Procesamiento de naftas en el reactor del complejo de ...

UNIVERSIDAD METROPOLITANA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA

PROCESAMIENTO DE NAFTAS EN EL REACTOR DEL COMPLEJO DE DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA (CCU) DEL CRP-CARDÓN.

Mariolgui Joselin Meza Milano Tutor Industrial: Ing. Daniel López

Tutor Académico: Ing. Ana Damián Caracas, Marzo 2001

DERECHO DE AUTOR

Cedo a la Universidad Metropolitana el derecho de reproducir y difundir el

presente trabajo, con las únicas limitaciones que establece la legislación vigente

en materia de derecho de autor.

En la ciudad de Caracas, a los 23 días del mes de Marzo del 2001.

Autor

APROBACIÓN

Considero que el trabajo de Grado titulado:

PROCESAMIENTO DE NAFTAS EN EL REACTOR DEL COMPLEJO DE DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA (CCU) DEL CRP-CARDÓN.

elaborado por la ciudadana

MARIOLGUI JOSELIN MEZA MILANO

para optar al título de

INGENIERO QUÍMICO

reúne los requisitos exigidos por la Escuela de Ingeniería Química de la

Universidad Metropolitana, y tiene méritos suficientes como para ser sometido a la

presentación y evaluación exhaustiva por parte del jurado examinador que se

designe.

En la ciudad de Caracas, a los 23 días del mes de Marzo del 2001.

Ingeniero Ana Damian

ACTA DE VEREDICTO

Nosotros, los abajo firmantes, constituidos como jurado examinador y reunidos en

Caracas, el día 23 de Marzo del 2001, con el propósito de evaluar el trabajo de

grado titulado:

PROCESAMIENTO DE NAFTAS EN EL REACTOR DEL COMPLEJO DE

DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA (CCU) DEL CRP-CARDÓN.

Presentado por la ciudadana

MARIOLGUI JOSELIN MEZA MILANO Para optar al título de

INGENIERO QUÍMICO

Emitimos el siguiente veredicto Reprobado ____ Aprobado ____ Notable ____ Sobresaliente ____ Sobresaliente con Mención Honorífica ____ Observaciones: ___________________ ___________________ __________________ Ingeniero Daniel López

Profesora Ana Damian Ingeniero Luis Caires

DEDICO ESTE TRIUNFO A......

Al Todopoderoso, a quien le agradezco mi existencia, mi fe, mi tesón y los conocimientos que me permitieron llegar hasta donde estoy. Infinitas gracias. A mis padres: Guillermo y Mary, que son el centro de mi vivir, magnánimos e insuperables, ejes principales en esta travesía que hoy termina. Gracias, les amo tanto. A mis hermanos Josmargui, Guillermo y Cira, quienes me acompañaron en mis alegrías, travesuras, en los ratos tristes de mi niñez y en los momentos más importantes de nuestra presente juventud, en especial mi querida Josmargui: guía y confidente de mi sentir. Les adoro. A los seres amados que se han ido: Marialy, mi prima, lindo recuerdo de mi infancia, Francisco, Guillermo y Olga, amados abuelos, espiritualmente les siento a mi lado: La paz y la gloria les de el Señor!!! A mi única y querida “Abuelita Yiya”, que en unión de mis tíos maternos y paternos, al igual que mis primos, conforman el clan familiar que me apoyó en todo momento. Les tengo y llevo en mi mente y corazón... A mi tutor de carrera, el ángel de mi guarda, mi guía, mi protector, mi crítico, mi amigo: José Vicente, gracias, infinitas gracias, siempre serás irremplazable para mí. Junto a él también estás tú Viera. Gracias... A mi querida amiga Angela, quien me ha acompañado en los buenos y malos momentos de mi vida y a quien he confiado mis más preciados secretos. Gracias por tu incondicional amistad. A mi “friend” Alex, q uien desinteresadamente me ha brindado su amistad sincera. Te quiero mucho!!! A mis amigas María Andreina, Carolina y Addanarys; compañeros de estudio, compañeras de residencia y a todas aquellas personas que conocí durante mi permanencia en la universidad, con quienes compartí alegrías, tristezas, sustos, satisfacciones y también contradicciones, pero siempre con un fin común: la unión y el deseo de alcanzar nuestras metas. Gracias... ¡Por último doy un “VIVA” por mí, por existir, por lo que soy, por como soy, por haber logrado conseguir lo que quería y por seguir logrando obtener todo lo que quiero!.

AGRADECIMIENTOS

A PDVSA S.A., por ser la figura principal de este gran sueño, pues me brindó la oportunidad de convertirme en Ingeniero de la República. Les estoy infinitamente agradecida. ¡Que Dios les Bendiga!. A mi casa de estudios: “Universidad Metropolitana”, en donde, por medio de sus instructores profesionales, recibí los conocimientos y herramientas necesarias que me hicieron merecedora de este gran título. A mi tutor industrial, Ing. Daniel López, por su apoyo incondicional, orientación y dedicación para guiarme a elaborar mi trabajo de grado. Eres mi modelo a seguir!!!... A mi tutora académica, Prof. Ana Damián, por su colaboración, ayuda y responsabilidad desde los inicios de mi trabajo. Agradecida de Ud. A Ramón Abraham Reyes Castro, quien me brindó su ayuda y apoyo incondicional para dar inicio a mi carrera. Gracias. A mis amigos y compañeros de trabajo: Carlos, Jairo, Jorge, Luis, Ramón, Sr. Raúl, Humberto, María Gracia, etc.; por estar presente siempre en los momentos que necesité de ellos. A todas las personas que de una u otra forma me prestaron ayuda y colaboración en la realización de mi trabajo y a lo largo de mi carrera. A Todos Muchísimas Gracias... Altamente Agradecida. Mariolgui.

vi

ÍÍÍNNNDDDIIICCCEEE DDDEEE CCCOOONNNTTTEEENNNIIIDDDOOO

Lista de tablas y figuras............................................................................. viii Resumen.................................................................................................... ix Introducción................................................................................................ 1 CAPÍTULO I. MARCO TEÓRICO.............................................................. 4

1.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDIZADO (FCC).......................................................... 5 1.2 IMPORTANCIA DE LAS UNIDADES DE CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDIZADO..................................................................... 6

1.3 DESCRIPCIÓN DEL CATALIZADOR UTILIZADO EN LAS UNIDADES DE CRAQUEO CATALÍTICO............................................... 6

1.4 REACCIONES DE CRAQUEO CATALÍTICO................................. 8 1.5 CARACTERÍSTICAS DE LA ALIMENTACIÓN A UNIDADES DE

CRAQUEO CATALÍTICO........................................................................ 11 1.6 CARACTERÍSTICAS DE LOS PRODUCTOS DE LAS UNIDADES

DE CRAQUEO CATALÍTICO.................................................................. 14 1.7 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE CRAQUEO CATALÍTICO EN

EL CRP- CARDÓN.................................................................................. 16 1.7.1 Sección de Precalentamiento............................................... 16 1.7.2 Sección de Reacción............................................................ 18 1.7.3 Sección de Fraccionamiento................................................. 19 1.7.4 Sección de Recontacto ( Compresión de gases) y Planta

de Gas Nº 2..................................................................................... 20 1.8 TERMINOS BÁSICOS Y VARIABLES ASOCIADAS AL

PROCESO............................................................................................... 24 1.9 PRUEBAS DE LABORATORIO SEGÚN LAS NORMAS A.S.T.M... 27 1.10 ANTECEDENTES......................................................................... 34 1.10.1 Procesamiento de HCN...................................................... 34 1.10.2 Procesamiento de LPD....................................................... 35 CAPÍTULO II. METODOLOGÍA................................................................. 37 2.1 VISUALIZACIÓN DE LAS FACILIDADES REQUERIDAS PARA

ENVIAR LAS NAFTAS HASTA EL REACTOR DE CCU........................ 38 2.2 ELABORACIÓN DE LOS SUMARIOS OPERACIONALES............ 39 2.3 RECOPILACIÓN DE LAS VARIABLES DE PROCESOS

DURANTE LA ELABORACIÓN DE LOS SUMARIOS OPERACIONALES.................................................................................. 41

2.3.1 Condiciones Operacionales (PI)......................................... 41 2.3.2 Resultados de laboratorio (SIMP)....................................... 42 2.4 CÁLCULO DEL BALANCE DE CALOR EN LA ZONA DE

REACCIÓN............................................................................................. 42 2.4.1 Cálculo del rendimiento de coque....................................... 42 2.4.2 Estimación de la temperatura del lecho del despojador...... 43

vii

2.4.3 Corroboración de la tasa real de circulación de catalizador 44 2.5 ELABORACIÓN DEL BALANCE DE MASA DE LA UNIDAD.......... 44 2.6 CÁLCULO DE LOS RENDIMIENTOS Y CONVERSIÓN DE

REACCIÓN.............................................................................................. 44 2.7 CÁLCULOS EN LA ZONA DE REACCIÓN..................................... 46 2.8 EVALUACIÓN DE LOS BENEFICIOS ECONÓMICOS POR EL

PROCESAMIENTO DE NAFTAS EN EL REACTOR DE CCU............... 47

CAPÍTULO III. ANÁLISIS DE RESULTADOS.......................................... 49 3.1 ELABORACIÓN DE LOS SUMARIOS OPERACIONALES............. 50 3.1.1 Procesamiento de la LCN....................................................... 50 3.1.2 Procesamiento de la NFR....................................................... 51 3.2 CONDICIONES OPERACIONALES................................................ 51 3.2.1 Para el caso del procesamiento de la LCN............................. 52 3.2.2 Para el caso del procesamiento de la NFR............................ 52 3.3 ANÁLISIS DE LABORATORIO........................................................ 54 3.4 CÁLCULO DEL BALANCE DE CALOR EN LA ZONA DE

REACCIÓN.............................................................................................. 70 3.4.1 Cálculo del rendimiento de coque........................................... 70 3.4.2 Estimación de la temperatura del lecho del despojador......... 71 3.4.3 Corroboración de la tasa real de circulación del catalizador.. 71 3.5 ELABORACIÓN DEL BALANCE DE MASA.................................... 72 3.6 CÁLCULO DE LOS RENDIMIENTOS Y CONVERSIÓN DE LA

REACCIÓN.............................................................................................. 74 3.6.1 Para el caso de la LCN........................................................... 74 3.6.2 Para el caso de la NFR........................................................... 75 3.7 CÁLCULOS EN LA ZONA DE REACCIÓN..................................... 76 3.7.1 En el reactor............................................................................ 76 3.7.2 En el despojador..................................................................... 77 3.7.3 En el regenerador................................................................... 78 3.8 EVALUACIÓN DE LOS BENEFICIOS ECONÓMICOS POR EL

PROCESAMIENTO DE NAFTAS EN EL REACTOR DE CCU............... 79 Conclusiones y Recomendaciones............................................................ 81 Referencias Bibliográficas.......................................................................... 84 APÉNDICE A............................................................................................. 85 APÉNDICE B............................................................................................. 87 APÉNDICE C............................................................................................. 89 APÉNDICE D............................................................................................. 91 APÉNDICE E............................................................................................. 93

viii

LLLIIISSSTTTAAA DDDEEE TTTAAABBBLLLAAASSS YYY FFFIIIGGGUUURRRAAASSS

TABLAS 1.1 Rendimientos de reacción en el caso de la LCN, 35. 1.2 Rendimientos de reacción en el caso de la LPD, 36. 3.1 Datos físico-químicos del catalizador de equilibrio de CCU, 55. 3.2 Calidad de la carga de tanques procesada en CCU, 56. 3.3 Calidad de la carga HDS procesada en CCU, 57. 3.4 Calidad de la carga caliente procesada en CCU, 58. 3.5 Calidad de la carga combinada procesada en CCU, 59. 3.6 Calidad de las naftas procesadas en CCU, 60. 3.7 Calidad de los gases de baja presión procesados en CCU, 61. 3.8 Calidad de los gases C3/C4 de PG-1 procesados en CCU, 61. 3.9 Calidad de las olefinas de Amuay, 62. 3.10 Calidad del gas seco de CCU, 63. 3.11 Calidad del PP de CCU, 64. 3.12 Calidad del BB de CCU, 65. 3.13 Calidad de la gasolina LCC de CCU, 66. 3.14 Calidad de la gasolina HOUK de CCU, 67. 3.15 Calidad del ARL de CCU, 68. 3.16 Calidad del ARP de CCU, 69. 3.17 Calidad del Lodoso de CCU, 70. 3.18 Calidad del rendimiento de coque, 71. 3.19 Balance de masa, 73. 3.20 Rendimientos de reacción para el procesamiento de LCN, 74. 3.21 Rendimientos de reacción para el procesamiento de NFR, 75. 3.22 Cálculos en el reactor, 77. 3.23 Cálculos en el despojador, 78. 3.24 Cálculos en el regenerador, 79. 3.25 Balance económico para la HCN y LPD, 80. 3.26 Balance económico para la LCN y NFR, 80. FIGURAS 1.1 Esquema Simplificado de CCU de la Refinería Cardón, 17. 1.2 Esquema Simplificado de la Sección de Fraccionamiento, 21. 1.3 Esquema Simplificado de Planta de Gas Nº 2, 23. 2.1 Sistema de Manejo de Desecho Craqueado de la Refinería Cardón, 40.

ix

RRREEESSSUUUMMMEEENNN

PROCESAMIENTO DE NAFTAS EN EL REACTOR DEL COMPLEJO DE

DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA (CCU) DEL CRP-CARDÓN.

Autor: Mariolgui Joselin Meza Milano. Tutor: Ing. Daniel López.

Caracas, Marzo 2001.

El presente trabajo consistió en la evaluación del impacto técnico/económico de procesar en forma continua naftas en el reactor del Complejo de Desintegración Catalítica de la Refinería Cardón del CRP, estado Falcón. Para ello se tomaron dos naftas: la nafta Liviana del Coker (LCN) y la nafta Full Range (NFR) de la Unidad de Craqueo Catalítico. Esto se realizó con el objetivo de maximizar los rendimientos de productos de la planta y en consecuencia incrementar los beneficios económicos de la empresa. Para cada procesamiento se requirió realizar un balance de masa y energía con el fin de garantizar la consistencia de materia y calor en la zona de reacción, se determinaron los rendimientos y conversión de reacción; así como también se realizaron cálculos basados en las Prácticas de Diseño de PDVSA con la finalidad de detectar posibles limitaciones operacionales en la planta. Adicionalmente se evaluaron los beneficios económicos que trae consigo el procesamiento de cada nafta, y de las estudiadas anteriormente. Los resultados obtenidos al procesar la LCN indicaron un aumento en los rendimientos de olefinas, Aceite de Reciclo Liviano (ARL) y gasolinas a expensas de una disminución de coque y diluentes; mientras que para el caso de la nafta Full Range el incremento se produjo en los rendimientos de gas seco, Propano/Propileno (PP), gasolinas y diluentes, a expensas de una reducción de los rendimientos del resto de los productos de reacción. No se observaron limitaciones operacionales en la zona de reacción, lo que permitió operar a la máxima capacidad de la planta. Como era de esperarse el estudio económico coincidió con los rendimientos de reacción obtenidos. A partir de los resultados se concluyó que la nafta que proporciona mayores beneficios a la empresa es la LCN, seguida de la NFR; por lo que se recomendó el procesamiento continuo de LCN en el reactor de CCU, así como también, evaluar el procesamiento de otras cargas no convencionales disponibles en la Refinería.

2

IIINNNTTRRROOODDDUUUCCCCCCIIIÓÓÓNNN T

La desintegración o craqueo catalítico es el llamado “corazón” de la refinería

moderna, por su importancia y flexibilidad operacional. Es utilizado para

convertir fracciones pesadas (aceites) en productos más livianos y de mayor

valor.

La Unidad de Craqueo Catalítico del CRP Cardón (CCU) fue construida en 1956

y remodelada en 1992 con el fin de aumentar su capacidad de procesamiento

desde 8000 t/d hasta 11000 t/d y valorizar, mediante la producción de derivados

de mayor valor comercial, el excedente de destilados de vacío existente en la

industria, así como también cargas no convencionales, satisfaciendo de esta

forma la creciente demanda de gasolina.

La disminución de las reservas de crudo liviano en Venezuela se traducirá en el

procesamiento, a corto plazo, de crudo pesado en las refinerías de Amuay y

Cardón. Esto traerá como consecuencia una menor disponibilidad de destilados

de vacío como carga a CCU debido al menor rendimiento en destilados de

vacío que posee el crudo pesado; por lo tanto, será necesario incrementar la

proporción de cargas no convencionales (corrientes que normalmente no se

utilizan como alimentación en la unidad) a ser procesadas, para maximizar los

rendimientos de productos de CCU.

Con la finalidad de determinar el impacto técnico/económico de procesar en

forma continua cargas externas en la sección de reacción de CCU que

proporcionen beneficios económicos a la misma, se hace necesario evaluar el

procesamiento de otras cargas externas para así comparar los resultados

obtenidos y de esta manera maximizar la rentabilidad del Complejo de

Desintegración Catalítica de la Refinería Cardón. Este trabajo contempla la

evaluación del procesamiento de la Nafta Liviana del Coker (LCN) y de la Nafta

Full Range (NFR) de CCU, a través de una corrida de prueba en planta.

3

Para ello se requiere medir todos los flujos y calidades de los productos

obtenidos en la unidad; por medio de la base de datos de la Refinería, y a partir

de ellos realizar el balance de masa y energía a nivel de la zona de Reacción

de la planta. Otros cálculos, son realizados en base a correlaciones empíricas

extraídas de las Prácticas de Diseño de PDVSA.

El presente trabajo de grado ha sido estructurado en tres capítulos, los cuales

comprenden en términos generales lo siguiente:

CAPÍTULO I. Se describe el proceso de craqueo catalítico en la Refinería

Cardón del CRP, se definen las bases teóricas y las herramientas necesarias

que sustentan el trabajo, así como también se hace referencia a las actividades

realizadas como antecedentes del mismo.

CAPÍTULO II. Describe en forma detallada la metodología seguida para llevar a

cabo el trabajo de grado. Detalla paso a paso el procedimiento aplicado para

lograr cumplir con los objetivos establecidos.

CAPÍTULO III. Presenta el análisis de los resultados obtenidos durante la

realización del trabajo.

Por último se presentan las conclusiones y recomendaciones.

CCCAAAPPPÍÍÍTTTUUULLLOOO III ::: MMMAAARRRCCCOOO TTTEEEÓÓÓRRRIIICCCOOO

5

En este capítulo se describen las bases teóricas que involucra este trabajo, el

proceso de craqueo aplicado en la Refinería Cardón del CRP, las herramientas

que se utilizaron para el desarrollo del trabajo, así como también se hace

referencia a las actividades realizadas como antecedentes, de manera de

facilitar la comprensión del mismo.

1.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDIZADO (FCC). El proceso de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC) emplea un catalizador de

partículas muy finas las cuales se comportan como un fluido cuando son

aireadas con hidrocarburos, vapor y aire. El catalizador fluidizado circula

continuamente en la zona de reacción (reactor, despojador y regenerador)

actuando como vehículo para transferir el calor del regenerador a la

alimentación y al reactor (véase el apéndice B).

A pesar de los diferentes diseños que existen para el craqueo catalítico, el

proceso básico consiste en precalentar la alimentación fresca o reciclada a

través de intercambiadores de calor y/o hornos de fuego directo para luego

entrar a la base del tubo elevador del reactor donde son mezcladas con el

catalizador regenerado caliente proveniente del regenerador. El calor del

catalizador vaporiza la alimentación y la lleva a la temperatura deseada para la

reacción. Las reacciones de craqueo catalítico comienzan cuando la

alimentación entra en contacto con el catalizador caliente en el tubo elevador y

continúan hasta que los vapores son separados del catalizador en el reactor.

Los vapores de hidrocarburos son enviados a la fraccionadora para ser

separados en productos líquidos y gaseosos.

El catalizador saliente del reactor se denomina catalizador gastado o usado y

contiene hidrocarburos que son adsorbidos en la superficie del catalizador.

Estos son removidos por despojamiento con vapor de agua antes que el

catalizador entre al regenerador. En el regenerador la quema de coque se


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controla variando el flujo de aire para mantener la relación CO2/CO de los

gases de combustión. El catalizador regenerado contiene de 0,2 a 0,4 % en

peso de carbón.

El gas de combustión que sale del regenerador contiene una gran cantidad de

monóxido de carbono el cual es quemado a dióxido de carbono en una caldera

de monóxido de carbono la cual se usa para recuperar la energía calórica. Los

gases calientes pueden ser usados para generar vapor o para las turbinas que

compriman el aire de regeneración y para generar energía eléctrica [1].

1.2 IMPORTANCIA DE LAS UNIDADES DE CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDIZADO. La unidad de FCC ocupa un lugar muy importante en una refinería debido a su

relativo bajo costo de conversión de cargas pesadas a productos livianos de

mayor valor. Es la productora de gasolina por excelencia. La unidad de craqueo

catalítico es la principal fuente de carga de olefinas livianas a las unidades de

alquilación, a unidades petroquímicas y como fuente de gas licuado de petróleo

(LPG) para el uso casero.

El proceso de craqueo catalítico fluidizado es de relativa fácil operación.

Actualmente existen aproximadamente 400 unidades de craqueo catalítico en

todo el mundo, con una capacidad de procesamiento de 12 millones de barriles

por día, lo que produce el 45% de todas las gasolinas usadas mundialmente [2].

1.3 DESCRIPCIÓN DEL CATALIZADOR UTILIZADO EN UNIDADES DE CRAQUEO CATALÍTICO.

El catalizador es un compuesto químico capaz de acelerar o retardar la

velocidad con que se lleva a cabo una reacción química, y que al finalizar la

misma, no ha sufrido ninguna transformación. El catalizador de craqueo

fluidizado es un polvo fino y poroso compuesto de óxidos de silicio y aluminio,


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que acelera las reacciones químicas que se llevan a cabo. Otros elementos

pueden estar presentes en muy pequeñas cantidades [3]. Cuando se airea con

gas, el polvo adquiere la propiedad de parecer un fluido, lo que permite

comportarse como un líquido. Esta propiedad hace, que el catalizador que

circula entre el reactor, despojador y el regenerador tome el nombre de

catalizador de craqueo fluidizado [4].

El catalizador fresco de craqueo fluidizado, es el catalizador tal como se fabrica

y vende. El catalizador de equilibrio es el catalizador circulante en la unidad.

Como el nombre indica, el catalizador de equilibrio es el catalizador que ha

alcanzado el equilibrio (estado estacionario) con el ambiente de la unidad.

Los catalizadores de craqueo catalítico están formados por partículas esféricas

de un tamaño promedio de partícula que oscila entre 58-72 micrones.

Los componentes contenidos en los catalizadores de craqueo catalítico son la

zeolita, arcilla, matriz y aglutinante. Cada componente mejora uno o más

aspectos del comportamiento del catalizador.

La zeolita es el componente catalítico primario para el craqueo selectivo,

proporciona alta actividad al catalizador, alta selectividad a la producción de

gasolina y mejora la selectividad al coque.

La matriz es usada en el catalizador de craqueo fluidizado principalmente como

un medio para craquear los componentes pesados provenientes en la

alimentación a la unidad (altos puntos de ebullición) debido a sus grandes

poros, a diferencia de las pequeñas aberturas de poro que presenta la zeolita.

La arcilla es un componente importante que sirve como un receptor y medio de

transferencia de calor, así como para contrarrestar el efecto contaminante del

sodio presente en la alimentación. La arcilla proporciona poca o ninguna


8

actividad al catalizador, pero le da la fuerza mecánica y la densidad a la

partícula para lograr sus óptimas propiedades de fluidización.

El aglutinante es la sustancia que mantiene unidos todos los componentes del

catalizador. Algunos aglutinantes, como los polímeros de alúmina y los sistemas

basados en arcilla, presentan cierta actividad al craqueo catalítico por lo que

son añadidos para el craqueo de fondos. Todos los componentes proporcionan

la capacidad calórica para la transferencia de calor entre el reactor y el

regenerador [3].

Las principales propiedades físico–químicas del catalizador son:

Superficie Activa: es la superficie exterior de los poros. El catalizador fresco

tiene una superficie activa de 300 – 500 m2/g y el catalizador de equilibrio de

130 – 150 m2/g. La superficie activa es uno de los factores que determina la

actividad del catalizador, porque los centros activos están situados dentro de

los poros.

Distribución de Partículas: Como se dijo anteriormente el catalizador está

formado por partículas con diámetro diferente. Los finos de hasta 40

micrones de diámetro son necesarios para mantener la fluidización del

catalizador dentro de la unidad. Como el catalizador se fractura durante la

circulación entre los recipientes de la zona de reacción y parte se pierde por

los ciclones, es necesario tener partículas grandes que puedan reemplazar a

las finas. El catalizador fresco tiene aproximadamente de 16 a 18% en peso

de finos, el de equilibrio circulando en la unidad generalmente tiene de 6 a

15% en peso. Cuando el contenido de finos del catalizador en equilibrio es

menor que 2% puede haber problemas con la fluidización [5].

1.4 REACCIONES DE CRAQUEO CATALÍTICO.

A pesar que la mayor parte de las reacciones que ocurren en una unidad de

FCC son de craqueo catalítico, también se produce el craqueo térmico.


9

Craqueo Térmico: El craqueo térmico se inicia en ausencia de catalizadores

y a altas temperaturas (350°C-700°C). Cuando se rompe el enlace carbono-

carbono y se forma el ión carbonilo, que es muy reactivo y con poco tiempo

de vida, estos radicales libres pueden extraer átomos de hidrógeno de otras

parafinas para formar un segundo radical y una parafina más pequeña, si

este ión se coloca en la posición β forma olefinas y un radical libre. Los

productos de estas reacciones son ricos en C1 y especialmente C2, además

de α-olefinas y diolefinas [6].

Craqueo Catalítico: Después de que la alimentación entra en contacto con el

catalizador regenerado, el primer paso es la vaporización de la alimentación

por el catalizador. La teoría indica que el craqueo catalítico induce la

formación de especies intermedias cargadas positivamente llamadas

carbocationes, iniciados por los sitios ácidos (Lewis y Brönsted) del

catalizador. Existe la formación de los iones carbenio y los iones carbonio

que son representados de la siguiente manera:

Ion Carbenio Ion Carbonio

CR3+ CR4H+

La “R” representa un grupo alquilo o bien, un átomo de hidrógeno.

Iones Carbenio: Los iones carbenio se forman por la adición de un protón

(H+) a una olefina o por la remoción de un ion hidruro de una parafina.

Como se dijo anteriormente, estas reacciones son iniciadas por el

catalizador de craqueo, el cual contiene sitios activos para proveer

protones o remover iones hidruro. El sitio ácido de Brönsted (donador de

protones) sobre el catalizador de craqueo es quien provee los protones y

el sitio ácido de Lewis es quien remueve o extrae el ion hidruro.

Paso de Inicio: protonación y extracción del ion hidruro

R1- CH=CH- R2 + HZ ↔ R1- CH2- CH+- R2 + Z-

(olefina) (sitio Brönsted) (ion carbenio)


10

R1- CH2- CH2- R2 + L+ ↔ R1- CH2- CH+- R2 + HL

(parafina) (sitio Lewis) (ion carbenio)

Paso de Propagación (transferencia de hidrógeno):

R1- CH2-CH+- R2 + R3- CH2- CH2- R4 ↔ R1- CH2- CH2-R2 + R3- CH2- CH+- R4

(ion carbenio) (parafina) (parafina) (ion carbenio)

Paso de Craqueo ( división β):

R3- CH2- CH+- R4 ↔ R3+

+ CH2= CH- R4

(ion carbenio) (ion carbenio) (olefina)

El ion carbenio previamente formado es transformado por medio de la

separación β (separación del enlace carbono-carbono β del carbono

cargado con carga positiva) para formar una olefina y un nuevo ion

carbenio. El nuevo ion carbenio es libre de reaccionar con otra molécula

de parafina y continuar la reacción. La reacción finaliza cuando: el ión

carbenio le pierde un protón al catalizador y es convertido en una olefina;

o cuando el ión carbenio toma un ión hidruro de un donador, tal como el

coque, y es convertido en una parafina.

Iones Carbonio: A continuación se presenta la formación de un ión

carbonilo antes de ser convertido a un ion carbenio y parafina o, un

hidrógeno y un ion carbenio. Los iones carbonio se forman por la adición

de hidrógeno a una parafina directamente atacada por los protones de los

sitios ácidos de Brönsted del catalizador:


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(parafina) (sitio Brönsted) (ion carbonio)

R1- CH2- CH2- R2 + HZ ↔ R1- CH2- CH3+- R2 + Z-

R1+ + CH3- CH2- R2 R1- CH2- CH+- R2 + H2

(ion carbenio) (parafina) (ion carbenio) (hidrógeno)

Esta reacción se ve favorecida por temperaturas sobre los 500°C

(932°F), baja conversión y baja presión parcial del hidrocarburo. La carga

del ion carbonio no es estable y es justamente un paso intermedio antes

de la formación de un ion carbenio y una parafina. Una vez formado el

ion carbenio se procede a numerosas reacciones mientras son quimi-

adsorbidos por los sitios ácidos del catalizador. La naturaleza y

resistencia del catalizador, además de la temperatura de reacción, el tipo

de alimentación y otros, influyen en el grado de las reacciones, es decir

en la selectividad. Las posibles reacciones que pueden ocurrir son [6]:

El craqueo de parafinas, olefinas, naftenos, aromáticos y otros.

Isomerización, consiste en el rearreglo del ion carbonio primario a

uno terciario, de mayor estabilidad.

Transferencia de hidrógeno.

Ciclización.

Deshidrogenación, si hay metales como níquel y vanadio

presentes.

Formación de coque.

1.5 CARACTERÍSTICAS DE LA ALIMENTACIÓN A UNIDADES DE CRAQUEO CATALÍTICO. La alimentación a una unidad de craqueo catalítico es principalmente una

mezcla de gasóleos livianos/pesados de la destilación al vacío (LVGO/ HVGO),


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gasóleo pesado de la destilación atmosférica (HAGO), gasóleos de la unidad de

coquización retardada (HCGO) y corrientes sobrantes de la manufactura de

aceites lubricantes como el Aceite Desasfaltado o Extracto de Furfural. En los

últimos años también se han encontrado como parte de la alimentación al

craqueo catalítico, el Residuo Largo de la destilación atmosférica y el Residuo

Corto de la destilación al vacío. Además de la alimentación fresca, la unidad de

craqueo catalítico puede reciclar algunos productos, como el Aceite de Reciclo

Pesado (ARP) y el Aceite Lodoso [2].

Otro tipo de cargas a la unidad de craqueo catalítico son las cargas no

convencionales, que son aquellas corrientes que normalmente no son

procesadas a la unidad, y que se alimentan con fines específicos.

Los mayores contaminantes de la alimentación son los metales como el

vanadio, níquel y sodio. El principal tratamiento de la alimentación de la unidad

catalítica se lleva a cabo en la destilación al vacío, donde se remueven

componentes indeseables, como los asfaltenos, vanadio, sodio y níquel.

La caracterización de la alimentación a la unidad es fundamental para obtener

predicciones confiables de los rendimientos de los productos y sus propiedades

[2].

Si hay alto contenido de azufre en la carga (la carga típica a la FCCU contiene

de 0.3 a 3.0% en peso de azufre), éste se distribuye por todos los productos

craqueados requiriendo de otros procesos para su remoción, además el azufre

contenido en el coque es convertido a SOx (óxidos de azufre compuestos por

SO2 y SO3) en el regenerador y expulsado a la atmósfera en los gases del tope,

produciendo altos niveles de contaminación en los alrededores, por lo que se

requiere frecuentemente el uso de aditivos para reducir las emisiones de SOx

provenientes del regenerador. Los óxidos de azufre liberados por el

regenerador de FCCU están formados típicamente por un 90% de SO2 y un

10% de SO3 [3].


13

Los metales como el vanadio desactivan permanentemente el catalizador; y el

nitrógeno lo desactiva temporalmente, cuando este último es quemado en el

regenerador, la pérdida de actividad efectiva se restituye, pero mientras haya

nitrógeno en la carga, la parcial desactivación del catalizador persiste.

Los metales como el níquel, cobre, vanadio, hierro y cobalto propician la

formación de hidrógeno y coque ya que son catalizadores de deshidrogenación.

Todos estos metales de la carga se depositan en el catalizador de equilibrio

circulante y causan que los rendimientos de hidrógeno y coque, aumenten.

Otros metales como el calcio, magnesio, bario, sodio y potasio son destructivos

para los catalizadores de craqueo catalítico en lecho fluidizado, porque pueden

causar que las partículas de catalizador sintericen o colapsen; ellas se unen con

el catalizador, para formar un eutéctico que funde a las temperaturas que

prevalecen en el regenerador. El sodio y el potasio, son los más dañinos para el

catalizador e iguales en efecto.

Todos los efectos adversos causados por contaminantes en cargas normales

de craqueo catalítico, son magnificados en las unidades que cargan residuos.

Residuos tales como fondos de la torre de vacío o atmosféricos, contienen

cantidades crecientes de níquel, vanadio, azufre, nitrógeno y Carbón

Conradson.

Los efectos dañinos provenientes de los metales pesados, son el aumento del

rendimiento de hidrógeno, aumento de la tendencia de coquificación y la

elevada velocidad de desactivación del catalizador de FCC. Este último efecto,

es causado por la destrucción del contenido de zeolita del catalizador, debido al

ataque del vanadio.

Los aceites residuales tienen mayor contenido de azufre que las cargas

destiladas normales, causando un coque con alto contenido de azufre que se

forma en el reactor de FCCU. Cuando el coque es quemado en el regenerador,

los óxidos de azufre en el gas de tope aumentan [2].


14

1.6 CARACTERÍSTICAS DE LOS PRODUCTOS DE LAS UNIDADES DE CRAQUEO CATALÍTICO. Los productos más importantes del craqueo catalítico son los gases secos, el

propano/propileno (PP), el butano/butileno (BB), la gasolina, el Aceite de

Reciclo Liviano (ARL),el Aceite de Reciclo Pesado (ARP) Y el Aceite Lodoso. A

continuación se presenta una descripción más detallada de cada uno de ellos

[5]:

Gas Seco: éstos son los gases que salen por el tope de la torre

absorbedora, perteneciente a la Planta de Gas Nº2; contienen

principalmente hidrógeno, metano, etano, etileno, trazas de H2S e inertes

(N2, CO que se toma como inertes en este caso, CO2). Este gas se mezcla

en el sistema de gas combustible, luego de ser tratado con aminas para la

remoción del H2S y opcionalmente con tratamiento caústico para eliminar los

mercaptanos. El rendimiento de gas seco se debe primeramente al craqueo

térmico, presencia de metales en la alimentación o un craqueo catalítico no

selectivo.

Propano/Propileno (PP): es el producto de tope de la columna

despropanizadora, perteneciente a la Planta de Gas Nº2, y es rico en dichos

componentes. Se vende como grado refinería o grado propileno a las

industrias manufactureras de polímeros.

Butano/Butileno (BB): es el producto de fondo de la despropanizadora y

tiene gran uso en las mezclas de gasolina para regular la presión de vapor y

contribuir a mejorar el número de octano; en alquilación donde las olefinas

reaccionan con el isobutano para formar el alquilato; se usa también en la

producción del MTBE donde reacciona con metanol para producir el aditivo

oxigenado para la gasolina (metil- terbutil-éter, MTBE). En caso de que

existan mercaptanos, se retiran por lavado caústico. El rendimiento del PP y

BB se logra aumentando la conversión a través del aumento de la


15

temperatura de reacción y la temperatura de mezcla catalizador/aceite;

disminuyendo el tiempo de residencia de craqueo y añadiendo ZSM-5

(aditivo para el aumento del octanaje). Otro uso alterno tanto para el PP y

como para el BB, es que ambos pueden ser también inyectados al sistema

de gas combustible de la refinería.

Gasolina: este es el producto más valioso de la unidad de craqueo catalítico,

y tiene un porcentaje del 35% de producción total de la gasolina de una

refinería. Las impurezas que puede tener la gasolina del craqueo catalítico

son los mercaptanos y éstos se eliminan por endulzamiento a través de un

proceso comercial conocido como Merox. Se obtienen dos tipos de gasolina:

la gasolina liviana (LCC) y la gasolina pesada (HOUK).

Aceite de reciclo liviano (ARL): es un corte lateral de la fraccionadora

principal, perteneciente a la sección de fraccionamiento de CCU, y se usa

ampliamente en mezclas para la formación de aceites de calentamiento y

combustible diesel. Este es particularmente importante cuando en invierno

su valor aumenta y puede llegar a ser mayor que el de la gasolina. La

manera más simple de aumentar su rendimiento es reducir el punto final de

la gasolina, y esto generalmente se lleva a cabo por el aumento de la

relación de reflujo de tope. La calidad de este producto se mide por el

número de cetano, el cual es una indicación de la calidad de ignición del

combustible.

Aceite de reciclo pesado (ARP): es uno de los cortes de la fraccionadora

principal cuyo rango de ebullición está entre el del ARL y el del aceite

lodoso. Parte del ARP se recicla hacia la fraccionadora como aceite de

lavado y la otra parte se retira como producto para procesarlo en el

hidrocraqueo o mezclarlo con aceite lodoso y diluente de fuel oil, esto

dependiendo de la localización de la refinería y las disponibilidades del

mercado. Los rendimientos dependen mucho del tipo de alimentación y del

nivel de conversión de la unidad.


16

Aceite Lodoso: es producido por el fondo de la fraccionadora principal y

puede ser destinado como alimentación a la planta Reductora de

Viscosidad, enviado al sistema general de diluente o al sistema de aceite

combustible. También puede ser usado como medio de enfriamiento de

otras unidades.

Coque: este producto intermedio es necesario en las operaciones de

catalítica, ya que el calor desprendido por su combustión en el regenerador

compensa la pérdida de calor en el tubo elevador [5].

1.7 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE CRAQUEO CATALÍTICO EN EL CRP CARDÓN. El proceso consiste en la descomposición de destilados de vacío en presencia

de un catalizador a altas temperaturas (520°C-530°C) y baja presión (1-2

Kgf/cm2 manométricos), el cual se lleva a cabo en varias secciones que a

continuación se describen (véase la figura 1.1) [5].

1.7.1 Sección de precalentamiento: Está constituida por un tren de

intercambiadores y un horno. La función del precalentamiento es elevar la

temperatura de la carga desde aproximadamente 210°C hasta 400°C,

dependiendo de los requerimientos de la planta.

La alimentación fresca de la unidad proviene principalmente de las plantas de

Alto Vacío (AV-1/2/3) y de otras unidades de la refinería. Dicha alimentación se

clasifica en carga fría, caliente y carga de tanques y la mezcla de todas

constituye la carga combinada.

La carga de tanques, es usada como complemento de carga y constituye todas

las corrientes de alimentación que son almacenadas en los tanques que

corresponden al bloque E4 del CRP Cardón. Su temperatura es

aproximadamente de 50ºC.


17


18

La carga fría con una temperatura aproximada de 110°C, comprende las

corrientes de la Planta de Alto Vacío 1 (chorro1/2/3), la parafina proveniente de

la Planta de Desparafinación, así como también, el Extracto de Furfural

derivado de la unidad de Furfural del tren de Lubricantes y las corrientes de

gasóleos pesados 2 y 3 de Alto Vacío 3 (chorros 2 y 3), las cuales son

previamente tratadas en el Complejo de Hidrodesulfuración por procesar crudos

nafténicos. Esta carga intercambia energía utilizando el calor cedido por los

mismos productos obtenidos en la planta de Catalítica (Aceite de Reciclo

Liviano y Pesado, y Aceite Lodoso), a fin de elevar la temperatura hasta 210°C.

La carga caliente la constituyen las corrientes 2 y 3 de Alto Vacío 2 (chorros 2 y

3). Cuando la planta AV-3 trabaja con crudos parafínicos, sus chorros son

recibidos también como carga caliente. Estos destilados vienen a una

temperatura de 240°C, luego son mezclados con la carga fría y enviados a unos

precalentadores que aumentan la temperatura de la carga combinada hasta

aproximadamente 290°C.

Finalmente, es en el horno, donde la carga combinada incrementa su

temperatura hasta 400°C, para ser alimentada a la sección de reacción (véase

el apéndice A).

1.7.2 Sección de Reacción: Está constituida por un reactor, un regenerador y

un despojador. La alimentación se mezcla en el tubo elevador del reactor con

una corriente de catalizador caliente a 650°C proveniente del regenerador para

vaporizar toda la carga. La mezcla de catalizador y vapores de alimentación

fluyen hacia el reactor a través del tubo elevador, en el cual ocurren las

reacciones de craqueo. La salida del tubo elevador está conectada

directamente a tres ciclones primarios, donde se separan las posibles partículas

de catalizador que puedan haber pasado y son retornadas al lecho. Los vapores

que salen de estos ciclones fluyen a seis ciclones secundarios para asegurar

una separación satisfactoria del catalizador. El catalizador separado en los


19

ciclones cae por gravedad a la sección del reactor y se predespoja con vapor de

agua. Los vapores así recuperados se envían a los ciclones. Todos los vapores

producidos en el reactor pasan a la torre fraccionadora para separar los

diferentes productos, según sus rangos de destilación.

El catalizador que se retira del reactor se transfiere al despojador, donde se

utiliza vapor de agua para recuperar los hidrocarburos que pueden haber sido

absorbidos por el catalizador, minimizando así la formación de coque y las

pérdidas de productos valiosos. Los vapores recuperados pasan a través de un

grupo de tres ciclones primarios para separar las partículas de catalizador que

puedan ser arrastradas y luego se unen a la línea principal de salida de vapores

del reactor, para pasar a la fraccionadora principal.

Durante el proceso de craqueo se produce coque, el cual se deposita sobre el

catalizador, disminuyendo así su actividad. Para permitir que pueda el

catalizador, seguir cumpliendo sus funciones satisfactoriamente, debe ser

regenerado. Con este fin, el catalizador proveniente del despojador se transfiere

al regenerador, donde la mayor parte del coque que contiene se quema a

temperaturas cercanas a 650°C, con una corriente controlada de aire

proveniente del compresor de aire PB- 1B, y es introducido a través de la

sección transversal del regenerador mediante un distribuidor de aire, el cual

consiste de una red de tubos horizontales con un gran número de boquillas en

ellos. Los gases de combustión salen del regenerador vía diez ciclones de dos

etapas, los cuales recuperan la mayor parte del catalizador arrastrado. Estos

gases de combustión pasan a la caldera CO, donde se lleva a cabo la

combustión de CO a CO2, utilizándose el calor regenerado para producir vapor

de media presión. Un flujo continuo de catalizador regenerado es transferido

desde el regenerador hasta el fondo del tubo elevador del reactor para

continuar con el ciclo (véase el apéndice B).

1.7.3 Sección de Fraccionamiento: La sección de fraccionamiento tiene como

propósito principal separar las fracciones livianas, gases secos y gasolina, de


20

las fracciones más pesadas. Para esto se cuenta con una torre fraccionadora

de 21 platos conformada por platos de contacto, de retiro y dos secciones de

empaques estructurado, cuya alimentación; los vapores provenientes del

reactor y del despojador, entran por el fondo de la fraccionadora a una

temperatura de 530°C y son enfriados por un reflujo de aceite lodoso.

Además de la torre principal con sus respectivos reflujos intermedios, de tope y

fondo (los cuales cumplen con la función de retirar calor para la separación a lo

largo de la estructura de la torre), la sección de fraccionamiento también cuenta

con tres despojadores para el corte de gasolina HOUK (despojador C-2), el

corte de aceite de reciclo liviano (despojador C-3) y el corte de aceite de reciclo

pesado (despojador C-4). Como producto de fondo de la torre fraccionadora

principal se obtiene Aceite Lodoso y los productos laterales son: Aceite de

Reciclo Pesado (ARP), Aceite de Reciclo Liviano (ARL) y gasolina pesada

HOUK (véase la figura 1.2). El producto de tope son los vapores de

hidrocarburos que pasan al Sistema de Compresión de Gases para separar el

agua de los hidrocarburos líquidos y gaseosos (véase el apéndice C).

1.7.4 Sección de Recontacto (Compresión de Gases) y Planta de Gas N°2:

Una vez que los productos del reactor pasan a la torre fraccionadora principal,

éstos son separados en las siguientes corrientes: producto de cabecera,

gasolina pesada o gasolina HOUK, Aceite de Reciclo Liviano (ARL), Aceite de

Reciclo Pesado (ARP), y un producto de fondo llamado Lodoso.

Parte de los productos de cabecera son condensados, pero un alto porcentaje

de los mismos se mantiene en la fase vapor. Estos vapores deben ser

comprimidos y en parte condensados a una mayor presión en la sección de

recontacto, para separar el agua de los hidrocarburos líquidos y gaseosos, y así

ser alimentados a la Planta de Gas N°2 (PG-2), (véase el apéndice D).


21


22

La carga de la PG-2 es variada y está constituida principalmente por

propano/propileno (PP), butano/butileno (BB), componentes más pesados (C5+)

y H2S. El objetivo de la planta es el de recuperar la mayor cantidad de los

productos de esta carga, permitiendo que los componentes livianos (C2-) pasen

al sistema de gas combustible de la refinería (véase el apéndice E).

La Planta de Gas Nº2 cumple este objetivo mediante tres torres (véase la figura

1.3):

Absorbedora (C-1): Es la torre que absorbe los productos livianos

provenientes del tope de la fraccionadora principal de la planta de Craqueo

Catalítico y genera como productos una corriente de tope denominada Gas

Seco y por el fondo sale una corriente que alimenta a la torre

desbutanizadora.

Desbutanizadora (C-2): En esta columna se estabiliza la gasolina LCC al

separarse los componentes más livianos, la corriente de gasolina sale por el

fondo y por el tope se obtiene una mezcla de PP y BB, la cual es enviada a

la torre despropanizadora.

Despropanizadora (C-4): La función de esta torre es fraccionar el producto

de tope de la torre C-2 en dos corrientes específicas: una de

propano/propileno (PP), que sale por el tope y es enviada a la planta

productora de propileno grado polímero PROFALCA (previamente tratada en

la planta Dietanolamina (DEA)) y otra de butano/butileno (BB) que es el

producto de fondo de la torre y alimenta a la planta de alquilación.


23


24

1.8 TÉRMINOS BÁSICOS Y VARIABLES ASOCIADAS AL PROCESO. A continuación se describen los términos básicos que están involucrados en el

proceso de Craqueo Catalítico Fluidizado [5]:

Aceite de Retención: aceite de reciclo liviano o gasolina HOUK, introducido

en la sección del tope de la columna Absorbedora para absorber los

componentes pesados que pueda contener el gas seco.

Aceite Pobre: gasolina liviana del fondo de la torre Desbutanizadora,

introducida a la columna Absorbedora para recuperar el PP y el BB de la

corriente de vapores del tope.

Actividad del catalizador: se define como la capacidad del catalizador para

convertir una cantidad determinada de carga en productos más livianos, a

ciertas condiciones de operación. El resultado de esta prueba se denomina

microactividad (MAT) y se expresa como la conversión, en porcentaje en

peso, de la carga utilizada en el análisis.

Asfaltenos: sustancias heterocíclicas que contienen azufre, oxígeno,

nitrógeno y metales, cuyos pesos moleculares están en el rango de 900 a

3000, y mayores. Son potentes precursores de coque.

Carbón en el catalizador: porcentaje en peso del carbón adherido al

catalizador usado regenerado. Es el remanente al despojar los

hidrocarburos pesados del coque en el despojador.

Chorros: nombre por el que se conocen los destilados de las unidades de

alto vacío.

Ciclones: recipientes cilíndricos de fondo cónico que se usan para separar el

catalizador de vapores mediante fuerza centrífuga. Los ciclones se usan

indistintamente en serie (etapas) o en paralelo (grupos). Cuando éstos

trabajan con líquidos, generalmente se denominan hidrociclones.

Combustión secundaria: oxidación de monóxido a dióxido de carbono, que

toma lugar en la fase diluida del regenerador, dando por resultado altas

temperaturas en esta región del regenerador con el consiguiente peligro

para el equipo.


25

Conversión: transformación de la carga en productos valiosos por medio de

reacción química. Se expresa como porcentaje en peso de productos

respecto a la carga total. Para el caso de la conversión corregida, se

requiere un balance de masa sin errores, no se toman en cuenta los gases

N2, CO, CO2, O2 por ser arrastrados desde el regenerador.

Craqueo: desintegración de moléculas por la acción de la temperatura, con o

sin la presencia de un catalizador.

Desecho: producto líquido fuera de especificación, reprocesado para

recuperarlo como producto comercial.

Fase densa: alta concentración de catalizador en estado de fluidez en el

inferior de los envases reactor, regenerador y despojador.

Hidrógeno en el coque: porcentaje en peso de hidrógeno presente en el

coque, y se encuentra en el rango de 6 a 9% en peso.

Indice antidetonante (IAD): es la semisuma del número de octano obtenido

por RON y el número de octano obtenido por MON, para que cumpla con la

especificación requerida de cada motor.

Indice de contaminación: indicación del porcentaje de metales adheridos al

catalizador como resultado de la reacción de desintegración catalítica.

Inertes: gases tales como N2, CO2, CO, O2, etc., arrastrados por el

catalizador regenerado al reactor y que forman parte de los gases secos que

se producen por la parte superior de la torre de absorción de la PG-2.

Inventario del catalizador: contenido de catalizador fijo de los recipientes que

integran la sección de reacción, ayuda a mantener el balance de presión de

la unidad y la circulación de catalizador a través de la misma.

Lecho: secciones más bajas de los envases reactor/regenerador/ despojador

donde las partículas de catalizador pueden moverse libremente, debido a la

fluidización por medio de gas o vapor.

Pote de ascenso (liftpot): pequeño envase en la parte inferior de los tubos

elevadores reactor/despojador que permite una adecuada mezcla

catalizador/aceite y vapor/catalizador.

Rata de circulación del catalizador (CCR): flujo de catalizador que circula

entre los recipientes de la sección de reacción de la Unidad de


26

Desintegración Catalítica. Es un indicador de la severidad de la operación,

ya que determina directamente la relación catalizador/aceite. Se expresa en

t/min.

Reciclo: producto del mismo proceso, reintroducido en el reactor. El reciclo

reduce la presión parcial de la alimentación fresca en el reactor, decreciendo

el tiempo de contacto entre la alimentación fresca y el catalizador.

Generalmente, se recicla para diluir cargas muy viscosas disminuyendo la

formación de coque; así mismo, cuando la alimentación es baja, también

puede utilizarse reciclo para mantener la temperatura del reactor.

Relación catalizador/aceite: es el cociente de la rata de circulación del

catalizador y la carga total a la planta. Es un parámetro adimensional y

determina la severidad de la operación de craqueo.

Relación CO2/CO: razón que indica el grado de combustión en el

regenerador.

Rendimiento: porcentaje de la carga que se transforma en un producto

determinado.

Riser: en general, un riser es una tubería por la cual fluye catalizador. En la

Unidad de Desintegración Catalítica, el riser es el tubo elevador del reactor,

por el cual se introduce la carga a la planta y en el cual ocurren la mayor

parte de las reacciones de craqueo.

Severidad: indica la intensidad de la operación de craqueo, basada en la

relación catalizador/aceite y en la temperatura del riser, principalmente.

Sobrecraqueo: craqueo de productos valiosos, que son degradados a gas

seco y olefinas livianas. Se produce por el contacto de los vapores de

producto con catalizador, bien sea por retromezclado, por separación

ineficiente del catalizador o por un tiempo de residencia muy alto.

Tiempo de contacto Catalizador/Aceite: lapso durante el cual el catalizador

permanece en contacto con la carga, en la reacción de craqueo.

Tiempo de residencia: tiempo promedio que el catalizador permanece en el

lecho fluidizado o en el tubo elevador. Se calcula dividiendo el inventario del

catalizador entre la rata de circulación de éste.


27

1.9 PRUEBAS DE LABORATORIO SEGÚN LAS NORMAS A.S.T.M. Todos los ensayos de laboratorio realizados durante las evaluaciones de los

procesamientos de naftas, están regidos por las normas A.S.T.M (American

Society of Testing Materials) que a continuación se mencionan [7]:

Destilación.

La curva de destilación refleja en cierto sentido la composición del producto

y permite deducir ciertas conclusiones sobre la distribución de los

hidrocarburos en la muestra. La prueba de destilación A.S.T.M es aplicada a

productos livianos por encima del kerosén y a productos más pesados tales

como el gasoil y el fuel oil.

Método de prueba estandarizado para la destilación de productos

derivados del petróleo a presión atmosférica (D-86).

Este método comprende la destilación atmosférica de productos derivados

del petróleo y requiere del uso de una unidad de destilación por carga,

para determinar cuantitativamente el rango de ebullición característico de

tales productos. Este método no es aplicable a productos que contengan

cantidades apreciables de material residual.

Método de prueba estandarizado para la destilación de productos derivados del petróleo a presión reducida (D-1160).

Este método comprende la determinación, a presión reducida, del rango

de puntos de ebullición de productos derivados del petróleo que pueden

ser parcialmente o completamente vaporizados a una temperatura máxima

del líquido de 400°C.


28

Método de prueba estandarizado para determinar la composición química de los gases por espectrometría de masa (D-2650).

Este método consiste en realizar el análisis cuantitativo de gases, y

proporciona información del contenido de componentes como hidrógeno,

hidrocarburos con más de seis átomos de carbono por molécula, monóxido

de carbono, dióxido de carbono, mercaptanos con uno o dos átomos de

carbono por molécula, sulfuro de hidrógeno y aire (nitrógeno, oxígeno y

argón).

Método de prueba estandarizado para la determinación de níquel, vanadio, hierro y sodio en el crudo y combustibles residuales por medio de espectrometría de absorción atómica (D-5863).

Esta prueba está regida por dos métodos: uno que es usado para analizar

una muestra que se descompone con ácido para determinar el contenido de

Ni, Va y Fe; el otro método se usa para analizar una muestra que es diluida

con un solvente orgánico para determinar el contenido de Ni, Va y Na. Los

metales contribuyen a la desactivación del catalizador.

Método de prueba estandarizado para determinar la gravedad API de un crudo y productos derivados del petróleo (D-287).

Esta prueba comprende la determinación, por medio de un hidrómetro de

vidrio, de la gravedad API de crudos y productos derivados del petróleo

normalmente manejados como líquidos y que tienen un RVP de 26 Psi o

menos. Las gravedades son determinadas a 60°F (15.56°C) o convertidas a

valores a 60°F por medio de tablas estándar. La determinación de la

gravedad es necesaria para la conversión de volúmenes medidos a

volúmenes a la temperatura estándar (60°F). La gravedad API es una

escala especial de gravedad adoptada por el American Petroleum Institute

(API) y es principalmente usada para hidrocarburos líquidos. Además la


29

gravedad es un factor que gobierna la calidad del crudo, sin embargo, en los

productos derivados del petróleo la gravedad no es un indicativo de su

calidad.

Método de prueba estandarizado para determinar la viscosidad cinemática de líquidos transparentes y opacos (D-445).

Esta prueba especifica un procedimiento para determinar la viscosidad

cinemática de un producto del petróleo líquido, tanto transparente como

opaco, midiendo el tiempo que tarda un líquido en fluir para un volumen

dado, bajo gravedad, a través de un viscosímetro de vidrio calibrado. La

viscosidad cinemática es la viscosidad dividida por la densidad a la misma

temperatura.

Método de prueba estandarizado para determinar el punto de inflamación (D-93).

Esta prueba consiste en la determinación del punto de inflamación de

productos de petróleo en el rango de temperatura de 40°C a 360°C, por

medio del analizador de copa cerrada Pensky-Martens. El punto de

inflamación de un producto derivado del petróleo es la temperatura a la cual

se produce suficiente vapor inflamable para que se encienda.

Método de prueba estandarizado para determinar el punto de anilina de productos de petróleo (D-611).

Esta prueba es de gran utilidad para la caracterización de hidrocarburos

puros y en el análisis de mezclas de hidrocarburos. Los hidrocarburos

aromáticos presentan el punto de anilina más bajo, mientras que los

parafínicos presentan los valores más altos. Los puntos de anilina de las

cicloparafinas y las olefinas están comprendidos entre los correspondientes


30

a los aromáticos y las parafinas. En series homólogas el punto de anilina se

incrementa con el aumento del peso molecular.

Método de prueba estandarizado para determinar el color A.S.T.M de productos de petróleo (D-1500).

Este método comprende la determinación visual del color de una amplia

variedad de productos de petróleo, y se basa en comparar el color obtenido

de la muestra con el correspondiente a unos discos de vidrio coloreados, los

cuales se utilizan como referencia en la prueba y cuyos valores están en el

rango de 0.5 a 8.0. En algunos casos el color puede servir de indicativo del

grado de refinación del material, sin embargo el color no siempre es una

guía confiable en la calidad de los productos, es por eso que no debería ser

usado como factor determinante en la especificación del producto.

Método de prueba estandarizado para determinar el residuo de Carbón Conradson en productos de petróleo (D-189).

Este método determina la cantidad de residuo de carbón presente en el

producto después de ser sometido a evaporación o pirólisis, y brinda una

idea de la tendencia que tiene el producto a formar coque.

Método de prueba para determinar la estabilidad a la oxidación de la gasolina (D-525).

Esta prueba consiste en determinar la estabilidad que presenta la gasolina

bajo condiciones aceleradas de oxidación, se expresa mediante el período

de inducción, el cual da una idea de la tendencia de la gasolina a formar

goma.


31

Método de prueba estandarizado para determinar la goma existente en los combustibles (D- 381).

Esta prueba ayuda a determinar la goma existente en la gasolina de motor,

lo cual es importante ya que un alto contenido de goma puede ocasionar

deposiciones en el sistema de inducción y atascamientos en las tomas de

válvulas.

Método de prueba estandarizado para determinar el azufre en productos de petróleo por espectrometría rayos-X (D-2622).

Esta prueba abarca la determinación del contenido de azufre en productos

líquidos y sólidos que puedan ser licuados con moderado calor o disueltos

con un solvente orgánico apropiado. Dos consecuencias bien conocidas de

los compuestos de azufre son la corrosión de las partes metálicas del

sistema de combustión y el efecto indeseable sobre la estabilidad del color

en los productos de petróleo. La presencia de los compuestos de azufre

reduce también la susceptibilidad del plomo de las gasolinas y aumenta la

tendencia que tienen las cargas a formar coque.

Método de prueba estandarizado para determinar el punto de fluidez de productos de petróleo (D-97).

Este método analiza la fluidez de un combustible a una temperatura

específica. Esta determinación representa un índice de la temperatura más

baja a la que el combustible es de utilidad para ciertas aplicaciones. El punto

de fluidez de una base parafínica es mayor al correspondiente de una

nafténica.


32

Método de prueba estandarizado para determinar la presión de vapor de productos de petróleo (D-5191).

La presión de vapor Reid es determinada bajo este método, el cual es

aplicable para muestras con puntos de ebullición superior a los 0°C (32°F) .

La presión de vapor es una propiedad muy importante en la volatilidad de los

líquidos.

Método de prueba estandarizado para determinar el contenido de nitrógeno presente en hidrocarburos líquidos (D-4629).

Esta prueba comprende la determinación del nitrógeno básico presente en

hidrocarburos líquidos que están en el rango de ebullición de

aproximadamente 50°C a 400°C, con una viscosidad entre 0.2 cSt y 10 cSt.

Es importante para el control de compuestos de nitrógeno en productos

finales. El nitrógeno básico es el nitrógeno capaz de reaccionar con una

solución de ácidos acético y perclórico, ocasionando la desactivación

temporal del catalizador.

Método de prueba para determinar el contenido de mercaptanos en gasolina, kerosén, combustibles destilados (D-3227).

Esta prueba se realiza por potenciometría y la presencia de compuestos

como sulfuros y disulfuros no interfieren en el análisis, pero el sulfuro de

hidrógeno interferirá si no es removido.

Método de prueba estandarizado para determinar el Research Octane Number RON (D-2699).

Es otra medida del octanaje de la gasolina. La intensidad detonante que

presenta el combustible muestra, es comparada con una o más mezclas de

combustible de referencia. El número de octano de dicha mezcla que


33

concuerda con la intensidad detonante del combustible muestra, establece

el Research Octane Number. El RON es usado por las manufactureras de

motor, los refinadores de petróleo y comerciantes como medida de

especificación del motor. Los números del RON son más altos que los del

MON.

Método de prueba estandarizado para determinar el Motor Octane Number MON (D-2700).

Constituye una medida del poder antidetonante de la gasolina analizada. El

principio básico es el mismo al empleado para determinar el RON pero se

trabaja a condiciones mucho más severas (más revoluciones del motor

donde se realiza la prueba).

Método de prueba estandarizado para el cálculo del Índice de Cetano

(I.C) de combustibles destilados (D-976).

Este método representa un medio para estimar el número de cetano

A.S.T.M para combustibles destilados a partir de la gravedad API y del punto

de ebullición. El uso de combustible con I.C alto se traduce en encendidos

más fáciles a bajas temperaturas, la combustión será más suave, menos

generación de olores y menos depósitos. Esta prueba A.S.T.M mide la

calidad de ignición de los combustibles diesel.

Método de prueba para determinar el índice de refracción de hidrocarburos líquidos (D-1218).

El índice de refracción es una propiedad física fundamental que puede ser

usada en conjunto con otras propiedades para caracterizar hidrocarburos

puros y sus mezclas.


34

Método de prueba para determinar el número ácido en la muestra (D-974).

El número ácido viene expresado como la cantidad de base en miligramos

de hidróxido de potasio por gramo de muestra que se requiere para tratar

dicha muestra a un punto final específico. Es de gran uso para determinar la

cantidad de compuestos ácidos que pueden estar presentes por medio del

tratamiento con bases.

1.10 ANTECEDENTES DEL TRABAJO. 1.10.1 Procesamiento de la Nafta Pesada del Delayed Coker (HCN).

En Marzo del año 2000 se realizó la primera prueba del procesamiento de

cargas no convencionales en el reactor de CCU, por lo que se incorporaron a la

unidad 700 toneladas de Nafta Pesada (HCN) proveniente de la Unidad de

Coquificación Retardada (DCU), a través de la boquilla inferior del tubo elevador

del reactor de CCU. Para tal evaluación se consiguió un incremento en los

rendimientos de olefinas, ARL y diluentes a expensas de una disminución de

gas seco y gasolinas, con respecto al caso base sin procesamiento de HCN a la

salida del reactor de CCU (véase la tabla 1.1) [8].


35

Tabla 1.1 Rendimientos de reacción en el caso de la HCN [8].

Productos de reacción ∆ rend (%p)(*)

Gas Seco - 0.27

Coque + 0.02

PP + 0.14

BB + 0.08

Gasolinas - 1.65

ARL + 0.52

Diluentes - 1.15

(*) El delta de rendimientos corresponde a la diferencia entre los resultados obtenidos con el

procesamiento de HCN versus los resultados obtenidos sin procesar HCN.

1.10.2 Procesamiento de la Nafta de Desecho (LPD).

En Junio del mismo año se llevó a cabo la segunda evaluación de este tipo de

operación, pero en esta oportunidad se procesó Nafta de Desecho (LPD), la

cual se realizó comparando los rendimientos y calidades obtenidas con el

procesamiento de nafta de desecho vía reactor versus los rendimientos y

calidades que se obtienen al procesar la misma vía fraccionadora; se pudo

observar un efecto temprano de desactivación de catalizador, debido a que se

obtuvo un marcado incremento en el rendimiento de los diluentes y una

disminución en el ARL (véase la tabla 1.2) [9].


36

Tabla 1.2 Rendimientos de reacción para el caso de la LPD [9].

Productos de reacción ∆ rend (%p)(*)

Gas Seco - 0.04

Coque + 0.16

PP - 0.13

BB + 0.01

Gasolinas + 0.05

ARL - 1.21

Diluentes + 1.17

(*) El delta de rendimientos corresponde a la diferencia entre los resultados obtenidos con el

procesamiento de LPD versus los resultados obtenidos sin procesar LPD.

CCCAAAPPPÍÍÍTTTUUULLLOOO IIIIII... MMMEEETTTOOODDDOOOLLLOOOGGGÍÍÍAAA

38

Este trabajo se llevó a cabo en PDVSA–Centro de Refinación Paraguaná

(CRP), ubicado en la ciudad de Punto Fijo, estado Falcón; específicamente en

la Unidad de Craqueo Catalítico del CRP Cardón.

El propósito de este Trabajo de Grado fue la evaluación del impacto del

procesamiento de cargas no convencionales en el reactor de la Unidad de

Craqueo Catalítico (CCU) DEL CRP–CARDON. Para ello, se procesaron dos

tipos de nafta: nafta Liviana del Delayed Coker (LCN) y nafta Full Range (NFR)

de CCU.

En esta sección se describirá la metodología utilizada para dicho propósito, tal

como se indica a continuación:

2.1 VISUALIZACIÓN DE LAS FACILIDADES REQUERIDAS PARA ENVIAR LAS NAFTAS HASTA EL REACTOR DE CCU. En esta fase se analizaron todas las posibilidades de alineación de la nafta en

estudio desde su lugar de origen o almacenamiento, hasta el reactor de CCU.

Para ello se tomaron en cuenta los siguientes aspectos:

Propiedades de la nafta.

Disponibilidad de inventario de la nafta.

Capacidad de almacenamiento en tanques.

Disposición de las líneas para efectuar el ruteo de la nafta.

Facilidades de bombeo para llevar a cabo la transferencia de la nafta.

Tomando en cuenta los factores mencionados anteriormente, para el caso del

procesamiento de la LCN se utilizaron las facilidades instaladas para almacenar

dicho producto en los tanques del bloque A3. Para ello se transfirieron 6.0 Mb

(650 ton) de LCN desde la Unidad de Coquificación Retardada (DCU) al tanque

A3-04, de allí se transfirió el producto hacia el tanque A3-10 por medio de la

bomba GA-39 del bloque A3 y posteriormente a CCU a través de la bomba P-17


39

de las tratadoras de gasolina. En el caso de procesamiento de la NFR, se llevó

a cabo el mismo procedimiento de alineación, transfiriendo 4.9 Mb (585 ton) de

NFR desde CCU al tanque A3-04 (véase la figura 2.1).

2.2 ELABORACIÓN DE LOS SUMARIOS OPERACIONALES.

Un sumario operacional (corrida de prueba)consiste en evaluar una unidad de

proceso incluyendo sus sistemas principales, con el objetivo de determinar su

comportamiento frente a una variación en sus condiciones operacionales, o

bien, conocer las limitaciones de la unidad (basándose en las calidades y

rendimientos de los productos) para un caso específico. La realización de un

sumario operacional contempla tomar muestras de las cargas de alimentación y

de los productos, luego enviarlas al laboratorio para que éste realice los análisis

pertinentes, realizar los cálculos de procesos requeridos y poder así discutir y

concluir respecto al punto de interés.

Los sumarios operacionales se llevaron a cabo en un período comprendido de

tres días durante los cuales se procesaron las naftas de interés en la boquilla

inferior del tubo elevador (BEFN) del reactor de CCU. Actualmente, la carga de

UVGO/DVGO al reactor de CCU se introduce a través de las cinco(5) boquillas

radiales (SEFN) ubicadas en la zona intermedia del tubo elevador del reactor,

permitiendo la facilidad para incorporar corrientes externas por la BEFN.

Antes de hacer una corrida de prueba (sumario operacional), se deben revisar

las condiciones operativas de la unidad, condiciones mecánicas y la calidad de

la carga, para asegurar que ellas cumplan con los requerimientos de la prueba.

Algunas de las consideraciones que se deben tomar en cuenta son las

siguientes [2]:

El funcionamiento de la unidad no debería estar limitado por problemas

mecánicos tales como: pérdida excesiva de catalizador, pobre regeneración


40


41

del catalizador, problemas con la fraccionadora principal o planta de gas,

dificultades con el soplador de aire o compresor de gas, etc.

La calidad del catalizador de equilibrio en el inventario circulante deberá ser

normal. No debería estar desactivado y/o contaminado por metales debido a

un desperfecto de la Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCCU) o

alguna unidad proporcionando carga a la FCCU, como la unidad de vacío.

Todos los cambios operacionales requeridos por las condiciones de prueba

de la unidad, deben ser hechos al menos 48 horas antes de que empiece la

prueba.

2.3 RECOPILACIÓN DE LAS VARIABLES DE PROCESOS DURANTE LA ELABORACIÓN DE LOS SUMARIOS OPERACIONALES. 2.3.1 Condiciones Operacionales (PI). Una vez realizados los sumarios operacionales se procedió a recopilar todos los

datos de procesos requeridos a través del sistema PI (Plant Information). Esta

herramienta es un programa de aplicación que funciona en ambiente Windows®

que permite observar a través de una interfase con el programa Excel de

Microsoft el valor de la variable de proceso, punto de ajuste o valor de

operación asociado al TAG de cualquier instrumento instalado en planta, en un

intervalo de tiempo definido por el usuario. La interfase con Excel permite

utilizar todas las aplicaciones y herramientas que ofrece este programa. Las

señales registradas en el PI provienen del computador central de CCU.

El sistema PI requiere como datos de entrada lo siguiente:

El TAG de la variable de proceso a analizar.

El intervalo de tiempo en el que se va a promediar el valor de la variable.

Por último se debe indicar la celda donde va a ser reflejado el valor

deseado.


42

La información suministrada por el PI fue recopilada en una hoja de cálculo para

su posterior uso en los cálculos a realizar en la unidad de reacción y en el

balance de masa y calor; condensa todas las condiciones operacionales bajo

las cuales se operó durante la realización de los sumarios para un tiempo

promedio de seis (6) horas por día.

2.3.2 Resultados de laboratorio (SIMP) El Sistema Integrado de Movimientos de Petróleo (SIMP) es una herramienta

creada por Intesa Manufactura y Mercadeo con la finalidad de facilitar el

monitoreo de los diferentes movimientos realizados dentro del Centro de

Refinación Paraguaná. Posee una interfaz gráfica que permite accesar a una

base de datos para la consulta de transferencias, embarques, características de

tanques, cierres de inventarios, análisis de laboratorios, etc.

Por medio del SIMP se pudo recopilar los resultados de los diferentes análisis

de laboratorio las cargas de alimentación y los productos de CCU. La

información proporcionada por el SIMP consistió en las cromatografías

realizadas a los gases tope del regenerador, las curvas de destilación de las

cargas y productos, así como también la caracterización de cada uno de ellos,

en cuanto a propiedades, composición de los principales componentes, etc.

2.4. CÁLCULO DEL BALANCE DE CALOR EN LA ZONA DE REACCIÓN. Para garantizar la consistencia energética de los sumarios operacionales

realizados, es imprescindible calcular el balance de calor en la zona de reacción

a través de una hoja en Microsoft – Excel. Los pasos requeridos son:

2.4.1 Cálculo del rendimiento de coque. A partir del valor del flujo húmedo del aire que va al regenerador, el cual fue

suministrado por el sistema PI y con el análisis de la cromatografía de los gases


43

del tope del regenerador tomados del SIMP, se procedió a realizar el cálculo

del coque producido en la unidad y a partir de éste se pudo determinar el

porcentaje de hidrógeno presente en el coque. Para determinar el coque

producido en la unidad fue necesario realizar otros cálculos intermedios, cuyas

fórmulas se derivan de las Prácticas de Diseño de PDVSA y a continuación se

mencionan [10]:

Agua contenida en el aire que va al regenerador en t/d.

Aire seco que va al regenerador en t/d.

Flujo de gases del tope del regenerador en tmol/d.

Oxígeno presente en el aire seco que va al regenerador en tmol/d.

Oxígeno presente en los gases del tope del regenerador en tmol/d.

Oxígeno consumido en tmol/d.

Agua formada por combustión en tmol/d.

Cantidad de carbón presente en los gases del tope del regenerador en t/d.

Cantidad de hidrógeno presente en los gases del tope del regenerador en

t/d.

El porcentaje de coque producido, no es más que la suma de la cantidad de

coque e hidrógeno presentes en los gases del tope del regenerador y el

hidrógeno presente en el coque se consigue dividiendo la cantidad de

hidrógeno en t/d entre el coque producido en t/d, multiplicando lo obtenido por

cien (100).

2.4.2 Estimación de la temperatura del lecho del despojador. Para realizar la estimación de la temperatura del lecho del despojador se hizo

uso de las correlaciones empíricas de las Prácticas de Diseño de PDVSA, la

cual se basó principalmente en el flujo total de los vapores de despojamiento y

la tasa de circulación de catalizador. El valor obtenido por medio del cálculo se

comparó con el registrado en los instrumentos instalados en planta (PI) [10].


44

2.4.3 Corroboración de la tasa real de circulación del catalizador. En este caso se procedió a determinar la tasa de circulación del catalizador en

el despojador, haciendo uso de las correlaciones empíricas de las Prácticas de

Diseño de la empresa, y por ser material confidencial no se detallan. Para

corroborar el valor obtenido, se comparó el mismo con el suministrado por el

sistema PI [10].

2.5 ELABORACIÓN DEL BALANCE DE MASA DE LA UNIDAD. El balance de masa se realizó en una hoja de cálculo en Excel para cada uno

de los sumarios operacionales elaborados para evaluar el procesamiento de

cada nafta. Para ello se tomaron en cuenta todos los flujos de las corrientes de

alimentación a la entrada de la unidad y los correspondientes a los productos de

reacción obtenidos a la salida de CCU. Ambas corrientes (entrada y salida),

fueron conciliadas en función al total de la carga de alimentación a la unidad.

2.6 CÁLCULO DE LOS RENDIMIENTOS Y CONVERSIÓN DE REACCIÓN.

Este cálculo requiere determinar en primer lugar el rendimiento en toneladas de

cada uno de los componentes que conforman las corrientes de entrada1 y salida

de la unidad, haciendo uso de una hoja de cálculo elaborada en Excel. De cada

componente (C1, C2´s, C3´s, C4´s , H2, H2S, inertes y coque) se necesita

conocer su composición en peso, además del porcentaje en peso de las

fracciones pesadas de hidrocarburo presentes en cada corriente que se

caracterizan según su punto de ebullición verdadero (TBP)2 [10].

1 Sólo se toman en cuenta las corrientes externas de alimentación (gases de baja presión, gases C3/C4 de PG-1, olefinas de Amuay, procesamiento de desecho a la fraccionadora). 2 Para realizar esta caracterización se hizo una conversión de los valores de la curva de destilación ASTM D-86 y D-1160 a TBP, según correlaciones de Shell, y luego se interpoló para conseguir los valores correspondientes al corte deseado.


45

El cálculo matemático del rendimiento en toneladas de cada uno de los

componentes presentes en las corrientes se rige bajo la siguiente fórmula:

Rendimiento (ton)i = ( ∑ %pij * Fj - ∑ %pik * Fk )/ 100 donde;

i = componentes presentes en cada corriente.

j = corrientes de salida de la unidad.

k =corrientes externas de alimentación.

%pij=composición en peso del componente i en las corrientes de salida j.

%pik=composición en peso del componente i en las corrientes externas de

alimentación.

Fj= flujo en t/d de las corrientes de salida.

Fk= flujo en t/d de las corrientes externas de alimentación.

En base a los rendimientos en toneladas calculados, se procedió a determinar

los rendimientos y conversión de reacción en %p como se menciona a

continuación:

Los productos se agruparon en corrientes de la siguiente manera:

- Gas Seco/Coque: Gas Seco + Coque.

- PP: PP.

- BB: BB.

- Gasolinas: LCC + HOUK.

- ARL: ARL.

- Diluentes: ARP + Lodoso.

Para determinar los rendimientos de reacción (%p), se dividieron los flujos

corregidos para el balance de masa correspondientes a cada corriente3 (t/d)

entre el total de carga procesada (t/d); y luego el resultado obtenido fue

3 Si la corriente está conformada por más de un producto se toma en cuenta la suma de los flujos.


46

multiplicado por cien (100). Luego se corrigieron los rendimientos de cada

corriente en función al contenido de inertes presentes.

La conversión de reacción (%p) es la suma de las cuatro primeras corrientes

(Gas Seco/Coque, PP, BB y Gasolinas).

2.7 CÁLCULOS EN LA ZONA DE REACCIÓN. Para conocer con más detalle el impacto que tiene el procesamiento de las

naftas en la zona de reacción, se calcularon las variables y parámetros

principales en cada uno de los envases (reactor, despojador y regenerador), por

medio de correlaciones empíricas de las Prácticas de Diseño de PDVSA, que

como se dijo anteriormente, no se pueden mostrar por ser material confidencial

de la empresa. En cada caso, se calcularon los siguientes parámetros [10] ,[11]:

En el reactor:

Velocidad superficial del gas a la salida del riser: es función del flujo

volumétrico de gases y del área del riser.

Caída de presión en el riser: es función de el flujo de sólidos y de gases en

el riser, de la densidad de los gases y del catalizador y de la longitud del

riser.

Velocidad del gas a la entrada de los ciclones primarios: es función del flujo

volumétrico de gases y del área a la entrada de los ciclones primarios.

Velocidad del gas a la entrada de los ciclones secundarios: es función del

flujo volumétrico de gases y del área a la entrada de los ciclones

secundarios.

En el despojador:

Hidrógeno en el coque: es función básicamente de la temperatura del lecho

del despojador.


47

Vapor de despojamiento: es función de los flujos de los vapores de

despojamiento y de la rata de circulación de catalizador en el despojador. Velocidad superficial del gas: es función del flujo de los vapores de

despojamiento, del área efectiva del despojador y de la densidad del gas. Velocidad a la entrada de los ciclones: es función del flujo volumétrico de los

gases y del área en la entrada de los ciclones.

En el regenerador:

Velocidad superficial del gas: es función del flujo volumétrico de los gases

del tope del regenerador y del área de éste.

Eficiencia en el lecho del regenerador: es función principalmente del coque

quemado, del porcentaje de hidrógeno en el coque, de la presión en la fase

diluida del regenerador y del porcentaje de coque sobre el catalizador

regenerado. Densidad promedio del lecho: es función principalmente de la velocidad

superficial del gas. Caída de presión normalizada: es función de la presión de descarga del PB-

1B y del flujo de succión de aire al PB- 1B, entre otras variables. Velocidad a la entrada de los ciclones primarios: es función del flujo

volumétrico de los gases del tope del regenerador y del área a la entrada de

los ciclones primarios. Velocidad a la entrada de los ciclones secundarios: es función del flujo

volumétrico de los gases del tope del regenerador y del área a la entrada de

los ciclones secundarios.

2.8 EVALUACIÓN DE LOS BENEFICIOS ECONÓMICOS POR EL PROCESAMIENTO DE NAFTAS EN EL REACTOR DE CCU. Con la finalidad de conocer el impacto económico por el procesamiento de las

naftas, se realizó un balance económico que refleja el beneficio que trae

consigo procesar cada nafta; además se incluye en el balance las dos naftas


48

anteriormente procesadas (HCN y LPD) para comparar y visualizar el efecto

neto de cada procesamiento. Los precios de los productos de CCU fueron

tomados de la Estrategia Operacional del CRP correspondiente a Enero del

año 2001. No fueron incluidos en este informe por ser información estrictamente

confidencial.

A partir de los delta de rendimientos4 en ton/d correspondientes a cada

procesamiento de nafta y con el costo de cada producto en $/ton se obtuvo el

beneficio neto en $/d, multiplicando ambos parámetros. Luego dividiendo los $/d

de cada procesamiento entre las ton/d de nafta procesada, se consiguió los

$/ton de nafta para cada caso.

4 El delta de rendimientos es la diferencia de los rendimientos en toneladas de cada producto correspondiente al día con procesamiento de nafta y al día sin procesamiento de nafta.

CCCAAAPPPIIITTTUUULLLOOO IIIIIIIII... AAANNNÁÁÁLLLIIISSSIIISSS DDDEEE RRREEESSSUUULLLTTTAAADDDOOOSSS

50

Este capítulo hace referencia a la discusión de los resultados obtenidos durante

la realización del trabajo; y a partir de ellos, establecer las respectivas

conclusiones y recomendaciones.

3.1 ELABORACIÓN DE LOS SUMARIOS OPERACIONALES. Durante el procesamiento de las dos naftas no se observaron perturbaciones en

la zona de reacción, manteniéndose la temperatura de reacción a máxima

severidad en 530°C.

3.1.1 Procesamiento de la LCN. El procesamiento de la nafta liviana se llevó a cabo en el período comprendido

entre el 02 y el 04/10/00 y se desarrolló como sigue a continuación:

El 02/10/2000 se realizó un sumario operacional de CCU sin procesamiento

de LCN. Luego, a las 10:30 am de ese mismo día, se comenzó a admitir

LCN a la BEFN del reactor de CCU a una tasa inicial de 80 t/d.

Durante los días 02 – 03/10/2000, se aumentó el procesamiento de LCN en

la BEFN del reactor de CCU hasta aproximadamente 210 – 220 t/d.

El 04/10/2000 se realizó el segundo sumario operacional de CCU a una tasa

de 216 t/d de procesamiento de LCN.

El procesamiento de LCN en CCU concluyó el 06/10/00 a las 05:00 pm

aproximadamente, luego de completarse el inventario de LCN recibido en el

tanque A3-04.

Cabe destacar que durante estos sumarios operacionales no se alineó LCN

desde el tanque A3-10 hacia la torre fraccionadora (plato 4 o al reflujo

intermedio inferior), sino únicamente a la boquilla inferior del tubo elevador del

reactor de CCU, principalmente por dos razones:


51

Evitar el incremento de azufre en las gasolinas catalíticas LCC-HOUK

debido al contenido de azufre en la LCN (0.67%p). Durante las pruebas se

permitió un valor máximo de 0.15%p en la gasolina LCC a la salida de TG-2

(rango típico de 0.06–0.10%p) y contenido de azufre resultante en la

gasolina HOUK (rango típico de 0.22–0.26%p). Estos valores están referidos

al azufre típico en la carga combinada a CCU (1.10–1.20%p).

Aumentar los rendimientos de olefinas (PP/BB) por el recraqueo de la

fracción parafínica de la LCN.

3.1.2 Procesamiento de la NFR. Para el caso del procesamiento de la NFR, el procedimiento a seguir durante el

día 25/10/2000 fue el siguiente:

Se tomó como referencia para el caso base sin procesamiento de nafta al

sumario operacional realizado el 02/10/2000.

El 25/10/2000 se llevó a cabo el segundo sumario operacional con

procesamiento de la NFR. No se observaron perturbaciones en la zona de

reacción, manteniéndose la temperatura de reacción a máxima severidad en

530°C.

El procesamiento de la NFR en la BEFN del reactor de CCU se mantuvo a

una tasa de 195 t/d.

Es importante mencionar que en este caso, se alineó NFR a la fraccionadora

debido a que esta nafta no presenta las limitaciones que posee la LCN;

básicamente en cuanto a contenido de azufre se refiere.

3.2 CONDICIONES OPERACIONALES. A continuación se discuten las condiciones operacionales registradas durante la

realización de los sumarios operacionales, para cada uno de los casos de

naftas procesadas:


52

3.2.1 Para el caso del procesamiento de LCN. Durante el procesamiento de la LCN, fue necesario maximizar la circulación de

catalizador en la zona de reacción de 48.0 t/min a 48.8 t/min para mantener

constante la temperatura de salida del tubo elevador del reactor a su valor

máximo, disminuyendo la temperatura de salida del horno F-1 desde 387.1°C

hasta 385.2°C. Esto aumentó la severidad del proceso por una mayor relación

catalizador/aceite.

La temperatura de salida del tubo elevador del reactor se mantuvo a máxima

severidad en 530.0°C. El modo de fraccionamiento en la unidad fue de máxima

gasolina HOUK, lo cual significa que la temperatura de tope de la fraccionadora

se ajusta para maximizar la producción de gasolina HOUK.

La temperatura del lecho del despojador se mantuvo (525.3-525.4ºC);

igualmente la del lecho del regenerador (663.0-663.1ºC). El flujo de aire al

regenerador se incrementó ligeramente con el procesamiento de LCN (5069-

5081 t/d).

No se observaron restricciones adicionales en el despojador, regenerador, o en

la sección de fraccionamiento durante el procesamiento de LCN en CCU.

El nivel de procesamiento de carga combinada en la unidad se situó en el rango

de 11011- 11015 t/d con un valor promedio de 11013 t/d vs. 11000 t/d de

capacidad de diseño. La tasa máxima de procesamiento de LCN fue de 216 t/d.

3.2.2 Para el caso del procesamiento de la NFR. Al igual que en el caso de la LCN, fue necesario maximizar la circulación de

catalizador en zona de reacción, con el objeto de mantener constante la

temperatura de salida del tubo elevador del reactor a su valor máximo, por lo

que se redujo la temperatura del horno F-1 desde 387.1°C hasta 386.5°C; y en


53

consecuencia aumentó la severidad del proceso por una mayor relación

catalizador/aceite.

La temperatura de salida del tubo elevador del reactor se mantuvo entre

529.3°C-530.0°C, con un valor promedio de 529.7°C vs. 530°C a máxima

severidad. El modo de fraccionamiento en la unidad fue igualmente de máxima

gasolina HOUK. La circulación de catalizador se incrementó de 48.0 t/min a

49.3 t/min con el procesamiento de NFR.

La temperatura del lecho del despojador se mantuvo dentro de los límites

operacionales (525.3-525.5ºC), al igual que la del lecho del regenerador (663.1-

663.3ºC). El flujo de aire al regenerador; para este caso, se redujo de 5069 t/d a

4942 t/d, con la finalidad de mantener el balance energético en la unidad.

No se observaron restricciones adicionales en el despojador, regenerador, o en

la sección de fraccionamiento durante el procesamiento de la NFR en CCU.

El nivel de procesamiento de carga combinada en la unidad se situó en el rango

de 11011- 11022 t/d con un valor promedio de 11017 t/d vs. 11000 t/d de

capacidad de diseño. La tasa máxima de procesamiento de la NFR fue de 195

t/d.

En ambos procesamientos de naftas la alineación de los productos fue la

siguiente:

Gas seco: ADIP.

PP: a tratamiento DEA (Dietanolamina).

BB: tratadora de BB, para luego ser alineado hacia MTBE–Alq-1/Alq-2.

LCC: se envió parcialmente a la torre despentanizadora C-401 y hacia la

tratadora de gasolina TG-2.

HOUK: tratadora de gasolina TG-3.

ARL: HDT-2.


54

ARP/Lodoso: tanque de diluente E3-07.

3.3 ANÁLISIS DE LABORATORIO. A continuación se discuten los resultados correspondientes a las pruebas de

laboratorio a las cuales fueron sometidas las cargas de alimentación a la unidad

y los productos obtenidos en la misma, durante el procesamiento de las naftas:

Catalizador Circulante. A continuación se presentan las propiedades físico–químicas del catalizador de

equilibrio (Orion MAR-198R de la empresa Grace – Davison), (véase la tabla

3.1).

Los resultados más importantes indican una actividad del catalizador de 73–

74%vol, para el procesamiento de LCN y de 73-72%vol, para el caso de

procesamiento de la NFR. El contenido de finos en el catalizador circulante se

mantuvo en el rango de 5% para un tamaño promedio de partículas de 77

micrones. Los demás parámetros físico–químicos del catalizador se

mantuvieron dentro de los rangos típicos observados en CCU.


55

Tabla 3.1 Datos físicos-químicos del catalizador de equilibrio de CCU.

Propiedad BASE 04/10/00 25/10/00

MAT (%vol.) 73 74 72 Factor gas 2.4 2.1 3.1

Factor coque 1.0 1.2 1.2 Area superficial 139 139 131

Area zeolita 105 105 99 Area matriz 34 34 32

Níquel (ppm) 727 725 902 Vanadio (ppm) 3666 3675 4646

Sodio (%p) 0.35 0.36 0.36 Hierro (%p) 0.45 0.44 0.46 Cobre (ppm) 16 17 16

Tierras raras (%p) 228 226 225 ABD (g/cc) 0.87 0.86 0.87

Volumen poro (cc/g) 0.33 0.33 0.33 Alúmina (%p) 37.3 37.2 37.2 Carbón (%p) 0.27 0.32 0.31

Tam. partículas 0-40 micrones (%) 5 5 4 Tam. partículas 0-80 micrones (%) 56 55 51

Tamaño partículas prom. (micrones) 76 77 78 Indice Shell contaminación 2957 2949 3604

Calidad de las cargas de VGO a CCU.

Las caracterizaciones reportadas por el laboratorio Cardón de la carga de

tanques, HDS, caliente y combinada, procesadas en CCU durante los sumarios

operacionales realizados en la unidad durante los días 02–04-25/10/2000 se

presentan a continuación:

Carga de Tanques: El contenido de componentes livianos (< 350°C) en

la carga de tanques osciló entre 10.3–11.2 %vol en el caso de la LCN y

entre 10.3-10.6 %vol en el caso de la NFR. El alto contenido de metales

observado en todos los sumarios fue consecuencia de la incorporación

de Residuo Largo Santa Bárbara (RLSB) en dicha corriente. El alto


56

contenido de azufre en la carga de tanques obtenidos durante los

sumarios fue mayor al típico observado (0.25–0.35%p) por la misma

razón (véase la tabla 3.2).

Tabla 3.2

Calidad de la carga de tanques procesada en CCU.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00API 24.2 22.8 22.5

Dest. D-1160 (% vol/°C): 5% vol. 322 317 319 10% vol. 349 346 348 20% vol. 380 380 383 30% vol. 402 399 406 40% vol. 423 419 427 50% vol. 441 437 447 60% vol. 458 456 468 70% vol. 481 476 491 80% vol. 509 502 532 90% vol. - 540 -

Nitrógeno básico (ppm p) 593 531 472 Punto de anilina (°C) 81.8 81.6 -

Visc. Cinemat. 140 °F(cSt) 21.8 20.9 26.0 Cont. Azufre (% p) 0.71 0.68 0.79

Acidez total (mg KOH/gr.) 0.15 0.13 0.10 Indice refracción a 70°C 1.4899 1.4962 - Carbón Conradson (%p) 0.77 0.74 1.68

Punto de fluidez (°C) 27 27 27 Cont. Vanadio (ppm) 6.2 5.6 18.4 Cont. Níquel (ppm) 1.5 1.1 3.9 Cont. Sodio (ppm) 1.7 1.0 3.7

Carga de HDS: El contenido de componentes livianos (< 350°c) en la

carga de HDS osciló entre 14.6–16.3 %vol, para el caso de la LCN y

entre 13.8-16.3 %vol para la NFR. Se observa que el contenido de

azufre de esta corriente estuvo en el rango de 0.58–0.61%p vs. 0.30–

0.40%p típico de HDS, en ambos casos de procesamiento de nafta

(véase la tabla 3.3).


57

Tabla 3.3 Calidad de la carga HDS procesada en CCU .

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00

API 24.7 23.6 23.5 Dest. D-1160 (% vol/°C):

5% vol. 293 300 296 10% vol. 326 333 333 20% vol. 364 370 378 30% vol. 389 397 402 40% vol. 409 412 424 50% vol. 429 432 442 60% vol. 442 449 458 70% vol. 465 465 477 80% vol. 487 492 499 90% vol. 520 524 526 95% vol. 552 555 549

Nitrógeno básico (ppm p) 287 310 339 Punto de anilina (°C) 80.5 78.8 81.0

Visc. Cinemat. 140 f (cSt) 17.8 17.1 21.1 Cont. Azufre (% p) 0.58 0.61 0.60

Acidez total (mg KOH/gr.) 0.01 0.04 0.03 Indice refracción a 70°C 1.4894 1.4869 1.4889 Carbón Conradson (%p) 0.09 0.13 0.17


Carga Caliente: Todos los parámetros se mantuvieron en el rango de

operación, durante el procesamiento de los dos tipos de nafta: LCN y

NFR (véase la tabla 3.4).


58

Tabla 3.4 Calidad de la carga caliente procesada en CCU.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00

API 23.6 22.4 23.7 Dest. D-1160 (% vol/°C):

5% vol. 380 353 377 10% vol. 394 369 385 20% vol. 409 391 389 30% vol. 425 412 411 40% vol. 441 432 427 50% vol. 456 449 441 60% vol. 473 463 453 70% vol. 493 483 458 80% vol. 515 505 496 90% vol. 547 533 537 95% vol. - 556 -


Visc. Cinemat. 140° F (cSt) 30.9 25.3 20.2 Cont. Azufre (% p) 1.96 1.97 1.57

Acidez total (mg KOH/gr.) 0.53 0.52 0.59 Indice refracción a 70°C 1.4928 1.4920 1.4883 Carbón Conradson (%p) 0.37 0.25 0.16


Carga Combinada: El contenido de azufre de la carga combinada osciló

entre 0.99–1.17%p versus 1.20%p máximo con el procesamiento de

ambas naftas, manteniéndose entre los rangos normales, con una

viscosidad cinemática a 140°F de 19.9–22.9 cSt vs. 32 cSt máximo y

una ácidez de 0.22–0.32 mg KOH/gr. versus 0.70 mg KOH/g máximo

(véase la tabla 3.5). El nitrógeno básico estuvo dentro de la

especificación (< 450 ppm modo gasolina HOUK) al igual que el punto

de anilina (79.2–83.8°C versus 75°C mínimo. El resto de los parámetros

se mantuvieron en el rango normal de operación.


59

Tabla 3.5 Calidad de la carga combinada procesada en CCU.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00

API 23.7 22.5 23.2 Dest. D-1160 (% vol/°C):

5% vol. 330 323 324 10% vol. 360 351 349 20% vol. 392 380 385 30% vol. 412 404 408 40% vol. 427 422 425 50% vol. 444 439 443 60% vol. 462 460 459 70% vol. 479 474 478 80% vol. 506 499 501 90% vol. 538 530 535


Visc. Cinemat. 140 °F (cSt) 22.9 20.4 19.9 Cont. Azufre (% p) 1.17 1.13 0.99

Acidez total (mg KOH/g) 0.25 0.22 0.32 Indice refracción a 70°C 1.4900 1.4885 - Carbón Conradson (%p) 0.34 0.28 0.45


Calidad de las naftas procesadas. A continuación se presenta la caracterización reportada por el laboratorio

Cardón de la LCN ex DCU procesada en CCU el día 04/10/2000 (véase la tabla

3.6) y de la NFR ex CCU. El alto contenido de azufre de la LCN (0.67%p)

impactaría negativamente el contenido de azufre de las gasolinas LCC/HOUK

en caso que se procesara directamente en la torre fraccionadora de CCU. Los

valores reportados son típicos de ambas naftas.


60

Tabla 3.6 Calidad de las naftas procesads en CCU.

Fecha BASE (*) 04/10/00 (**) 25/10/00 (***)

API 76.2 57.6 Dest. D-86 (% vol/°C):

Punto inicial. 38 31 5% vol. 44 48 10% vol. 45 55 20% vol. 46 67 30% vol. 48 80 40% vol. 50 94 50% vol. 53 111 60% vol. 57 127 70% vol. 63 145 80% vol. 75 165 90% vol. 135 187 95% vol. 210 207

Punto final 216 224 Cont. Azufre (% p) 0.67 0.12

Goma existente 1.2 1.8

(*) No hubo procesamiento de naftas en CCU el día 02/10/2000. (**) Procesamiento de LCN ex DCU.

(***) Procesamiento de NFR ex CCU.

Calidad de los gases externos procesados en CCU. La caracterización reportada por el laboratorio Cardón de los gases de baja

presión, los gases C3/C4 y las olefinas de Amuay procesados en CCU durante

los sumarios operacionales realizados en la unidad durante los días 02–04-

25/10/2000 se presenta a continuación (véase las tablas 3.7/3.8/3.9). Todos los

valores se encontraron bajo el rango característico.


61

Tabla 3.7 Calidad de los gases de baja presión procesados en CCU.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00 Composición (% p):

C1 30.00 30.00 30.00 C2

= 0.07 0.07 0.07 C2 3.62 3.62 3.62 C3

= 18.06 18.06 18.06 C3 6.21 6.21 6.21

I C4 6.93 6.93 6.93 N C4 17.99 17.99 17.99 H2 0.29 0.29 0.29

I C5 7.25 7.25 7.25 N C5 5.96 5.96 5.96

C5= tot. 0.33 0.33 0.33

CO2 1.01 1.01 1.01 C6

+ 2.28 2.28 2.28 Total 100.00 100.00 100.00

Tabla 3.8 Calidad de los gases C3/C4 de PG-1 procesados en CCU .

Fecha BASE (*) 04/10/00 25/10/00

Composición (% p): C3 - 8.97 0.06

I C4 - 13.91 10.15 N C4 - 37.50 42.36 NC5 - 12.63 17.47

NeoC5 - 0.24 - C6

+ - 7.70 4.48 IC5 - 19.05 25.49

Total - 100.00 100.00

(*) No hubo procesamiento de gases C3/C4 de PG-1 en CCU el día 02/10/2000.


62

Tabla 3.9 Calidad de las olefinas de Amuay.

(*) Durante el 04/10/2000 no hubo procesamiento de olefinas de Amuay en CCU.

Fecha BASE 04/10/00(*) 25/10/00 Composición (% p):

C2 0.03 - 0.04 C3

= 16.54 - 23.74 C3 6.44 - 12.34

I C4 23.42 - 19.83 N C4 7.06 - 5.61

C4= totales 35.03 - 30.36

IC5 8.55 - 5.77 C6

+ 0.01 - 0.02 C5

= totales 2.78 - 2.18 NC5 0.14 - 0.11

Calidad de los productos.

En esta sección se discutirán los principales aspectos cualitativos de los

productos de CCU, de acuerdo a los resultados de los sumarios operacionales

realizados durante los días 02–04-25/10/2000 en CCU.

Gas Seco: La recuperación de PP en el gas seco estuvo en el rango de

8.01–12.3%p según los resultados de laboratorio. El peso molecular del

gas seco osciló entre 24.8–27.7 g/mol con un contenido de

componentes inertes en el orden de 17.9–22.1%p (véase la tabla 3.10).


63

Tabla 3.10 Calidad del gas seco de CCU.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00

Composición (% p): C1 10.94 10.23 19.06

C2= 17.10 16.02 16.05 C2 22.89 21.84 20.28

C3= 12.10 12.33 8.01 C3 3.52 3.98 2.55

I C4 1.86 1.47 1.29 N C4 1.36 1.52 7.48 C4= 0.73 2.29 1.51 I C5 1.25 1.47 0.69 N C5 0.64 0.90 0.45 H2 0.72 0.65 0.96 N2 12.93 11.16 9.07 O2 2.36 3.00 2.92 CO 1.14 1.31 1.11 CO2 5.63 5.78 4.82 H2S 4.01 5.31 3.64 C5= 0.51 0.69 0.11 C6

+0.31 0.04 0.03

Peso molecular 26.9 27.7 24.8

Olefinas: A continuación se presentan las cromatografías de las

corrientes de PP–BB ex CCU (véase las tablas 3.11/3.12). El contenido

de propileno en el PP disminuyó desde 67.26%p el 02/10/00 hasta

64.92%p el 04/10/00; para el caso de la LCN, y desde 67.26%p el

02/10/00 hasta 65.49%p el 25/10/00 para el caso de la NFR. El

contenido de C2- en el PP estuvo en el rango de 1.21–1.79%p versus

3.00%p máximo, para los dos procesamientos de nafta. No se detectó

contenido de C4+ en el PP durante los sumarios (especificación de 2.5

%p máximo para LPG/Profalca).


64

En el caso del BB, el procesamiento de LCN produjo un incremento

de la producción de isobutano de 68 t/d y de butilenos de 5 t/d, mientras

que en el procesamiento de la NFR se disminuyó en 41 t/d y 13 t/d

respectivamente. Ambos valores fueron obtenidos de acuerdo a los

rendimientos a la salida del reactor. El contenido de diolefinas en el BB

disminuyó ligeramente desde 0.69%p hasta 0.62%p, esto disminuye los

consumos de HF en Alquilación 1–2, para el caso de la LCN, mientras

que para el caso de la NFR ocurre todo lo contrario, ya que el contenido

de diolefinas en el BB aumentó (0.69-0.74%p) .

Tabla 3.11

Calidad del PP de CCU .

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00 Composición (% p):

C1 0.04 0.01 0.01 C2

= 0.00 0.07 0.04 C2 1.37 1.71 1.15 C3

= 67.26 64.92 65.49 C3 29.91 31.56 32.05

I C4 0.00 0.00 0.00 N C4 0.00 0.00 0.00

C4= totales 0.00 0.00 0.00 H2S 1.42 1.75 1.26 CO2 0.00 0.00 0.00


65

Tabla 3.12 Calidad del BB de CCU.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00

Composición (% p): C3

= 0.07 0.35 0.54 C3 0.34 1.99 2.60

I C4 28.69 33.29 24.00 N C4 11.47 17.22 14.64

Neo C5 0.01 0.00 0.00 Trans 2 C4

= 13.64 10.54 12.44 1 C4

= 13.35 11.65 12.69 I C4

= 16.52 14.56 16.31 Cis 2 C4

= 9.75 7.17 8.94 1,3 butadieno 0.69 0.62 0.74

I C5 3.61 1.45 4.58 N C5 0.06 0.22 0.14

C5= totales 1.78 0.93 2.32 C6

+ 0.03 0.00 0.06

Gasolinas: A continuación, se presentan las calidades de las gasolinas

LCC–HOUK (véase las tablas 3.13/3.14). Con el procesamiento de la

LCN se observó una reducción de los números de octano RON/MON de

la gasolina LCC en 0.1 y 0.2 unidades, respectivamente, mientras que

en el caso de la NFR se observó un incremento de 0.5 y 0.2 unidades,

respectivamente. Sin embargo estos valores se mantienen dentro del

rango de operación. Además, el contenido de azufre en la gasolina LCC

estuvo en el rango de 0.067-0.071%p durante el procesamiento de las

naftas.

Con respecto a la gasolina HOUK, con el procesamiento de la LCN se

observó una reducción del RON desde 91.5 a 91.0 y un aumento del

MON desde 80.2 a 80.6 en dicho producto, mientras que para el caso

de la NFR el RON se mantuvo y el MON aumentó ligeramente

(manteniéndose dentro del margen de error del laboratorio). El

contenido de azufre en la gasolina HOUK osciló entre 0.21-0.27%p


66

durante de la incorporación de las naftas. El punto final de la gasolina

HOUK estuvo en 235-237°C con un valor target de 236°C. Tabla 3.13

Calidad de la gasolina LCC de CCU.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00 Dest. D-86 (% vol/°C):

Punto Inicial 34 33 61 10% vol. 53 54 77 20% vol. 60 60 82 30% vol. 69 69 87 40% vol. 78 78 94 50% vol. 90 91 101 60% vol. 103 103 110 70% vol. 117 118 121 80% vol. 134 135 135 90% vol. 158 158 155

Punto Final 193 194 197 API 62.3 62.2 56.9

RVP (psi) 8.71 8.70 3.80 Mercaptanos (ppm) 89.2 85.9 32.2 Cont. Azufre (% p) 0.069 0.071 0.067

RON (F1) 92.1 92.0 92.6 MON (F2) 79.8 79.6 80.0

IAD 86.0 85.8 86.3 Goma existente 1.6 1.6 1.2

Est. a la oxidación (min) 94 94 128 FIA (% vol.): Aromáticos 16.69 17.40 -

Olefinas 52.51 50.23 - Saturados 30.80 32.37 -

Composición (% p): C3 0.01 0.01 0.04 C3

= 0.02 0.02 0.06 I C4 0.15 0.19 0.11 N C4 0.55 0.62 0.09 C4

= 2.16 2.27 0.24 I C5 7.60 6.53 0.31 N C5 1.91 1.81 0.11

C5= eterificables 6.81 5.82 0.36

C5= no eterificables 8.49 7.07 0.91

C6+ 72.30 75.69 97.77

Total 100.00 100.00 100.00


67

Tabla 3.14 Calidad de la gasolina HOUK de CCU.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00

Dest. D-86 (% vol/°C): Punto Inicial 66 68 70

10% vol. 130 130 129 20% vol. 145 145 143 30% vol. 156 155 153 40% vol. 165 166 163 50% vol. 172 172 170 60% vol. 183 182 178 70% vol. 190 191 188 80% vol. 201 202 197 90% vol. 214 213 210

Punto Final 235 236 237 API 40.0 40.2 40.9

RVP (psi) 1.1 1.1 1.4 Mercaptanos (ppm) 7.0 7.4 18.4 Cont. Azufre (% p) 0.25 0.27 0.21

RON (F1) 91.5 91.0 91.6 MON (F2) 80.2 80.6 80.4

IAD 85.9 85.8 86.0 Goma existente 2.0 2.4 1.8

Est. a la oxidación (min) 210 220 230 FIA (% vol.): Aromáticos 45.62 46.50 -

Olefinas 31.87 32.10 - Saturados 22.51 21.40 -

Composición (% p): C3 0.01 0.01 0.01 C3

= 0.01 0.01 0.04 I C4 0.07 0.07 0.09 N C4 0.08 0.05 0.03 C4

= 0.44 0.36 0.17 I C5 1.43 0.50 0.12 N C5 0.39 0.17 0.09

C5= eterificables 1.51 0.57 0.27

C5= no eterificables 1.86 1.48 0.69

C6+ 94.22 96.78 98.48

Total 100.00 100.00 100.00


68

Aceite de Reciclo Liviano (ARL): A continuación se presenta la

caracterización del ARL (véase la tabla 3.15). Se observa que el índice

de cetano se mantuvo en 30.4–31.0 durante el procesamiento de LCN,

mientras que durante el procesamiento de la NFR el índice de cetano se

incrementó en 12.2 unidades (31.0-43.2). La inflamación osciló entre

192–212°F vs. 154°F mínimo de especificación para su envío a mezclas

de residual. La temperatura de ebullición a 90% vol. osciló entre 351–

358°C vs. 360°C máximo, según la especificación vigente, durante el

procesamiento de las dos naftas.

Tabla 3.15 Calidad del ARL de CCU.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00

Gravedad API 19.8 20.0 21.7 Destilación D-86 (°C):

Punto inicial 221 202 185 5% vol. 238 228 229 10% vol. 248 238 241 20% vol. 262 254 255 30% vol. 274 267 271 40% vol. 285 278 283 50% vol. 297 290 297 60% vol. 311 304 311 70% vol. 326 320 326 80% vol. 341 335 341 90% vol. 356 351 358

Punto Final 380 376 381 Inflamación (°F) 212 192 206 Indice de cetano 31.0 30.4 43.2

Cont. Azufre (% p) 1.44 1.46 1.51 Visc. Cinemat. 100 f (cSt) 4.48 4.01 2.75

Color ASTM<3.5 ASTM<2.5 ASTM<3.5Punto de anilina (°C) 31.8 32.8 34.7

Diluentes: Las calidades de los diluentes ARP–Lodoso se presentan a

continuación (véase las tablas 3.16/3.17). Se observa que la inflamación


69

de las corrientes estuvo en especificación (154°F mínimo) para su envío

a tanques de diluente. El contenido de catalizador en el ARP/Lodoso

estuvo en especificación (0.060 %p máximo). El resto de los parámetros

se mantuvieron bajo especificación.

Tabla 3.16

Calidad del ARP de CCU.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00

API 12.4 11.1 11.5 Destilación D-1160 (°C):

5% vol. 382 377 389 10% vol. 391 387 397 20% vol. 402 398 409 30% vol. 410 407 419 40% vol. 418 416 427 50% vol. 423 425 436 60% vol. 433 434 446 70% vol. 449 449 456 80% vol. 467 465 478 90% vol. 498 496 521 95% vol. 540 529 -

Cont. Azufre (% p) 1.59 1.76 1.54 Inflamación (°F) 236 236 234

Visc. Cinemat. 140°F (cSt) 32.0 34.2 33.0 Cont. Catalizador (% p) 0.041 0.041 0.030

Aluminio (ppm) 87 72 56 Silicio (ppm) 123 96 76


70

Tabla 3.17 Calidad del Lodoso de CCU.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00

API 10.9 9.8 9.3 Destilación D-1160 (°C):

5% vol. 347 333 349 10% vol. 382 373 383 20% vol. 407 401 409 30% vol. 421 418 426 40% vol. 434 431 436 50% vol. 445 441 447 60% vol. 458 456 459 70% vol. 471 469 476 80% vol. 495 491 497 90% vol. 528 523 536

Cont. Azufre (% p) 1.79 1.84 1.58 Inflamación (°F) 223 218 220

Visc. Cinemat. 140° F (cSt) 42.4 41.1 42.6 Cont. Catalizador (% p) 0.037 0.035 0.038

Aluminio (ppm) 80 68 71 Silicio (ppm) 117 94 103

3.4 CÁLCULO DEL BALANCE DE CALOR EN LA ZONA DE REACCION. Los resultados obtenidos durante el cálculo del balance de calor en la zona de

reacción, arrojaron lo siguiente:

3.4.1 Cálculo del rendimiento de coque. A continuación se muestran los cálculos previos necesarios para determinar la

cantidad de coque producido y por ende, la cantidad de hidrógeno presente en

el mismo, donde se puede observar que todos los parámetros evaluados se

mantuvieron en el mismo rango (véase la tabla 3.18).


71

Tabla 3.18

Cálculo del rendimiento de coque.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00Aire húmedo al Regenerador (t/d) 5069 5081 4942

Cromatografía Tope Regenerador (%mol): CO 4.35 4.68 5.60 CO2 14.68 14.42 13.81 O2 1.12 0.79 0.83

SO2 (ppm) 0.00 0.00 0.00 N2 + Ar 79.852 80.113 79.758

Total 100.00 100.00 100.00 Agua en aire (t/d) 137 137 133

Aire seco al Regenerador (t/d) 4933 4944 4808

Aire seco al Regenerador (tmol/d) 170.1 170.5 165.8

Flue gases (tmol/d) 168.4 168.2 164.3 Oxigeno en aire seco al Regenerador(tmol/d) 35.6 35.7 34.7

Oxigeno en flue gases (tmol/d) 30.3 29.5 28.7 Oxigeno consumido (tmol/d) 5.4 6.2 6.1

Agua formada por combustión (tmol/d) 10.7 12.4 12.1 Carbón (t/d) 384.6 385.4 382.7

Hidrógeno (t/d) 21.7 25.0 24.5 Coque (t/d) 406 410 407

Hidrógeno en coque (%p) 5.3 6.1 6.0

3.4.2 Estimación de la temperatura del lecho del despojador. Con el procesamiento de la LCN y de la NFR la temperatura del lecho del

despojador se mantuvo en el rango 518.5-521.0ºC, y al comparar este valor con

el registrado por los analizadores instalados en planta (525.3ºC), se puede

observar que se encuentran dentro del margen.

3.4.3 Corroboración de la tasa real de circulación del catalizador.

Para el caso del procesamiento de LCN la tasa de circulación de catalizador

calculada a partir de las correlaciones empíricas de las Prácticas de Diseño de


72

PDVSA osciló entre 48.0-48.8 t/min, mientras que para el caso de la nafta Full

Range los valores estuvieron entre 48.0-49.3 t/min. Comparando estos valores

con los registrados por los analizadores instalados en planta se tiene que la

tasa de circulación de catalizador se mantuvo entre los límites operacionales

durante ambos procesamientos de nafta (47.4-49.1 t/min y 49.1-49.3 t/min

respectivamente).

3.5 ELABORACIÓN DEL BALANCE DE MASA. A continuación se presenta el balance de masa con los flujos corregidos,

realizado para el sumario operacional del día 02/10/00, 04/10/00 (caso del

procesamiento de LCN) y del día 25/10/2000 (caso del procesamiento de la

NFR) respectivamente (véase la tabla 3.19).


73

Tabla 3.19 Balance de masa.

Fecha Flujo Corr.

BASE Flujo Corr.

04/10/00 Flujo Corr.

25/10/00

ENTRADAS t/d t/d t/d Carga tanques 2323 2167 2436

Carga HDS 4867 4819 4703 Carga fría total Carga fría total 7190 6986 7138

SPO 0 0 534

SS2 AV-2 1026 852 740 SS3 AV-2 2611 2963 2334 SS2 AV-3 0 0 0 SS3 AV-3 0 0 0 Parafina 184 215 275

C. caliente C. Caliente total 3821 4029 3883 C. Comb. Total 11011 11015 11022

ENTRADAS (Tons) Carga combinada 11011 11015 11022 Desecho al reactor 0 216 195

Desecho a la fraccionadora 0 0 260 C3/C4 ex PG-1 0 183 121

Gases BP 159 132 184 Olefinas de Amuay 200 0 200

Total 11371 11546 11982

SALIDAS (Tons) Gas seco 463 472 454

PP 533 504 541 BB 951 951 966

LCC 3236 3467 3209 HOUK 1404 1366 1538 ARL 2832 2852 3199 ARP 708 742 770

Lodoso a alm. 832 774 898 Lodoso a DCU 0 0 0

Coque 410 417 408 Total 11371 11546 11982


74

3.6 CÁLCULO DE LOS RENDIMIENTOS Y CONVERSIÓN DE LA REACCIÓN. 3.6.1 Para el caso de la LCN. Los rendimientos de reacción (eliminando el efecto de los cortes entre los

productos y las cargas externas, como por ejemplo el procesamiento de los

gases de baja presión, los gases C3/C4 de PG-1 y las olefinas de Amuay) para

el procesamiento de la LCN se muestran a continuación (véase la tabla 3.20).

Los resultados indicaron un aumento en la producción de olefinas (PP/BB),

gasolinas y ARL a expensas de una disminución de coque y diluentes (-0.01 %p

y –1.65 %p, respectivamente). El incremento neto de la conversión ex reactor

fue de + 1.56%p.

El incremento de los rendimientos de PP/BB fueron consecuencia del recraqueo

de la LCN. De acuerdo a los rendimientos ex reactor, se recomienda evaluar

económicamente el proceso continuo de dicha nafta en la BEFN del reactor de

CCU para incrementar la producción de olefinas a Profalca/Alquilación.

Tabla 3.20 Rendimientos de Reacción para el procesamiento de LCN.

Productos de reacción (%p) BASE 04/10/00 ∆ rend (*) C2

- 2.00 2.05 + 0.05 Coque 3.76 3.75 - 0.01

Gas seco / Coque 5.77 5.80 + 0.03 PP 4.68 4.83 + 0.15 BB 7.73 8.30 + 0.57

Gasolinas 40.94 41.75 + 0.81 ARL 18.50 18.58 + 0.08

Diluentes 22.39 20.74 - 1.65 Total 100.00 100.00

Conversión reacción (%p) 59.12 60.68 + 1.56

(*) El delta de rendimientos corresponde a la diferencia entre los resultados obtenidos con el procesamiento de LCN (Base:02/10/2000) vs. los resultados obtenidos sin procesar LCN (04/10/2000).


75

3.6.2 Para el caso de la NFR. Los rendimientos de reacción (eliminando el efecto de los cortes entre los

productos y las cargas externas como por ejemplo el procesamiento de los

gases de baja presión, los gases C3/C4 de PG-1 , las olefinas de Amuay y el

desecho a la fraccionadora) se muestran a continuación (véase la tabla 3.21)

Los resultados indicaron un aumento en la producción de ARL y diluentes a

expensas de una disminución de olefinas y gasolinas. La reducción neta de la

conversión ex reactor fue de – 0.02%p.

Tabla 3.21

Rendimientos de Reacción para el procesamiento de la NFR.

Productos de Reacción(%p) BASE 25/10/00 ∆ rend.(*) C2

- 2.00 2.08 + 0.08 Coque 3.76 3.68 - 0.08

Gas Seco / Coque 5.77 5.77 0.00 PP 4.68 4.76 + 0.08 BB 7.73 7.00 - 0.73

Gasolinas 40.94 41.57 + 0.63 ARL 18.50 18.48 - 0.02

Diluentes 22.39 22.43 + 0.04 Total 100.00 100.00

Conversión de Reacción(%p) 59.12 55.92 -0.02

(*) El delta de rendimientos corresponde a la diferencia entre los resultados obtenidos con el procesamiento de la NFR (25/10/2000) vs. los resultados obtenidos sin el procesamiento de la NFR (Base:02/10/2000).


76

3.7 CÁLCULOS EN LA ZONA DE REACCIÓN.

A continuación se exponen y discuten los resultados obtenidos al realizar los

cálculos en la zona de reacción para cada uno de los procesamientos de nafta.

3.7.1 En el reactor. La velocidad superficial a la salida del riser, se incrementó con el procesamiento

de la LCN (17.9-18.2 m/s), debido a que el flujo total de gases es mayor. Lo

mismo ocurrió en el caso del procesamiento de la NFR (17.9-18.5 m/s).

La caída de presión en el riser no varió significativamente con el procesamiento

de la LCN (0.606-0.607 bar), a diferencia del procesamiento de la NFR, donde

la caída de presión se redujo, pero siempre manteniéndose dentro del rango de

operación.

Con respecto a la velocidad del gas a la entrada de los ciclones primarios, éstos

se mantuvieron dentro del rango permisible (15-20 m/s), y el efecto por

procesamiento de naftas no ocasionó ningún impacto.

En el caso del cálculo de la velocidad del gas a la entrada de los ciclones

secundarios, los valores obtenidos se encontraron fuera del rango permisible

(15-25 m/s); esto se debe a que durante los sumarios operacionales

correspondientes a los días 02-04-25/10/2000 había un elevado flujo de

vapores de despojamiento. Sin embargo, el efecto neto por procesamiento de

naftas no afectó considerablemente esta variable (véase la tabla 3.22).


77

Tabla 3.22 Cálculos en el Reactor.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00

Velocidad superficial del gas salida riser (m/s) 17,9 18,2 18,5 Caída de presión total en el riser ( bar) 0,606 0,607 0,600

Velocidad del gas entrada de ciclones pri.(m/s) 17,5 17,7 18,1 Velocidad del gas entrada de ciclones sec.(m/s) 28,2 28,6 29,0

3.7.2 En el despojador. La cantidad de hidrógeno en coque calculado por medio de la correlación

empírica, se mantuvo dentro del rango (5.0-12.0 %); y comparando este valor

con el calculado en el balance de calor, se puede observar que no existe un

marcado margen de diferencia, en ambos procesamientos de naftas.

Los vapores de despojamiento superaron el límite permisible (5.0-7.0 Kg/t),

debido al alto flujo de vapores introducidos al despojador; sin embargo, el

procesamiento de la LCN y la NFR no impactó en esta variable.

Con respecto a la velocidad superficial del gas en todos los sumarios

operacionales, el valor se mantuvo, pero por debajo del límite (0.05-0.30 m/s).

La velocidad de entrada a los ciclones primarios del despojador en ambos

sumarios se encontró fuera del rango operacional (15-20 m/s), pero el

procesamiento de la LCN no ocasionó ningún efecto relevante sobre la

velocidad; de hecho, la redujo ligeramente (29.76-29.32 m/s). El mismo efecto

se observó durante el procesamiento de la NFR (29.76-28.94 m/s); (véase la

tabla 3.23).


78

Tabla 3.23 Cálculos en el despojador.

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00

Hidrógeno en coque calculado (%p) 5.64 5.63 5.74

Vapor de Despojamiento (Kg/t) 10.33 10.01 11.67

Velocidad superficial del gas (m/s) 0.03 0.03 0.04

Velocidad del gas entrada de ciclones pri.(m/s) 29.76 29.32 28.94

3.7.3 En el regenerador. Se encontró que la eficiencia en el lecho del regenerador durante los sumarios

se encontró dentro del rango de operación (0.15-0.25 %), durante el

procesamiento de las dos naftas.

La velocidad superficial del gas se mantuvo en ambos sumarios, pero por

debajo del límite operacional (0.6-0.7 m/s), sin embargo no hay ningún impacto

negativo por procesamiento de LCN y NFR.

La densidad promedio del lecho, se incrementó con el procesamiento de LCN

(578.2-580.7 kg/m3) y de igual manera con el procesamiento de la NFR (578.2-

582.5 kg/m3).

La caída de presión normalizada en el distribuidor de aire del regenerador se

redujo con el procesamiento de LCN en 0.004 bar (0.167-0.163 bar) y se

incrementó con el procesamiento de la NFR (0.167-0.170 bar); pero en ambos

casos se mantuvo dentro del límite operacional.

En cuanto al cálculo de la velocidad a la entrada de los ciclones primarios y

secundarios, los valores obtenidos se mantuvieron dentro del rango (15-20 m/s

y 15-25 m/s respectivamente), durante ambos procesamientos de naftas (véase

la tabla 3.24).


79

Tabla 3.24 Cálculos en el Regenerador .

Fecha BASE 04/10/00 25/10/00

Eficiencia lecho del Regenerador (%) 0.180 0.201 0.170

Velocidad superficial del gas (m/s) 0.569 0.569 0.561

Densidad promedio del lecho (Kg/m3) 578.2 580.7 582.5

Caída de presión normalizada (bar) 0.167 0.163 0.170

Velocidad del gas entrada de ciclones pri.(m/s) 16.85 16.84 16.61

Velocidad del gas entrada de ciclones sec. (m/s) 18.53 18.53 18.27

3.8 EVALUACIÓN DE LOS BENEFICIOS ECONÓMICOS POR EL PROCESAMIENTO DE NAFTAS EN EL REACTOR DE CCU. Al determinar el beneficio económico que trae consigo el procesamiento de

cada una de las naftas estudiadas hasta el momento y compararlos entre sí, se

puede visualizar claramente que el procesamiento continuo más rentable para

la refinería, es el que corresponde a la LCN (387.7 $/ton nafta), seguido de la

NFR (104.4 $/ton nafta); esto se debe a que la LCN es la nafta menos pesada,

lo que la hace más craqueable que el resto ya que contiene menos

contaminantes y fracciones pesadas (véase la tabla 3.25).

La nafta de desecho (LPD), es la menos rentable de todas (76.9 $/ton nafta), la

supera la nafta proveniente del Delayed Coker (HCN) con 87.9 $/ton de nafta

procesada (véase la tabla 3.26).


80

Tabla 3.25 Balance económico para la HCN y la LPD.

Producto ∆ rend. HCN (ton)

Beneficios ($/d)

∆ rend. LPD (ton)

Beneficios ($/d)

Gas Seco -27 -54 -1 -2 Coque 7 14 24 48 PP 23 7857 -7 -2391 BB 21 6861 13 4247 Gasolinas -123 -32853 78 20834 ARL 81 21627 -101 -26967 Diluentes 159 17029 153 16386 TOTAL 20480 12155 $/ton nafta 87,9 76,9

Tabla 3.26 Balance económico para la LCN y la NFR.

Producto ∆ rend. LCN (ton)

Beneficios ($/d)

∆ rend. Nafta Full Range (ton)

Beneficios ($/d)

Gas Seco 11 22 10 20 Coque 7 14 -5 -10 PP 28 9565 14 4782 BB 82 26789 -74 -24176 Gasolinas 181 48345 115 30717 ARL 50 13350 21 5607 Diluentes -134 -14351 32 3427 TOTAL 83734 20367 $/ton nafta 387,7 104,4

82

CCCOOONNNCCCLLLUUUSSSIIIOOONNNEEESSS YYY RRREEECCCOOOMMMEEENNNDDDAAACCCIIIOOONNNEEESSS

A partir del análisis de los resultados obtenidos con el procesamiento de la LCN

y la NFR, se emiten las siguientes conclusiones:

No se observaron limitaciones operacionales por procesamiento de LCN en

la zona de reacción de CCU, logrando operar a la máxima capacidad de la

planta.

El rendimiento de productos ex reactor corregido por cargas externas

durante el procesamiento de LCN (216t/d) produjo un aumento en los

rendimientos de olefinas, ARL y gasolinas (0.72%p, 0.08%p y 0.81%p,

respectivamente) a expensas de una disminución de coque y diluentes (-

0.01%p y –1.65%p, respectivamente) con respecto al caso base sin

procesamiento de LCN en CCU.

Los cálculos adicionales realizados en la zona de reacción no indicaron

ningún impacto negativo por el procesamiento de la LCN, los valores

obtenidos se mantuvieron en el mismo rango durante los dos sumarios.

No se observaron limitaciones operacionales por procesamiento de nafta

Full Range en la zona de reacción de CCU, logrando operar a la máxima

capacidad de planta.

El rendimiento de productos ex reactor corregido por cargas externas

durante el procesamiento de nafta Full Range (195t/d) produjo un aumento

en los rendimientos de gas seco, PP, gasolinas y diluentes

(0.08%p,0.08%p,0.63%p y 0.04%p, respectivamente) a expensas de una

disminución del resto de los productos de reacción, con respecto al caso

base sin procesamiento de nafta Full Range en CCU.

83

Como en el caso de la LCN, los resultados obtenidos a partir de los cálculos

realizados en la zona de Reacción para el procesamiento de la nafta Full

Range se mantuvieron en el rango comparando los días con y sin

procesamiento de nafta.

En base al balance económico realizado de acuerdo a los rendimientos

obtenidos con el procesamiento de naftas en el reactor de CCU (HCN, LPD,

LCN y NFR), se concluye que la nafta que produce mayores beneficios para

el CRP-Cardón es la LCN (387.7$/ton nafta), seguida de la NFR (104.4$/ton

nafta), luego la HCN (87.9$/ton nafta) y finalmente la LPD (76.9$/ton nafta).

En base a las conclusiones mencionadas anteriormente se recomienda lo

siguiente:

De acuerdo a los beneficios económicos realizados se recomienda el

procesamiento continuo de LCN en la BEFN del reactor de CCU para

incrementar la producción de olefinas a PROFALCA/Alquilación, de acuerdo

a los resultados emitidos en este trabajo.

Evaluar el procesamiento de otras cargas no convencionales disponibles en

Refinería, como por ejemplo: nafta Tops (nafta liviana de la unidad de

destilación), nafta Phillips (nafta pesada de la unidad de destilación), nafta

liviana proveniente del Reformador Catalítico de Naftas y Crudo Cumarebo.

Evaluar el procesamiento de las naftas ya procesadas en el reactor de CCU,

cuando el crudo procesado en refinería sea pesado, con la finalidad de

comparar los resultados obtenidos.

85

RRREEEFFFEEERRREEENNNCCCIIIAAASSS BBBIIIBBBLLLIIIOOOGGGRRRÁÁFFFIIICCAAASSS Á C

[1] García, C. (2000). Estudio de restricciones de la fraccionadora principal del Complejo de Desintegración Catalítica de la Refinería Cardón. (Trabajo de grado). Caracas, Universidad Central de Venezuela, Escuela de Ingeniería Química. [2] Grace Davison. (1996). Guía para Craqueo Catalítico Fluidizado. (Parte 2). Baltimore, W.R. Grace & Co.- Conn. [3] Grace Davison. (1996). Guía para Craqueo Catalítico Fluidizado. (Parte 1). Baltimore, W.R. Grace & Co.- Conn. [4] Shahneen, E. (1983). Catalytic Processing in Petroleum Refining. Oklahoma, Pennwell Publishing Company. [5] Maraven S.A. (1992). Manual de Operacion del Complejo de Desintegración Catalítica. (Tomo I). [6] Gary, J. (1984). Petroleum Refining, Technology and Economics. (2a. ed.). [7] American Society of Testing Materials. (1999). Annual Book of ASTM Standards. Petroleum Products, Lubricants, and Fossil Fuels. (5 vols.). West Conshohocken, PA. [8] López, D. (2000). “Procesamiento de Nafta Pesada ex DCU (HCN) en CCU durante Marzo 2000”. ATC2000-037. [9] Rincón, C. (2000). “Evaluación del Procesamiento de la Nafta de Desecho vía Reactor de CCU”. ATC2000-069. [10] Shell International Oil Products B.V. Process Guide of the Catalytic Cracking Process. Confidential. (volume 1). [11] Rincón, C. (1996). “Cuestionario de CCU Cardón”. TSPC 96-028.

PDVSAManufactura y Mercadeo

Fuente: Propia

SECCIÓN DE FRACCIONAMIENTO DE CCU

C-2

C-3

Vapores a Recontacto

C-4

FRACCIONADORA

HOUKProducto

Craqueado

ARL

ARPLodoso

Esquema Simplificado de la Sección de FraccionamientoFigura 1.2


Fuente: Propia

CENTRO DE REFINACIÓN PARAGUANÁ

Desecho Craqueado

B44/5/6/7

B41/2/3

9/10/1214/15

GA-1/AB4

DA-2

DA-5

DA-3

E3-7

LPD

Gases CCU

TG-2/3

A31/2/3/45/6/7

A310/11

CCU

TG-1

DCU

D517/18

P-16/17TGGA-38/39

A3

TanqueDiluentes ARP/Lodoso

LCN/HCN

E5

Nafta Full Range

Sistema de Manejo de Desecho Craqueado de la Refinería CardónFigura 2.1


Fuente: Propia

Sección de ReacciónSección de

Fraccionamiento

Sección de Precalentamiento

Sección de Recontacto

HOUK

ARL

Aceite Lodoso

Planta de gas N°2

ARP

Carga Fría

Gases C3/C4 de PG-1 Gases BP

Olefinas Amuay

Producto Craqueado

LCC

Carga de TanqueCarga Caliente

Gas Seco

PP

BB

UNIDAD DE CRAQUEO CATALÍTICO

Figura 1.1 Esquema Simplificado de CCU de la Refinería Cardón


Fuente: Propia

C-1

C-2

C-4

PP

BB

LCC

Olefinas de Amuay

Carga

Gas Seco

PLANTA DE GAS N° 2 DE CCU

Esquema Simplificado de Planta de Gas N° 2Figura 1.3

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