SISTEMA DE BLOWDOWN Y FRACCIONADORA PRINCIPAL EN

UNIDADES DE COKEOProblemas habituales

Franchesco MarrugoIng. de procesos Unidad de Coquización Retardada

Refinería de Cartagena S.A

Raúl Romero(Nalco- Champion- Consultor Técnico- Marketing LA)

15 de Junio de 2017

AgendaSISTEMAS DE BLOWDOWN Y FRACCIONADORA PRINCIPAL 

• Áreas de mejoras con tratamientos químicos y servicios• Fraccionadora Principal• Antiespumante en Tambores de Coqueo• Sistema de Blowdown

• La experiencia de Refinería Cartagena• Ensuciamiento Fondo de Fraccionadora Principal • Fondo de Torre de Blowdown• Cabecera de Torre Blowdown

~~

Feed Fr

ac

tio

na

tor

CokingDecoking

HKGO

LKGO

HKN

HKN Defoamer

Quench /Cutting Water

Areas de Aplicaciones Generales

Steam

HKN

Steam

LKGO

HKGO

Aplicaciones en Fraccionador Principal

LKN

WW/SWS

T=200‐320 oF(90‐160 oC)

P= 10‐20 psig(0.6‐1.4 bar) Off Gas

Dispersante de SalesTo Wet Gas Compress

Fresh Feed

To Coke  Furnace

FílmicoFílmico Mecanismos de Corrosión Acuosa• Alto Nivel de H2S & NH3 produciendo NH4SH

• Corrosión bajo depósito

• Cianuros• Produce destrucción de capa de FeS• Hydrogen blistering• Hydrogen embrittlement

• Deposición de ClNH4• Corrosión bajo depósito

Análisis de Agua• Metals• Cl• H2S• NH3• CN

CP

CP

HP

Aplicaciones en Fraccionador Principal

Mecanismo del Antiespumante

PARED BURBUJAANTIESPUMANTE

PARED MAS FINA

PARED BURBUJA

RUPTURA

• Costo Efectivo• Vida útil durante almacenamiento

• No volátil• No toxico• No afectar los productos• Fácil de inyectar• Químicamente no reactivo

Características del Antiespumante

Inyección Antiespumante “Best‐in‐Class”

~~~~L1

L2

L3

L4

Sala de Control

~FI~FI

MezcaldorEstático

Gasoil Diluent

Alimentación Fr

ac

tio

na

tor

Dosis de Antiespumante: 2 ‐ 20 ppm sobreAlimentación

CokingDecoking

Vapor

SolucionAntiespumante

UbicaciónAlternativa

SolucionAntiespumante

Vapor

Punto típico de Inyeccion de Antiespumante

Drill Stem

Salida Vapores

La ubicación de punto de inyecciónde antiespumante debe estar a 180 grados de la linea de salida de vapores para minimizar arrastre del químico hacia la sección de fraccionamiento.  Las siliconas son venenos para los catalizadores

Quench Oil

T=700-750oF

Al Fraccionador Principal

Quench oil adicionado a la salidadel tambor para minimizaradicional cracking/coking.Reduce ensuciamiento en la líneade transferencia al Fraccionador.

P =15-90 psig T=825-875oF

Inyección vía tubería / quill . 1.5 ‐2” dia, 1,5‐2 mts largo5‐10 minutos tiempo de residencia

Medición de espuma‐ Caudal de carrier

1

2

Espesor de Espuma% Nivel 1‐2

Mediciones de NivelDiferencias entre medidas de Outage y Nivel antes del Corte

Aparente desvío de 20‐25% de la indicación de nivel (2016)- implica mayor dosificación de antiespumante (2016)

Mejoras de medición de nivel permitieron la optimización del antiespumanteMetodología aplicada por proveedores de niveles neutrónicos

2016 2017

Reducción de consumos y espuma

2016 2017

Demulsificante en BlowdownPunto de inyección de desmulsificante(Mejora la separaciónHC‐agua)

Nota: La selección de producto necesita

ser hecha mientras el blowdownesta en operación.

La aplicación real del químico puede ser continua si la secuencia y número de tambores de cokeo requiere que el sistema de blowdown opere en forma continuaAl Fraccionador Principal

Aguas Agrias

Desde tambores de cokeo duranteenfriamiento y otas operaciones

Slop / Quench de tambores

Análisis de Agua• Calidad de Agua• HC libre

OBJETIVOSLa Unidad de Coquización Retardada de la Refinería de Cartagena está diseñada para manejarhasta 42500 BSPD de carga fresca en modo coque tipo fuel con ciclos de 18 horas. Dentro desu diseño cuenta con una sección para el retiro de finos en las corrientes de hidrocarburodonde puede causar trastornos a la operación, también cuenta con una sección para laseparación del agua contenida en el hidrocarburo y su respectivo reproceso.

Como objetivo principal se tiene el mostrar cada una de las tecnologías de proceso instaladasen dicha unidad, sus problemáticas y lecciones aprendidas de estos problemas.

Realizar transferencia de conocimiento en los problemas surgidos en la Unidad de CoquizaciónRetardada de la Refinería de Cartagena y algunas soluciones planteadas que originaron unamejora del proceso.

Compartir experiencias en cuanto a mejores prácticas realizadas en la Refinería de Cartagena,referente al manejo de separación de agua/Hidrocarburo/finos/ y formación de ceras enequipos.

Refinería Cartagena

SECCIONES DE SEPARACIÓN AGUA/HIDROCARBURO/FINOS DE COQUE

1. FONDO DE LA FRACCIONADORA PRINCIPAL: Separaciónhidrocarburo y finos de coque.

2. FONDO DE LA TORRE DE BLOWDOWN: Separación hidrocarburo,agua y finos de coque. Formación de ceras en equipos comostrainers, líneas, intercambiadores y bombas.

3. CABECERA DE TORRE DE BLOWDOWN: Separación agua ehidrocarburo. Formación de ceras en aeroenfriadores y líneas.

Refinería Cartagena

Fondo de la Fraccionadora

La sección de fondos de la fraccionadora cuenta con salida rígida hacia los strainers 111‐STR‐101 A/B, estos se encuentran en la succión de las bombas 111‐P‐101 A/B enviando elresiduo de vacío más el reciclo generado hacia el mismo fondo de la torre.En el fondo de la torre se encuentra un anillo de agitación en la descarga de las bombas 111‐P‐101 A/B, el cual mantiene en agitación los finos de coque en el fondo de la fraccionadora.Por otro lado existe un atrapacoque que evita tener coque de más de 1” en la bomba decarga a los hornos de coque, la bomba 111‐P‐102 A/B (Coke crusher impeller).Strainers 111‐STR‐101 A/B‐ Strainers tipo canasta situados en paralelo‐ Canasta con perforaciones de 1/8”Internos en torre fraccionadora ‐ fondo‐ Anillo de agitación en 6” con orificios de ½”‐ Atrapacoque 14” de diámetro con orificios de 1”‐ Heat shield (Mampara de calor) 2’ de diámetro

Fondo de la Fraccionadora

PRINCIPALES PROBLEMÁTICASStrainers 111‐STR‐101 A/B‐ Alta frecuencia de limpieza (se pasó de una excesiva limpieza de 5 a 10 veces/día a 2 a 3

veces/día).‐ Fallas en sello de válvulas de bloque entrada y salida de los strainers por deposición de

coque en el asiento.‐ Eventos de obstrucción en tambores de drenaje cerrado (Close drain ‐ CD) por envío de

finos de coque hacia ese sistema.‐ Debido a la alta frecuencia de limpieza al momento de incrementarse el flujo de

recirculación, la agitación de los finos en el fondo de la torre ocasiona fluctuación de losflujos por los serpentines de los hornos.

Fondo de la Fraccionadora

ACCIONES DE MEJORA

‐ Reducción del flujo de steam out hacia la fraccionadora, pasando de 10000 lb/h a8000 lb/h (Velocidad en los tambores inferior a 0,45 ft/s).

‐ Mejoras en las curvas de dosificación de antiespumante. Mejora en la inyección deCarrier (LCGO) y cambio en el antiespumante (60 ctsk a 600 ctsk).

‐ Confiabilidad en la medición de los niveles en los tambores. Se cambia de marca enla medición nuclear, se coloca medición de cambios de densidad en la cima de lostambores.

‐ Mejora en aislamiento en líneas de transferencia Hornos – Tambores para mantenertemperatura de entrada a los tambores superior a 900 °F.

‐ Cambios de procedimientos con mejoras en el cambio de tambores y calentamientode los mismos. Temperatura mínima de piel en la falda de los tambores 450 °F yaseguramiento del drenaje total del tambor antes de la inyección de carga.

Fondo de la Fraccionadora

Fondo de la Torre Blowdown

La sección de blowdown recoge todos los drenajes y venteos de los tambores de coque,desde el steam out hasta el calentamiento, además recibe otras corrientes como el slopproveniente de la sección de almacenamiento, disparo de algunas válvulas de seguridad,entre otros.En el fondo de la torre se encuentra un calentador que es el encargado de mantener latemperatura en los fondos superior a 300 °F, con el fin de vaporizar el agua y reprocesar elhidrocarburo nuevamente en el proceso.El hidrocarburo que sale del fondo es filtrado en los strainers 111‐STR‐601 A/B y enviado a sureproceso a los tambores de coque y fraccionadora principal.Strainers 111‐STR‐601 A/B‐ Strainers tipo canasta situados en paralelo‐ Canasta con perforaciones de 1/8” y recubrimiento en malla con mesh # 6Torre de blowdown 111‐T‐601‐ 12 platos tipo shower deck

Fondo de la Torre Blowdown

PRINCIPALES PROBLEMÁTICASStrainers 111‐STR‐601 A/B‐ Alta frecuencia de limpieza (se pasó de una excesiva limpieza de 8 a 15 veces/día a 3 a 4

veces/día).‐ Eventos de obstrucción en tambores de drenaje cerrado (Close drain ‐ CD) por envío de

finos de coque hacia ese sistema.‐ Debido a la alta frecuencia de limpieza la bomba de fondos presenta cavitación,

provocando alto nivel en la torre. Este evento puede llegar a retrasar los ciclos de lostambores por incrementar la caída de presión de los tambores al sistema de blowdown.

Fondo de la Torre Blowdown

ACCIONES DE MEJORA

‐ Reducción del flujo de steam out hacia el Blowdown, pasando de 20000 lb/h a 12000 lb/h(Velocidad en los tambores inferior a 0,45 ft/s).

‐ Mejoras en las curvas de dosificación de antiespumante. Mejora en la inyección de Carrier(LCGO) y cambio en el antiespumante (60 ctsk a 600 ctsk).

‐ Confiabilidad en la medición de los niveles en los tambores. Se cambia de marca en lamedición nuclear, se coloca medición de cambios de densidad en la cima de los tambores.

‐ Cambios en la curva de enfriamiento. Ante cambios en la porosidad del coque el aguapuede sobrellenar el tambor y llegar agua + espuma a la sección de blowdown.

‐ Cambios de procedimientos con mejoras en el cortado de coque y la limpieza de líneasantes de realizar el calentamiento. Los finos resultantes del cortado estancados en líneasde drenajes del tambor terminaban en la sección de blowdown durante el calentamiento.

Fondo de la Torre Blowdown

La sección de blowdown recoge todos los drenajes y venteos de los tambores de coque, desdeel steam out hasta el calentamiento, además recibe otras corrientes como el slop provenientede la sección de almacenamiento, disparo de algunas válvulas de seguridad, entre otros.En la cima de la torre de la torre de blowdown, se vaporizan los hidrocarburos livianos, gases yel agua proveniente de los tambores de coque. Esta es enfriada a través de aeroenfriadores yes condensada el agua y el hidrocarburo en un tambor de cabecera.El tambor cuenta con bafles y compartimientos para separar el agua del hidrocarburo,enviando el hidrocarburo hacia su reproceso en la unidad y el agua se trasiega hacia la unidadde manejo de aguas agrias. Los gases son dirigidos a la succión del compresor

Aeroenfriadores 111‐AC‐601 A‐F: 6 aeroenfriadoresTorre de blowdown 111‐T‐601: 12 platos tipo shower deckTambor separador 111‐D‐601‐ 3 compartimientos. Agua, HC y Agua + HC.‐ Inyección de desemulsificante

Cima de la Torre Blowdown

PRINCIPALES PROBLEMÁTICAS

Aeroenfriadores 111‐AC‐601 A/B‐ Baja eficiencia por deposición de ceras. Alta temperatura de entrada a los

enfriadores por falta de recirculante superior de la torre.Tambor 111‐D‐601‐ Problemas en la separación del agua/hidrocarburo.‐ Punto de inyección de desemulsificante muy cercano a la entrada del tambor.‐ Alta generación de slop.‐ Continuos presionamientos en el sistema y envíos rutinarios de gases al flare.

Control de presión de blowdown hacia el flare.

Cima de la Torre Blowdown

ACCIONES DE MEJORA

‐ Aplicación de procedimiento de inyección de vapor por turno a losaeroenfriadores y de LCGO una vez a la semana para el retiro de ceras.

‐ Mejoras en las curvas de dosificación de desemulsificante. Se maneja curvade inyección en el punto más crítico durante el enfriamiento de los tambores.

‐ Mejora en el flujo y temperatura del recirculante para vaporizar el agua ycondensar HC pesado hacia el fondo de la torre.

‐ Cambios en la filosofía de operación del tambor separador.‐ Disminución de la presión del compresor para manejar menor presión en el

sistema de blowdown. Se pasó de quemar 10 a 15 ton de gases a 1 a 3 ton degases al flare.

Cima de la Torre Blowdown