura de los gases de combustión, con

el fin de conocer el calor exacto que es radiado, por lo cual se utiliza el método de

prueba y error que consiste en suponer un calor especifico de los gases de

combustión e igual el valor al calor teórico (Kern, D., 1999, p.794). El método se

aplicará a la ecuación 3.30.

ge\Rd\Ri©g(\vCv = "(\vCv ; D� + 7qpI ; Pw(\vCv ; Ly( Z �5°PM [3.30]

Donde: g(\vCv: Calor radiado por la chimenea (W) "]iu�&vjd�fC: Flujo másico de combustible (kg/h) 7\N]: Relación aire-combustible (kg aire/kg combustible) Pw(\vCv: Calor específico de los gases (J/kg*°C) y(: Temperatura de salida de los gases de combustión (°C)

En conclusión para el diseño se ha seleccionado como fluido caliente a la

corriente de gases de combustión en la zona radiante. Las emisiones gaseosas

se enfrían por medio del intercambio energético en el banco de tubos instalado

para la sección de convección, para evitar un tratamiento secundario

(Chaibakhsh, A., Ensansefat, N., Jamli, A, y Kouhikamali, R., 2015, p.58). Los

gases se transportan por el interior del horno debido a su turbulencia y a su

52

trayectoria guiada por la flama en la sección radiante para finalmente ser

descargados a la atmósfera.

La revolución industrial de las últimas décadas ha provocado que los gobiernos

tengan que implementar normas y regulaciones cuyo objetivo es un mínimo

impacto ambiental. Los combustibles fósiles contienen carbono, hidrógeno y

pequeñas cantidades de sulfuros, cloruros, fosforo y nitrógeno, sin contar con las

trazas de metales que tiene su composición (Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014,

p.378). El diseño actual de un horno tipo doble cabina cumplirá teóricamente con

la normativa ecuatoriana vigente. En la Tabla 3.6., se presenta los límites

máximos permisibles de emisiones al aire para fuentes fijas de combustión. El

procedimiento general para el cálculo del horno con dos cámaras de combustión y

una zona de convección en este proyecto se presenta en el capítulo 4.7.4.

Tabla 3.6. Límites máximos permisibles de emisiones al aire para fuentes fijas de combustión. Norma para fuentes nuevas en operación a partir de Enero de 2003

Contaminante

Emitido

Combustibles

Utilizado1

Valor Unidades2

Partículas Totales

Sólido 150 mg/Nm3

Líquido 150 mg/Nm3

Gaseoso No aplicable No aplicable

Óxidos de Nitrógeno Sólido 850 mg/Nm3

Líquido 550 mg/Nm3

Gaseoso 400 mg/Nm3

Dióxido de Azufre

Sólido 1650 mg/Nm3

Líquido 1650 mg/Nm3

Gaseoso No aplicable No aplicable

(DAM QS, 2015, p.8) 1 Combustibles líquidos son fósiles líquidos como el diésel, kerosene, bunker C,

petróleo crudo, naftas. 2 Unidades: mg/Nm

3 son miligramos por metro cúbico de gas, en condiciones

normales, de 1013mbar de presión y temperatura de 0°C, en base seca y corregida a 7% e oxígeno.

53

3.3.2.3. Criterios de evaluación para los quemadores tipo cañón y del sistema de

inyección de combustible

El tipo de combustible que se desee utilizar va a definir el mecanismo de

combustión que se instalará en las cámaras del horno. En este diseño se

empleará Fuel Oil como combustible por lo que se necesita un sistema de

alimentación junto con un sistema de pre-calentamiento. Estos sistemas son

necesarios por la naturaleza del combustible y de sus propiedades físicas. Para el

sistema de bombeo del combustible será necesario determinar el caudal y la

presión de inyección, para se tomará como base los criterios definidos en la

evaluación energética de la fuente de calor (Tibaquirá, J., Carmosa, M., y Acosta,

A., 2003, p.70). La bomba a seleccionar será centrífuga, se utilizarán los criterios

de diseño detallados en la sección 3.2 de este proyecto.

El sistema de inyección de combustible permitirá la recuperación del combustible

que se encuentre en exceso o que no sea combustionado, por lo que constará

con tubería de retorno hacia el tanque de almacenamiento. El Fuel Oil tiene una

composición muy variable que puede presentar impurezas, por lo tanto se

necesita de un sistema de filtrado antes de la bomba. El filtro instalado protegerá

la boquilla de los quemadores de agentes extraños que podrían impedir la

atomización de combustible y a su vez afectarán al sistema de bombeo por

sobrepresiones (Tibaquirá, J., Carmosa, M., y Acosta, A., 2003, p.72).

En la Figura 3.11., se presenta un esquema simple del sistema de retorno y del

sistema de filtración hacia el tanque de almacenamiento de combustible.

El sistema de Fuel Oil necesitará de un precalentamiento que le permita alcanzar

las condiciones para una adecuada combustión. Es por eso que se considerará el

uso de vapor para precalentar el combustible y evitar taponamientos en las líneas

de los quemadores. La línea de vapor constará de una trampa de vapor, una

válvula de retención (check) y una válvula reguladora de presión, de esa manera

se garantiza que el vapor es sobrecalentado al ingresar al sistema.

Adicionalmente, se instalará un filtro después del precalentamiento de esta

54

manera se genera una segunda zona de limpieza necesaria para transportar

crudo extra pesado.

Figura 3.11. Esquema simple del sistema de retorno y del sistema de filtración hacia el tanque de almacenamiento de combustible

(Auto-quem, 2013, p.24)

En la Figura 3.12., se presenta el esquema de la alimentación de combustible

(Fuel Oil) mediante un sistema de pre-calentamiento con vapor.

La inyección de Fuel Oil cuenta con un sistema de bombeo y un sistema de

calentamiento con vapor. En las boquillas de los quemadores se tiene un

atomizador tipo Y-jet de dos fluidos, uno del combustible y el otro de una corriente

de vapor de agua, con el fin de disminuir las partículas de cenizas generadas. La

atomización de combustible es importante para mejorar el proceso de combustión

del hidrocarburo, aumentando su velocidad. Generalmente los atomizadores de

dos fluidos relacionan el diámetro medio de las gotas de spray y la razón de

atomización (Teixeira, P., Porto, A., y Andrade, J., 2004, p.2). En la Figura 3.13.,

se presenta un esquema básico de un atomizador tipo Y-jet.

55

Figura 3.12. Esquema de la alimentación de combustible (Fuel Oil) mediante un sistema de pre-calentamiento con vapor

(Gavilanes, C., 2015, p.63)

Figura 3.13. Esquema básico de un atomizador tipo Y-jet para Fuel Oil (Teixeira, P., Porto, A., y Andrade, J., 2004, p.2)

Atomizador

Combustible

56

En el momento que se utiliza un atomizador los componentes livianos son los

primeros en vaporizarse y atomizar debido a la simplicidad de su estructura

molecular. El residuo que no combustiona en la cámara sufre una degradación

por pirolisis provocando la formación de humo, es decir existe una combustión

incompleta. Este proceso de degradación forma partículas sólidas que son

arrastradas por las chimeneas del horno. En la Figura 3.14., se presenta la

combustión de Fuel Oil que se da a nivel del diámetro medio de atomización.

Figura 3.14. Combustión de Fuel Oil a nivel del diámetro medio de atomización (Backwell, G. , 2013, p.1)

3.4. CRITERIOS PARA EL DISEÑO DE LOS REACTORES

PARA LA PRODUCCIÓN DE COQUE

El diseño de los reactores que desempeñan el papel de tambores de coque

incluye diferentes aspectos que se presentan en una unidad de coquización

retardada. El criterio inicial de su diseño es la exposición del equipo a ciclos de

alta presión además de los cambios bruscos de temperatura provocado por los

compuestos calientes, y consecuentemente por su drástico enfriamiento debido a

la desactivación mediante agua. Por lo tanto, el tiempo de vida útil de este tipo de

57

reactores es mucho más corto con relación en otros equipos presurizados

(Mayorga, J., Chávez, R., Mayorga, O., Delgado, J., Sánchez, R., y Delgado, G.,

2014, p.150). En el interior del tanque las paredes y las soldaduras presentan un

estrés de tracción (S) causado por las severas condiciones operativas. Esto

influye directamente con el material que sufre fenómenos de contracción y

dilatación a causa de los cambios bruscos de temperatura por lo que los

mantenimientos preventivos deben ser continuos y de esta manera evitar la

ruptura en su parte circunferencial. En la Figura 3.7., se presenta el estrés de

tracción para aceros al carbono y aleaciones (Walas, S., 2012, p.626).

Además para el dimensionamiento de un reactor es importante relacionarlo con la

construcción mecánica. La forma de relacionarlo es con base en la eficiencia de

soldadura de las juntas a partir de las especificaciones requeridas. En la Figura

3.8., se presenta el factor de eficiencia (E) de diferentes soldaduras.

En los tambores de coque siempre se presenta un fenómeno llamado de

“abultamiento y agrietamiento”, denominado de esta manera porque el tanque

empieza a aumentar sus dimensiones hasta alcanzar una forma de balón. Sin

embargo su presencia puede ser mayor o menor dependiendo del control que se

tenga con la inyección de agua. Para medir este fenómeno se ha introducido un

factor de enfriamiento (UQF).

El factor se obtiene a partir de la relación entre el tiempo de inyección de agua y

las toneladas de coque, presentada en la ecuación [3.31] (Stewart, C., Stryk, A., y

Presley, L., 2006, p.2)

ª«¬ = ®¯±²³2µ¯2®¶·¯¸¸®ó¶2µ¯2¹º»¹2L±®¶M³¶¯¼¹µ¹½2µ¯2¸³¾»¯2L³¶M [3.31]

En la Tabla 3.9., se presenta la interpretación que tiene el valor del factor de

enfriamiento para los tambores de coque.

58

Tabla 3.7. Estrés de tracción (S) en psi de aceros al carbono y aleaciones bajo el código ASME

Especificación

A.S.M.E.

N°.

Grado Composición

Nominal

Espec.min.

resistencia

a la

tracción

Para temperaturas que no excedan °F

-20 a 650 700

800 900 1000

Acero al carbono

SA515 55 C-Si 55 000 13 700 13 200 10 200 6 500 2 500

SA515 70 C-Si 70 000 17 500 16 600 12 000 6 500 2 500

SA516 55 C-Si 55 000 13 700 13 200 10 200 6 500 2 500

SA516 70 C-Si 70 000 17 500 16 600 12 000 6 500 2 500

SA285 A ……. 45 000 11 200 11 000 9 000 6 500

SA285 B ……. 50 000 12 500 12 100 9 600 6 500

SA285 C ……. 55 000 13 700 13 200 10 200 6 500

Acero de baja aleación

SA202 A Cr-Mn-Si 75 000 18 700 17 700 12 600 6 500 2 500

SA202 B Cr-Mn-Si 85 000 21 200 19 800 12 800 6 500 2 500

SA387 D* 2 ¼ Cr-l Mo 60 000 15 000 15 000 15 000 13

100

2 500

(Walas, S., 2012, p.626)

59

Tabla 3.8. Factor de eficiencia (E) de diferentes tipos de soldaduras

N° Tipo de junta Tipo de

costura Examen

Factor

Ef

1 Base de horno de

soldadura continua Ergida

Como requiere la

especificación 0,60

2 Soldadura por resistencia

eléctrica

Ergida o

Espiral

Como requiere la


3 Soldadura por fusión

electrica

a Soldadura base simple

(con o sin metal de

relleno)

Ergida o

Espiral

Como requiere la

especificación o el código

Además punto de

radiografiado por ANSI

B31.3, por 336.6.1

Además 100%

radiografíado por ANSI

B31.3 por 336.4.5

0,80

0,90

1,00

b Soldadura de base

doble

(con o sin metal de

relleno)

Ergida o

Espiral

Como requiere la

especificación

Además punto de

radiografiado por ANSI

B31.3, por 336.6.1

Además 100%

radiografíado por ANSI

B31.3 por 336.4.5

0,85

0,90

1,00

4 Según la especificación

a ASTM A211 Como lo permite

la especificación Espiral

Como requiere la


b Doble sumergidas son tubos soldados por

API 5L o 5LX

Ergida con

una o dos

costuras

Como requiere la


(Perry, R. H. y Green, D. W., 2001, p.10-109)

60

Tabla 3.9. Interpretación del factor de enfriamiento para tambores de coque

UQF > 0,5 Abultamiento se presenta al mínimo

UQF > 0,8 Abultamiento es nulo

UQF α Tiempo de inyección de agua

En la Figura 3.15., se presenta la distorsión que se va formando en los reactores

conforme avanza su tiempo de vida útil en una planta de coquización retardada.

Figura 3.15. Distorsión de forma en los tambores de coque por el fenómeno de “abultamiento y agrietamiento”

(Stewart, C., Stryk, A., y Presley, L., 2006, p.2)

En los tambores de coque se empleará la herramienta de corte hidráulico que

ingresa a un vástago giratorio por lo que se acoplarán las ecuaciones para diseño

de reactores con un sistema de agitación. Para el cálculo de las dimensiones del

reactor se considerará que el equipo cuenta con tres secciones una tapa

toriesférica, una sección cilíndrica y un fondo cónico, esta última debido a la

formación sólida de coque en la parte inferior, para determinar el volumen se

presentas las ecuaciones 3.32.- 3.34.

¿j\x\ = 0�5�� ; - ; LÀ¤M' [3.32]

¿]dfd`Rei =2 �;G,;�A [3.33]

¿]i`i = �;G,;c*' [3.34]

Forma Normal

Nivel 1 Inicio del

abultamiento

Nivel 2 Formación de

las costuras de circunferencia

Nivel 3 Abultamiento

avanzado

61

El volumen completo será determinado por la ecuación 3.35., considerando las

dos secciones.

¿C[C]jdHi2RCf2j\`�&C = ¿j\x\2 + ¿]dfd`Rei + ¿]i`i [3.35]

Donde: ¿j\x\: Volumen de la tapa (m3) ¿]dfd`Rei: Volumen de la sección cilíndrica (m3) ¿]i`i: Volumen de la sección cónica (m3) -: Altura de la tapa toriesférica (m) W: Altura del reactor (m) Àd: Diámetro interno del reactor (m)

Los reactores deben soportar presiones bajas de hasta 4 psi y el llenado máximo

será del 80% de su capacidad, por lo tanto la sección vacía será para direccionar

los cortes ligeros de petróleo y vapor, el cálculo del sobredimensionamiento se

desarrollará con la ecuación 3.36.

¿]dfd`Rei =2¿cdRei]\e�&ei ; ¢v [3.36]

Donde: ¿]dfd`Rei: Volumen de la sección cilíndrica (m3) ¿cdRei]\e�&ei: Volumen del fluido (m3) ¢v: Factor de sobredimensionamiento

En un reactor de coque el principal parámetro para su diseño es la relación altura-

diámetro (H/Di), que tiene en promedio un valor de 4. Es decir que la altura del

tambor es cuatro veces su diámetro interno


Una vez determinado los volúmenes de las secciones del reactor y conociendo la

relación altura-diámetro es posible determinar el diámetro y la altura del reactor

utilizando la ecuación 3.37 y 3.38.

62

À¤ = Á A;ÂÃ�;�NGdÄ [3.37]

�G> = � [3.38]

Donde: ¿T: Volumen con sobredimensionamiento (m3) �G>:2Relación altura- diámetro

Àd: Diámetro interno del reactor (m)

Se determina la presión hidrostática a la que está expuesta el reactor en la base

inferior mediante la ecuación 3.39. ÅÆ = ÇÈ ; É ; �*S*Ê'Ë [3.39]

Donde: /c: Presión hidrostática que debe soportar el reactor (atm)

w]: Densidad del coque (kg/m3) 6: Gravedad (m/s2)

W: Altura del reactor en la sección cilíndrica (m)

La presión de diseño del reactor será la suma de la presión interna generada por

los cortes ligeros de hidrocarburos y la presión hidrostática, se calculó mediante la

ecuación 3.40.

/z = / + /c [3.40]

Donde: /z: Presión de diseño del reactor (atm) /: Presión interna del reactor (atm) /c: Presión hidrostática (atm)

Se diseña la tapa superior del reactor con una forma toriesférica debido al rango

de presión que se maneja mayor a 1 atm (Perry, R. H. y Green, D. W., 2001, p.10-

63

139). Para el dimensionamiento de la tapa se determinarán el espesor y la altura

de la tapa indicadas en la Tabla 3.10.

Tabla 3.10. Dimensiones de la tapa toriesférica

Tipo de tapa Nudillo de radio, rk

h L Volumen % Error

Observaciones

Plato Estándar

Aproximado 3t

Aproximado Di

Aproximado Di 0,050 Di3+1,65tDi2

±10 h varia con t

Toriesférica o A.S.M.E.

0,06L Di 0,0809 Di3 ±0,1 ±8

rk tiene que ser del largo entre 0,06L y 3t

Toriesférica o A.S.M.E.

3t Aproximado 0,513hDi2

±0,1 ±8

Elipsoidal --- πDi2h/6 0

Elipsoidal --- Di/4 πDi3/24 0 Proporciones Estándar

Hemisférica --- Di/2 Di/2 πDi3/12 0

Cónica --- Πh(Di2+Dd+d2)/12 0

Cono Truncado h=altura d= diámetro en la sección final


Para determinar el espesor de la tapa es necesario tener en cuenta la influencia

de la soldadura mecánica que se va a considerar. El factor de eficiencia en las

soldaduras es una referencia de la resistencia hermética de la tapa en el reactor.

El espesor depende de varios factores entre los que se encuentra el estrés de

tensión y el material empleado. El diseño se simplifica dependiendo del espesor

que se vaya a utilizar, aunque es posible construir un reactor con un espesor

uniforme, como se presenta en este trabajo, dependiendo del servicio es

recomendable diseñar el reactor con un espesor variable para que pueda soportar

los fenómenos de abultamiento y agrietamiento. En la Tabla 3.11., se presentan

las ecuaciones para determinar el espesor, la presión y el estrés en diferentes

tipos de tapas y en el cuerpo cilíndrico del equipo.

64

Tabla 3.11. Espesores, presiones y estrés en diferentes secciones del reactor Ítems Espesor t (in) Presión P (psi) Estrés S (psi) Notas

Coraza cilíndrica

Cabeza de brida plana

(a)

Cabeza Toriesférica (b)

Cabeza Toriesférica (b)

Cabeza Elipsoidal (c)

Cabeza Elipsoidal (c)

Cabeza Hemisférica (d)

o coraza

Cabeza Toriconical (e)

(Walas, S., 2012, p.625) Nomenclatura: D= diámetro (in), E=eficiencia de juntas (0,6-1.0), L=radio de

corona (in), P= presión (psig), h= profundidad de la cabeza elipsoidal (in), r= radio nudillo (in), R= radio

(in), S= estrés permitido (psi), t= coraza o espesor de cabeza.

El espesor de los reactores depende del diámetro, la eficiencia de las juntas, la

presión interna, la altura y el estrés. Para un mismo reactor las secciones que lo

componen presentan diferentes valores y con ellos la distribución de la presión

varía en función del diseño (Walas, S., 2012, p.625). En el presente proyecto se

determinó el espesor de la tapa toriesférica con la ecuación 3.41.

b8 = 2 S�ÌÌË;#j;ELT;ÍMÎLS�*;#jM [3.41]

Donde:

te: Espesor de la tapa torriesférica (m)

Pt: Presión total del reactor (atm)

65

L: Longitud de la tapa (m)

S: Estrés térmico del material (atm)

E: Factor de las soldaduras

Una vez determinado el espesor de la tapa se procede a evaluar el radio de

esquina para posteriormente calcular la altura y el volumen que va a ocupar la

tapa en el cuerpo del reactor. El radio de esquina se evalúa con respecto a la

longitud y al espesor adjudicando el mayor valor, para su cálculo se presenta

la ecuación 3.42-3.43.

�^� = 0�0Ï ; � [3.42] �^� = � ; b8 [3.43]

Donde: �^�: Radio de esquina con base en la longitud de la tapa (m) �: Longitud de la tapa (m) �^�: Radio de esquina con base en el espesor de la tapa (m) b8: Espesor de la tapa (m)

La altura de la tapa se acoplo según el diámetro interno y la relación altura

diámetro del reactor con la ecuación 3.44.

- = GdA [3.44]

Donde: -: Altura de la tapa (m) À¤: Diámetro de la sección cilíndrica (m)

Para evitar la acumulación de sólidos en la parte inferior del reactor, el diseño con

lleva un fondo cónico. El ángulo (α) que se asume de los tanques es de 60° y una

altura del cono determinada por la ecuación 3.45. En la Figura 3.16., se presenta

las dimensiones del reactor cilíndrico con tapa toriesférica y fondo cónico.

66

-¡ = b¦hLÐM ; Gd' [3.45]

Donde: -¡: Altura del fondo cónico (m) Ð: Ángulo del fondo cónico Àd: Diámetro interno del reactor (m)

Figura 3.16. Dimensiones de un reactor cilíndrico de fondo cónico

hcono

67

4.

DIS

EÑ

O D

E L

A P

LA

NT

A

4.1.

D

IAG

RA

MA

S D

E B

LO

QU

ES

BF

D Y

DIA

GR

AM

A D

E F

LU

JO P

FD

Fig

ura

4.1.

Dia

gram

a de

blo

ques

del

pro

ceso

(B

FD)

68

Fig

ura

4.2.

Dia

gram

a de

Flu

jo d

el P

roce

so p

arte

1 (

PFD

)

69

Fig

ura

4.3.

Dia

gram

a de

Flu

jo d

el P

roce

so p

arte

2 (

PFD

)

70

4.2. BALANCE DE MASA

El balance de masa de la planta se calcula con base en cada una de las

operaciones unitarias que conforman el proceso de coquización retardada. En la

Figura 4.4., se presenta las etapas del balance general de masa de la planta de

coquización retardada que incluye la planta de destilación primaria.

Figura 4.4. Etapas para el balance general de la planta de coquización retardada

La producción diaria de crudo residual proveniente de la destilación primaria es de

5 200 barriles/día, que en flujo másico equivale a 36 653,93 kg/h. Adicionalmente

se inyectaría un flujo de nafta que es un exceso de productos de cabeza que no

se utiliza en el reflujo de la fraccionadora, con un flujo de 200 barriles/día

equivalente a 23 212,14 kg/h. Este excedente de nafta se aprovecharía para

mejorar el calentamiento de la corriente de crudo pesado. Al momento esta

corriente de nafta se almacena en el mismo tanque del crudo residual y a causa

de la temperatura interna del tanque de almacenamiento se evapora y sale por los

venteos. Por consiguiente, el flujo total de alimentación para la planta de

coquización es de 59 866,07 kg/h, el cálculo de este flujo se presenta en el

ANEXO II.

DESTILACIÓN PRIMARIA

MEZCLADO Y CALENTAMIENTO

(HORNO)

SEPARACIÓN Y EXTRACCIÓN (REACTORES)

FILTRACIÓN (FILTRO)

CLARIFICACIÓN (CLARIFICADOR)

71

4.2.1. BALANCE DE MASA EN EL MEZCLADO Y CALENTAMIENTO

El mezclado de crudo pesado y nafta se lo realiza en la tubería por lo que no se

considera como una operación unitaria del proyecto, aunque se enuncia en el

balance de masa. El calentamiento se lo realiza en el horno.

En esta etapa se determina la cantidad de combustible y aire requerido para una

buena combustión del horno y se calcula el flujo de gases de combustión

empleando con ayuda del balance de energía detallado en la sección 4.7.3. Se

requiere una cantidad de Fuel Oil de 2 090,54 kg/h y un flujo de aire de

34 675,69 kg/h. Los gases que salen del horno por la combustión contienen un

flujo másico de 6 490,22 kg/h de CO2, 2 073,40 kg/h de H2O, 165,99 kg/h de SO2,

1 595,08 kg/h de O2 sin reaccionar y 26 700,05 kg/h de N2 teniendo un flujo

másico total de 37 024,74 kg/h. Un resumen del balance en esta etapa se

presenta en la Figura 4.5.

Figura 4.5. Balance de masa en la etapa de calentamiento

4.2.2. BALANCE DE MASA DE SEPARACIÓN Y EXTRACCIÓN

Al continuar el proceso se operan cuatro reactores en modo semi-batch, de la

reacción de coquización y del proceso de descoquización hidráulica se obtiene

cortes ligeros, agua y coque. Cada día se llenarán dos reactores con un flujo de

hidrocarburo de 29 933,04 kg/h para la formación de coque, mientras que los

Mezclado y

calentamiento

59 866,07 kg/h

Crudo residual

+nafta reprocesada

36 653,93 kg/h

Crudo residual

Mezclado y

Nafta reprocesada

23 212,4 kg/h

ada

Gases de combustión 37 024,74 kg/h

Fuel Oil 2 090,54 kg/h

Aire + exceso 34 675,69 kg/h

72

otros dos reactores estarán en proceso de descoquización durante este mismo

día. Para la descoquización hidráulica inicialmente se utiliza un mecanismo de

arrastre que emplea vapor de agua para separar los cortes ligeros y un

mecanismo de corte con agua de alta presión para cortar el coque. El flujo de

vapor se lo obtiene del balance de energía y es de 3 285,22 kg/h, este es el vapor

que se utilizará para dos reactores a la vez, es decir que para cada reactor se

direcciona un flujo de 1 642,61 kg/h de vapor. El flujo de agua a alta presión no

debe ser mayor a 227 kg/h, debido a las dimensiones de los reactores y a la

cantidad de coque que se desea cortar (Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y

Jyeshtharaj, J, 2007, p.11).

Con el vapor de agua se recupera una corriente de gas metano y gasoil con

rendimientos de gas metano es del 18,42% y el rendimiento de gasoil es de

55,34% con respecto a la corriente de alimentación de crudo extra pesado, es

decir un flujo de 11 027,33 kg/h y 33 129,88 kg/h respectivamente. (ANEXO II).

Esta configuración permite extraer una corriente de coque de 15 708,86 kg/h, que

es el principal producto y como subproducto recuperar una corriente de

44 157,21 kg/h de gas metano y gasoil. En la Figura 4.6., se resume el balance en

la etapa de separación y extracción.

Figura 4.6. Balance de masa en la etapa de separación y extracción de coque

Separación y

extracción 3 285,22 kg /h Flujo de vapor

227 kg /h Agua Cortes Ligeros

59 866,07 kg/h Crudo residual +nafta

15 708,86 kg/h Coque

Cortes Ligeros11 027,33 kg/h Gas C4

33 129,88 kg/h Gasoil

227 kg /h Agua

73

4.2.3. BALANCE DE MASA DE LA ETAPA DE FILTRACIÓN

El agua y el coque extraídos pasan a la etapa de filtración en donde el flujo de

227 kg/h de agua pasa a un sistema de recuperación, con el fin de reutilizarla en

la etapa de cortado. En esta etapa se extrae el 98% de coque utilizando una pala

mecánica y se direcciona al almacenamiento por medio de una banda

transportadora, el valor por balance de masa es de 15 394,68 kg/h. Por lo tanto el

resto del coque pasa con el agua a la etapa de tratamiento de aguas para

clarificarla y reutilizarla, lo que se resumen en la Figura 4.7.

Figura 4.7. Balance de masa en la etapa de filtrado de agua

4.2.4. BALANCE DE MASA DE LA ETAPA DE CLARIFICACIÓN

El coque que no se pudo recuperar, generalmente residuos pequeños debido al

cortado, pasa a la etapa de clarificado de agua en donde se recupera y va directo

al almacenamiento de coque, es decir un valor de 314,18 kg/h de coque son

enviados a la pila stock. En la Figura 4.8., se presenta un resumen del balance de

masa expuesto en esta etapa del proceso.

Figura 4.8. Balance de masa en la etapa de filtrado de agua

Filtración

Clarificación

15 708,86 kg/h Coque

Filt ción

227 kg /h Agua 15 394, 68 kg/h Coque

227 kg /h Agua

314,18 kg/h Coque

541,18 kg/h

Coque + Agua

227 kg /h Agua

314,18 kg /h Coque

74

Finalmente, se planea obtener una producción anual de 135 724, 55 toneladas

que formarán la cantidad de coque vendido. El detalle del balance de masa se

encuentra en el ANEXO II. Esta información junto a los datos de la planta de

destilación primaria definieron el flujo del proceso así como los diagramas BFD y

PFD.

4.3. PLANIFICACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

La planificación de la producción permite optimizar la operación minimizando el

uso de recursos sea este humano, técnico o financiero, parámetros que en un

proyecto son determinantes en su rentabilidad. La idea es mantener la operación

de la planta siempre con la máxima seguridad, un mínimo impacto ambiental,

coste y en el plazo establecido (Román, C., 2008, p.453).

La producción de la planta de coquización retardada depende únicamente de los

reactores por ser un proceso semi-batch. Las actividades que necesitan los

tambores de coque rigen la cantidad de producción diaria. Al realizar una

planificación se busca que la planta en general funcione como un sistema

continuo. En este proyecto se dispone de cuatro reactores que van a generar un

mayor número de alternativas de producción. El extraer el coque debe cumplir con

varias actividades en pocas horas, es por esta razón que a cada reactor se ha

diseñado con un factor de sobre dimensionamiento del 20%. Para la extracción

del coque se ha distribuido las horas necesarias para cada operación que se da

en el interior de los reactores. Primero la operación de coquización (C) en donde

se llena el crudo extra pesado y se deja reposar con un tiempo de residencia de

24 horas. Una vez conseguida la reacción de coquización se procede a vaporizar

(S) el reactor para despojar los cortes ligeros y a la vez cambiar de reactor de

alimentación en un tiempo de 3 horas. Cuando se ha completado el vaporizado de

todo el reactor se procede a enfriarlo con agua (CO) para bajar bruscamente la

temperatura de 448°C a temperatura ambiental cercana a 25°C en un tiempo de 3

horas. La cantidad de agua se drena del reactor de acuerdo a las dimensiones del

reactor el tiempo estimado es de 2 horas.

75

Las posteriores etapas del proceso se cumplirán en un margen de 16 horas hasta

que el reactor vuelva a la primera etapa. En este parte se consideran la operación

de descoquización, descabezado y la espera pertinente para que el equipo sea

limpiado.

En la Tabla 4.1., se presenta el tiempo de cada actividad desarrollada en los

reactores para la extracción de coque.

Tabla 4.1. Duración en horas (h) de las actividades para la extracción de coque

Leyenda Operación Descripción Tiempo (h)

C

Coquización

Llenado de crudo extra pesado para la reacción

de coquización

24

S

Vaporización

Cambio de flujo al reactor vacío y

vaporizado del reactor lleno

3

CO

Enfriamiento

Llenado de agua con un flujo de agua entre 150 a

180 psig

3

D

Drenado

Vaciar el reactor del agua de enfriamiento

2

DK Descoquización Cortado de coque mediante agua a presión y extracción del material

5

HT

Descabezado y Prueba

Extracción de todo el coque y prueba de las

condiciones del vástago

2

H Descabezado Limpieza total de las paredes del reactor

7

E

Espera

Espera de tiempo para el próximo llenado y

calentamiento del reactor

2

Total 48 (Gary, Handwerk, y Kaiser, 2004, p.103)

76

4.4. BALANCE DE ENERGÍA

El balance de energía de la planta de coquización retardada empieza con la

energía térmica que ingresa desde la planta de destilación primaria. Esta energía

es la entalpía de la corriente de alimentación a una temperatura de 315°C que

varía al momento de ingresar al horno hasta una temperatura de 515°C. Esta

variación de energía es el calor liberado por el combustible para calentar el crudo

extra pesado a su punto de craqueo este análisis se complementa con los

requerimientos energéticos del horno detallados en el capítulo 4.7.3.

4.4.1. BALANCE DE ENERGÍA EN LA ETAPA DE MEZCLADO Y

CALENTAMIENTO

El balance de energía del proceso permite determinar la cantidad de energía que

debe intercambiar el calentador de fuego directo con la corriente de flujo extra

pesado y la nafta reprocesada. Es así que tras el balance de energía se pudo

calcular el requerimiento energético cuyo valor es de 10 466 433,45 W. Entonces

para alcanzar este flujo calórico se necesita de un flujo total de Fuel Oil de

2 090,54 kg/h con un poder calorífico de 10 450 kcal/kg equivalente a 43 743,7

kJ/kg. Al ser cuatro quemadores disponibles en la cámara de combustión se

puede distribuir el flujo en corrientes independientes de 522,64 kg/h. En la Figura

4.9., se presenta un resumen del balance energético en la etapa de mezclado y

calentamiento.

Figura 4.9. Balance de masa en la etapa de calentamiento

Mezclado y

calentamiento

59 866,07 kg/h

Crudo residual

+nafta reprocesada 36 653,93 kg/h

Crudo residual

Mezclado y

le ie

Nafta reprocesada

23 212,4 kg/h

Fuel Oil

36Te=315°C

23Te=71, 11°C Ts=515°C

2 090,54 kg/h

Gases de combustión

+n10 466 433,45 MW

77

4.5.

D

ISP

OS

ICIÓ

N E

N P

LA

NT

A (

LA

YO

UT

) Y

PL

AN

OS

DE

EL

EV

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IÓN

(V

IST

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)

Fig

ura

4.10

. Pla

no d

e vi

sta

supe

rior

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arte

1

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Fig

ura

4.11

. Pla

no d

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ión

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1

79

Fig

ura

4.12

. Pla

nos

de v

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late

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1

80

Fig

ura

4.13

. Pla

no d

e vi

sta

supe

rior

Lay

out p

arte

2

81

Fig

ura

4.14

. Pla

no d

e el

evac

ión

fron

tal p

arte

1

82

Fig

ura

4.15

. Pla

nos

de v

ista

late

ral p

arte

2

83

4.6. DIAGRAMAS DE TUBERÍAS E INSTRUMENTACIÓN

(P&ID) Y CONTROL

Los diagramas de tuberías e instrumentación se construyeron con base en los

requerimientos de cada equipo y a las dimensiones del lugar de implementación

de la planta. En la Figura 4.16., y 4.17., se presenta la simbología utilizada en los

diagramas. En los cuadros de simbología se detallan la leyenda de las líneas

tanto de tuberías como de los accesorios instalados, los esquemas de cada tipo

de válvula, los arreglos completos de tuberías específicas y los símbolos con los

que se representa cada operación unitaria. Adicionalmente se presenta el sistema

de codificación de los equipos y tuberías.

Los diagramas se dividen en cuatro partes que constituyen los equipos existentes

de la planta de destilación primaria y los equipos diseñados para la planta de

coquización retardada. En la Figura 4.18., y 4.19., se presenta la configuración

principal de la planta de destilación con el fin de adaptarla a la nueva planta de

coquización retardada. En la Figura 4.20., y 4.21., se presenta la configuración de

la nueva planta con los equipos seleccionados y dimensionados en este proyecto.

Adicionalmente, se realiza una recopilación de las tuberías de los cuatro planos

indicando el servicio de cada una, el objetivo del aislamiento y una descripción de

su función en cada una de las plantas detalladas en el ANEXO III.

84

Fig

ura

4.16

. Dia

gram

a de

sim

bolo

gía

para

inte

rpre

tar

los

plan

os P

&ID

par

te 1

85

Fig

ura

4.17

. Dia

gram

a de

sim

bolo

gía

para

inte

rpre

tar

los

plan

os P

&ID

par

te 2

86

Fig

ura

4.18

. Dia

gram

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tube

rías

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stru

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taci

ón p

arte

1 (

P&

ID)

87

Fig

ura

4.19

. Dia

gram

a de

tube

rías

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stru

men

taci

ón p

arte

2 (

P&

ID)

88

Fig

ura

4.20

. Dia

gram

a de

tube

rías

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stru

men

taci

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arte

3 (

P&

ID)

89

Fig

ura

4.21

. Dia

gram

a de

tube

rías

e in

stru

men

taci

ón p

arte

4 (

P&

ID)

90

4.7. DIMENSIONAMIENTO Y ESPECIFICACIONES DE LOS

EQUIPOS PROPUESTOS (HOJA DE DATOS DE LOS

EQUIPOS)

4.7.1. DIMENSIONAMIENTO DE LAS TUBERÍAS

Para el dimensionamiento de la tubería de transporte de crudo residual de la

planta de destilación primaria, se utilizó los criterios de diseño expuestos en el

capítulo 3.1. Inicialmente se determinan: el área transversal, la velocidad del

fluido, la rugosidad relativa, el factor de fricción y las pérdidas por fricción

generadas por la tubería.

TUBERÍA 8”-HL-1102-CS300-IH-3.5”.- El diámetro de la tubería es de 8” debido

a que la salida del fondo de la columna de destilación existente en la planta de

destilación es de este diámetro de esta manera se aprovechará la presión ejercida

en el interior de la fraccionadora.

Determinación del caudal de crudo residual.- El caudal se calcula con base en

el flujo de 5200 barriles por día (bpd) con lo que trabajará la planta, se expresa en

m3/h. La densidad se determinó por medio de la caracterización inicial detallada

en el ANEXO I.

g]e&Ri = 5�00 Ñ¦��¤£8OUí¦ ; 0��5��"Ê�2Ñ¦��¤£ ; �2Uí¦��2- = ��5"Ê-

Cálculo del área transversal.- El área transversal se determinó con la ecuación

4.1. �z = �;<>,A 2 [4.1]

91

Donde:

AT: Área transversal de tubería (m2)

ϴi: Diámetro interno de tubería (m)

Por lo tanto,

�z = Ò ; 0��0��"'�

�z = 0�0��2"'

Cálculo de la velocidad de crudo residual.- La velocidad de crudo residual se

calculó a partir de la ecuación 4.2. 3 = �pmnls�F [4.2.]

Donde:

Qcrudo: Caudal de crudo residual (m3/h)

AT: Área transversal de tubería (m2)

u : Velocidad del fluido (m/h)

Por lo tanto,

3 = ÊA�AË2rÄkS�SÊ'2u, 3 = �0�Ï�5Ï2"- = 0��0"O

Determinación de la viscosidad dinámica del fluido.- La viscosidad cinemática

se determinó mediante la caracterización inicial detallada en el ANEXO I.

Ó = ��2¡Ob ; 0�000�2"'O�002¡Ob = �� × �0ÎA"'O

La viscosidad dinámica se calculó con la ecuación 4.3.

92

! = Ó ; w [4.3]

Donde:

μ : Viscosidad dinámica del fluido (kg*m-1*s-1)

v : Viscosidad cinemática del fluido (m2/s)

p : Densidad del fluido (kg/m3)

Por lo tanto, ! = �� × �0ÎA"'O ; �00ÏÔ6"Ê

! = 0��2 Ô6" ; O

Cálculo de la rugosidad relativa y el factor de fricción (f).- Se determinó el

número adimensional de Reynolds con la ecuación 3.2.

Por lo tanto,

78 = �00ÏÔ6"Ê ; �0�Ï�5"- ; 0��0��2" ; �-�Ï002O0��2Ô6 ; "Î* ; OÎ*

78 = ��0�5�

La rugosidad relativa se determinó a través de la Figura 3.2. ÕÀd = 0�000��

Para el cálculo del factor de fricción (f) en función del número de Reynolds y la

rugosidad relativa se empleó la ecuación 3.3., por encontrarse el fluido en

régimen laminar.

Por lo tanto,

. = Ï��0�5� = 0��5

93

Cálculo de las pérdidas por fricción generadas en la tubería 301-HL-8”-A-

H3.5.- Se determinó la altura generada por las dimensiones de la tubería


Por lo tanto,

-. = 0��52ÖØÙ ÏÏ2"0��0��2" × ÚD�0�Ï�5Ï"- × �-�Ï00OI'� × �� "O' Û

ÜÝÞ

-. = 0�5�2"

Cálculo de la caída de presión generada por la tubería.- La caída de presión

generada por la tubería se determinó con la ecuación 3.5.

Por lo tanto, J/ = 0�5�2" × �00ÏÔ6"Ê × �� "O' = 5��2/¦ = 0�052¦b"

Cálculo del número de cédula (CN°).- El cálculo del número de cédula se

determinó con la ecuación 3.4., para una presión de operación de 13,6 atm El

material de construcción de la tubería es el acero al carbono SA516 Grado 70.

En la Tabla 4.2., se presenta los datos mecánicos de aceros de baja aleación en

relación al código A.S.M.E. para la construcción de las tuberías.

Por lo tanto,

PQ° = ��Ï2¦b" ; �000�5002wO¤ ; �2¦b"��2wO¤ = ��2 ß �0

TUBERÍA 8”-HL-1103-CS300-IH-3.5”.- Para el dimensionamiento de la tubería

de crudo residual después de la bomba es necesario considerar que el fluido debe

ingresar al horno a una velocidad mínima de 1,82 m/s

94

(Sawarkar, A., Pandit, A., Shiriniwas, S. y Jyeshtharaj, J, 2007, p.11), para evitar

que la coquización se produzca en los tubos. Por lo que se determinará la

velocidad del fluido para una tubería de 10”.

Tabla 4.2. Datos mecánicos de aceros de baja aleación bajo el código A.S.M.E. Estrés térmico(S) en psi

Especificación

A.S.M.E.

N°.

Grado Composición

Nominal

Espec.min.

resistencia

a la

tracción


-20 a 650 700

800 900 1000

Acero al carbono

SA515 55 C-Si 55 000 13 700 13

200

10 200 6 500 2 500

SA515 70 C-Si 70 000 17 500 16

600

12 000 6 500 2 500

SA516 55 C-Si 55 000 13 700 13

200

10 200 6 500 2 500

SA516 70 C-Si 70 000 17 500 16

600

12 000 6 500 2 500

SA285 A ……. 45 000 11 200 11

000

9 000 6 500

SA285 B ……. 50 000 12 500 12

100

9 600 6 500

SA285 C ……. 55 000 13 700 13

200

10 200 6 500


SA202 A Cr-Mn-Si 75 000 18 700 17

700

12 600 6 500 2 500

SA202 B Cr-Mn-Si 85 000 21 200 19

800

12 800 6 500 2 500

SA387 D* 2 ¼ Cr-l Mo 60 000 15 000 15

000

15 000 13 100 2 500

(Walas, S., 2012, p.626)

95

Cálculo de la rugosidad relativa y el factor de fricción (f).- Se determinó la

velocidad del fluido mediante un valor de Reynolds crítico de 2 100


Por lo tanto, 3 = ��00 ; 0��2Ô6 ; "Î* ; OÎ*�00ÏÔ6"Ê ; 0��5�2"

3 = ��2"NO2 Entonces la rugosidad relativa se determinó a través de la Figura 3.2. ÕÀd = 0�000��

Para el cálculo del factor de fricción (f) en función del número de Reynolds y la

rugosidad relativa se empleó el nomograma de la Figura 3.3.

Por lo tanto, . = 0�0�5

Cálculo de las pérdidas de carga generados por la tubería 8”-HL-1103-

CS300-IH-3.5”.- La longitud de la tubería (L2) es de aproximadamente 30 m y el

diámetro es de 8” igual a la tubería de la primera sección. Las pérdidas de carga y

la caída de presión generadas por la tubería se las determina con la ecuación 3.4

y 3.5.

Por lo tanto,

-. = 0�0�5 ; à �0"0��5�2" ; ��"O� ; �� "O'â = 0��2"

J/ = 0��" ; �00ÏÔ6"Ê ; ��"O' = ��0�Ï�2 Q"' = 0�0�2¦b"

Las especificaciones de las tuberías de crudo residual, se detallan en el ANEXO I.

96

4.7.2. DIMENSIONAMIENTO DE BOMBAS

Para el dimensionamiento de las bombas que conforman la unidad de coquización

retardada, se presenta el siguiente ejemplo de cálculo. Para seleccionar la bomba

de crudo extra pesado se analizó la cabeza o altura total calculada mediante

la ecuación 3.5. y el esquema presentado en la Figura 4.22.

Figura 4.22. Esquema de cálculo para determinar la cabeza total (HB) de la bomba P-1101

Cálculo de las pérdidas de carga por accesorios de la tubería

8”-HL-1102-CS300-IH-3.5” (hfacc).- El cálculo de las pérdidas de carga por

accesorios se determinó con la ecuación 3.9. Los accesorios de esta tubería y su

número de cargas de velocidad se presentan en la Tabla 4.3.

Tabla 4.3. Listado de accesorios de la tubería 8”-HL-1102-CS300-IH-3.5”y su número de cargas de velocidad

Ítems Accesorios Número de cargas de velocidad (K)

1 Entrada 0,50

8 Codo de 90° 0,75

1 Válvula de compuerta abierta completamente

0,20

(Mott, 2006, p.293)

-.\]] = L0�5 + L� ; 0��5M + 0��M ; ÖÙ ÏÏ2"0��0��2" × à D0��"O I'� × �� "O'âÜ

Þ

-.\]] = Ï�� ; ��2" = ��2"2 ß �02"

97

Cálculo de las pérdidas de carga por accesorios de la tubería

8”-HL-1103-CS300-IH-3.5” (hfacc).- El cálculo de las pérdidas de carga por

accesorios se determinó con la ecuación 3.9. Los accesorios de esta tubería se

presentan en la Tabla 4.4.

Tabla 4.4. Listado de accesorios de la tubería 8”-HL-1103-CS300-IH-3.5” y su número de cargas de velocidad

Ítems Accesorios Número de cargas de velocidad (K)

5 Codo 90° 0,75

3 Válvula de compuerta abierta

0,20

1 Salida 1,00

-.\]] = L5 ; L0��5M + � ; L0��0M + �M ; à �0"0��5�2" ; ��"O� ; ��"O�â

-.\]] = 5��5 ; L�Ï��M" = �0��2"

Cálculo de la cabeza o altura total de la bomba de carga de crudo residual

(HB).-La configuración de la bomba de crudo extra pesado es en carga, por lo que

la cabeza total se la determina con la ecuación 3.9. El nivel 1 será la altura de la

estructura metálica de la fraccionadora mientras que el nivel 2 será la altura del

calentador de fuego directo. La bomba debe vencer las pérdidas de carga por

diferencias de nivel con un valor de 2,94 m, la caída de presión del horno asumida

en 4,08 atm la cual muestra un valor de pérdidas de carga de 41,95 m, además

de las pérdidas de la tubería 8”-HL-1102-CS300-IH-3.5” con un valor de 10 m y

90,91 m para la tubería 8”-HL-1103-CS300-IH-3.5”.

Por lo tanto, WX = ��2" + �02" + ��52" + �0��2" = ��5��02"

98

Cálculo de la potencia hidráulica de la bomba (Pot hidráulica).- Las

especificaciones de la bomba de carga deben cumplir los cálculos de potencia

hidráulica, las cuales se determinaron con la ecuación 3.12.

Por lo tanto,

/abcdReá&fd]\2 = ��52"Ê- ; ��5��02" ; ��5��2 Q"Ê ; �-�Ï002O = ��55��2�

/abcdeá&fd]\ = ��55��2� ; �� ; �0ÎÊ-w�� = ��2-w

Cálculo de la potencia motor-bomba (Pot motor).- Las bombas como cualquier

equipo tiene una eficiencia para proporcionar su desempeño, para la bomba de

carga de crudo extra pesado se determina una eficiencia del 60% con base en la

Figura 4.23. El cálculo de la potencia motor-bomba se determina con la ecuación

3.13.

Por lo tanto, /abuijie = ��2-w0�Ï0 = 2�0��2-w

Figura 4.23. Curva característica de una bomba centrífuga con diferentes tamaños de impeler a) 250 mm b) 225 mm c) 200 mm d) 175 mm e) 150 mm

(Sinnot, R., 2005, p.209)

Flujo volumétrico, m3/h

Cabeza

, m

99

4.7.3. DIMENSIONAMIENTO DE UN CALENTADOR DE FUEGO DIRECTO

(HORNO)

Cálculo del calor absorbido por la corriente de crudo extra pesado (Qg).-

Para el diseño de un quemador de fuego directo es necesario hacer una

evaluación inicial de los requerimientos energéticos del equipo, con el fin de

determinar la capacidad de calentamiento y el flujo de combustible a consumir. El

calor absorbido por la corriente de crudo extra pesado se determina con la

ecuación 3.13., y la Figura 3.4.

Por lo tanto,

PwxeiuCRdi = 0��5 ãyä£Ñ2°¢ ; ��055 ; �0Ê åãyä ; ��0�Ï� £ÑÔ6 ; �� °¢°P = �2�� åÔ6°P

g( = Ï02000Ô6- ; �� åÔ6°P ; L��5°P Z 5�5°PM ; �-�Ï00O

g( = �02�ÏÏ2��52�

El horno contará con una pared compuesta por tres materiales diferentes, en la

parte interna con ladrillo refractario, una manta cerámica que actúa como aislante

y exteriormente una coraza metálica. En la zona radiante se considerará una

temperatura promedio de 1500°C para poder determinar el calor almacenado en

las paredes del horno tomando en cuenta se corregirá posteriormente.

En la Figura 4.24., se presenta los espesores de las paredes y el flujo de calor

que se considerará.

La masa de las paredes del horno se determinará junto con las propiedades de

los materiales presentadas en la Tabla 4.5., y proporciones detalladas en la

Figura 3.4.

100

Figura 4.24. Pared compuesta por chapa metálica, manta cerámica, ladrillo refractario (Mullinger, P. y Jenkins, B., 2014, p.115)

Tabla 4.5. Materiales de construcción para las paredes del horno

Material Propiedades

Densidad

(kg/m3)

Calor Específico

(J/kg°C)

Conductividad Térmica

(W/m°K)

Absortividad

(x106 m2/s)

AISI 4130 endurecido y templado

(0.3% C, 0.5% Mn, 0.3 Si, 0.95 Cr, 0.5 Mo)

7 840 460 43 11,9

Ladrillo arcilla refractaria 2 645 960 0,9 0,35

Ladrillo Cromo 3 010 835 2.5 0,92 (Bonilla. O, 2001, p.19)

El calor almacenado en la pared dependerá de los tres calores almacenados en

los diferentes materiales por lo que es necesario determinar las temperaturas

existentes entre cada uno. Para este objetivo se tomará las siguientes

consideraciones:

· La conducción del flujo de calor es unidimensional y en estado

estacionario.

X X Tx1 °C Tx2 °C 1500 °C

25 °C

5 mm 150 mm 90 mm

Coraza de acero Aislamiento Ladrillo refractario

101

· El flujo es perpendicular al área de transferencia con conductividad térmica

constante.

· La generación de energía y área de transferencia son constante.

Cálculo de la temperatura intermedia entre cada pared (Tx1, Tx2).- Las

temperaturas entre las paredes del horno se determinaron a través de la ecuación

3.14 y están representadas en las Figura 4.14.

Por lo tanto:

1) g = *ËSS°�Îzæ$ç�$Äç2r,�è2 ér°ê

2) g = zæ$Îzæ,ç�çë2rç�ë2 ér°ê

3) g = zæ,Î'Ë°ìç�ççè2rîÄ2 ér°ê

Resolviendo el sistema de ecuaciones de tres variables con tres incógnitas, se

obtiene los resultados del calor (Q), la temperatura (Tx1) y la temperatura (Tx2).

g = �Ï�Ï�5�2�N"'

y* = ��5��°P

y' = �Ï��°P

Cálculo del calor acumulado en la chapa metálica (Qc).- El calor acumulado

en la chapa metálica se calculó a través de la ecuación 3.14. Las dimensiones del

horno se establecieron con base en una longitud de tubos internos de 15 m y un

diámetro nominal de 10 in definido por la velocidad de 1,82 m/s necesaria para los

102

tubos. Se consideró que son cuatro paredes en la zona radiante con las

proporciones del horno.

Por lo tanto, g]* = � ; L�5" ; ��" ; 0�005"M ; ��0 �(uÄ ; �Ï02 ��(°� ; L�Ï��°P Z �5°PM g]* = �� 2ïå g]' = � ; L��0" ; ��" ; 0�005"M ; ��0 �(uÄ ; �Ï02 ��(°� ; L�Ï��°P Z �5°PM g]' = �� 5�2ïå gzij\f = g]* + g]' = �� 2ïå

Cálculo del calor acumulado en la manta cerámica (Qm).- El calor acumulado

en la manta cerámica se calculó a través de la ecuación 3.14.

Por lo tanto,

gu* = � ; L�5" ; ��" ; 0�005"M ; �Ï�5 �(uÄ ; �Ï02 ��(°� ; L��5��°P Z �Ï��°PM gu* = 52�� 2ïå gu' = � ; L��0" ; ��" ; 0�005"M ; �Ï�5 �(uÄ ; �Ï02 ��(°� ; L��5��°P Z �Ï��°PM gu' = �2�Ï��2ïå gzij\f = gu* + gu' = �20��02ïå

Cálculo del calor acumulado en el revestimiento refractario (Qr).- El calor

acumulado en el revestimiento refractario se calculó a través de la ecuación 3.13.

Por lo tanto, ge* = � ; L�5" ; ��" ; 0�005"M ; �0�0 �(uÄ ; ��5 ��(°� ; L�500°P Z ��5��°PM ge* = �2��2ïå

103

ge' = � ; L��0" ; ��" ; 0�005"M ; �0�0 �(uÄ ; ��52 ��(°� ; L�500°P Z ��5��°PM ge' = �2�� 02ïå gzij\f = gu* + gu' = �2�Ï��Ï�2ïå

Cálculo del calor total acumulado en las paredes del horno (Qp).- El calor

total acumulado en las paredes se determinó con la ecuación 3.13., aplicada a la

estructura completa del horno.

Por lo tanto, ðñ = ðò + ðô+ ðõ = ��2ö÷ + �20��02ö÷ + �2�Ï��Ï�2ö÷ = ��2�ÏÏ��2ö÷

Cálculo del calor perdido por las paredes del horno con base en el factor de

forma (Qpp).- La pérdida de calor se analizó solo por las paredes laterales del

horno para esto se considera que el flujo de energía es liberado por radiación. Y

la mayor cantidad de energía que se disipa lo hace por las aristas de la cámara de

radiación. Para este flujo de calor es necesario determinar el factor de forma, cuyo

valor será definido por la ecuación 4.5., y la Figura 4.25.

Figura 4.25. Aristas del horno consideradas placas adyacentes muy largas

ø*Î' = *'ù� + DúûI Z2Á� + DúûI'ü [4.5]

Donde:

1

2

104

ø*Î': Factor de forma

ý: Altura de la pared externa del horno (m)

þ: Longitud del piso del horno (m)

Por lo tanto,

ø*Î' = ��à� + ÿ��0 Z!� + ÿ��0 '222â

ø*Î' = 0�� El flujo de calor total que se pierde por las paredes laterales del horno se

determinó con la ecuación 3.15.

Por lo tanto,

gxx = L� ; �52" + � ; ��"M ; ÿ�� "2°P ; L0��M ; L�Ï��°P Z �5°PM ðññ = ��2W

Cálculo del flujo de calor perdido por las paredes del horno con base en el

nomograma de pérdidas de calor.- Para contrastar el calor perdido por las

paredes externas del horno se utilizará el nomograma de pérdidas de calor como

se muestra en la Figura 4.26. El refractario semejante a las dimensiones del

horno propuesto es el de 114,3 mm y aislante de 63,5 mm a una temperatura de

pared de 1 400°C.

A estas condiciones la pérdida de calor tiene un flujo 2 700 kcal/h*m3 junto con el

volumen global de la cámara de combustión de 1684 m3 se tiene un calor total

representado en el ecuación 4.6.

ðññ' = ��002 "]\fc;uÄ ; �Ï��"Ê ; *2#S�Ì@~pqok = 52��Ï2��Ï��2� [4.6]

105

Cálculo del calor por abertura asumiendo una temperatura de gases de

combustión (Qabertura).- El calor radiado por la chimenea como una abertura del

horno se determinó con la ecuación 3.16.-3.17.

Por lo tanto,

ðûú$%&'%û = 5�Ï� ; �0ÎÌ 2 �"2°PÎA ; L�2��0A Z �5°PAM ; �2"

g\�Cej&e\ = ��52Ï0��5�" ; �2" = �5�2��2�

Figura 4.26. Pérdidas de calor en Kcal/h a través de las paredes del horno

(Bonilla. O, 2001, p.41)

106

Cálculo del calor radiado del calentador de fuego directo (Qradiado).- El calor

radiado del calentador de fuego directo se determinó mediante

la ecuación 3.18.

Por lo tanto,

geC�&CedRi2jij\f = �02�ÏÏ2��52� + ��2�ÏÏ2�002å + �2��2� + 2�5�22��2� ð%$('$%)*+2&+&û, = ��2��Ï2�Ï��0�2W

Cálculo de la longitud de los tubos del horno (L).- La longitud de los tubos del

horno se determinó mediante la ecuación 3.23.- 3.24. Para el cálculo se consideró

que los tubos internos del horno tiene un diámetro de 10 pulgadas.

Por lo tanto,

�. = ��2��Ï2�Ï��0�2��Ï02�5��5 �"' = ��2"'

� = ��2"'� ; Ò ; L0��5�"M = ��2"2 - �52"

Cálculo de las dimensiones de la chimenea.- La chimenea se dimensionó de

acuerdo a la metodología empleada en el sistema de tuberías, el diámetro

nominal es de 10 in y la longitud se determinó con la ecuación 4.6.

�� = �0 ; À` [4.6]

Donde:

Lò: Longitud de la chimenea (m)

D.: Diámetro nominal de la chimenea (m)

Por lo tanto,

À` = 0��5�2"

107

L. = �0 ; 0��5�2" = ��5�2"

Cálculo del flujo másico de combustible (mcombustible).- El flujo másico de

combustible se determinó igualando el calor que requiere el horno con el calor

liberado por el combustible. Se utilizó las ecuaciones 3.18., y 3.27. Se asumió una

eficiencia de combustión del 90%.

Por lo tanto,

ôÈ+/ú'0&)ú,$ = ��2�Ï�2��2W��2��2�00÷kÉ ; 0��0 ; �2Ï00O�- = �20�0�5�^6-

Cálculo del flujo másico de aire para la combustión (maire).- Para determinar el

flujo másico de aire necesario para la combustión se utilizó la relación

estequiometria de las principales reacciones de combustión detallas en la sección

3.3.2., y la composición teórica de Fuel Oil especificado en la Tabla 3.6.

Por lo tanto,

1) P +2�' Z ZZZ�2P�' + ��0 "��(2�\e�iì 2) �W + *'�' ZZZ�2W'� + ��0 "��(2�dReó(Cì2

3) V2 + 2�' ZZ ZZZZZ� V�' + ��0 "�"(2��&[eC

Rx1:

"i1í(Cì = �0�0�5�2 ^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8- ; ��Ï�2^62P�002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 ; �2^62"a£2P��2^62P; �2^62"a£2�'�2^62"a£2P ; ��2^62�'�2^62"a£2�'

"i1í(Cì = ��0��Ï2 ^62�'-

108

Rx2:

"i1í(Cì = �0�0�5�2 ^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8- ; ��0�2^62W�002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 ; �2^62"a£2W�2^62W; �N�2^62"a£2�'�2^62"a£2W ; ��2^62�'�2^62"a£2�'

"i1í(Cì = ��0�2 ^62�'-

Rx3:

"i1í(Cì = �0�0�5�2 ^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8- ; ��2^62P�002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 ; �2^62"a£2V��2^62V; �2^62"a£2�'�2^62"a£2V ; ��2^62�'�2^62"a£2�'

"i1í(Cì = ��2 ^62�'-

ô+2)3$.+2&+&û,2%$('$%)*+ = ÏÏ�Ï��2 ^62�'-

La composición del aire se consideró en un porcentaje peso a peso el 23% de O2

y un 77% N2.

Por lo tanto,

ôû)%$ = ÏÏ�Ï��2 kÉ2O'h ; �002kÉ2ýiõe��2kÉ2O' = ��2��Ï�� ^62¦¤�8-

Cuando se utiliza como combustible Fuel Oil es necesario un exceso de aire entre

el 15-20%. Por motivos de cálculos se determinará el flujo másico con el exceso

de un 20%. "\deC4C1]Cvi = ��2��Ï��2 "(2\deCc ; ��0 = ��2Ï�5�Ï�2 "(2\deCc

109

Cálculo del flujo másico de gases de combustión y partículas totales

(mgases, Gc).- El flujo másico de partículas totales producido en la cámara se

determinó con la ecuación 3.28. y estequiómetricamente se determinó el flujo

másico de gases de combustión acuerdo a la composición de Fuel Oil presentada

en la 3.6.

Por lo tanto,

¥] = 5��0 + �L0��M6 ; ��Ï2ïåO ; �Ï002O�-�0@ ; ^6ïå = Ï��Ï2^6N-

Las reacciones a considerar para los cálculos de los gases de combustión en la

corriente de gases de combustión son:

1) P +2�' Z ZZZ�2P�' + ��0 ��"(2�\e�i`i 2) �W + *'�' ZZZ�2W'� + ��0 ��"(2�dReó(C`i2

3) V2 + 2�' ZZ ZZZZZ� V�' + ��0 ��"(2��&[eC

Rx1:

"�7' = �0�0�5�2 ^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8- ; ��Ï�2^62P�002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 ; �2^62"a£2P��2^62P ; �2^62"a£2P�'�2^62"a£2P; ��2^62P�'�2^62"a£2P�'

ôì8' = Ï��0��2 ^6- P�'

Rx2:

"\(&\ = �0�0�5�2 ^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8- ; ��0�2^62W�002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 ; �2^62"a£2W�2^62W; �2^62"a£2W'��2^62"a£2W ; ��2^62W'��2^62"a£2W'�

"\(&\ = �0��02 ^62W'�-

110

Rx3:

"T7' = �0�0�5�2 ^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8- ; ��2^62V�002^62¡a"Ñ3Ob¤Ñ£8 ; �2^62"a£2V��2^62V ; �2^62"a£2V�'�2^62"a£2V; Ï�2^62V�'�2^62"a£2V�'

ô98' = �Ï5��2 kÉh SO'

Aire:

ô8' = Ï2Ï�Ï��2 kÉ2�'2C`je\h ; ��0 ; �02^62�' sin ��002^6�'2C`je\2 = �25�5�0�2 ^62�' sin ��-

ô:' = ��2Ï�5��2 ^62¦¤�8- ; ��2^62Q'�002^62¦¤�8 = �Ï2�00�052 ^62Q'-

±º¹½¯½ = Ï2��0��2 ^6- P�' + �20��02 ^62W'�- + �Ï5��2 kÉh SO'+ �25�5�0�2 ^62�' sin ��- + �Ï2�00�052 ^62Q'-

ô3û0$0 = ��20��2 kÉ2Éýses2òoôþh

Cálculo de la temperatura de combustión (Tc).- La temperatura de combustión

se determina con la relación C/H del combustible, exceso de aire empleado,

el poder calorífico y la Figura 4.27 - 4.28.

;�¡8OaO2U82¦¤�8 = �0�; /¡ = �02�50 �]\f�(

Por lo tanto,

Para C/H =7,5 se tiene una temperatura de combustión de y� = �2�50°P

Para C/H =8 se tiene una temperatura de combustión de y� = ��52°P

Entonces al interpolar la temperatura para una relación C/H= 7,68 se tiene, � Z ��5�2��5°P Z �2�50°P = � Z ��Ï��2��5°P Z y�

y� = �2�ÏÏ��°P

111

Figura 4.27. Temperaturas de combustión para C/H=7.5 y según el porcentaje (%) de exceso de aire

(Bonilla,.O,2011, p.35)

Figura 4.28. Temperaturas de combustión para C/H=8 y según el porcentaje (%) de exceso de aire

(Bonilla,.O,2011, p.35)

Distribución final de los tubos en la zona de convección y en la zona de

radiación.- Las proporciones del horno permiten acoplar la siguiente distribución

de tubos respetando las proporciones detalladas en la sección 3.3.1.1., y

presentadas en el Figura 4.30.

112

Figura 4.29. Esquema de las dimensiones de un horno y la distribución de tubos (Walas, S., 2012, p.220)

El horno tiene un total de 46 tubos por pared, 18 tubos en el techo de la zona

radiante, 5 tubos escudos y 66 tubos en la zona de convección.

Cálculo del área plana fría del horno.- El área plana fría del horno determina los

tubos necesarios entre la zona de convección y la zona de radiación se calculó

utilizando la ecuación 3.25.

Por lo tanto,

AÈñ = �52ô ; 20��0��2ô ; L��5 Z 5M = 50��2"'

Cálculo del área total del refractario en el horno (Aw).-El área total de

refractario en el horno se determinó con base en la ecuación 3.26.

15 m

14,41 m

m

7,79 m

m

1,56 m

46 tubos

de pared

18 tubos

convección

66 tubos

convección

5 tubos

escudos

12,4 m

m

113

Por lo tanto,

A< = � ; ��2ô ; L��2ô + �52ôM + ��2ôL�52ôM� Z2�]x

A= = ��0�5�2ô' Z 50��2"' = ��5�2"'

Cálculo del área total en la zona radiante (Ar).- El área total de la zona radiante

constituye la suma de las dos áreas.

Por lo tanto,

Aõ = � ; L�5 ; ��M"' + � ; L�� ; ��M"' + 50��2"' �� = Ï5Ï��2"' + 50��2"' = ��5��2"'

Cálculo de la temperatura de gases de combustión (Tg).- Para el cálculo de la

temperatura de gases de combustión a la salida de la chimenea es necesario

igualar el calor absorbido por los gases de combustión y el calor liberado por el

combustible mediante la ecuación 3.12 y 4.6.

ð> = ¥� ; Px ; Jy = ¥� ; P# ; 5y� Z y(6 =2/� ; "]iu�&vjd�fC ; hzij\f [4.6]

Por lo tanto,

ð> = ��Ï2öW ; �Ï00s�h = Ï��ÏÔ6- ; P# ; 5�2�ÏÏ��°P Z y(6= ��2��2�00 åÔ6 ; �0�0�5�2 Ô62- ; 0��

Cálculo del calor radiado por la chimenea considerada una abertura con la

temperatura de gases calculada utilizando la temperatura calculada de

gases de combustión (Qabertura).- El calor radiado por la chimenea como una

abertura del horno se determinó con la ecuación 3.16.-3.17.

Por lo tanto,

114

ðûú$%&'%û = 5�Ï� ; �0ÎÌ 2 �"2°PÎA ; L�2005�55A Z �5°PAM ; �2"

g\�Cej&e\ = 5�2�Ï��" ; �2" = ��52��2�

Tabla 4.6. Variables calculadas para determinar la temperatura de los gases (Tg)

Calor

(MW)

Tg asumida

(°C)

Cp promedio

(J/Kg°C)

Tg calculada

(°C)

22,32 1 220 1 445,76 986,15

24,25 1 650 1 553,32 1 550,25

22,86 (interpolando) ____ 1 548,82 1005,55

Cálculo del factor de intercambio.- El factor de intercambio para las dos

cámaras de radiación se determinó mediante la ecuación 4.7., y empleando las

ecuaciones 4.8., 4.9., y 4.10.

ø = ý + þ?+ ò?' [4.7] ý = 0�000Ï� + 0�05��z + 0�00�0�z' [4.8] þ = ��0�5Ï + 0��0�z Z 0�05�z' [4.9] ò = Z0�� Z 0�55�z + 0�0�0z' [4.10]

Donde:

F: Factor de intercambio de las dos cámaras

?: Emisividad

z: Aw@Aõ

Por lo tanto,

) = ��5�2"'��5��2"' = 0��

115

4.7.4. DIMENSIONAMIENTO DE UN REACTOR PARA COQUIZACIÓN

(TAMBOR DE COQUE)

En la Tabla 4.7., se presentan las propiedades físicas-químicas de la corriente de

crudo residual a temperatura de craqueo, lo cuales se requieren para determinar

el dimensionamiento de los reactores de coque.

Tabla 4.7. Propiedades físicas-químicas de la corriente de crudo residual a condiciones de craqueo

Parámetros Valor

Densidad del coque (kg/m3) 911

Presión de los hidrocarburos (atm) 4,8

Temperatura de los hidrocarburos (°C) 515

Cálculo del dimensionamiento de los reactores de coque.- El

dimensionamiento de los reactores de coque se realizó con base en los criterios

de diseño establecidos en la sección 3.4. Ejemplo de cálculo:

Para un flujo de 60 000 Kg/h que se maneja en las tuberías del horno, se tiene

una masa de hidrocarburo 1 440 t/día como se muestra en la ecuación 4.5.,

siendo la capacidad máxima de los reactores.

"¦O¦cdRei]\e�&ei = Ï02000 �(c ; 'Ac*Rí\ ; *2j*2SSS2�( = �2��0 jRí\ [4.5]

Con base en la masa total de hidrocarburo se diseñará el sistema con dos pares

de reactores, por lo tanto el diseño se realizará para 720 t/día. En la Tabla 4.8., se

presenta las propiedades para el dimensionamiento mecánico del reactor.

La relación altura-diámetro (H/Di) del reactor será de 4. El factor de

sobredimensionamiento será de 1,2., para establecer un margen de seguridad

para el equipo.

116

Tabla 4.8. Propiedades para el dimensionamiento mecánico del reactor

Parámetros Valor

Masa de hidrocarburo (T) 720

Relación altura-diámetro (H/Di) 4

Factor de sobredimensionamiento 1,2

Cálculo del volumen de hidrocarburo alimentado al reactor (Vh).- El volumen

de hidrocarburo alimentado al reactor se determinó con la ecuación 4.6.

¿c = ukxp [4.6.]

Donde: ¿c: Volumen de hidrocarburo (m3) "c: Masa de hidrocarburo (kg) w]: Densidad del coque (kg/m3)

Por lo tanto,

¿c = ��0b�� ^6"Ê ; �20002^6�b = ��0��2"Ê

Cálculo de la capacidad total del reactor con sobredimensionamiento (Vs).-

La capacidad total del reactor se encuentra determinada por el volumen del

hidrocarburo y el margen de seguridad del equipo, en este caso el factor de

sobredimensionamiento es del 20%. El cálculo se determinó con la ecuación 3.34.

Por lo tanto, ¿T = ��0��2"Ê ; �� = ��2"Ê

Cálculo del diámetro interno del reactor (Di).- El diámetro interno del reactor se

determinó con la ecuación 3.35.

117

Por lo tanto,

À¤ = !� ; ��Ò ; �Ä = Ï��2"

Cálculo de la altura total de la sección cilíndrica (H).- Una vez que se conoce

el diámetro interno del reactor se procedió a calcular la altura en la sección

cilíndrica mediante la relación altura-diámetro (H/Di) establecida en la Tabla 4.7.

Por lo tanto, W = � ; Ï��2" = �Ï��2"

Cálculo de la presión hidrostática que se debe soportar en la base del

reactor (Ph).- La presión hidrostática que debe soportar la base del reactor se

determinó mediante la ecuación 3.37.

Por lo tanto,

/c = ��Ô6"Ê ; �� "O' ; �Ï��2"�0��5 = ��Ï2¦b"

Cálculo de la presión total que debe soportar el reactor (Pt).- La presión total

que debe soportar el reactor se calculó con la ecuación 3.38.

Por lo tanto, /z = ��2¦b" + ��Ï2¦b" = ��Ï2¦b"

Selección del material y cálculo de las dimensiones del tipo de tapa superior

para el reactor.- Con base en los criterios de diseño explicados en la sección

3.4., la tapa superior del reactor será torriesférica por tanto la longitud (L) será

igual al diámetro interno (Di). El factor de eficiencia en las soldaduras (E) será de

0,85, se presenta en la Tabla 4.9.

118

El estrés térmico se lo tomará de la Tabla 4.10., con base en la misma aleación

de la sección cilíndrica 2 ¼ Cromo-1 Molibdeno y a una temperatura de 515°C.

Las dimensiones de la tapa se calcularán con las ecuaciones de la Figura 3.11.-

3.12. El dimensionamiento del equipo y la tapa se rigen por el código ASME VII

(Perry, R. H. y Green, D. W., 2001, p.10-139).

Cálculo del espesor de la tapa con el diámetro interno del reactor (te).- El

espesor de la tapa tomando como referencia el diámetro interno del reactor, se

calculó con la ecuación AIV.5.

Por lo tanto,

b8 = 0��5 ; ��Ï¦b" ; Ï��"D��00�� ¦b" ; 0��5I Z L0�� ; ��Ï¦b"M = 0��Ï2"

Cálculo del radio de esquina o radio nudillo para una tapa toriesférica (rk).-

El radio de equina se calculó con base en la longitud de la tapa (L) y con respecto

al espesor de la pared (te), mediante las ecuaciones 3.40 y 3.41 respectivamente.

Por lo tanto, �^� = 0�0Ï ; Ï��2" = 0��02"

Por lo tanto, �^� = � ; 0��Ï2" = 0��2"

Cálculo de la altura de la tapa (h).- La altura de la tapa se determinó con la

ecuación 3.42., con base en las especificaciones de tapas toriesférica.

Por lo tanto,

- = Ï��2"� = ��Ï�2"

119

Tabla 4.9. Eficiencias de juntas y reducciones de esfuerzo

N° Tipo de junta Tipo de

costura Examen

Factor

Ef

1 Base de horno de soldadura

continua Ergida

Como requiere la


2 Soldadura por resistencia eléctrica Ergida o

Espiral

Como requiere la


3 Soldadura por fusión electrica

a Soldadura base simple (con o sin

metal de relleno)

Ergida o

Espiral

Como requiere la

especificación o el

código

Además punto de

radiografiado por

ANSI B31.3, por

336.6.1

Además 100%

radiografíado por

ANSI B31.3 por

336.4.5

0,80

0,90

1,00

b Soldadura de base doble

(con o sin metal de relleno)

Ergida o

Espiral

Como requiere la

especificación

Además punto de

radiografiado por

ANSI B31.3, por

336.6.1

Además 100%

radiografíado por

ANSI B31.3 por

336.4.5

0,85

0,90

1,00

4 a ASTM A211 Como lo permite la

especificación Espiral

Como requiere la


b Doble sumergidas son tubos soldados por API 5L o 5LX

Ergida con

costuras

Como requiere la



120

Tabla 4.10. Datos mecánicos de aceros de baja aleación bajo el código A.S.M.E. Estrés térmico(S) en psi

Especificación

A.S.M.E.

N°.

Grado Composición

Nominal

Espec.min.

resistencia

a la

tracción


-20 a 650 700

800 900 1000

Acero al carbono

SA515 55 C-Si 55 000 13 700 13

200

10 200 6 500 2 500

SA515 70 C-Si 70 000 17 500 16

600

12 000 6 500 2 500

SA516 55 C-Si 55 000 13 700 13

200

10 200 6 500 2 500

SA516 70 C-Si 70 000 17 500 16

600

12 000 6 500 2 500

SA285 A ……. 45 000 11 200 11

000

9 000 6 500

SA285 B ……. 50 000 12 500 12

100

9 600 6 500

SA285 C ……. 55 000 13 700 13

200

10 200 6 500


SA202 A Cr-Mn-Si 75 000 18 700 17

700

12 600 6 500 2 500

SA202 B Cr-Mn-Si 85 000 21 200 19

800

12 800 6 500 2 500

SA387 D* 2 ¼ Cr-l Mo 60 000 15 000 15

000

15 000 13 100 2 500

(Walas, S., 2012, p.626)

121

Cálculo del volumen de la tapa (Vt).- El radio de esquina con respecto a la

longitud (rk2) es mayor que el radio de esquina con respecto al espesor; por lo

tanto, el volumen de la tapa será determinada por medio de la ecuación 4.7.

¿b = 0�5�� ; - ; LÀ¤M' [4.7.] Donde: ¿b:Volumen entre la tapa y la sección cilíndrica (m3) WB Altura de la tapa (m) À¤: Diámetro del reactor (m)

Por lo tanto, ¿b = 0�5�� ; ��Ï�2" ; LÏ��2"M' = ��5�2"Ê

Cálculo de la altura de la tapa cónica (hc).- El cálculo de la altura de la tapa

cónica se determinó mediante la ecuación de Pitágoras utilizando un ángulo de

60° y el diámetro del reactor (Di). El cálculo se presenta en la ecuación 3.43.

Por lo tanto, -¡ = týn Ï0° ; @�C*2u' = E� ; ��552" = 5��2"

Cálculo del volumen de la tapa cónica (Vc).- El cálculo del volumen de la tapa

cónica se determinó mediante la ecuación 4.8.

¿¡ = *Ê ; Ò ; Gd,A ; -¡ [4.8]

Donde: ¿¡: Volumen de la tapa cónica (m3) À¤: Diámetro del reactor (m) -¡: Altura de la tapa cónica (m)

Por lo tanto,

122

¿¡ = �� ; Ò ; LÏ��2"M'� ; 5��2" = Ï��2"Ê

Cálculo de la cantidad de coque almacenado en los reactores (Mcoque).- La

cantidad de coque almacenado en los reactores se determinó con el volumen del

hidrocarburo especificado y la una densidad de coque de 2090 kg/m3.

ï]i�&C = ��0��2"Ê ; �0�02^6�2"Ê = �2Ï5�2��0�Ï2^6 = �2Ï5��2yah

Cálculo del tiempo de inyección de agua en los reactores.- El cálculo del

tiempo de inyección de agua se determinó con un factor de enfriamiento de 0,5

con base en la planificación de la producción, el balance de masa y la ecuación

3.30.

Por lo tanto, y¤8"wa2U82¤h18¡¡¤óh2LôinM = �2Ï5��2Lyah2M ; 0�5 y¤8"wa2U82¤h18¡¡¤óh2LôinM = ��5��052"¤h y¤8"wa2U82¤h18¡¡¤óh2LhM = ��2-

123

HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 1 Nombre del equipo: Columna Fraccionadora Fabricante: TECNA S.A.

Modelo: N/A

Material de construcción: Acero inoxidable Código: ASME VII DIV.1 Número en planta: 1

Dimensiones: Altura 12 176 mm Diámetro 1 530 mm Volumen 22,39 m3

Parámetros de diseño: Presión interna 90 psig Presión exterior vacío total Temperatura Máxima 700°F Corrosión 6,35 mm Estrés de Tracción (S) 23 630 psi Eficiencias de Juntas (E) 0,85 Aislamiento Lana Mineral 4 ½” Material en el Domo Aleación Niquel-Cobre

Principio de funcionamiento: A esta columna ingresa hidrocarburos de una corriente de crudo pesado de 17°API a una temperatura máxima de 700°F provocando una destilación flash en el plato de alimentación. Los vapores liberados suben por diferentes bandejas que cuenta con válvulas de burbujeo liberan los componentes livianos. Las fracciones más pesadas se almacenan al fondo de la fraccionadora generando una zona de agotamiento de livianos. La condensación selectiva de hidrocarburos se la obtiene mediante una corriente de reflujo. La fraccionadora cuenta con 3 bandejas de extracción de diésel y tuberías para la recuperación de cortes livianos. Además la fraccionadora cuenta con un ingreso de vapor incrementar la eficiencia en la zona de despojamiento. Modalidad de operación: Opera en modo continuo.

Esquema del equipo:

124

HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 2 Nombre del equipo: Bomba centrífuga de carga Fabricante: Sartorius

Modelo: 604 VCT SCP 327-40

Material de construcción: Acero inoxidable Número en planta: 1

Caudal: 35,45 m3/h Energía: 0,70 kW Cabeza Total: 145,80 m

Parámetros de diseño: Succión 3” de diámetro Descarga 1,5” de diámetro Clase 300 Voluta simple Coraza radial Potencia del motor-bomba 60 hp Peso de total de la bomba 715 (kg)

Principio de funcionamiento: A la bomba centrífuga ingresa el crudo extra pesado de la fraccionadora para aumentar la presión mediante una estrangulación del fluido en los mecanismos internos. Modalidad de operación: Opera en continuo.

Esquema del equipo:

(Walas, S., 2012, p.625)

125

HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 3 Nombre del equipo: Calentador de Fuego Directo (Horno Tipo Cabina)

Fabricante: Thermox

Modelo:

Material de construcción: Acero inoxidable

Número en planta: 1

Temperatura de ingreso 315°C Presión 55 psig Temperatura de salida 515°C Gravedad específica 0,944 Tipo de combustible Fuel Oil Exceso de gas 15-20%

Parámetros de diseño: Calor Total MM W 10 Calor Absorbido MM W 10 Fluido Crudo Extra pesado Caída de presión 25 psi Factor de Ensuciamiento 0,0015 Temperatura de diseño 25°C

Principio de funcionamiento: Al horno ingresa una corriente de crudo extra pesado que se divide en las dos cámaras radiantes, el horno cuenta con una sección de convección para enfriar los gases de combustión. Las cámaras de combustión se encuentran divididas por una pared refractaria. Modalidad de operación: Opera en continuo.

Esquema del equipo:

126

HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 4 Nombre del equipo: Reactores (Tambores de Coque) Fabricante: Sartorius

Modelo: N/A

Material de construcción: Cromo- Molibdeno código ASME VII Número en planta: 4

Dimensiones: Altura 26,84 m Diámetro 6,71 m Altura de la tapa 1,67 m Volumen de la tapa 38,57 m3 Altura del cono 5,81 m Volumen 68,48 m3

Diámetro inferior 2 m

Parámetros de diseño: Presión de diseño 7,16 atm Temperatura de trabajo 515°C Estrés de Tracción (S) 23630 psi Eficiencia de juntas (E) 0,85 Coeficiente de la tapa abovedada (K) 5 Material del reactor 2 ¼ Cromo-1 Molibdeno

Principio de funcionamiento: Al reactor ingresa crudo extra pesado a una temperatura máxima de 515°C, con el fin de almacenarlo por un tiempo de residencia de 24 horas. En las siguientes 24 horas se bajará drásticamente la temperatura mediante agua que trabaja en un rango de presión desde 180 psig hasta los 2000 psig. Los reactores se encuentran conectados en secuencias con un sistema de corte hidráulico independientes para poder extraer el coque de petróleo. Modalidad de operación: Opera en modo batch.

Esquema del equipo:

α

hcono

Hlateral

Hlíquido

htapa

De

Tapa Toriesférica

De

Fondo Cónico

Cuerpo cilíndrico del reactor

127

HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 5 Nombre del equipo: Banda Transportadora de Coque Fabricante: Hong´s Belt

Modelo: RW-YY-200B

Material de construcción: Número en planta: 1

Dimensiones: Ancho: 2m

Longitud: 25 m

Parámetros de diseño: Espesor de la banda 25,4 mm Material Plástico Anchura mínima: 150 mm Peso 4.4 kg/m2

Área abierta 15% Soporta carga pesada

Principio de funcionamiento: A la banda transportadora ingresa el coque húmedo para ser direccionado a una pila stock. El material se deposita con una pala mecánica que se extrae de una fosa de coque y agua. Modalidad de operación: Opera en modo continuo

Esquema del equipo:

128

HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 6 Nombre del equipo: Piscina de Coque-Agua Fabricante: Santuarious

Modelo: Independiente


Dimensiones: Volumen: 220 m3 Largo: 10 m Ancho: 7,33 m Altura 3 m

Parámetros de diseño: Ángulo interno de la pirámide ϴ=60° Material Acero al carbono Forma interna pirámide truncada

Principio de funcionamiento: La piscina retendrá la mezcla de coque y agua hasta que la pala mecánica extraiga el coque hacia la banda transportadora. En el fondo tendrá canales de filtrado de agua para direccionarla a la planta de tratamiento. Modalidad de operación: Opera en modo continuo

Esquema del equipo:

H: Altura

L: Largo

A: Ancho

ϴ

129

HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 7 Nombre del equipo: Bombas de sumidero Fabricante: Goulds pumps

Modelo: CV 3171

Material de construcción: Acero al carbono Número en planta: 1

Dimensiones: Altura 2m Ancho 0,8 m

Parámetros de diseño: Bomba de 60 hp Capacidad 295 m3/h 1,3 GPM Cabeza THD requerido 60 psi

Principio de funcionamiento: El fluido ingresa a la bomba mediante una tubería de succión en la cual se ha instalado filtros, debido a las impurezas del fluido. El fluido gira por una fuerza externa proporcionándole un aumento de presión y descargándolo por un eje central de rotación permitiendo alcanzar un nivel superior. Modalidad de operación: Opera en modo continuo

Esquema del equipo:

130

HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 8 Nombre del equipo: Clarificador de agua Fabricante:

Modelo:


Dimensiones: Superficie de trabajo 470-3600 ft2

Motor eléctrico de 60 HZ, 230/460 Estructura con soporte

Parámetros de diseño: 1600 GPM (0,1 m3/s) 3600 sq ft2 (260 m2) 40 hp (29,5 kW) 81 260 lb (36 860 kg)

Principio de funcionamiento: Ingresa un flujo de agua con aire comprimido generando una fuerte presión liberada en el interior del equipo, a causa se genera millones de burbujas que suspenden los sólidos hasta la superficie. Los contaminantes que no se suspenden sedimentan en el fondo. Modalidad de operación: Opera en modo continuo

Esquema del equipo:

131

HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 9 Nombre del equipo: Tanque de almacenamiento de agua Fabricante: Tecna S.A.

Modelo: Independiente

Material de construcción: A-36 Número en planta: 1

Dimensiones: Diámetro externo: 2 920 mm Altura del tanque: 3 000 mm Volumen: 20 m3

Parámetros de diseño: Envolvente: A-36 Fondo: A-36 Techo: A-36 Bridas: A-105 Escalera: A-36

Principio de funcionamiento: Al tanque ingresa agua clarificada para almacenamiento diario. Posteriormente esta agua se utiliza para el corte de coque que se deposita en los reactores. Modalidad de operación: Opera en modo continuo

Esquema del equipo:

132

HOJA DE ESPECIFICACIÓN Nº 10 Nombre del equipo: Bomba hidráulica Fabricante: CAT PUMPS

Modelo: CAT-310


Dimensiones: Bomba 2x3 m Tubería de descarga 3/8” Tubería de succión ½”

Parámetros de diseño: Presión 155 bar Presión 2200 psi Caudal 15 min Potencia 6 HP RPM 950

Principio de funcionamiento: Se introduce agua por la tubería de succión incrementando la energía del fluido incompresible, se genera una alta presión por los multiplicadores de presión se conecta a un cabezal de corte mediante una tubería de acero inoxidable. Modalidad de operación: Opera en modo continuo

Esquema del equipo:

133

5. ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD ECONÓMICA

Una vez que se ha realizado el diseño del proceso para la obtención de coque y la

recuperación de cortes livianos, se evalúa económicamente el proyecto. Para la

implementación de esta planta se debe tomar en cuenta: la inversión, los gastos e

ingresos. Adicionalmente se determinará la viabilidad del proyecto mediante los

indicadores económicos TIR y VAN.

5.1. INVERSIONES

Para el arranque de la planta es necesario generar costos de inversión, en esta

sección se detallan los costos de los equipos, mano de obra e insumos. Además

el proyecto necesitará permisos, patentes y garantías que ingresan en el grupo de

activos. El costo del terreno no se considera debido al contrato de concesión

acordado por el Estado Ecuatoriano con la empresa Repsol Ecuador S.A. El

Estado Ecuatoriano le vende a Repsol cada barril de crudo extra pesado en 4,81

USD. En la Tabla 5.1., se muestran los costos por barril del crudo extra pesado y

la nafta reprocesada que se utilizarán en el arranque de la planta, estos mismos

valores son los que se establecen la operación diaria de la planta.

Tabla 5.1. Costos de la materia prima para el arranque de la planta de coquización retardada

Ítem Materia Prima Cantidad

(barril/día)

Costo por

volumen

(USD/barril)

Costo total

(USD)

1 Crudo extra pesado de arranque 124 800,00 4,81 600 288,00

2 Nafta Reprocesada de arranque 250,00 0 0

Total 600 288,00

134

En la Tabla 5.2., se detallan los costos de los accesorios implementados en el

horno tipo cabina presentados en el ANEXO V.

Tabla 5.2. Costo de los accesorios implementados en el horno tipo cabina

Ítem Descripción Cantidad Costo (USD)

1 Sistema de Control 1 80 000,00

2 Sistema de Seguridad 1 50 000,00

3 Tanque de Fuel Oil 20 m3 1 50 000,00

4 Bomba dosificadora para los

quemadores (20 psi-100bpd)

1 70 000,00

5 Tubería de 4 m 152 19 000,00

6 Sistema de control de flama 4 8 000,00

7 Switch de alta presión 4 2 500,00

8 Switch de baja presión 4 2 500,00

9 Válvula de corte rápida 4 25 000,00

10 Válvula reguladora de corte 4 25 000,00

11 Válvula de venteo 4 10 000,00

12 Manómetro antes de la reguladora de

presión

4 2 500,00

13 Manómetro después de la reguladora

de gas

4 2 500,00

14 Manómetro de gas piloto 4 2 500,00

15 Reguladora de gas piloto 4 2 500,00

16 Actuador del damper de aire 4 5 000,00

17 Sensor de temperatura 4 3 500,00

18 Reguladora de presión de aire 4 5 000,00

Total 365 500,00

En la Tabla 5.3., se presentan los costos del horno tipo cabina y el montaje, se

detalla en el ANEXO V.

135

Tabla 5.3. Costos y montaje del horno tipo cabina

Ítem Descripción Costo $(USD)

1 Horno 1 750 000,00

2 Accesorios del sistema de combustible del horno 365 500,00

3 Montaje del sistema de combustible del horno 438 600,00

4 Montaje del horno en sitio 2 100 000,00

Total 4 654 100,00

En la Tabla 5.4., se detallan los costos de la maquinaría adicional requerida en el

proyecto.

Tabla 5.4. Costo de los demás equipos requeridos

Ítem Maquinaría Unidades Costo Equipos

(USD)

Costo Total

(USD)

1 Bombas Centrífugas 2 12 761,00 25 522,00

2 Pala Mecánica 1 35 000,00 35 000,00

3 Banda Transportadora 1 750,00 750,00

4 Bombas Sumidero 2 3 750,00 7 500,00

5 Clarificador 1 8 510,00 8 510,00

6 Bombas alta presión 2 9 450,00 18 900,00

7 Instrumentación -- 2 500 000,00 1 000 000,00

8 Tuberías de 4 m 760 125 95000

Total 1 191 182,00

En la Tabla 5.5., se presenta el costo de los reactores de coque y del tanque de

almacenamiento de agua cuyo cálculo se presenta en el ANEXO V.

136

Tabla 5.5. Costo de los reactores de coque y tanque de agua de almacenamiento

Reactores Unidades Volumen (m3)

Costo constante

Factor Costo Unitario

Costo Total

Reactor de coque

4 948,14 4350 0.55 1 88 698,80 754 795,16

Tanque de agua

1 20 2400 0,6 12 467,45 12 467,45

Total 767 262,61

En la Tabla 5.6., se muestra la inversión inicial del proyecto con base a los totales desde la Tabla 5.1.-5.5.

Tabla 5.6. Inversión inicial del proyecto

Inversión Costo (USD)

Materia prima de arranque 600 288,00

Horno y montaje 4 654 100,00

Equipos 2 691 182,00

Reactores 767 262,61

Construcción de infraestructura (Obra Civil) 100 000,00

Activos (patentes, trámites) 15 000,00

Total 8 827 832,61

5.2. COSTOS VARIABLES Y COSTOS FIJOS

5.2.1. COSTOS VARIABLES

Los costos variables dependen directamente del nivel de actividad que tenga la

planta, en esta parte del análisis económico se detallan los costos en consumo de

energía eléctrica y agua. El consumo energético de cada equipo se estima

anualmente. En las Tablas 5.7., y 5.8., se presenta el consumo de energía

137

eléctrica y su costo con base en el costo de producción del diésel de la planta de

destilación primaria.

Tabla 5.7. Consumo de energía eléctrica por tiempo de operación de los equipos

Maquinaría Tiempo de operación

(h)

Potencia (kW) Consumo Energético

(kW-h)/día

Bomba de carga 24 22,37 536,88

Instrumentación del

Horno

24 65 1 560,00

Bombas hidráulicas 12 4,47 53,64

Bombas sumidero 24 44,47 1 067,28

Clarificador 24 29,47 707,28

Sistema de control

distribuido

24 60,45 1450,8

Total 5 375,88

Tabla 5.8. Costo anual de energía eléctrica y agua

Servicio Consumo por año Costo unitario Costo Total (USD)

Materia prima 1 898 000 barril/día 12 USD/barril 22 776 000,00

Energía eléctrica 1 998 257,36 kW-h 13,33 MW-h 26 643,47

Agua 438 000 m3 1,20 USD/m3 525 600,00

Total 23 328 243,47

5.2.2. COSTOS FIJOS

El personal en planta y el costo de mantenimiento preventivo conforman los

costos fijos para la extracción de coque. En el análisis se considera los salarios

dependiendo del cargo y beneficios de ley. Para los beneficios se ha tomado en

138

consideración un bono de campo por cada noche de estadía en el Bloque 16,

bono por trabajos en horas extras y en turno nocturno; en promedio estos tres

ítems son un 25% del sueldo básico al puesto de trabajo que aplique. En la Tabla

5.9., se presentan los costos de la nómina de personal. Los operadores de

producción trabajan en un régimen de 14 días y descansan 14 días por lo que se

necesita de cuatro turnos, dos turnos en el día y dos nocturnos. Los

coordinadores trabajan de la misma manera excepto que no ocupan turnos de

noche. El resto de personal será exclusivamente para trabajo en el díe e

imprevistos ocasionados en la planta de coquización retardada. Adicional al

aporte mensual de los empleados se cotizó los beneficios anuales que por ley se

debe entregar. En este análisis ingresa el décimo tercer sueldo, el décimo cuarto

y los fondos de reserva que se paga anualmente. Las utilidades de la empresa no

ingresan en este análisis debido a que es un flujo de ingreso generado por las

ventas y rendimiento de la empresa. Se tiene un gasto total de nómina anual de

$617 166.

Adicionalmente a los costos del personal contratado en planta es necesario

destinar un costo fijo de mantenimiento preventivo utilizado para la reparación de

equipos estimado mediante factores en 5 296 699,58 USD (ANEXO V). En la

Tabla 5.10., se presenta el costo total fijo anual que se necesitará para la planta

de coquización retardada de la empresa Repsol Ecuador S.A.

En la Tabla 5.11., se presenta el resumen de los gastos de la empresa en el primer año.

En la Tabla 5.12., se presentan los ingresos de venta de coque y costo unitario

por tonelada procesada de crudo extra pesado, además se presenta las

estimaciones de los subproductos de gas metano y gasoil que se recupera.

139

Tab

la 5

.9. C

osto

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la n

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sona

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1316

6,40

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0,00

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3026

4,80

Tot

al

22

6171

66,0

0

139

140

Tabla 5.10. Costos fijos

Costos fijo (USD/año)

Personal 617 166,00

Mantenimiento 4 396 699,57

Total 5 013 865,57

Tabla 5.11. Gastos de la empresa en el primer año

Descripción Valor (USD)

Nómina de Personal (Tabla 5.9) 617 166,00

Insumos (Tabla 5.8) 552 243,47

Instalación y Mantenimiento (Tabla 5.11) 4 396 699,57

Maquinaria y Equipo (Tablas 5.3, 5.4 y 5.5.) 7 327 832,61

Total 12 893 941,65

5.3. INGRESOS DE VENTAS

La planta de coquización retardada tiene como producto principal el coque que

dependiendo del contenido de azufre y metales tiene un valor de

aproximadamente $140 la tonelada, como se muestra en la Figura 1.2. Con el

coque se obtiene un ingreso anual bruto de 19 265 345,90 (USD).

Adicional como productos secundarios del procesos de coquización se recupera

flujos de cortes ligeros constituidos por gas metano y gasoil. Para determinar el

ingreso de gas metano, se considera que la empresa Repsol Ecuador S.A.,

puede utilizar el gas en generadores de energía eléctrica y tendría un ahorro. El

ingreso de gasoil se calculó teniendo en cuenta que al ser una combustible

inestable, la empresa Repsol la mezclará con el crudo pesado entregado al

Estado Ecuatoriano y aportará al ingreso por producción de petróleo. Estos

cálculos se detallan en el ANEXO V.

141

Tabla 5.12. Ingresos de ventas de coque, gas metano y gasoil, costo de producción unitario (USD) por tonelada

Tipo de producto Flujo de coque (kg/h)

Producción anual (t/año)

Precio (USD/t)

Ingresos anuales

por ventas (USD)

Coque 15 708,86 137 609,614 140,00 19 265 345,90

Gas Metano 11 027,33 96 599,76 134,27 12 970 271,35

Gasoil 33 129,88 290 217,75 271,13 78 685 440,25

110 921 057,50

5.4. INDICADORES ECONÓMICOS DE RENTABILIDAD

En Repsol para proyectos internos se maneja una tasa mínima atractiva de

rendimiento (TMAR) del 19,19% la cual permite evaluar los indicadores

económicos de rentabilidad según el flujo de cada detallado en el ANEXO V., se

determinar un tasa interna de retorno del 24,36% lo que resalta una rentabilidad

considerable para implantar el proyecto en la empresa. En la Figura 5.13., se

presenta los indicadores económicos de rentabilidad.

Tabla 5.13. Indicadores económicos de rentabilidad

Indicadores Económicos de Rentabilidad Valor

TMAR 19,19%

TIR 24,36%

VAN (USD) 4 298 968,71

Los dos indicadores tanto el TIR como VAN presentan valores que demuestran la

rentabilidad del proyecto tanto con la producción-venta de coque y con la empresa

Repsol Ecuador S.A.

142

5.5. PUNTO DE EQUILIBRIO

La representación gráfica del punto de equilibrio permite visualizar que la

recuperación de la inversión se obtiene en el segundo año de operación de la

planta con una cantidad vendida de coque de aproximadamente 4800 toneladas.

Aunque la inversión se recupera en ese lapso de tiempo, el arranque de la planta

es lo primordial se tomará en cuenta que en el primer año la planta queda

perfecta instalada. En la Figura 5.1., se presenta la representación gráfica del

punto de equilibrio para la planta de coquización retardada.

Figura 5.1. Representación gráfica del punto de equilibrio del proyecto para la

implementación de una planta de coquización retardada para la empresa Repsol Ecuador S.A.

Figura 5.2. Representación gráfica del flujo de ingresos y egresos del proyecto para la

implementación de una planta de coquización retardada para la empresa Repsol Ecuador S.A.

0

5

10

15

20

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x 10000

Costos fijos anuales

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200

400

600

800

1000

0 2 4 6

Va

lor

(US

D)*

E-0

6

Mill

on

es

Tiempo de transcurso del proyecto (años)

Costos fijos anuales

Costos totales

Ventas

142

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.14.

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41 6

47,3

9

143

144

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151

ANEXOS

152

ANEXO I

CARACTERIZACIÓN FÍSICA-QUÍMICA DEL CRUDO

RESIDUAL –MÉTODO ANALÍTICO

La caracterización física-química tiene como finalidad obtener la información

suficiente para el diseño del sistema de coquización retardada y definir el tipo de

coque que se va a extraer en el proceso de producción.

Para obtener las propiedades fisicoquímicas de interés para el diseño, se

emplean análisis con base en las normas ASTM, como se presentan en la

Tabla AI.1.

Tabla AI.1. Resultados promedios de la caracterización física-química del crudo residual

Parámetro Magnitud Unidades

Densidad API (ASTM D-1298) 9,3 °API

Densidad a 15 C (ASTM D-1298) 1 006 kg/m3

Agua y Sedimentos BS&W (ASTM D-96) < 0,05 %p

Azufre (ASTM D-4045) 2,54 %p

Carbón conradson (ASTM D-189) 16,4 %p

Viscosidad cinemática (ASTM D-445) 1 038 cSt a 210 F

337 cSt a 248 F

Procedimientos:

Muestreo de crudo (NTE INEN 0930).- Se muestreo crudo constituido con un

volumen de 1000 cm3, de cada tanque de almacenamiento de crudo que tienen

una capacidad de 15000 BLS. Se aplicó el método de muestreo a través de llaves

según el siguiente procedimiento:

· Se abrió la llave del primer punto de muestreo conectado a 7 m del

fondo en el contenedor, se dejó abierto la válvula de drenaje del

toma muestra.

153

· Posteriormente se dejó fluir por la llave y el tubo hasta que alcance

una temperatura y flujo estable en el sistema de muestreo. Se

recolectó un aproximado de 330 ml en el envase.

· Después se abrió la llave del siguiente punto de muestreo conectado

a 4 m del fondo. Se dejó fluir hasta que se alcance una temperatura

y flujo estable. Se recolectó 330ml en el mismo envase utilizado

anteriormente.

· Se abrió la llave del siguiente punto de muestreo conectado a 3 m

del fondo. Se dejó fluir hasta que se alcance una temperatura y flujo

estable. Se recolectó 330ml en el mismo envase utilizado

anteriormente.

· Se abrió la llave del siguiente punto de muestreo conectado a 1 m

del fondo. Se dejó fluir hasta que se alcance una temperatura y flujo

estable. Se recolectó 330ml en el mismo envase utilizado

anteriormente.

· Se purga el petróleo crudo de la llave y el tubo. Se los enjuaga hasta

que se encuentren limpios por completo.

· La muestra debe estar completa hasta el cuello de la botella, en

caso contrario se la completa con el fluido del último punto de

muestreo. Se tapa el envase y se los transporta al laboratorio.

Como tratamiento previo a la elaboración de la caracterización de crudo, las

muestras fueron tomadas del producto de la planta de deshidratación del norte

(NPF) de Repsol Ecuador S.A. Con la finalidad de obtener muestras con un

menor porcentaje de agua y sedimentos en su composición y que sea

característico del crudo empleado en la planta de destilación primaria.

154

Densidad API (ASTM D-1298).- Este método permite la determinación de la

gravedad API de petróleo crudo en el laboratorio usando un hidrómetro de vidrio,

también es aplicable a productos derivados del petróleo, mezclas de petróleo y

para productos líquidos con una presión de vapor (Reíd) de 179 KPa o menos.

· Se ajusta la temperatura de la muestra a la ambiental del laboratorio junto

con el hidrómetro y el termómetro.

· Se transfirió la muestra a una probeta limpia evitando salpicaduras, para

evitar la acumulación de burbujas de aire. En caso de que exista formación

de burbujas de aire se recolecta las mismas en la superficie de la muestra

y se las extrae con una pieza de papel filtro antes de insertar el hidrómetro.

· La probeta que contiene la muestra se la ubica en posición vertical y libre

de corrientes de aire, para evitar cambios drásticos de temperatura. Para

asegurar una lectura confiable la temperatura del medio circundante no

debe cambiar más de 2°C.

· Se introduce suavemente el hidrómetro dentro de la muestra, tratando de

evitar el humedecimiento del vástago por encima del nivel de inmersión.

Se agita continuamente la muestra con el termómetro teniendo en

consideración que el filamento de mercurio este sumergido. Se registra la

medición de temperatura con un margen de error a 0.25°C.

· Se presiona el hidrómetro desde dos divisiones de la escala por debajo del

líquido, y luego se libera en la muestra. La parte restante del vástago del

hidrómetro se debe mantener seca para que no afecte a la lectura

obtenida.

· Se estima la lectura de la escala del hidrómetro con un margen de error a

0.05°API. La lectura correcta del hidrómetro se considera en el punto por

encima de la escala sobre el cual se levanta la muestra. Esta medición

155

requiere corrección porque los hidrómetros se encuentran calibrados para

leer la superficie principal del líquido.

Agua y sedimentos BS&W (ASTM D-96).- Se colocó la muestra en dos tubos de

centrífuga de 50 ml de muestra, verificando la identidad de la muestra.

· Se adicionó con una pipeta 50 ml de solvente y se tapó la muestra con un

corcho.

· Se agitó invirtiendo 10 veces la muestra para obtener una mezcla

homogénea y se colocó los tubos en un baño con una temperatura de 60 ±

3 °C.

· Se colocó los tubos en lados opuestos de la centrífuga y se centrifugo a

600 de fuerza centrífuga relativa por un lapso de tiempo de 10 minutos.

· Se registró la lectura de sedimento y agua en conjunto, con una

aproximación a 0.025 ml si el resultado es 0.1 o menos, a 0.05 ml si el

resultado va de 0.1 a 1 ml, y a 0.1 ml si es mayor de 1 ml.

Azufre (ASTM D-4045).- Se preparó la celda de muestra y se llenó con una

profundidad mínima de 3 mm, es necesario tener en cuenta que si la muestra es

viscosa es necesario calentarla, con el fin de vertirla fácilmente.

· Se obtuvo dos lecturas consecutivas de la muestra en el mismo tiempo del

patrón en un lapso de 300 segundos.

Carbón conradson (ASTM D-189).- Armar una configuración para calentar la

muestra de crudo extra pesado en un trípode con un soporte triangular compuesto

156

de alambre, un material refractario sobre este y el crisol de lámina de hierro de 0.8

mm espesor.

· Tarar el crisol de porcelana para determinar 10g de la muestra de crudo extra

pesado.

· Colocar núcleos de ebullición para los materiales volátiles del crudo.

· Ubicar el crisol de porcelana dentro del de hierro, verificando una perfecta

nivelación sobre la superficie de 0.8 mm de espesor.

· Tapar los crisoles y ubicar céntricamente la campana circular.

· Encender el mechero de Bunsen con una llama fuerte por un lapso de tiempo

de 10 minutos. El tiempo aproximado para la combustión de material volátil es

de 15 minutos. Una vez que el vapor cese se reajusta la llama del mechero

para alcanzar en el interior una coloración rojiza por un lapso de tiempo de 7

minutos. El análisis total puede alcanzar los 30 minutos.

· Remover la llama y dar el tiempo suficiente para enfriar la estructura, una vez

fría colocar el crisol de porcelana en el desecador.

· Finalmente, se registra el peso de la cápsula y se calcula el residuo generado.

Viscosidad cinemática (ASTM D-445).- Se utilizó la norma ASTM D-445

aplicada a líquidos opacos como el crudo residual. Para determinar la viscosidad

se utilizó un viscosímetro de flujo reverso empleando el siguiente procedimiento:

· Se precalentó el capilar en un horno a 60°C.

· Se agitó de manera vigorosa el agitador no metálico, con el fin de

desaparecer las partículas cerosas de la muestra. Se colocó una muestra

157

suficientemente representativa para llenar un vaso de 100 ml, que permite

llenar dos viscosímetros.

· Posteriormente, se sumergió un vaso en un baño caliente durante 10

minutos. Una vez caliente se removió el vaso y se agitó por un lapso de

tiempo de 1 minuto. En el caso que la muestra presente partículas será

necesario filtrarla a través de la malla 200 antes de que ingrese al

viscosímetro.

· Se colocó el capilar dentro del baño caliente y se dejó que se equilibre la

temperatura por 10 minutos.

La metodología se resume en la Figura AI.1.

.

Figura AI.1. Esquema de la metodología propuesta para la caracterización del crudo utilizado en el presente proyecto

CARACTERIZACIÓN FÍSICO-QIÍMICA DE CRUDO

RESIDUAL

Muestreo de petróleo

NTE INEN 0930 (1984)

CARACTERIZACIÓN

Densidad,

Densidad Relativa,

°API ASTM D-1298

Azufre %P

ASTM D-4294

BS%W

ASTM D-96

MUESTRAS COMPUESTAS

Carbón Conradson

ASTM D-189

Viscosidad Cinemática

ASTM D-445

158

Tabla AI.2. Resultados de la caracterización física-química del crudo residual para las tres muestras compuestas en tres días diferentes

Parámetro Muestra 1

Muestra 2

Muestra 3

Promedio Unidades

Densidad API (ASTM D-1298) 9,3

9,2 9,4 9,3 °API

Densidad a 15 C (ASTM D-1298) 1 010 1 002 1 006 1 006 kg/m3

Agua y Sedimentos BS&W (ASTM D-96)

< 0,05 < 0,05 < 0,05 < 0,05 %p

Azufre (ASTM D-4045) 2,37

2,44 2,80 2,54 %p

Carbón conradson

(ASTM D-189)

16,3 16,7 16,3 16,4 %p

Viscosidad cinemática

(ASTM D-445)

1 028

990 1 098 1 038 cSt a 210 F

336

335 339 337 cSt a 248 F

159

ANEXO II

BALANCE DE MASA Y ENERGÍA

El flujo de crudo residual que se va a procesar es de 5 200 barriles/día, mediante

la caracterización físico-química del fluido se determinó un rendimiento de coque

de 26,24% en peso detallado posteriormente. La masa de hidrocarburos pesado

que va a procesar la planta es de 36 653,93 kg/h y de nafta reprocesada

23 212,14 kg/h, como se muestra en las ecuación AII.1., y AII.2.

"�2eCvdR&\f = 52�00 X\eedfCvRí\ × S_*ËÌFÌCÊuÄ*�\eedf × *2Rí\'Ac × �200Ï "(uÄ = �Ï2Ï5��2 "(c [AII.1.]

"`\[j\2eCxei]Cv\R\ = �00 X\eedfCvRí\ × S_*ËÌFÌCÊuÄ*�\eedf × *2Rí\'Ac × ��0 "(uÄ = ��2��2 "(c [AII.2.]

La capacidad total de la planta es de 59 866,07 kg/h como lo demuestra la

ecuación AII.3. "zij\f = "]e&Ri2eCvdR&\f +"`\[j\2eCxei]Cv\R\ [AII.3.]

"zij\f = �Ï2Ï5�� ^6- + ��2�� ^6- = 5�2�ÏÏ�0� ^6- 2

Al continuar con el proceso se encuentra la separación de cortes ligeros, agua y

coque. En esta etapa se despoja con vapor todos los hidrocarburos volátiles

(en el balance de energía se calcula la cantidad de vapor sobrecalentado que se

necesita). La cantidad de coque producido depende de los resultados del análisis

de carbón conradson mediante la ecuación AII.4.

�PaG38 = ��Ï ; L�PP7M [AII.4.]

Donde:

%Coque= Porcentaje de coque producido en 5 200 bpd

%CCR= Porcentaje de residuo por análisis de carbón conradson

160

Por lo tanto, �PaG38 = ��Ï ; L�Ï��M = �Ï��

Los cortes ligeros recuperados en los tambores de coque se determinaron

mediante la ecuación AII.5.

�¥¦OLPAM = �� + 0�� ; L�PP7M [AII.5]

Donde:

%Gas (C4)= Porcentaje de metano

%CCR= Porcentaje de carbono en el ensayo de carbón conradson

Por lo tanto, �¥¦OLPAM = �� + 0�� ; L�Ï��M = ��

A más de los cortes ligeros se recupera una corriente de gasoil en la tubería, se

determinó su porcentaje mediante la ecuación AII.6.

�¥¦Oa¤£ = �00 Z�PaG38 Z�¥¦OLPAM [AII.6]

Por lo tanto, �¥¦Oa¤£ = �00� Z �Ï�� Z �� = 55��

El flujo de vapor empleado en esta etapa del proceso dependerá de la capacidad

de los calderos instalados en la planta de destilación primaria. Estos calderos

tienen una capacidad de 300 BHP pero solo se trabajará con el 70% de su

capacidad, por lo que el flujo de vapor se determinó con la ecuación AII.7.

"H\xie = �002ãW/ ; ÊA�Ë2oH2IqJsmk*2X�# ; 0��0 = �2��52 f�2H\xiec [AII.7]

"H\xie = �2��52 £Ñ2Ó¦wa�- ; �2Ô62Ó¦wa��02£Ñ2Ó¦wa� = �2��5��2 Ô62Ó¦wa�-

161

El rendimiento de extracción de coque es del 26,24% y proporciona un flujo de

15 708,86 kg/h con respecto a la corriente de alimentación de crudo extra pesado

como se calculó en la ecuación AII.8. "]i�&C = 5�2�ÏÏ�0� "(c ; �Ï�� = �52�0��Ï "(c [AII.8]

El rendimiento de gas metano es del 18,42% y proporciona un flujo de


como se calculó en la ecuación AII.9.

"(\v2uCj\`i = 5�2�ÏÏ�0� "(c ; �� = ��220�� "(c [AII.9]

El rendimiento de extracción de gas oil es del 55,34% y proporciona un flujo de


como se calculó en la ecuación AII.10.

"(\vidf = 5�2�ÏÏ�0� "(c ; 55�� = ��2�� "(c [AII.10]

162

ANEXO III

LISTADO DE TUBERÍAS DE LOS DIAGRAMAS P&ID

Tabla AIII.1. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-003

P&ID-001

N° Denominación Servicio Material Aislamiento Descripción

1 10"-HL-1101-CS300-IH-3,5"

Hidrocarburo líquido

Acero al carbono

Conservación de Calor

Crudo pesado

2 12"-HV-1121-CS300-IH-1,5"

Hidrocarburo gaseoso

Acero al carbono


Gases livianos

3 12"-HL-1122-CS300-IH-1,5"


Acero al carbono


Nafta condensada

4 6"-HV-1123- CS300-IH-2"


Acero al carbono


Gas combustible

5 4"-HL-1124- CS300-PP-1"


Acero al carbono

Protección Personal

Nafta condensada

6 4"-HL-1124A-CS300-PP-1"


Acero al carbono


Nafta condensada

7 4"-HL-1124B-CS300-PP-1"


Acero al carbono


Nafta condensada

8 3"-HL-1125- CS300-PP-1"


Acero al carbono


Nafta condensada

9 3"-HL-1125A-CS300-PP-1"


Acero al carbono


Nafta condensada

10 3"-HL-1125B-CS300-PP-1"


Acero al carbono


Nafta condensada

11 2"-CW-1127-CS300-PP-1"

Agua Clorada Acero al carbono


Agua clorada

12 3"-HL-1128- CS300-PP-1"


Acero al carbono


Nafta condensada

13 6"-HL-1129A-CS300-IH-2"


Acero al carbono


Nafta condensada

14 6"-HL-1129B-CS300-IH-2"


Acero al carbono


Nafta condensada

15 6"-HL-1129C-CS300-IH-2"


Acero al carbono


Nafta condensada

16 4"-HV-1131- CS300-IH-2"


Acero al carbono


Nafta condensada

17 3"-HL-1137- CS300-PP-1"


Acero al carbono


Nafta condensada

163

Tabla AIII.1. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-003 (continuación…)

P&ID-001


18 4"-LS-2139- CS300-IH-2"

Vapor baja presión

Acero al carbono


Vapor de caldero

19 1"-PQ-3101- CS300 Productos químicos

Acero al carbono

No aplica Productos químicos para evitar corrosión

20 1"-PQ-3102- CS300 Productos químicos

Acero al carbono

No aplica Productos químicos para evitar corrosión


P&ID-002


21 4"-HL-1129-CS300-IH-2"


Acero al carbono


Diesel de producción

22 4"-HV-1130-CS300-IH-2"


Acero al carbono



23 4"-HL-1132-CS300-IH-2"


Acero al carbono



24 4"-HL-1132A-CS300-IH-2"


Acero al carbono



25 4"-HL-1132B-CS300-IH-2"


Acero al carbono



26 3"-HL-1133-CS300-IH-2"


Acero al carbono



27 3"-HL-1133A-CS300-IH-2"


Acero al carbono



28 3"-HL-1133B-CS300-IH-2"


Acero al carbono



29 2"-HL-1134-CS300-PP-1"


Acero al carbono

Protección Personal Diesel de producción

30 2"-HL-1135-CS300-PP-1"


Acero al carbono


164

Tabla AIII.2. Listado de tuberías del sistema de coquización retardada P&ID-004 (continuación …)

31 2”-HL-1136-CS300-

PP-1” Hidrocarburo líquido

Acero al carbono


32 2"-LS-2138- CS300-IH-2"

Vapor baja presión

Acero al carbono


Vapor de baja presión


P&ID-003


33 8"-HL-1102-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

34 8"-HL-1102A-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

35 8"-HL-1102B-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

36 8"-HL-1103-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

37 8"-HL-1103A-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

38 8"-HL-1103B-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

39 8"-HL-1204-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

40 8"-HL-1204A-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

41 8"-HL-1204B-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

42 10"-HL-1205A-CS300


Acero al carbono

No aplica Crudo extra pesado

43 10"-HL-1205B-CS300


Acero al carbono

No aplica Crudo extra pesado

44 8"-HL-1206-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

45 8"-HL-1206A-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

165


46 8"-HL-1206B-

CS300-IH-3,5" Hidrocarburo líquido

Acero al carbono


Crudo extra pesado

47 8"-HL-1206BC-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

48 8"-HL-1206C-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

49 8"-HL-1206CD-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

50 8"-LS-1206D-CS300-IH-3,5"

Vapor baja presión

Acero al carbono


Vapor de baja presión

51 CA-1207A-CS300

Coque con agua Acero al carbono

No aplica Coque salida de los reactores

52 CA-1207B-CS300



53 CA-1207C-CS300



54 CA-1207D-CS300



55 2"-GW-1215C-CS300

Agua para corte de coque

Acero al carbono

No aplica Agua con alta presión

56 2"-GW-1215D-CS300


Acero al carbono


57 2"-GW-1215E-CS300


Acero al carbono


58 2"-GW-1215F-CS300


Acero al carbono


59 4"-HV-1216-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono


Recuperación de cortes ligeros

60 4"-HV-1216A-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono



61 4"-HV-1216B-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono



62 4"-HV-1216C-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono



63 4"-HV-1216D-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono



64 4"-HV-1217-CS300-IH-3,5"


Acero al carbono



166


65 4"-HV-1218-

CS300-IH-3,5" Hidrocarburo gaseoso

Acero al carbono



66 2"-HL-1126-CS300-PP-1"


Acero al carbono


Crudo extra pesado

69 2"-LS-2142-CS300-IH-3,5"

Vapor baja presión

Acero al carbono


Vapor de baja presión para reactores

70 2"-LS-2142A-CS300-IH-3,5"

Vapor baja presión

Acero al carbono



71 2"-LS-2142B-

CS300-IH-3,5"

Vapor baja presión

Acero al carbono



72 2"-LS-2142C-

CS300-IH-3,5"

Vapor baja presión

Acero al carbono



73 2"-LS-2142D-

CS300-IH-3,5"

Vapor baja presión

Acero al carbono



74 4"-LS-2143-CS300-

IH-2,5"

Vapor baja presión

Acero al carbono



75 4"-LS-2143AB-

CS300-IH-2,5"

Vapor baja presión

Acero al carbono



76 4"-LS-2143A-

CS300-IH-2,5"

Vapor baja presión

Acero al carbono



77 4"-LS-2143B-

CS300-IH-2,5"

Vapor baja presión

Acero al carbono



78 4"-LS-2143C-

CS300-IH-2,5"

Vapor baja presión

Acero al carbono



79 4"-LS-2143D-

CS300-IH-2,5"

Vapor baja presión

Acero al carbono



80 2"-UW-2444-

CS300

Agua de Servicios

Acero al carbono

No aplica Agua para llenado y enfriamiento de reactores

167


81 2"-UW-2444A-

CS300

Agua de Servicios

Acero al carbono


82 2"-UW-2444B-

CS300

Agua de Servicios

Acero al carbono


83 2"-UW-2444C-

CS300

Agua de Servicios

Acero al carbono



P&ID-006


85 CO-1208 Coque Acero al carbono

No aplica Coque de producción

86 TC-1209-CS300 Trazas de coque con agua

Acero al carbono

No aplica Trazas de coque recuperado

88 2"-TC-1211-CS300

Trazas de coque con agua

Acero al carbono


89 2"-TC-1211A-CS300


Acero al carbono


90 2"-TC-1211B-CS300


Acero al carbono


91 3"-GW-1212-CS300


Acero al carbono

No aplica Agua para recuperación

92 3"-GW-1212A-CS300


Acero al carbono


93 3"-GW-1212B-CS300


Acero al carbono


94 2"-GW-1213-CS300


Acero al carbono


95 2"-GW-1213A-CS300


Acero al carbono


96 2"-GW-1213B-CS300


Acero al carbono


168


97 3"-GW-1214-CS300


Acero al carbono


98 3"-GW-1214A-CS300


Acero al carbono


99 3"-GW-1214B-CS300


Acero al carbono


100 2"-GW-1215-CS300


Acero al carbono


101 2"-GW-1215A-CS300


Acero al carbono


102 2"-GW-1215B-CS300


Acero al carbono


103 3"-GW-1219-CS300


Acero al carbono


104 2"-TC-1220-CS300


Acero al carbono


105 2"-TC-1220A-CS300


Acero al carbono


106 2"-TC-1220B-CS300


Acero al carbono


169

ANEXO IV

CATÁLOGOS DE LOS EQUIPOS

Figura AIV.1. Catálogo de la bomba P-1103 A/B

170

Figura AIV.2. Catálogo de la bomba P-1201 A/B, P-1202 A/B

171

Figura AIV.3. Catálogo de la banda transportadora parte 1

172

Figura AIV.4. Catálogo de la banda transportadora parte 2

173

Figura AIV.5. Catálogo del clarificador S-1201

174

Figura AIV.6. Catálogo de la bomba hidráulica P-1204 A/B

175

ANEXO V

PREFACTIBILIDAD ECONÓMICA DE LA PLANTA

Cálculo del costo estimado de los reactores de coquización y el tanque de

agua

El costo estimado de los reactores de coquización y del tanque de agua se

determinó con la ecuación AV.1., y la Figura AV.1.

Ke = KS. [AV.1] Donde:

Ce: Costo de compra del equipo (USD)

C: Costo constante de la Figura AV.1.

S: Volumen del contenedor (m3)

n: Factor dependiendo del tipo de equipo

Por lo tanto,

P�8¦¡ba� = �2�5� ; L��MS�ËË = ��2Ï��02LäVÀM Pj\`�&C = �2�00 ; L�0MS�@S = ��2�Ï��5LäVÀM

Cálculo de los costos de mantenimiento mediante los factores de lang

Los costos de mantenimiento de toda la planta se determinó mediante los factores

de lang establecidos en la Figura AV.2., para manejo de fluidos y sólidos, y el

costo cotizado de los equipos.

Por lo tanto,

Pu\`j = �2��2��Ï�LäVÀM ; L0��5 + 0��5 + 0��5 + 0�� + 0�05 + 0��5 + 220�05 + 0��MZ �2��2��Ï�2LäVÀM Pu\`j = ��2��25��2LäVÀM Z �2��2��Ï�2LäVÀM = �2��Ï2Ï��5�2LäVÀM

176

Tabla AV.1. Evaluación de proyectos y costos de equipos Equipo Tamaño

Unidad, S

Rango de Tamaño

Constante

C, £

Constante

C, $

Índice

N

Comentario

Agitadores

Hélice

Turbina

poder controlador, kW

5-75

1 200

1 800

1 900

3 000

0,50

0,50

Calderas

sobre 10 bar

10 bar a 60 bar

kg/h vapor (5-50)x103 70

60

120

100

0,80

0,80

Fuego de aceite o gas

Centrífugas

Cesta horizontal

Cesta vertical

diámetro, m

0,5-1,0

35 000

35 000

58 000

58 000

1,30

1,00

Acero al carbono x1,7 por ss

Compresores

Centrífugos

Reciprocantes

poder controlador, kW

20-500

1 160

1 600

1 920

2 700

0,80

0,80

Eléctrico

Max presión 50 bar

Transportadores

Cinturón

Ancho 0,5 m

Ancho 1 m

longitud, m

2-40

1 200

1 800

1 900

2 900

0,75

0,75

Secadores

Rotatorio

Mortero

área, m2

5-30

2-10

21 000

4 700

35 000

3 400

0,85

0,35

Directo

Fuego a gas

Hornos

Cilíndrico

Caja

Calor abs, kW

103-104

103-105

330

340

540

560

0,77

0,77

Acero al carbono x2,0 por ss

Reactores

Enchaquetados

Agitados

Capacidad , m3

3-30

9 300

18 500

15 000

31 000

0,40

0,45

Acero carbono

Vidrio forrado

Tanques Proceso

Verticales

Horizontal

Capacidad , m3

1-50

10-100

1 450

1 750

2 400

2 900

0,60

0,60

Tanque Almacenamiento

Techo flotante

Techo cónico

Capacidad , m3

50-8 000

50-8 000

2 500

1 400

4 350

2 300

0,55

0,55

x 2 por inoxidable

177

Tabla AV.2. Factores típicos para la estimación de proyectos y costos de capital

Ítem Tipo de Proceso

Fluidos Fluidos-

solidos

Solidos

1. Equipo pesado, costo total de compra. PCE PCE PCE

ƒ1 Equipos de erección 0,40 0,45 0,50

ƒ2 Tuberías 0,70 0,45 0,20

ƒ3 Instrumentación 0,20 0,15 0,10

ƒ4 Eléctricos 0,10 0,10 0,10

ƒ5 Edificios, procesos 0,15 0,10 0,05

ƒ6 Utilidades 0,50 0,45 0,25

ƒ7 Almacenamientos 0,15 0,20 0,25

ƒ8 Sitio de desarrollo 0,05 0,05 0,05

ƒ9 Edificios auxiliares 0,15 0,20 0,30

2. Costo total físico de planta (PPC)

PPC=PCE(1+ ƒ1+…+ ƒ9)=PCE x 3,40 3,15 2,80

ƒ10 Ingeniería y Diseño 0,30 0,25 0,20

ƒ11 Contratistas 0,05 0,05 0,05

ƒ12 Contingencia 0,10 0,10 0,10

Costos Fijos= PPC (1+ ƒ10+ ƒ11+ ƒ12)= PPC

x

1,45 1,40 1,35

*Omitido para extensiones menores o sitios existentes. PPC: Costo Total Físico de Planta.

PPE: Costo de equipo pesado.

Cálculo estimado del costo de la energía eléctrica anual necesaria para la

planta de coquización retardada (EE).- El costo de la energía eléctrica se

determinó considerando el consumo diario de los generados para producir un

megavatio (MW) de energía.

178

MN = �2�� Ï2öW Z hýño ; �026¦£ah8O�2ï� Z - ; �2Ñ¦��¤£��26¦£ah8O ; �2LäVÀM�2Ñ¦��¤£ = �Ï2Ï��äVÀ¦ña

Cálculo del flujo volumétrico de gas metano para a partir del flujo másico

(Vgas).- El flujo volumétrico de gas metano se determinó mediante factores de

conversión y la densidad del gas metano (0,656 kg/m3).

V3û0 = ��20��2 ^6- ; 2 �2"Ê0�Ï5Ï2^6 ; �2ïV¢P/À��2"Ê-

¿(\v = ��2ïV¢P/À

Cálculo del ingreso anual del gas metano recuperado del proceso (Igas).- El

ingreso anual neto del gas metano recuperado por el proceso de coquización

retardada se determinó relacionando el gasto del consumo promedio de motores

para generación eléctrica de la empresa Repsol Ecuador S.A

(Repsol-Manual de Operaciones NPF, 2012, p.10)

P(\v = ��2ïV¢P/À ; ��Ï2�Ï��552LäVÀM��5��2ïV¢P/À = �525��äVÀUí¦

P(\v = �525��äVÀUí¦ ; �Ï52Uí¦O�2¦ña = ��2��02��5äVÀ¦ña

Cálculo del ingreso anual neto con la producción de gas oil en la planta de

coquización retardada (Igasoil).- El ingreso anual neto de la producción de gas oil

en la planta de coquización retardada se determinó considerándolo como barriles

de crudo para entrega al Estado Ecuatoriano con la tarifa de contratos petroleros

acordada con la empresa Repsol Ecuador S.A., cuyo valor es de 35,95 (USD).

P(\v2idf = ��2��2 ^6- ; ��2-�2Uí¦ ; �Ï52Uí¦O�2¦ña ; "Ê��2^6 ; �2Ñ¦��¤£0��5��2"Ê ; �5��52LäVM�2Ñ¦��¤£

P(\v2idf = ��2Ï�52��0��52LäVÀ¦ña M

179

Tab

la A

V.3

. Flu

jo d

e ca

ja p

ara

el p

roye

cto

del m

onta

je d

e un

a pl

anta

de

coqu

izac

ión

reta

rdad

a (U

SD

)

Equ

ipo

Uni

dad

Cos

to

(USD

) T

iem

po

de v

ida

útil

(a

ños)

Añ

o 1

Añ

o 2

Añ

o 3

Añ

o 4

Añ

o 5

Val

or

resi

dual

(U

SD)

Bom

bas

cent

rífu

gas

2 25

522

,00

10,0

0 2

552,

20

2 55

2,20

2

552,

20

2 55

2,20

2

552,

20

1 27

61,0

0

Hor

no

1 4

749

100,

00

10,0

0 47

4 91

0,00

47

4 91

0,00

47

4 91

0,00

47

4 91

0,00

47

4 91

0,00

2

374

550,

00

Rea

ctor

es

4 75

4 79

5,16

10

,00

75 4

79,5

2 75

479

,52

75 4

79,5

2 75

479

,52

75 4

79,5

2 37

7 39

7,58

Pal

a M

ecán

ica

1 35

000

,00

5,00

7

000,

00

7 00

0,00

7

000,

00

7 00

0,00

7

000,

00

0,00

Ban

da

Tra

nspo

rtad

ora

1 75

0,00

3,

00

250,

00

250,

00

250,

00

0,00

0,

00

0,00

Bom

bas

Sum

ider

o 2

7 50

0,00

5,

00

1 50

0,00

1

500,

00

1 50

0,00

1

500,

00

1 50

0,00

0,

00

Cla

rifi

cado

r 1

8 51

0,00

10

,00

851,

00

851,

00

851,

00

851,

00

851,

00

4 25

5,00

Bom

bas

de a

lta

pres

ión

2 18

900

,00

10,0

0 1

890,

00

1 89

0,00

1

890,

00

1 89

0,00

1

890,

00

9 45

0,00

Tan

que

de

reci

rcul

ació

n 1

12 4

67,4

5 10

,00

1 24

6,75

1

246,

75

1 24

6,75

1

246,

75

1 24

6,75

6

233,

73

Con

stru

ccio

nes

11

500

0,00

20

,00

5 75

0,00

5

750,

00

5 75

0,00

5

750,

00

5 75

0,00

11

500

,00

T

otal

571

429,

46

571

429,

46

571

429,

46

571

179,

46

5711

79,4

6

2 79

6 14

7,31

179

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · 4.7 Dimensionamiento y especificaciones de los equipos propuestos...

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