“Esquemas Alternativos de Integración de Procesos de Hidrotratamiento (HDT) para el Mejoramiento de la Viscosidad de Crudos Pesados de la Selva Peruana”

HI904-016

Salazar Chagua Carlos Enrique, Pissani Castro Dante Maestría en Ciencias con Mención en Ingeniería de Petróleo y Gas Natural, UNI Lima – Perú Septiembre 2015 RESUMEN Las tecnologías para el mejoramiento de crudos pesados, la factibilidad de combinar e integrar procesos para aumentar el rendimiento y la calidad del petróleo mejorado. Tecnologías basadas en: de rechazo de carbono y adición de hidrógeno que se describen para establecer su situación actual de crudo pesado y mejoramiento de residuos. Se han identificado en la literatura varios procesos de integración que mejoren los crudos y se han propuesto otros, que incluyen desasfaltado, gasificación, hidrocraqueo de fase-suspensión y de lecho fijo de hidrotratamiento. Las principales ventajas de los esquemas de procesos integrados se destacaron en términos de reducción de viscosidad, calidad de los productos, la eliminación del bajo valor de los crudos pesados y la reducción de impurezas. ABSTRAC Key technologies for upgrading of heavy oils feasible to be combined to increase yield and quality of upgraded oil are reviewed and analyzed. Hydrogen addition and carbon rejection based technologies are described to establish their current situation for heavy oil and residue upgrading. Various integrations of upgrading processes were identified in the literature and others have been proposed, which include deasphalting, gasification, delayed coking, RFCC, ebullated-bed hydrocracking, slurry-phase hydrocracking and fixed-bed hydrotreating. The main advantages of the integrated process schemes were highlighted in terms of product yields, quality of products, elimination of low-value by-products and reduction of impurities.

1. Introducción

Actualmente el petróleo constituye la principal fuente de energía a nivel mundial. En cuanto a las reservas mundiales de crudo, Venezuela y Arabia Saudita poseen el 46,9% de las reservas probadas, con 4,85*1010 m3 y 4,34*1010 m3, respectivamente. La Faja Petrolífera del Orinoco en Venezuela, es el depósito más grande de crudo extrapesado del mundo con 4,05*1010 m3. Dicho crudo se caracteriza por tener una alta densidad y viscosidad, lo cual dificulta su extracción, transporte y refinación por métodos convencionales y eleva en gran proporción el costo de su producción. La integración de procesos de mejoramiento de crudo para la extracción y transporte se presenta como la mejor opción para obtener el mayor provecho posible a las reservas de crudo extrapesado nacionales (lotes de crudo pesado de la selva peruana). En este trabajo de investigación se identifica la configuración del mejorador con las facilidades de producción así como también para las adecuaciones de la refinería para procesar crudos pesados, se diseña un esquema de integración entre los procesos de mejoramiento, extracción, transporte y refinación de crudos extrapesados peruanos.

1.1. Proceso de mejoramiento de crudos pesados

El petróleo pesado y bitumen se caracterizan por una alta viscosidad (es decir, la resistencia al flujo) y de alta densidad (baja gravedad API) en comparación con el petróleo convencional. El Consejo Mundial del Petróleo (WPC, ex Congreso Mundial del Petróleo) implementan la definición de petróleo pesado como aquello cuya viscosidad libre de gas está entre 100 y 10 000 cp. a temperatura de reservorio original, con una gravedad API de 10 y 15 API. En la selva peruana se encuentra crudos pesados que tiene un gado API promedio estimado de 14.6° API y

viscosidades en condiciones ambientales superiores a 20.000 Cp.

1.2. Reservas de crudo pesado

Hay recursos de petróleo pesado, crudo extrapesado y bitumen, cuya extensión y localizaciones son bien conocidas. La Agencia Internacional de Energía (AIE) estima que hay 6 billones (6 1012) barriles en lugares de todo el mundo; con 2,5x 1.012 bbl en el oeste de Canadá, 1,5 API 1.012 bbl en Venezuela, 10.1.012 bbl, en Rusia, y 100 a 180 109 bbl en los Estados Unidos. La mayor parte de estos recursos Actualmente sin explotar.

Los principales problemas que presenta el crudo pesado son: baja la movilidad a través del

reservorio debido a su alta viscosidad, el transporte difícil y costoso desde el subsuelo a la plataforma y a las refinerías, y por consiguiente baja capacidad de procesamiento en las refinerías. Por estas razones, es obligatorio mejorar el crudo pesado, si cualquiera de los sectores upstream or downstream están buscando mayores beneficios durante la producción de petróleo pesado y refinación.

Para tal fin, las principales tecnologías se basan en procesos de: el rechazo de carbono y de adición de hidrógeno. Las reservas son las cantidades de petróleo declaradas para ser comercialmente recuperables mediante la aplicación de proyectos de desarrollo de acumulaciones conocidas en condiciones definidas.

1.3. Situación comercial actual de las tecnologías de mejoramiento.

La Tabla 1 muestra un resumen de las tecnologías comerciales utilizadas para el petróleo pesado y mejoramiento de crudos pesados y de su capacidad de procesamiento. Los procesos de rechazo de carbono

representan el 56,6% de la capacidad de procesamiento en todo el mundo total, debido principalmente a su baja inversión relativa. En contraste con otros países, Japón prefieren el uso de tecnologías de hidrotratamiento de lecho fijo que representan el 14%. La situación actual de los precios del crudo conduce a realizar un estudio técnico –

económica de los procesos de adición de hidrógeno para ser más atractivo en términos de rentabilidad que adquieren mayores rendimientos y calidad. Esta tendencia probablemente se incrementará la capacidad de esos procesos en el mundo.

Tabla 1.Resumen de las tecnologías comerciales utilizadas para el petróleo pesado

Fuente: Combined process schemes for upgrading of heavy petroleum

Nomenclatura

API American Petroleum Institute

AR atmospheric residue

CCR conradson carbon residue

DAO deasphalted oil

DAO deasphalted oil

FCC fluid catalytic cracking

FCCU fluid catalytic cracking unit

H/C hydrogen/carbon

HCR hydrocracking

HDAs hydrodeasphaltenization

HDH hydrocracking distillation hydrotreating

HDM hydrodemetallization

HDN hydrodenitrogenation

HDS hydrodesulfurization

HDT hydrotreating

HRI Hydrocarbon Research, Inc.

HTI Hydrocarbon Technology Inc.

HYCAR hydrovisbreaking process

HYCON Shell’s trade mark for a hydroconversion process

HYD hydrogenation

IGCC integrated gasification combined cycle

MHC mild hydrocracking process

MRH Mild Residue Hydrocracking

OCR on-stream catalyst replacement

RDS residuum desulfurization

RFCC residue fluid catalytic cracking

SDA solvent deasphalting

2. Tecnologías para la mejora de los crudos pesados

Los crudos pesados tienen valores económicos relativamente bajos y son más difíciles de procesar que los crudos convencionales, es decir, los crudos ligeros. Los crudos pesados, sin embargo, pueden ser mejorados con las tecnologías disponibles para mejorar la facilidad de transporte y aumentar su valor. El alto contenido de componentes pesados los convierte en candidatos para los procesos de mejoramiento que aumentan la proporción de hidrógeno a carbono. Un número de tecnologías ha sido desarrollado durante varios años para el crudo pesado y refinación del residuo del petróleo, que incluyen procesos que se basan en el rechazo de carbono y rutas de adición de hidrógeno. Rechazo de carbono es uno de los primeros tipos de procesos de conversión aplicados a la industria del petróleo, y ha sido utilizado desde 1913, cuando diferentes combustibles e hidrocarburos pesados se calentaron bajo presión en grandes tambores hasta alcanzar su fractura térmica en productos de tamaño molecular más pequeñas con un menor punto de ebullición; al mismo tiempo, algunas de esas moléculas reaccionan entre sí para formar otros incluso más grandes que los originales, dando origen al

coque. En general, el craqueo térmico de residuos se lleva a cabo a presiones relativamente moderadas y que a menudo se llama proceso de coquización. Proceso de coquización transfiere hidrógeno a partir de las moléculas pesadas a las moléculas más ligeras, lo que resulta en la producción de coque o carbón. El proceso de Visbreaking es una tecnología de rechazo de carbono ampliamente conocido que consiste en un proceso de craqueo térmico para producir nafta y otros destilados, con un producto de residuo que es visco-reducida (menos viscoso que la alimentación inicial). Reducción de la viscosidad, de craqueo térmico, coquización y tecnologías pueden aplicarse en general a todos los residuos, porque no se limitan a limitaciones tales como el contenido de metal y el coque que forman tendencias como en el caso de los procesos catalíticos para el mejoramiento de crudos pesados.

La tecnología de gasificación de residuos para producir gas de síntesis y consiguiente producción de hidrógeno o productos químicos, o para la generación de energía de ciclo combinado se aplica sobre todo en Europa, donde la coquización de residuos no es extenso. Tecnologías de la adición de hidrógeno producen un alto rendimiento de los productos y el crudo mejorado con un valor comercial más alto que el de las tecnologías de rechazo de carbono, pero requieren una inversión más grande y más disponibilidad de gas natural u otra fuente de hidrogeno para producir la cantidad requerida de hidrógeno, particularmente aquellos que trabajan en condiciones de reacción de alta severidad, por ejemplo, H-Oil y los procesos LC-Clarificación. Esta familia de procesos mejoran los crudos pesados mediante la adición de hidrógeno, aumentando así la proporción de hidrógeno a carbono de los productos (reduciendo su densidad) y el aumento de su valor y utilidad. Tecnologías de la adición de hidrógeno se clasifican en función del tipo de reactor utilizado, por ejemplo, los procesos de lecho fijo, cama-móvil, cama-ebullente. Más recientemente un proceso con reacción de severidad moderada se ha propuesto para el mejoramiento de crudos pesados y residuos, que tiene como principales ventaja el bajo costos inversión y operación, mientras que la producción de alta gravedad API, de bajo contenido de impurezas de crudo mejorado sin excesivos problemas de formación de sedimentos. En la Fig. 1 se muestra una comparación general de diversas tecnologías de mejora teniendo en cuenta la temperatura de funcionamiento y la presión. Los asfáltenos y metales en el material de alimentación de estas tecnologías tienen un papel importante en la selección del tipo de reactor.

2.1. Desasfaltado con disolvente (SDA)

Este es un proceso de separación física en el que el residuo de vacío se divide en sus componentes por medio de un disolvente utilizado como medio de absorción. Es un proceso basado en la gravedad específica en contraposición a la destilación punto de ebullición. Sus productos son el crudo desasfaltado (DAO), y un residuo (pitch) rico en

compuestos aromáticos con alta concentración de impurezas tales como metales, azufre, asfáltenos y carbono Conradson. DAO se puede utilizar como una base para la preparación de lubricantes terminados, así como la alimentación de las plantas de craqueo o hidrocraqueo catalítico, mientras que el residuo se utiliza para preparar los asfaltos y también como alimentación para procesos de craqueo térmico. Proceso SDA ofrece la opción adicional de la producción de un alimento de bajo costo para el proceso de gasificación. SDA es un proceso ventajoso debido a sus relativamente bajos costes y la posibilidad implícita de la obtención de una amplia variedad de crudo desasfaltado. También ofrece una alta selectividad para los asfáltenos, un rechazo de metal considerable, una cierta selectividad para rechazar de carbono y menor selectividad para azufre y nitrógeno. Sus desventajas son la falta de conversión de residuos y la alta viscosidad del asfalto producido. Actualmente hay más de 50 unidades comerciales, basadasen la tecnología FW-UOP. Los procesos de extracción con disolventes se clasifican en dos grupos, los convencionales y aquellos que operan en condiciones supercríticas. La filosofía operacional en ambos casos es el mismo, y la única diferencia es las condiciones del proceso, que se establecen para optimizar el manejo del disolvente y la eficiencia de la operación, tales como los procesos supercríticos Demex convencional y Rose.

2.2. Gasificación (GF)

El Proceso de Gasificación Texaco (TGP), desarrollado en la década de 1940, fue proyectada para producir hidrógeno y monóxido de carbono - gas de síntesis - para aplicaciones de plantas químicas y refinerías. Fue diseñado para procesar el gas natural. En la década de 1950, se modificó para alimentar petróleo pesado, en la década de 1970 para los alimentos sólidos, como el carbón, y en la década de 1980 para el coque de petróleo. Casi desde su origen, el proceso ha sido un medio atractivo para la producción de hidrógeno. Entre las tecnologías probadas comercialmente, plantas basadas TGP siguen siendo el mejor medio ambientalmente de generar productos valiosos a partir de materias primas que contienen azufre. Las plantas de energía con tecnología TGP emiten una fracción de los contaminantes de NOx y SOx que se producen a partir de las instalaciones convencionales o fluidizado calderas cama. Incluso los sistemas avanzados de calderas producen residuos sólidos en cantidades muy superiores a los producidos en las plantas de TGP. Texaco gasificación convierte los crudos pesados como el Residuo de vacío y asfáltenos en gas de síntesis (syngas), que es principalmente producen hidrógeno y monóxido de carbono. El uso de la gasificación puede ayudar a producir hidrógeno, mejorar el rendimiento de productos de alto valor, eliminar la producción de crudo de alto azufre, minimizar el impacto ambiental de las instalaciones, y procesar una amplia gama de crudos pesados, especialmente aquellos con alto contenido de azufre.

Fig.1.Representación esquemática de rangos típicos de unidades de reacción para el mejoramiento de crudos pesados

(a) temperatura- presión (b) metales- composición de asfáltenos

Fuente: Combined process schemes for upgrading of heavy petroleum

2.3. Hidroprocesado de lecho fijo / hidrocraqueo (FBR) En hidrotratamiento / hidrocraqueo de lecho fijo es una tecnología Axens utilizando su proceso Hyvahl (utilizando el Sistema de Reactor permutables), ha llegado a un nivel de comercialización importante. La primera unidad Hyvahl se puso en marcha en 1995 el uso de residuos Arabian Light (vacío o mezclado con residuos atmosférica) materia prima, continuando con la puesta en marcha en 2002 de la segunda / unidad de 50.000 bbl en la refinería de S-Oil Osan en Corea del Sur. En otro proceso de hidroprocesamiento lecho fijo se desarrollo comercialmente, Chevron Lummus Global (CLG) licencia una familia de tecnologías de conversión residuo como la tecnología on-stream reemplazo Catalizador (OCR) para el procesamiento de alimentos de alto contenido de metal y la alternativa renovación efectiva, la instalación de un flujo ascendente Reactor (UFR). Es similar en

funcionamiento a la unidad de OCR pero sin el sistema de transferencia sobre-corriente sustitución del catalizador, que se puede añadir en una fecha posterior. El reactor de flujo ascendente se ha operado en el vacío de servicios de desulfuración de residuos en Sinopec's Qilu Shengli refinería y Kuwait National Petroleum Corporation seleccionada CLG de Tecnología de mejoramiento Residuos de Combustibles Limpios Proyecto 2020, donde las unidades de RDS utilizarán la tecnología de reactores UFR de CLG.

La tercera tecnología de lecho fijo relevantes (Sistema de Reactor Bunker) fue desarrollado por Shell como proceso HYCON. Este proceso utiliza reactores de lecho fijo convencionales para hidroprocesamiento con alimentaciones de bajo contenido de metales. A medida que el contenido de metales aumenta, uno o cama más conmovedor '' bunker ''

los reactores se añaden como los principales para hidro desmetalización. Los 'reactores' 'bunker' y un sistema de catalizador están diseñadas para la sustitución continua del catalizador. Catalizador se sustituye a una velocidad para asegurar un tiempo total de funcionamiento de la planta de menos un año, típicamente a una velocidad de 0,5-2% del inventario de catalizador por día dependiendo de metales de alimentación en la carga. Shell puso en marcha una unidad HYCON con '' bunker '' reactores en su refinería de Pernis, Holanda, en 1989. Después de algunas modificaciones importantes, la planta ha estado operando desde 1998 a una tasa de alimentación de aproximadamente 27.000 bbl / d. de residuo de vacío de Arabia y crudos iraníes. La conversión a destilados es típicamente 65-70%. Los residuos no

convertido se mezcla en un crudo combustible de azufre 1.2 wt.%.

3. Metodología

Se recolectaron datos sobre las características fisicoquímicas y otras propiedades de los crudos extrapesados que se alimentan a los mejoradores de crudo, tales como gravedad API, curvas de propiedades (porcentajes de azufre, nitrógeno, entre otros).,. Para presentar los esquemas bases, se requirió documentación sobre equipos, temperaturas, presiones, corrientes principales y secundarias y sus respectivas condiciones de operación. Se seleccionaron los procesos más representativos del mejorador como se muestran en las Figuras 2 y 3.

Fig.2 .Representación esquemática de integración de Desasfaltado por solvente (SDA), procesos térmicos y de hidrotratamiento.

Fuente: propia

Fig.3.Representación esquemática de integración de desasfaltado / gasificación

Fuente: Combined process schemes for upgrading of heavy petroleum

4. Resultados y discusión Se presentan diversos esquemas integración de procesos: 4.1. Integración de procesos para el mejoramientos de

crudos pesados

En general, se acepta como carga de alimentación de bajo contenido en metales, ya que se pueden ser acondicionadas mejor para el RFCC, mientras que alimentaciones con un alto contenido de metales pesados se requiere el uso de las tecnologías de procesos de mejoramiento como: el rechazo de carbono y la adición de hidrógeno. Para el caso del petróleo pesado y extrapesado la decisión de utilizar la coking o hidrotratamiento depende de las evaluaciones técnicas y económicas, no sólo sobre la base de la producción de crudo mejorado, sino también sobre el impacto de la calidad de los destilados producidos de los procesos. En cualquier caso, de tomar una decisión en la que la tecnología que mejor se adecua para determinada de crudo no es una tarea sencilla y se debe tener en cuenta varios factores, entre los más importantes son: precio del crudo, el nivel de impurezas de la alimentación, objetivo de mejoramiento de la calidad del crudo, y el esquema de proceso de la refinería donde se enviará el crudo mejorado. Una opción atractiva para lograr el máximo beneficio es mediante la combinación de diversas tecnologías. Es decir, utilizando más de un proceso para el mejoramiento del crudo pesado. De tal manera que las ventajas de cada enfoque se ponen juntos en un esquema de proceso integrado y esta sinergia pueden producir mayores beneficios que el uso de los procesos individuales. Las combinaciones más prometedoras se derivan de los procesos como: desasfaltado con disolvente, reducción de viscosidad, coquización retardada, gasificación, hidrocraqueo e hidrotratamiento. Algunos de ellos han sido ya reportados y probados a escala comercial, mientras que todavía se están proponiendo otros y en evaluación.

a. Desasfaltado / gasificación

Con la integración de la unidad desasfaltador-gasificador, la carga de alimentación del gasificador se toma directamente del separador de asfalto. El asfalto se calienta a la temperatura requerida para el bombeo óptimo al gasificador antes de la eliminación del disolvente, cuando sus características de transferencia de calor son más favorables. El resultado es que se eliminan límites de viscosidad en los asfáltenos. Lo más importante, alta severidad de desasfaltado con pentano produce un mayor rendimiento de DAO y mejora la producción de petróleo diésel. Un resumen de los procesos de integración de las alimentaciones para la gasificación que son justamente los productos de desasfaltado se muestran en la Fig. 3. La integración de la gasificación-desasfaltado con disolvente mejora el funcionamiento y la economía de ambas tecnologías.

Los siguientes son las principales sinergias entre el desasfaltador y el gasificador:

� Uso beneficioso de los asfáltenos, el consumo interno de calor de bajo nivel.

� Producción de hidrógeno para el tratamiento de DAO. � La recuperación de hidrógeno a partir de gas de purga

de hidrotratamiento.

� Aumenta el rendimiento o la flexibilidad de procesamiento del crudo sin crear un nuevo flujo de petróleo pesado altamente indeseable (pitch).

� Aumentar el valor de la SDA crudo porque elimina los componentes pesados, reduce el contenido de metal, reduce el carbono Conradson, y aumenta la gravedad API del crudo.

� El intercambio de calor de cada proceso. Proceso de SDA requiere una cantidad significativa de calefacción para reciclar el disolvente utilizado en la extracción de asfáltenos. El calor se utiliza para despojar el solvente del crudo y las corrientes de asfáltenos de modo que pueda ser recuperado y devuelto al proceso.

� El proceso de gasificación produce calor que puede ser utilizado para la recuperación del disolvente en la unidad de desasfaltado.

� El balance de energía entre ambas unidades evita fuente externa de calor requerida para separar el disolvente de la DAO.

� Minimizar striping y calor de calentamiento de asfalto. � El hidrógeno necesario para la HDT de DAO es un

producto primario de la gasificación y puede ser generado a partir de la asfáltenos para eliminar la necesidad de cualquier suministro externo.

� El gas de purga de HDT se puede derivar al gasificador.

� El azufre en el DAO puede ser capturado internamente sin aumentar la carga sobre las instalaciones de tratamiento del azufre.

Algunas otras ventajas se pueden obtener mediante la adición de unidades de TGP toexisting deasphalters solventes. La gasificación de los fondos elimina la necesidad de mezclar la corriente nuevas de productos, ya que convierte los asfáltenos producidos indeseable en productos de syngas de manera ambientalmente limpias. El uso de este proceso integrado ampliará el mercado de cada uno de estos procesos más allá de lo que cualquiera podría ganar por su cuenta. Los principales resultados de la integración de SDA / GF pueden ser:

� La recuperación de hidrógeno del orden de 16.000 SCF / bbl de alimento de residuo.

� Pitch gasificación puede ser del orden de costo de capital de unidad de 20% menor que el coque de petróleo y carbón teniendo en cuenta la eliminación de los sólidos de manejo de un sistema de alimentación de la suspensión.

� La gasificación de residuo (Pitch) es un "sistema" "seco", por lo tanto, el consumo de oxígeno de 20-25% más bajos, una mayor eficiencia de gas frío en comparación con feed-suspensión de agua.

� En cuanto al neto de realización, el proceso integrado de SDA / GF muestra 1,33 USD / bbl de crudo frente a 1,10 USD / bbl de SDA solo, evaluado canadiense Cold Lake crudo.

b. Integrado de Desasfaltado por solvente (SDA), los procesos térmicos y de hidrotratamiento.

Un proceso propuesto sobre la base de estas consideraciones se muestra en la Fig. 2. El proceso integrado indica que una vez que se separa los asfáltenos del crudo pesado, el petróleo desasfaltado (DAO) es más fácil de procesar en

unidades de hidroprocesamiento. Mientras que el asfalto pesado pueden ser procesados a través del proceso de gasificación térmica utilizando para completar la conversión, que producirá gas de síntesis (CH4, H2, CO) como uno de los principales productos. Además dependiendo de la necesidad de productos combustibles, el gas de síntesis puede ser convertida en queroseno o gas de petróleo mediante el uso de la síntesis de Fischer Tropsch y los procesos de isomerización

c. Otros procesos de integración en refinerías

Descripción del esquema de proceso modificado.

La sección de hidrotratamiento de crudo pesado además de reducir la concentración de contaminantes tales como azufre, nitrógeno, metales, etc., permitir la sustitución del volumen de crudo tipo procesado en la destilación primaria mediante el contacto de la carga pesada con un catalizador adecuado en presencia de un gas rico en hidrógeno.

A continuación se describe de manera sintetizada cada uno de los bloques y se listan las necesidades en equipo principal para llevar a cabo la inclusión de la sección de hidrotramiento a las instalaciones existentes de la unidad combinada.

Bloque de carga.

Este permite el acondicionamiento operativo de presión y temperatura de la carga de crudo pesado posterior al tren de precalentamiento y del hidrógeno para su ingreso al reactor de hidrodesulfuración.

El dimensionamiento del horno nuevo queda determinado por los requerimientos de calentamiento adicionales a los obtenidos por intercambio en el tren de precalentamiento y el intercambiador nuevo de crudo pesado/crudo hidrotratado.

Su equipo principal se compone de dos reactores isotérmicos tubulares de lecho fijo: reactor de hidrodesmetalización (DC-001) y reactor de hidrodesulfuración (DC-002).

Bloque de separación.

En este se lleva a cabo la separación de gas amargo rico en hidrógeno y crudo hidrotratado. El gas amargo previo intercambio térmico se trata en una torre de lavado a contracorriente con una solución de amina pobre en donde se absorbe el ácido sulfhídrico, obteniéndose amina rica para su posterior regeneración e hidrógeno dulce para su precalentamiento y recirculación.

Los equipos principales de esta sección son: Tanque de separación caliente de alta presión (FA-001), Intercambiador crudo ligero de reacción/Hidrogeno de recirculación (EA-002), Intercambiador gas amargo/Hidrogeno de recirculación (EA-003), Enfriador de gas amargo (EA-004), Torre lavadora con amina (DA-001).

Bloque de regeneración de amina.

Este bloque tiene como función eliminar el ácido sulfhídrico contenido en la amina rica proveniente de la Torre de Lavado mediante la torre regeneradora de amina en contacto con vapores calientes que propician la separación del ácido sulfhídrico del líquido, el ácido sulfhídrico como producto

de domos se envía a L.B. para su tratamiento en las plantas de azufre, El producto de fondos se enfría, se le inyecta amina de reposición y se envía al Tanque de Amina Pobre previo filtrado para su posterior recirculación.

El equipo principal necesario para este bloque (Considerado como equipos paquete de endulzamiento PA-001) se encuentra compuesto por los siguientes: Asentador de Amina Rica, Bomba de Amina Rica, Intercambiador de Amina Pobre/Rica, Torre Regeneradora de Amina, Rehervidor de la Regeneradora de Amina, Separador de Condensado de Baja Presión, Condensador de la Torre Regeneradora de Amina, Acumulador de Reflujo de la Torre Regeneradora de Amina, Fosa de Amina, Tanque de Amina Pobre

Diagrama de flujo de proceso modificado.

La conformación actual del proceso se ve afectada parcialmente con la adición de la sección de hidrotratamiento de crudo pesado que cuenta con equipo de acondicionamiento de carga, dentro del cual se encuentra el intercambiador nuevo antes mencionado, localizado al final del tren de precalentamiento existente. Como es de notarse esta inclusión no afecta la integración térmica de corrientes para el tren de precalentamiento de carga como se describe en el punto anterior. Al obtener la cantidad necesaria de crudo hidrotratado que sustituye al crudo ligero que actualmente procesa la planta combinada en la unidad de destilación atmosférica (150,000 BPD), no se tiene afectación en las secciones de destilación primaria y de destilación al vacío. El resultado de la inclusión de la sección de hidrotratamiento se muestra en la fig. 4 y 5.

5. Conclusión

La tendencia mundial hacia la producción de crudos pesados y extra-pesados representa un gran incentivo para explorar la posibilidad de combinar las tecnologías disponibles actualmente para el mejoramiento de estos Crudos. Procesos basados en el rechazo de carbono o hidrógeno de adición pueden trabajar solos para reducir el contenido de impurezas y aumentar la gravedad API de la alimentación. La decisión de qué método es el mejor depende principalmente de las propiedades del petróleo, el objetivo respecto a la calidad del aceite mejorado, los precios del petróleo y los productos que se demanden.

La combinación de más de un proceso para el mejoramiento de los crudos pesados es una buena opción para ello, es necesario un cuidado especial cuando se integran las unidades de proceso ya que las diferentes condiciones de funcionamiento y la disponibilidad de las corrientes a temperatura requerida y la presión puede hacer que el uso de equipos adicionales (por ejemplo, compresores, bombas, equipos térmicos, etc.) aumentaría los costos de inversión y operación. Por lo tanto, los estudios técnicos y económicos son fundamentales para tomar una decisión sobre la conveniencia de integrar diversas tecnologías de proceso.

El Mejoramiento “In-Situ” puede reducir la viscosidad del Crudo Pesado peruano a través de la aplicación de los procesos de la integración para el mejoramiento de crudos pesados, en el cual se somete al tratamiento físico térmico combinado con procesos catalíticos.

Fig.4. Representación esquemática de integración de Mejorador en refinería existente

Fuente: Procesos para el Mejoramiento y Refinación de Crudos Extrapesados Venezolanos

Fig.5. Representación esquemática de integración de hidrotratamiento en refinería existente

Fuente: Optimización Energética de una Planta de Hidrotratamiento de Crudo Pesado usando información Experimental Obtenida a Escala Piloto”

En la selección del proceso se sugiere que para los procesos de integración combinada requieren de reacción de conversión moderada, debido a que se ajusta mejor a las condiciones planteadas.

Una de las tecnologías seleccionada como la opción más conveniente fue “on- stream catalyst replacement” (OCR) del licenciante Chevron International Oil Company, debido al sinnúmero de ventajas cualitativas y cuantitativas que ofrece con respecto a otras tecnologías. Sobre todo por ser la única tecnología que cuenta con experiencia en proyectos de mejoramiento “In-Situ”.

De los esquemas de mejoramiento propuestos se concluye que es posible incrementar la calidad de la carga de 14.6 a 25 grados API; con la cual se estaría logrando la obtención de un crudo de menor viscosidad que sea transportable y acorde con las actuales condiciones de diseño del Oleoducto Norperuano.

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