REACTORES DE LECHO FIJO, D-1905 y D-2002, UBICADOS EN LA REFINERIA

DE PUERTO LA CRUZ

INTRODUCCIÓN

Este proyecto se va a realizar con la finalidad de lograr una mejor visión, conocimiento y seguridad, con respecto a los reactores de lecho fijo, modelos: D-1905 y D-2002 para el proceso de

hidrotratamiento de (HDT) nafta en la refinería de PDVSA, ubicada en puerto la cruz.

Para el diseño y análisis de este tipo de sistemas, es necesario considerar los balances de materia, energía y cantidad de movimiento. Estos deben combinarse con una ecuación cinética apropiada y correlaciones de  de transferencia de calor adecuadas.

También, ha de tenerse en cuenta los numerosos factores:

Tipo de reacción Escala de producción El coste de los aparatos y el de su funcionamiento La seguridad Estabilidad y flexibilidad de operación Duración prevista de los aparatos Tiempo supuesto de la fabricación del producto. Y, La convertibilidad del equipo para diferentes condiciones

de operación ó para nuevos procesos.

El objetivo sería determinar, entre otras cuestiones, la cantidad de catalizador necesario para llevar a cabo una cierta reacción dados un flujo y composición de alimentación, una conversión requerida y el modo de intercambio de calor.

Un reactor químico es una unidad procesadora diseñada para que en su interior se lleve a cabo una o varias reacciones químicas. Dicha unidad procesadora está constituida por un recipiente cerrado, el cual cuenta con líneas de entrada y salida para sustancia químicas, y está gobernado por un algoritmo de control.

Los reactores químicos tienen como funciones principales:

Asegurar el tipo de contacto o modo de fluir de los reactantes en el interior del tanque, para conseguir una mezcla deseada con los materiales reactantes. Proporcionar el tiempo suficiente de contacto entre las sustancias y con el catalizador, para conseguir la extensión deseada de la reacción. Permitir condiciones de presión, temperatura y composición de modo que la reacción tenga lugar en el grado y a la velocidad deseada, atendiendo a los aspectos termodinámicos y cinéticos de la reacción.

El proceso de Hidrotratamiento de Nafta que se realiza en la refinería de Puerto La Cruz es llevado a cabo mediante dos reactores de Lecho Fijo, conectados en serie que operan de forma continua.

Los reactores empleados para el proceso de hidrotratamiento de Nafta (NHT), son modelo D-1905 y D-2003 de dicha refinería.

PRESENTACION DE LA EMPRESA

REFINERÍA PUERTO LA CRUZ

La refinería Puerto La Cruz es uno de los centros de procesamientos de crudo más importantes de PDVSA e integra un circuito de manufactura del petróleo extraído en los campos de los estados Monagas y Anzoátegui.

Ubicación:

Geográficamente, esta planta abarca tres áreas operacionales: Puerto La Cruz, El Chaure y San Roque, ubicadas en el norte y centro del estado de Anzoátegui , con una capacidad total de procesamiento de crudos de 200 mil barriles por día, de los cuales se obtienen 73 mil barriles de gasolina y nafta, 12 mil barriles de kerosene-jet, 43 mil barriles de gasoil y 73 mil barriles de residual, insumos y requeridos para la mezcla de combustibles comercializados en los mercados interno y de exportación.

Capacidad:

El manejo de estos ingentes volúmenes de producción requiere de 129 tanques de almacenamiento con capacidad para 13,5 millones de barriles de crudo y productos, que son despachados a otras partes del país y al extranjero por la Terminal Marino de Guaraguao, el cual admite en sus siete muelles un promedio de 55 buques mensuales, que pueden transportar 20,2 millones de barriles mensuales.

Distribución:

Para la distribución de combustibles al circuito de estaciones de servicio de los estados de Nueva Esparta, Sucre, Monagas, Delta Amacuro, Bolívar, Guárico y Anzoátegui, la refinería porteña cuenta con el Sistema de Suministro de Oriente (SISOR).

Cantidad de trabajadores:

En todas estas operaciones cerca de mil trabajadores entre artesanos, técnicos, operadores y profesionales adscritos a las gerencias de Operaciones, Técnica, Mantenimiento, Movimiento de gerencias de apoyo a la actividad medular.

MARCO TEÓRICO

Los reactores de lecho fijo consisten en uno o más tubos empacados con partículas de catalizador, que operan en posición vertical. Las partículas catalíticas pueden variar de tamaño y forma: granulares, cilíndricas, esféricas, etc. En algunos casos, especialmente con catalizadores metálicos como el platino, no se emplean partículas de metal, sino que éste se presenta en forma de mallas de alambre. El lecho está constituido por un conjunto de capas de este material. Estas mallas catalíticas se emplean en procesos comerciales para la oxidación de amoniaco y para la oxidación del acetaldehídico a ácido acético.

Los reactores de lecho fijo contienen una masa de pequeñas partículas, de 2.5 a 5 mm de diámetro, a través de las cuales circula la mezcla reaccionante. Para atenuar los cambios de temperatura se emplea a veces relleno no catalítico. Por ejemplo, el etileno se obtiene por oxidación parcial del etano a 840 0C en un reactor relleno con partículas de porcelana, a una velocidad espacial de 800 m3 / m3.h, que es comparable a las velocidades empleadas en las reacciones catalíticas. La eficacia de este tipo de instalación se ha atribuido a la buena distribución del calor por irradiación del mismo, desde el sólido. En la mayoría de los casos, las instalaciones de lecho fijo contienen como relleno partículas catalíticas los cuales pueden disponerse de varios modos: 

·        En un solo lecho.·        En diversos lechos horizontal soportado sobre bandejas.·        En varios tubos de relleno paralelos dentro de un mismo cuerpo.·        En diversos lechos, cada uno en un cuerpo separado.

Todas estas variantes respecto del tipo de un solo lecho responden a la necesidad de control de temperaturas mediante el intercambio de calor, y ocasionalmente a la conveniencia de mejorar la distribución del gas o bien de disminuir la pérdida de presión. Algunas de estas

instalaciones de lecho fijo carecen de dispositivos de transmisión de calor. En la figura 1 se representan algunas de las múltiples posibilidades.

Fig. 1.- Transmisión del calor en reactores de lecho fijo: a) precalentador; b) intercambiador de calor interno; c) espacios anulares de enfriamiento; d) de relleno en tubos; e) de cuerpo relleno; f) tubo y dedal; g) intercambiador de calor externo;  h) cuerpos múltiples, con transmisión de calor externo

 Las instalaciones catalíticas para el reformado de las naftas a gasolina de índice elevado o a compuestos aromáticos no emplean cambiadores internos de calor, sino varios reactores en serie con hornos intercalados para mantener las temperaturas (fig. 2).

 Fig.2.- Sistemas de reformado de lecho fijo con catalizadores de platino y capacidad de carga de 800 m3/día. Los reactores 1 y 2  tienen 165 cm de diámetro interno por 285 cm de altura; el reactor 3 tiene 195 cm de diámetro interno por 360 cm de altura.

En los reactores de lecho fijo, el catalizador permanece esencialmente estacionario (en tubos o bandejas) hasta su descarga o reactivación; sus ventajas son la aproximación al flujo de pistón, alta relación de catalizador a reactivos, versatilidad de las condiciones operativas y tiempos de contacto, posibilidad de altas presiones, simplicidad y mantenimiento. Sin embargo, la baja conductividad térmica de los soportes cerámicos típicos hace que los tubos con unas pocas pulgadas se comporten de modo cuasi-adiabático (impidiendo el control de temperaturas en reacciones con elevado calor de reacción) y los sobrecalentamientos resultantes pueden degradar el catalizador o su selectividad. Otras limitaciones derivan de la resistencia a la compresión (peso del lecho). En estos reactores es importante maximizar la vida, resistencia y porosidad del catalizador, y minimizar la caída de presión y resistencia a la difusión en los poros, logrando el mejor compromiso entre estas características que suelen estar contrapuestas.

Para el diseño y análisis de este tipo de sistemas, es necesario considerar los balances de materia, energía y cantidad de movimiento. Estos deben combinarse con una ecuación cinética apropiada y correlaciones de  de transferencia de calor adecuadas.El objetivo sería determinar, entre otras cuestiones, la cantidad de catalizador necesario para llevar a cabo una cierta reacción dados un flujo y composición de alimentación, una conversión requerida y el modo de intercambio de calor.

Nafta

Reseña histórica

Las primeras naftas se elaboraron a fines del siglo XIX, como resultado de la destilación atmosférica del petróleo crudo. Su rango de destilación (temperaturas a las cuales se evapora), era de 50 -200 ºC, con una calidad octánica suficiente para impulsar a los motores de la época, de un solo cilindro.

En la segunda década del siglo XX, e impulsados por las necesidades de movilización de tropas y pertrechos en la Primera Guerra Mundial, se requirió un cambio cualitativo al ser muy apreciada la relación potencia/peso de los motores de combustión interna. Sin embargo, las naftas sólo podían mejorar su calidad octánica si se partía de petróleos crudos con mayor proporción de aromáticos. En 1920, se definió la forma en que detonan los distintos tipos de combustibles (hidrocarburos aromáticos, parafínicos, isoparafínicos, nafténicos y olefínicos). Se desarrolló un método de trabajo que permitió estudiar varios aditivos antidetonantes, destacándose el tetraetilo de plomo. Su inclusión en las naftas de aquella época permitió aumentar considerablemente la calidad octánica, y con ello disminuir la tendencia al pistoneo, elevando la relación de compresión y mejorando, como resultado final, el rendimiento térmico de los motores. 8. A principios de 1930, la incorporación de las primeras plantas de craqueo térmico impulsó la calidad de las naftas, aumentando la cantidad de gasolina a disposición del parque automotor, que por entonces crecía vertiginosamente, no sólo en Estados Unidos y Europa, sino también en el resto del mundo. Por aquel año, las naftas poseían un número octano de 70, siendo utilizadas en motores con relación de compresión de hasta 5,5:1. La Segunda Guerra Mundial volvió a impulsar el avance tecnológico de las naftas, ya que los motores de aviación requerían un número de octano no inferior a 100. Esto provocó un mayor desarrollo de las técnicas de refinación del petróleo, que posibilitara obtener grandes volúmenes de naftas de alto octanaje. Así se crearon las plantas de proceso de craqueo catalítico, reformado, alquilación y desulfuración.

Definición

Las naftas son una mezcla de hidrocarburos que se encuentran refinados, parcialmente obtenidos en la parte superior de la torre de destilación atmosférica. Diferentes tipos de empresas y refinerías producen generalmente dos tipos de naftas: liviana y pesada, en las cuales ambas se diferencian por el rango de destilación el cual después es utilizado para la producción de diferentes tipos de gasolinas. Las naftas o gasolinas son altamente inflamables por lo cual su manejo y su almacenamiento requieren de un proceso extremadamente cuidadoso y especial. Las naftas también son utilizadas en los espacios agrícolas como solventes, también tiene uso en la industria de pinturas y en la producción de solventes específicos.

Las naftas se tratan en las unidades de reformado catalítico para mejorar sus cualidades y se mezclan para obtener gasolinas comerciales. La fracción ligera de la nafta también se procesa en unidades de isomerización para mejorar su índice de octano; asimismo puede ser usada para producir etileno y propileno.

Algunos procesos para el tratado de la Nafta

Reformado de la Nafta

El corte intermedio ("corazón") del fraccionamiento de la nafta virgen, no es adecuado para integrar el "pool" de motonaftas, debido a su bajo número de octano. El reformado catalítico, mediante una modificación de la estructura química de la materia prima, aumenta considerablemente el número de octano de la nafta. También produce gases como propano, butano e hidrógeno. Este último es un suministro clave para otras unidades de proceso de la refinería.

Concentración de gases

Anexa a la plantas de craqueo catalítico, recibe naftas de elevada tensión de vapor, para estabilizarlas. También se envían allí las corrientes gaseosas de las diferentes plantas, para fraccionarlas en sus componentes principales. Además de las naftas estabilizadas, se obtienen también propanos y butanos, tratados para controlar su acidez y contenido de azufre. La corriente de gas residual puede destinarse a uso petroquímico, o -en caso de no existir demanda para ello como combustible de la refinería.

Fraccionamiento de nafta

Si la nafta obtenida en la destilación atmosférica se usara como tal, estaría desajustada con las necesidades de los automotores. Esta nafta se llama "virgen" y luego se fracciona en torres anexas o en el reformado, logrando tres cortes:

Nafta virgen liviana, destinado al "pool" de motonaftas (tras ser isomerizado, aumentando su valor octánico).

Intermedio (o corazón) enviado al reformado como componente de la motonafta o en productos petroquímicos, según la refinería. o Nafta pesada, para el gas oil.

Hidrotratamiento de Nafta

El objetivo principal del hidrotratamiento de naftas es acondicionar la carga a la unidad de Reforming Catalítico e Isomerización. La remoción de metales, junto con la eliminación de azufre, oxigeno y nitrógeno es necesario debido a que estos son venenos para los catalizadores.

Son procesos donde se hace reaccionar hidrógeno con hidrocarburos insaturados (olefinas y aromáticos) transformándolos en saturados (parafínicos y nafténicos). Además el hidrógeno reacciona con compuestos de azufre, nitrógeno y oxigenados transformándolos en ácido sulfhídrico (SH2), amoniaco (NH3) y agua (H2O).

La carga está constituida por naftas pesadas de destilación primaria (Topping) y naftas pesadas de las Unidades de Coque. Luego de ser calentada, la carga pasa por un sistema de reacción donde el hidrocarburo toma contacto con el hidrógeno en presencia de un catalizador. La corriente de salida del sistema de reacción pasa por un separador de alta presión donde se separa el hidrógeno que no reaccionó junto con parte del sulfhídrico y amoníaco formado, luego la corriente pasa a una torre estabilizadora donde se elimina una pequeña cantidad de gases por la parte superior. Por el fondo sale nafta hidrotratada.

Catalizador:

Un catalizador es una sustancia que incrementa la velocidad de la reacción sin sufrir cambios en su estructura. Las características principales de los catalizadores son: especificidad para uno de los caminos de reacción; actividad a bajas concentraciones (forman parte del mecanismo y la cinética, pero no de la estequiometría o la termodinámica) lo que les confiere rendimiento constante y larga vida; y contacto, por dispersión en sistemas homogéneos y reacciones gas-líquido, y por adsorción superficial (quimisorción) con catalizadores sólidos, finamente divididos y depositados generalmente en soportes porosos.

El catalizador desarrollado para el Hidrotratamiento del Nafta es heterogéneo. Esto significa que el catalizador y los reactantes están en fases diferentes. Estos catalizadores pueden ser variados.

Los catalizadores homogéneos y líquidos son ácidos, bases, compuestos organometálicos disueltos, etc.; en la frontera entre la catálisis homogénea y heterogénea se encuentran los coloides.

Los catalizadores sólidos, o de contacto, son metales, óxidos y sales metálicas, organometálicos, yodo, azufre, carbón, sílice, alúmina, etc.

Están también los catalizadores biológicos, basados en enzimas o bacterias, con interés industrial en fermentaciones (levaduras), fabricación de medicamentos y alimentos, eliminación de contaminantes, etc.

Existen reacciones especiales como las autocatalíticas donde el catalizador se produce en el mismo proceso; y las fotoquímicas donde la energía de activación procede de la radiación UV/VIS, aunque el mecanismo no es propiamente catalítico.

En el caso que nos ocupa, los reactores estudiados trabajan con un catalizador sólido localizado en un lecho fijo dentro del reactor y los reactantes están en movimiento y parcialmente vaporizados. El Hidrotratamiento progresa en lecho de catalizador reduciendo a su paso el contenido de Hidrógeno del efluente.

El catalizador consiste en átomos de metal (agente activo) disperso sobre los poros sólidos donde se soportan. La reacción tiene lugar entre el agente activo y los reactantes. Las características que están presentes en el catalizador para que esto ocurra son:

El área superficial del soporte La dispersión del agente activo en el soporte La distribución de poros en el soporte

Estos parámetros si son satisfactorios tienden a facilitar el fenómeno de la difusión y el acceso de los reactantes para que ocurra la reacción. La superficie aprovechable de contacto entre el catalizador y los reactantes es de alrededor de varios cientos de metro cuadrado por gramo de catalizador. El soporte usado más comúnmente es la alúmina (AL2O3) u óxido de silicio (SO2).

En la Alúmina de alta pureza se distribuyen los metales que generalmente son de Co–Mo (Cobalto – Molibdeno), Ni-Mo (Níquel–Molibdeno), o Co–Ni–Mo en forma sulfidadas, o sea, está atrapado por capas de Azufre. El Cobalto es muy activo por las moléculas de S de los hidrocarburos y el Azufre se va pegando más al Cobalto y se separa del resto de la molécula.

El catalizador empleado por el Reactor de HDT objeto de estudio del presente trabajo es Ni-Mo con soporte de Al2O3.

UNIDAD 19 DE HIDROTRATAMIENTO DE NAFTA

Reactor modelo D-1905

BASES DEL DISEÑO.

La unidad de hidrotratamiento de Nafta (NHT) está diseñada para procesar 35000 BPSD de carga de diseño. La NHT también será capaz de operar en carga reducida dentro de un rango de 50-100% mientras cumple con las especificaciones del producto.

La NHT es la primera etapa en el complejo de mejoramiento de Nafta que en el mismo abarca a la NHT y a la unidad de reformación CCR.

La NHT está diseñada para eliminar los contaminantes, tales como compuestos organometalicos, azufres y nitrógenos, de las cargas de modo que en el producto sea adecuado como alimentación de la unidad de alimentación CCR.

La NHT y la unidad de reformación CCR están acopladas muy de cerca, y se suministra un almacenamiento intermedio entre las unidades para almacenar Nafta para el re arranque. Si la NHT es preparada, la unidad de reformación CCR también se parará ya que no está disponible ninguna Nafta tratada. Si la unidad de CCR se para, la unidad de NHT se parará ya que no se suministra hidrogeno de reemplazo de la unidad de separación CCR.

La operación de NHT deberá continuar sujeta a la disponibilidad de la carga de DA1/DA2 (tanques 56x1 y 56x2), DA3 (crudo Santa Bárbara) y Nafta provenientes de tanques.

El gas hidrogeno de reposición se suministra desde la unidad de reformación CCR en una operación normal y de arranque.

La NHT deberá producir la siguiente corriente:

Nafta tratada enviada a la unidad de reformación CCR. La aminas de la unidad 45. Gas rico en hidrogeno que va al sistema de gas combustible

cuando la unidad 46 se encuentra parada o en proceso de arranque.

Agua agrias que se dirija a la unidad de despojamiento para aguas agrias (unidad 46)

Propiedades de la Carga

La unidad NHT está diseñada para procesar una carga de nafta producida en la refinería PCL. La unidad de reformación CCR está diseñada para procesar una carga de Nafta Hidrotratada proveniente del fondo del despojador (D-1909), de la unidad 19 (NHT).

PROPIEDADUNIDAD DE

HIDROTRATAMIENTO

UNIDAD DEREFORMACI

ÓN

MÉTODOS DE

PRUEBATasa de la carga,

BPSD 35.000 35.000 -

Gravedad API 51,8 51,8ASTM D-287

oASTM D-

1298Destilación, ºF - - ASTM D-86

IBP 181 181 -50% 267 267 -EP 395 395 -

PONA, vol % - - UOP 880P 41,1 44, 3O - - -N 33,8 33,6 -A 25,1 22,1

Azufre ppm peso 139 máx. - ASTM D-4045

Nitrógeno ppm peso 1,3 máx. - ASTM D-

4629Bromo No. 1,0 - UOP 304

Condiciones de límites de batería

Las condiciones de límites de baterías para corrientes entrantes y salientes de la unidad se muestran en la siguiente tabla:

Cargas Temperatura(ºF)

Presión(psig)

Nafta pesada combinada de DA-1 y la unidad -051/052 250 52

Nafta de línea de inicio del almacenamiento (*1) 100 60

Hidrogeno de reemplazo en la unidad 20 100 820Productos

Nafta dulce para unidad 03 (052) 264 100Líquidos de los productos de

evaporación al despojador DA-1 130 230Despojadores sin gas para la

unidad 45 100 140Agua agria para la unidad 46 100 140

Gas combustible para la unidad 72 del sistema de gas 100 125

Nafta pesada para la unidad 20 264 168

Nota:

Carga de arranque para las unidades de los tanques 56*1, 56*2 y 56*11

Condiciones de servicios

 Presión  (psig) temperatura  (ºF)

 Min. Normal Máx. Diseño Min. Normal Máx. DiseñoVapor HP 655 685 715 770 675 685 690 750Vapor MP 170 190 198 198 450 500 550 550 Vapor LP 15 20 25 25 Sat. Sat. 310 370Agua de alimentación de caldera 820 850 - 900 220 250 - 300 Agua de enfriamiento1.Suministro - 40(1) 80 100 - 90 90 902.Retorno - 20(1) - 100 - 120 120 250 Agua tratada 180 200 225 300 90 108 212 250 Gas Combustible1.Refineria FG - 125(2)   - 150 - 100 - 1252.Gas Natural - 175 - 200 -  100 - 250

Aire de Planta - 85 - 100 - 100 - 250 Aire de Instrumento 75 85 100 153(3) - 100 - 250(3)

 Nitrógeno - 130 130 155 - 100 100 150 Cáustica 20ºBe - 120 175 200 - 90 150 200

Notas:

(1)Presión unidad de proceso limitante de batería a nivel de plataforma. La presión de usuarios es 35 psig (suministro) y 25 psig (retorno)

(2)Presión disponible para quemadores 25psig máx., 15 psig normal.

(3)Únicamente para tubería y tubing. Actuador de válvulas se diseñaran de acuerdo con las especificaciones de instrumentos.

(4)ºBaume de operación.

Características del diseño.Cargas reducidasLa unidad estará capacitada para operar a una carga reducida del 50 % de la carga de diseño, mientras cumple las especificaciones del producto.

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

Descripción de flujos de procesosEsta descripción de flujos de proceso debe leerse junto con los diagramas de flujo de proceso 51-1-50-A-19-B-P-2-0400 51-1-50-A-19-B-P-2-0401.

Los números entre corchetes señalados después de los controladores indican el numero de diagramas de DTI referenciados, en el cual el controlador esta mostrado.

Sección de alimentación/reacción Las naftas provenientes de los tanques 56x1 y 56x2 de las unidades separadoras de nafta 051 y 052 son enviados al tambor compensador de la carga, D-1904. La nafta es enviada a la sección del reactor por la bomba de carga, G-1904 A/BRetirándose el agua del tambor compensador al sistema de drenaje abierto para la presulfuración del catalizador durante el arranque inicial, la bomba sulfurante G-1906, inyectara dimetilsulfuro (DMDS).

La nafta proveniente de la bomba de carga G-1904 A/B, es combinada con el gas de reciclo gas en nitrógeno proveniente del compresor G-1911 A/B, esta carga combinada entra al intercambiador de carga combinada, E-1906 A/E, donde es precalentada con el efluente del reactor D-1905. Adicionalmente esta corriente es calentada por el horno de carga B-190, a la temperatura de acción requerida, antes de alimentar al reactor D-1905. El consumo de combustible usado en el horno de carga, B-1901, es controlado por el TIS-19015 [0408] en la salida del horno. La carga combinada debe estar 100% vaporizada para alcanzar la mayor eficiencia del reactor y con ella la remoción de contaminante.

La carga en circulación del lecho del catalizador, remueve el azufre, nitrógeno, y otros contaminantes de la carga vaporizada a los niveles aceptables, que va como alimentación de la unidad de reformación CCR (unidad 20).El efluente del reactor fluye a través del intercambiador de carga combinada, por el lado del tubo, y luego el condensador de productos E-1907. El Condensando frio es inyectado continuamente desde el tanque de separación de agua de lavado D-1912, mediante la bomba de inyección G-1907, con el objetivo de eliminar las sales amoniacales.

El punto de inyección de agua de lavado esta antes del condensador de productos E-1907 de modo que cualquier sal formada en la línea del condensador puede ser disuelto. La temperatura del efluente del reactor a la salida del condensador será lo suficientemente baja para asegurar la recuperación completa de nafta en el separador. Una malla coalecedora en el tambor separador de productos D_1907,

asegura la separación de gas, hidrocarburo liquido y agua del tambor separador D-1907 se retira una corriente de aguas agrias la cual es enviada a la unidad despojadora de aguas acidas (unidad 46)

Sección de alimentación

1. Tambor de compensamiento de carga, D-1904,

La presión en el tambor de compensación de carga es controlada por un controlador de presión de rango dividido, PCI-19005 [0406], valor controlado 50 psig, bien sea importando gas combustible o ventilado el mercurio.

El nivel de liquido en el tambor de compensación de carga D-1904, es controlado por el controlador de nivel, LIC-19008 [0406], al regular el flujo de nafta proveniente de tanques de almacenaje.

El nivel de interface del equilibrio de agua acida en el fondo es controlado mediante una válvula manual.

La carga de Nafta es parada mediante el nivel alto-alto del tambor de compensación de carga, LSHH-19049 [0406].

Sección de Reacción

1. Bomba de carga, G-1904A/B

El flujo mínimo de esta bomba es controlado por FIC-19010 [0406].

El flujo bajo-bajo en la carga de Nafta al intercambiador de carga combinada, E-1906A/E, provocará el cierre de la UV-19010 para evitar el flujo reverso de hidrogeno.

La bomba de carga G1904A/B, se detiene mediante el disparador del flujo bajo del gas de reciclo, FSLL-19013 [0407], para proteger la unidad de reformación CCR de la contaminación con Nafta virgen.

La bomba de carga, G-1904 A/B, se detiene mediante el nivel bajo del tambor de compensación de carga, LSLL-19050 [0406], como protección de la bomba.

2. Intercambiador de carga combinada

La tasa de carga que entra por el intercambiador de carga E-1906A/B combinada es controlada por el controlador FIC-19011 [0407].

Este intercambiador tiene un desvío que ajustara la temperatura de alimentación para el horno de carga B-1901, a objeto de mantener

estable la ignición durante el arranque y la operación normal, y será usado para enfriar el sistema del reactor durante la parada.

3. Horno de carga B-1901 y Reactor D-1905

El flujo hacia el reactor D-1905, es regulado y controlado por el FIC-19011 [0407]. El flujo de gas de reciclo será controlado mediante las válvulas de bloqueo manual ubicada en la en la descarga de los compresores de gas de reciclo G-1911A/B.

La temperatura del reactor es por el controlador de temperatura, TIC- 19015 [0408], valor controlado 680ºF y PIC- 19014 [0416] controlando el flujo de gas combustible del horno, B-1901. La temperatura de entrada al reactor debe ser controlada para garantizar una carga de nafta hidrotratada adecuada a la unidad de reformación CCR, garantizando la remoción de los contaminantes.

4. Separador, D-1907

El efluente del reactor es separado en gas reciclo, agua agria y producto liquido hidrotratado en el separador, D-1907. El nivel de Nafta hidrotratada en el recipiente es controlado por el controlador de nivel LIC-19012 [0410].

La presión en el separador es controlado por el controlador de presión PIC-19007 [0410], por el hidrogeno de reposición.

Sección de hidrógenoEl hidrogeno proveniente de la unidad de reformación CCR es dirigido a la descarga del compresor de gas de reciclo, G-1911 A/B, este flujo es controlado mediante el controlador indicador de la presión del separador PIC-19007 [0410], para mantener una presión del separador constante.El gas rico en hidrogeno proveniente del separador D-1907 es reciclado vía al tambor de succión del compresor de reciclo D-1908 y el compresor de gas del reciclo G-1911 A/B, aguas arribas del intercambiador de cargas combinadas E-1906 A/E.

Sección del despojadorEl hidrocarburo liquido del separador D-1907 e hidrogeno liquido del tambor de succión del compresor de reciclo D-1908, se combinan y son enviados por presión a los intercambiadores E-1908 A/B, donde

se calienta con el producto de fondo de la torre despojadora D-1908 antes de entrar a la misma.

Una corriente del fondo de la torres despojadora es controlada por la bomba G-1912 A/B a través del horno rehervidor B-1902 con la finalidad de darle la temperatura requerida para el despojamiento. El consumo de combustible usado en el rehervidor B-1902 es controlado por TIC-19030 [0414], en la salida del horno.

La temperatura adquirida en el producto de fondo del rehervidor B-1902 debe ser suficiente para remover el sulfuro de hidrogeno, hidrocarburos disueltos en la despojadora D-1909.La corriente de tope de la despojadora D-1909 pasa por el condensador E-1909, y luego por el tambor separador D-1910. Una corriente liquida del tambor D-1910 es enviada como reflujo por la bomba G-1913 A/B al tope de La torre despojadora D-1910 por medio del controlador indicador del nivel LIC-19017[0415]. El agua condensada en la bota del tambor D-1910 es enviada por presión al sistema de aguas agrias (unidad 46). El gas del tambor D-1910 es enviado al adsorbedor de amina de baja presión D-4527, de la unidad de tratamiento de diesel y al sistema de gas combustible de la refinería, cuando la unidad 46 esta parada o en proceso de arranque a través del indicador de presión PIC-19011 [0415]. El producto de fondo que no va al rehervidor B-1902, cede calor en los E-1908 A/B a la carga entrando a la despojadora D-1909 y luego a la unidad de reformación CCR.

Principios del procesoComo se estableció previamente el propósito principal del proceso de hidrotratamiento de la nafta es tratar una fracción pesada de nafta de forma que sea adecuada cargar para la unidad de reformación CCR, hay 6 tipos de reacciones básicas que ocurren en la unidad de hidrotratamiento.

REACCIONES:

1. Conversión de compuestos orgánicos sulfurados a sulfuros de hidrogeno (hidrodessulfuración).

2. Conversión de compuestos orgánicos nitrogenados a amoniaco (hidrodesnitrogenación).

3. Conversión de compuestos orgánicos oxigenados en agua (hidrodesnitrogenación).

4. Saturación de olefinas.5. Conversión de halogenuros orgánicos a halogenuros

hidrogenados.6. Remoción de compuestos órgano-metálicos.

Remoción de Azufre

Para los catalizadores bimetálicos de reformación, la carga de nafta no debe tener un contenido de azufre mayor a 0,5 ppm para optimizar las características de selectividad y estabilidad del catalizador. En general, la remoción de azufre en el proceso de hidrotratamiento es relativamente fácil, y para el mejoramiento de operación de un reformador, el contenido de azufre de nafta hidrotratada debe ser mantenido muy por debajo del máximo de 0,5 ppm en peso. La operación comercial a 0,2 de peso ppm de azufre o menos en producto es común.

Las reacciones típicas de remoción de azufre se muestran a continuación:

a) Mercaptano

R-SH + H2 ------> R-H + H2S (∆H= 17 kcal/gmol H2)

b) Sulfuro

R-S-R + 2 H2 ------> 2 R-H + H2S (∆H= 28 kcal/gmol H2)

c) Disulfuro

R-S-R + 3 H2 ------> 2 R-H + 2H2S

d) Sulfuro cíclico C- C-CC C-C + 2H2 ------> C-C-C-C-C + H2S S C

e) Tiofénico

+ 4 H2 -----> C4H10 + H2S

+ 5 H2 ----> + H2S

Dibenzotiofeno Bencil ciclohexano

Sin embargo al operar a una temperatura alta para una remoción máxima de azufre, es posible la recombinación de sulfuro de hidrogeno con pequeñas cantidades de olefinas o dioleofinas intermedias, produciendo mercaptanos en el producto.

C-C-C-C =C-C + H2S -----> C-C-C-C-C-C-SH

C

Si esta reacción está ocurriendo, la temperatura del reactor debe ser reducida, generalmente, la operación a una temperatura del reactor de 600 a 645 ºF dará tasas aceptables de las reacciones de hidrogenación deseada y no resultara en un monto significativo de recombinación de sulfuro de hidrogeno/olefinas. Esta temperatura depende de la composición de la carga, la presión de operación LSHV (velocidad espacial).

Remoción de Nitrógeno

Es considerablemente más difícil que la remoción de azufre en el hidrotratamiento de nafta. La tasa de desnitrificación es aproximadamente 1/5 de la tasa de desulfuración. Normalmente las naftas lineales contienen mucho menos nitrógeno que azufre, pero se le tiene que prestar atención al garantizar que a la carga de nafta a un catalizador dimetálico de Reformación contiene in máximo de 0,5 ppm en peso de nitrógeno. Cualquier nitrógeno orgánico que efectivamente entre al reformador reaccionara a amoniaco, y posteriormente con el cloro en el gas de reciclo, formando cloruro de amonio. El cloruro de amonio es entonces depositado en el circuito de gas de reciclo o en el sistema de productos de evaporación del estabilizador de butaminizadora D-2011. Este problema puede causar inconvenientes en el proceso, pero puede minimizarse maximizando la remoción de nitrógeno en la unidad de hidrotratamiento de nafta. La remoción de nitrógeno es mucho más importante cundo la unidad de hidrotratamiento de nafta procese alguna nafta traqueada ya estas carga contienen normalmente mucho mas nitrógeno que una nafta virgen.

El amoniaco formado en las reacciones de desnitrificación, la cual se detalla abajo, es removido posteriormente en el agua de lavado del efluente del reactor hidrotratado.

a) Piridina

+ 5 H2 -----> C-C-C-C-C-NH3

b) Quinolina

c) Pirrol

+ 4H2 -----> C-C-C-C-C + NH3

C

d) Metilamina

+ H2 -----> CH4 + NH3

Remoción de Oxígeno

El oxigeno combinado orgánicamente, como en los fenoles, es removido en la unidad de hidrotratamiento de nafta mediante la hidrogenación de enlace de carbono-hidroxilo, formando agua y la molécula aromática correspondiente. La reacción es la siguiente:

a) Fenoles

R

+ H2 -----> + 3 H2O

Saturación de olefinas

La saturación de olefinas es casi tan rápida como la desulfuración. La mayoría de las corridas de las Naftas lineales contienen sólo trazas de olefinas, pero las naftas craqueadas contienen usualmente concentraciones altas de olefinas. Procesar altas concentraciones de olefinas en la unidad de hidrotratamiento de Nafta debe ser abordado con cuidado debido al alto calor exotérmico de la reacción asociada con la reacción de saturación.

a) Olefina lineal

C-C-C-C=C-C + H2 ------> C-C-C-C-C-C (e isómeros)

b) Olefina Cíclica

+ H2 ------>

Remoción de Halogenuros

Los halogenuros orgánicos pueden ser descompuestos en la unidad de hidrotratamiento de Nafta para el correspondiente haluro de hidrogeno que es absorbido en el agua de lavado del efluente del reactor o sacados por el tope en el gas del despojador. La descomposición de los halogenuros orgánicos es mucho más difícil que la desulfuración. Se estima que la eliminación máxima de haluro orgánico está cercana al 90%, pero es mucho menor en las condiciones de operación establecidas para la eliminación de azufre y nitrógeno solamente. Por esta razón se debe efectuar el análisis periódico de la nafta hidrotratada para el contenido de cloro ya que este nivel de cloro debe ser usado para establecer una tasa apropiada de inyección de cloro necesario para el proceso de reformación posterior (percloroetileno).

Una reacción típica de descomposición orgánica de cloro es

C-C-C-C-C-C-Cl + H2 ------> HCl + C-C-C-C-C-C

Remoción de metales

La mayoría de las impurezas metálicas se encuentran en niveles de la parte billón en Naftas. El catalizador hidrobon UOPE es capaz de

remover estos materiales a concentraciones moderadamente alta hasta un peso de 5 ppm o más sobre una base intermitente en condiciones normales de operación la mayoría de las impureza metálicas son depositadas permanente en el catalizador de la Nafta. El catalizador pierde actividad para la remoción de azufre a medida que se alcanzan cargas más altas de metal. Algunos componentes comúnmente detectados encontrados en el catalizador hidrobon usado con arsénico, hierro, calcio, magnesio, fosforo, silicón, cobre y sodio.

La remoción de metales en la carga ocurre normalmente en flujo tapón con respecto al lecho del catalizador. El hierro se encuentra concentrado el parte superior del lecho del catalizador como sulfuro de hierro. El arsénico, aun cuando se encuentra en un peso mayor de 1 ppb en corridas de Naftas vírgenes, es de importancia principal porque es un veneno potente de platino. Niveles de arsénicos de hasta 3% y mayor han sido detectados en los catalizadores hidrobon usados que aun retienen su actividad para la remoción de azufre. La contaminación de las instalaciones de almacenamiento por gasolinas con plomo y el posterior reprocesamiento de estas en unidades de destilación de crudos son fuentes comunes de plomo en los catalizadores hidrobon usados. El sodio, calcio y magnesio se deben al contacto con el agua salada o aditivos. El uso inadecuados de aditivos para proteger los sistemas de productos de evaporación del fraccionador contra la corrosión o para controlar la producción de espumas en unidades de coquificacion son los principales motivos de la presencia del fosforo y el silicón.

La remoción de metales se completa esencialmente por encima de la temperatura de 600ºF hasta un total de carga de metal de cerca de un 2-3% del catalizador. Por encima de este nivel el catalizador comienza a aproximarse al nivel de equilibrio del catalizador. Y es probable que ocurra una ruptura del metal. En este sentido, los problemas mecánicos dentro del reactor, tales como la canalización de gases en las bandejas de burbujeo, son especialmente malos ya que esto resulta en una sobrecarga sustancial del flujo sobre una porción pequeña del catalizador en el reactor.

CATALIZADORES

Regeneración del catalizador

El catalizador utilizado es regenerado en sitio.Los procedimientos para regenerar el catalizador, son descritos en la sección de regeneración del catalizador.

Sistema de inyección dimetil sulfuro (DMDS)Consiste en la inyección de (DMDS) mediante la bomba G-1906, durante el periodo de arranque con el fin de presulfurar el catalizador fresco contenido en los reactores.

Protección del catalizador, envejecimiento y venenos

Las variables empleadas para el proceso afectan la vida del catalizador por su efecto en la tasa de deposición de carbón en el catalizador. Existe una deposición moderada de carbono en el catalizador durante los días iniciales de operación, pero la tasa de aumento en el nivel de carbono cae pronto a una cifra más baja bajo las condiciones de procesamiento normales. Este control deseable de las reacciones de formación de carbono se obtiene manteniendo la relación adecuada de hidrogeno-hidrocarburo y manteniendo la temperatura del catalizador en el nivel adecuado.

La temperatura es un factor menor con respecto a la vida del catalizador de hidrotratamiento. Una temperatura mayor del catalizador aumenta la tasa de reacciones de formación de carbono, manteniéndose iguales a las otras variables. Debe recordarse que una combinación de altas temperaturas del catalizador y una presión parcial de hidrógeno inadecuada es muy dañina para la actividad del catalizador.

La desactivación del catalizador se mide por la disminución de la efectividad relativa del catalizador en condiciones fijas de procesamiento después de un periodo de uso del catalizador.

Las causas principales de desactivación del catalizador son:

Acumulación de coque en los sitios activos Combinación química de contaminantes de la carga con los

componentes del catalizador.

En operación normal, un nivel de carbono por encima de 5% en peso puede ser tolerado sin disminución significativa en la capacidad de desulfuración, a pesar de que la capacidad de eliminación de nitrógeno puede ser disminuida.

La pérdida permanente de actividad que requiere una sustitución del catalizador se origina normalmente por la acumulación gradual de especies inorgánicas recolectadas de la carga, del hidrógeno de reemplazo o efluente de agua ácida. Ejemplos tales de contaminantes son: el arsénico, el plomo, el calcio, el sodio, el silicio y el fósforo. Concentraciones muy bajas de estas especies, ppm o ppb, causarán la desactivación a lo largo de un periodo largo de servicios debido a que la deposición de estos componentes depende del efecto integrado tanto de la temperatura como del tiempo. Este efecto es importante en el procesamiento SRN para la carga del Reformador.´

La desactivación aparente del catalizador puede ser originada por la acumulación de un depósito en el tope del lecho catalizador. El patrón de flujo a través del balance del lecho es perturbado y la calidad del producto disminuida. Esta condición se soluciona fácilmente removiendo la capa superior del catalizador, cerniendo y recargando, o efectuando una sustitución con catalizador fresco. El depósito es generalmente de sulfuro de hierro.

Los catalizadores exhiben una alta tolerancia a los metales como el arsénico y el plomo. El contenido total de metales tan alto como 2 a 3% en peso del catalizador ha sido observado con el catalizador todavía efectivo. Sin embargo, si el contenido calculado de metales del catalizador es 0,5% en peso, la frecuencia del análisis del producto debe ser aumentada para evitar que el metal llegue hasta el catalizador de Reformación. Los compuestos orgánicos de plomo se descomponen mediante catalizadores y mayormente se depositan en la porción superior del lecho del catalizador como sulfuro de plomo. Los metales no son removidos del catalizador durante una regeneración. Cuando el contenido de metales totales de los catalizadores comienza a acercarse 1 a 2% en peso, se debe considerar la sustitución del catalizador.

El único método cierto de minimizar el efecto de trazas contaminantes de metal en el catalizador es el de limitar su entrada al sistema. Esto se realiza mediante un análisis de carga cuidadoso, concienzudo y corrigiendo la fuente condiciones causante de la presencia del contaminante metal.

El oxigeno disuelto, a pesar de no ser un veneno para el catalizador, debe ser eliminado de la carga. Con oxígeno en la carga, puede ocurrir una excesiva transmisión de calor debido a la suciedad del equipo, particularmente de los intercambiadores de carga/efluente.

EL PRODUCTO (NAFTA)

Propiedades del producto

El producto seco, despojado de la unidad NHT tiene que cumplir con las siguientes especificaciones para ser aceptable como carga del Reformador:

Azufre total, ppm-peso 0,5 máx.Nitrógeno total, ppm-peso 0,5 máx.

EP, ºF 400 máx.Plomo, ppb-peso 20 máx.

Arsénico, ppb-peso 1 máx.Hierro + Cloro, ppm-peso 1 máx.Cobre + Metales pesados,

ppb-peso 25 máx.

UNIDAD 20 DE HIDROTRATAMIENTO DE NAFTA

Reactor modelo D-2002

BASE DEL DISEÑO

La unidad de reformación por regeneración catalítica continua (reformación CCR) está diseñada para una alimentación de 35.000 BPSD y para producir un reformado que tenga un RONC en el rango de 95-102. La sección de regeneración será diseñada sobre la base de diseño de UOP CYCLE MAX para 2.000 lb/hr de catalizador regenerador.

La alimentación a la unidad es la nafta tratada que proviene de la unidad NHT (unidad 19) la corriente de producto de la unidad es como sigue:

El producto de reformación el cual es llevado al tanque de reformado TK80*22/80*23

El flujo de producto C3 LPG proveniente del deetanizador, D-2055, el cual es llevado al tanque de almacenaje de LPG

El producto C4 LPG proveniente del propanizador D-2052, el cual es

Llevado al tanque de almacenaje de butano/ unidad de alquilación.

El LPG fuera de especificación, el cual es enviado al sistema de gas combustible de la refinería vía el vaporizador LPG, E-2057.

El gas neto enviado al sistema de gas combustible de la refinería.

El gas neto enviado a la descarga del compresor de gas de reciclo, G-1911 A/B en la unidad NHT.

El gas neto enviado al tambor de compensación de gas, D-4507, en la unidad hidrotratador de diesel, (unidad 45).

Las aguas agrias enviadas a la unidad de despojamiento de aguas agrias (unidad 46).

Propiedades de alimentación

Sección de reformación CCR

La unidad NTH está diseñada para procesar una nafta proveniente de las unidades 051-052, producida en la refinería. La unidad de reformación CCR está diseñada para procesar una alimentación consistente en la nafta hidrotratada, derivada de los fondos de la despojadora D-1909 de NHT. Las propiedades de las dos corrientes de alimentación son como sigue:

Propiedades de la alimentación

Propiedades unidad unidad método Hidrotratador de reformación de prueba

Volumen de 35.000 35.000Alimentación, BPDS Gravedad API 51,8 51,8 ASTM D-287 o ASTM D-1298Destilación, ºF ASTM-D-86

IBP 181 181 50% 267 267EP 395 395

PONA, vol.-% UOP 880

P 41,1 44,3 O - - N 33,8 33,6A A 25,1 22,1

Azufre ppm peso. 139 máx. - ASTM D-4045Nitrógeno ppm peso. 1,3 máx. - ASTM D-4629Bromo No. 1,0 - UOP 304

Los casos alternos corresponden a la alimentación de mezclas de nafta provenientes DA1/DA2 (crudo mesa), DA3 (crudo Santa Bárbara) y nafta de la refinería de Amuay con diferente punto final (EBP). La alimentación estimada de operación será un corte con punto final (EBP) similar al caso de diseño, para que el calor de la reacción y los requerimientos de la regeneración del catalizador no se excedan.

Alimentación Alimentación Mezcla de Caso De diseño nueva B alimentación NuevaPropiedades de la alimentación

Parafinas (LV-%) 44,3 50,6 49,0 Naftenos (LV-%) 33,6 29,0 32,9Aromáticos (LV-%) 22,0 20,4 18,1 IBP (ºF) 181 201 194 50 %( ºF) 267 276 250 EP (ºF) 395 422 362

Condiciones de operación

Tasa de flujo de alimentación 35.000 35.000 35.000

(BPDS)LHSV (h-1) 2,5 2,5 2,5H2/HC 3,2 3,2 3,2Presión Rx (psig) 50 50 50Presión de alivio (psig) 35 35 35Catalizador R-134 R-134 R-134Severidad (C5+RONC) 102 102 102Rendimientos C5+ (LV-%) 85,1 84,5 83,5

C5 (%peso) 92,7 91,8 91,3H2 (SCFB) 1,488 1,462 1,584H2(%peso) 2,92 2,91 3,17

Sección de fraccionamiento LPG

La sección de tratamiento está diseñada para procesar el LPG producido en la unidad de reformación CCR (1.833 BPDS). El fraccionamiento está diseñado para recuperar el contenido de isobutano en las siguientes corrientes: (1) El LPG tratado en la unidad de reformación. (2) El LPG producido en la depropanizadora de la unidad DA-1 (se incluye en esta corriente los LPG producidos en la DA-1 y la DA-2) y (3) El GLP producido en la DA-3. Las características de la alimentación se proporcionan en la siguiente tabla:

Propiedades de la alimentación

DE LA DE DE Propiedad Reformación DA-1/DA-2 DA-3

(1) (2) (3)

Tasa de flujo de alimentación 1.833 3.624 90

BPDS

Temperatura (LV-%) 100 100 100

Presión, (psig) 200 200 200

Gravedad API 131,5 129,6 122,98

Peso molecular 50,2 57,4 54,2

Composición, % molar

C1 0,42 1,57 1,00

C2 5,52 3,66 4,50

C3 44,19 24,36 23,87

Ic4 28,36 16,65 33,87

Nc4 20,34 32,73 34,96

C4* 0,17

2MC4 0,24

C5+ 0,81 20,64 1,80

H2 0,18

HCL 0,002

Tratamiento y fraccionamiento de LPGPropiedades de alimentación (caso estimado)

Alimentación de Alimentación de Alimentación de Descripción DA-1/DA-2 DA-3 reformación

Componente Lb/mol Mole-% Lb/mol Mole% Lb/mol Mole-% (h) (1) (h) (1) (h)Metano 0 0.0 0 0.0 1,2 0,42 Etano 6,2 2,6 8,8 7,5 15,7 5,52Propano 116,4 48,3 4,8 4,1 125,7 44,19n-butano 71,5 29,7 61,6 52,1 57,9 20,34i-butano 46,4 19,3 8,7 7,4 80,7 28,361-buteno 0,0 0,0 0,0 0,0 0,5 0,1723-Mbutano 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,00C5+ 0,4 0,1 34,3 28,9 2,3 0,81Hidrogeno 0,0 0,0 0,0 0,0 0,5 0,18HCL 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0H20 SAT SAT 0,0 0,00Total, Lbmol/h 240,9 100 118,2 100 284 100

Flujo de masa lb/h 12,199 7031 14,281Peso molar 50,63 59,50 50,21

Densidad lb/pie3 33,68 38,88 31,75Flujo BPD @ std 1,548 773 1,833Temperatura, ºF 100 100 100Presión, Ippcm 200 200 200

(1)Base seca

Condiciones de operación:

Tasa de flujo de alimentación, 35.000 35.000 35.000BPDSLHSV, hr-1 8,0 2,5 2,5H2/HC, relación molar 405 SCFB 1,8 3,2

Presión Rx prom., psig - 50 50Presión del separador, psig 380 35 35Presión de recontado, psig - 350 350Tipo de catalizador - R-134 R-134C5+RONC - 95 102Volumen de regeneración Catalizador, lb/hr - 2000 2000

Condiciones límites de batería

Las condiciones del límite de batería para las corrientes que entran y salen de la unidad se demuestran en la tabla a continuación:

Alimentaciones Temperatura(F)

Presión(psig)

Nafta hidrotratada de unidad 19 257 165

Entrada de LPG desde el

tratamiento de amina LPG

100 200

Productos Temperatura(F)

Presión(psig)

Reformado al almacenaje (*1) 100 50LPG (propano) a almacenaje (*2) 100 345

Butanos a la unidad alquilación o esferas

de almacenaje100 240

Hidrogeno de reposición a la

unidad 45100 820

Gas combustible al sistema de gas

combustible unidad 72.

100 125

Notas: (*1) producto de reformación dirigido a los tanques de reformado 80*22 y 80*23 o tanques de gasolina GPS 80*20 y 80*14 o tanques de reformado el Chaure 80*35, 80*36, 80*37 o tanques de gasolina GPS de el Chaure 80*38, 80*39, 80*40 y 80*41.

(*2) Producto GLP (propano) es dirigido al recipiente 7604.

Condiciones de servicios

Presión, psig Temperatura, ºF

Min

Norm.

Máx

Diseño

Min.

Norm.

Máx

diseño

Vapor HPVapor MPVapor LPAlimentación calderaAguaAgua de enfriamiento

Suministro Retorno

Agua tratadaGas combustible

Refinería FG Gas natural

Aire de plantaAire de instrumento

NitrógenoCáustica

65517015820

180

75

68519020850

40(1)

20(1)

200

125(2)

175

8585

130120

71519825

80

225

100

130175

77019825900

100100300

150200

100153(3)

155200

675450Sat220

90

685500Sat250

90120108

100100

100100

10090

690550310

90120212

100150

750550370300

90250250

125125

250250(3)

150200

(1)Presión a nivel de piso en el límite de batería de la unidad de proceso. Presión a nivel de usuarios es 35 psig. (suministro) y 25 psig (retorno).

(2)Presión disponible para quemadores 25psig máx., 15 psig normal.

(3)Únicamente para tubería y tubing. Actuador de válvulas se diseñaran de acuerdo con las especificaciones de instrumentos.

(4)ºBaume de operación.DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

Descripción del flujo de proceso

La unidad de reformación CCR (unidad 20) está diseñada para tratar la alimentación de nafta que se describe anterior, “propiedades de alimentación.Esta descripción del proceso debe ser consultada en conjunto con los diagramas de flujo de proceso.

Sección de reformación:

Sección de alimentación La alimentación hacia la unidad reformación CCR es la nafta hidrotratada proveniente del fondo de la despojadora D-1909 de NHT. La corriente entra bajo flujo controlado antes de ser precalentada por el efluente del reactor D-2003 en el intercambiador de alimentación combinada E-2002. Durante el arranque, antes de entrar al intercambiador, se inyecta el percloroetileno por medio de la bomba de inyección de químico de arranque, G-2008. Después del intercambiador, el condensado frio que proviene del cabezal de agua tratada es inyectado por la bomba de inyección de químicos y condensados G-2007. Esta inyección es únicamente para el arranque. Las adiciones de cloruro y agua de alimentación deben ser suficientes para mantener el equilibrio de cloruro en el catalizador del reactor. El cloruro se requiere para mantener los puntos de reacción acida dentro del catalizador para que ocurran las reacciones de isomerización y la inyección de agua distribuya el cloruro a través de todo el lecho del catalizador.

El intercambiador de alimentación combinada, E-2002, es un intercambiador de placas unidas PACKINOX vertical. El efluente del reactor entra al intercambiador por el tope y fluye hacia abajo con la alimentación fría entrando por el fondo y fluyendo hacia arriba.

En el intercambiador, la alimentación se combina con gas de reciclo rico en hidrogeno y fluye para calentarse adicionalmente en el calentador de carga, B-2001.

Sistemas del reactor

La corriente de flujo de nafta hidrotratada es calentada a la temperatura del reactor en tres hornos.

Horno Medio de calefacción Horno de carga, B-2001 Gas combustibleHorno No. 2, B-2002 Gas combustibleHorno No.2, B-2003 Gas combustible

El catalizador es capaz de operar sobre un amplio rango de temperatura con poco efecto adverso sobre el rendimiento de producto y la estabilidad del catalizador. Sin embargo, temperaturas muy altas afectaran el rendimiento y la estabilidad del catalizador. Los gases de combustión de todos los hornos se usan para generar el vapor de alta presión HP en la sección de convección. Hay tres reactores, D-2001/2002/2003. La temperatura de entrada a cada reactor es la misma. El efluente de cada reactor se calienta en los hornos, B-2002/2003, antes de entrar al siguiente reactor para mantener constante la temperatura de entrada ya que la reacción es endotérmica. Las alimentaciones al reactor fluyen hacia abajo con el catalizador a través de los lechos del catalizador.

Una pequeña porción de gas de reciclo rico en hidrogeno entra a los reactores montados en forma vertical por el fondo después de ser calentado en el intercambiador de purga de reactor, E-2001, por una porción del flujo de efluente del reactor.Esta corriente de flujo de gas es usada para purgar (o despojar) el hidrocarburo del catalizador gastado antes de que sea regenerado. Una porción del catalizador es retirada de los reactores en forma continua y se regenera en la sección de regeneración. Este proceso esta descrito en la “sección de regeneración”

El efluente del reactor es enfriado en los tubos del intercambiador de alimentación combinada, E-2002, en contracorriente con la alimentación fresca como se describe arriba y se enfría adicionalmente en el condensador de productos E-2003 (enfriado por aire) antes de fluir hacia el separador, D-2004.

Sección del separador

En el separador, D-2004, el efluente enfriado del reactor es separado enUna corriente de hidrocarburo liquido que sigue hacia el re-contacto y el Fraccionamiento y una corriente de gas rico en hidrogeno.Una parte del flujo de gas rico en hidrogeno es reciclado de vuelta a la sección del reactor vía el compresor de reciclo, G-2002.El gas rico de hidrogeno también se dirige a la sección de contactoVía el compresor de reciclaje G-2002, y es comprimido por el compresor De gas neto, G-2003 A/B/C. Los hidrocarburos líquidos son dirigidos a la sección de re-calentado por Las bombas del separador, G-2001 A/B. para los detalles de las tomas y Uso del gas de reciclo y el gas de refuerzo, consultar a la “sección de Refrigeración”

Sección de Re-contacto

El flujo de gas es dirigido hacia la sección de re-contacto de gas neto la cual comprende una compresión a tres etapas y deshidratación del gas. En la sección de re-contacto de gas neto, casi todo el reformado y LPG restantes son removidos de la corriente de gas.

El gas neto del compresor de reciclo, G-2002, es enfriado de gas neto E-2004, y es dirigido al tambor de succión del compresor, D-2005, después del enfriamiento adicional en el enfriador de gas neto, E-2005 A/B. El gas neto de tambor de succión del compresor de gas neto D-2005, es dirigido al compresor de gas neto, G-2003 A/B/C (primera etapa). El gas es enfriado en el refrigerador de descarga de primera etapa, E-2006 y el enfriador de re-contacto No. 1 E-2007 A/B. el liquido formado en el tambor de re-contacto No.1 D-200 es dirigido hacia el debutanizadorD-2011, a través de las bombas del tambor de re-contacto No. 1, G2004 A/B. el gas neto es dirigido hacia la segunda etapa del compresor de gas neto, G-2003 A/B/C, y enfriado en el enfriador de descarga de segunda etapa, E-2008, se combina con el

liquido del separador, D-2004, y dirigido al tambor de re-contacto No.2, D-2007, después del enfriamiento adicional en el enfriador de re-contacto No.2, E-2009 A/B. el liquido formado en el tambor de re-contacto No.2, D-2007 es dirigido de vuelta al tambor de re-contacto No.1 D-2006, aguas arriba del enfriador de re-contacto No. 1, E-2007 A/B para el re-contacto.

El gas rico en hidrogeno del tambor de re-contacto No. 2, D-2007, es dirigido hacia la sección de regeneración como gas de refuerzo y a la unidad de recuperación de gas modular M-2007, donde los componentes livianos adicionales son removidos al contactar el liquido del tambor de re-contacto No. 1, D-2006.

El gas neto de la unidad de recuperación de gas modular, M-2007, pasa a través del tratador de cloruro de gas neto, D-2008 A/B, donde los cloruros son removidos. Después de la remoción de cloruros, el gas neto al tambor deshidratador de succión de tercera etapa, D-2009, una porción de este gas es enviada al cabezal de gas combustible de la refinería, el gas restante se comprime en la tercera etapa del compresor de gas neto G-2003 A/B/C.El gas es enfriado en el enfriador de descarga de tercera etapa, E-2010 y es dirigido al tambor de tercera etapa, D-2010, después del enfriamiento adicional en el enfriador de descarga, E-2011.

Los líquidos recolectados en el tambor deshidratador de succión de tercera etapa, D-2009, en el tambor deshidratador de tercera etapa D-2010, y de la unidad de recuperación de gas modular, M-2007, se combinan con todos los líquidos formados en la sección de re-calentado y pasan al desbutanizador, D-2011.

Sección de desbutanizador:

La sección del desbutanizador sirve para remover los componentes livianos del reformado. Los flujos líquidos combinados de la sección de re-calentado son calentados en el intercambiador de alimentación al desbutanizador, E-2012 A/B, y pasan al desbutanizador, D-2011. Al lado tubular del intercambiador de alimentación del desbutanizador, E-2012, A/B, tiene un desvío para controlar la temperatura de entrada al desbutanizador.

Los fondos del desbutanizador son rehervidos por el horno rehervidor del desbutanizador B-2004.

Los vapores de tope del desbutanizador D-2011 son enfriados en el E-2015 (aire) y condensados en los E-2016 A/B, y pasados al tabor separador D-2012. La bomba G-2005 A/B recircula parte del liquido al tope de la desbutanizadora, la otra corriente rica en C3 -C4 es dirigida a la sección de fraccionamiento pasando antes por los tratadores D-2057 A/B donde se remueve el cloruro en la corriente de C3 -C4.

El gas de tope de tambor de separación del desbutanizador, D-2012, es recirculado de vuelta a la sección de re-contacto aguas arribas al tambor de succión del compresor de gas neto, D-2005.

El producto de fondo del desbutanizador, el reformado, es enfriado intercambiando el calor con la alimentación del desbutanizador en el intercambiador de alimentación/fondo al desbutanizador, E-2014 A/B, y es dirigido al almacenaje.

Sección de fraccionamiento de LPG:

La alimentación de la unidad de reformación es enviada al tratador de cloruros LPG, D-2057 A/B, para la remoción de cloruros, y luego es combinada con las alimentaciones provenientes de DA-3.

La alimentación combinada junto la alimentación de DA-1/DA-2 son enviadas al tambor de compensación, D-2051, para remoción del liquido de arrastre. Luego es bombeada bajo control de flujo por la bomba de alimentación G-205/B a la depropanizadora, D-2052.

El gas de tope se condensa en el condensador de tope del depropanizadora, E-2051, y luego fluye al tambor de reflujo de la depropanizadora D-2053. El condensador del tambor D-2053 es succionado por la bomba G-2053A/B y enviado, una parte como reflujo de la D-2052 y la otra parte son enviada como carga a la deetanizadora D-2055. El gas separado en el tambor D-2053 sale por la parte superior vía el cabezal de gas combustible.

Un parte de fondo del depropanizadora D-2052 es enviada al rehervidor E-2052 el cual incrementa su temperatura con vapor de baja presión. La otra parte del fondo es enviada al rehervidor E-2054

del deetanizador y luego es enviada a almacenaje o a la unidad de alquilación.

El deetanizador D-2053 es alimentado con una parte de la corriente liquida del tambor de flujo D-205, a través de la bomba G-2052A/B.El gas de tope de la D-2055 es condensado en el E-2053 y luego es enviado al tambor de flujo D-2056.El liquido del D-2056 es succionado por la bomba G-2053ª/B y enviado como reflujo total al tope de la D-2055. La corriente de gas del D-2056 es enviada al cabezal de gas combustible .El producto del fondo del desbutanizador, D-2055, es enfriado a la temperatura ambiente en el enfriador de fondo del desbutanizador, E-2056, antes de ser enviado a almacenaje de LPG.

Sección de Regeneración:

Ruta del catalizadorEl catalizador gastado fluye por gravedad desde el fondo del

catalizador gastado, D-2003, a través de la burbuja de nitrógeno hasta la válvula en L desde la cual es empujado por el gas elevador de nitrógeno hasta la Tolva Desplazadora, D-2022 en forma neumática. Una porción del catalizador fresco puede agregarse por gravedad aguas debajo de la burbuja de nitrógeno. El catalizador fresco es cernido en el Embudo de Adición del Catalizador No. 1, D-2027, y luego surge a la Tolda de Cierre de Adición del Catalizador No. 1, D-2021, donde el nitrógeno es inyectado. El catalizador fresco se une entonces al catalizador gastado y se eleva a la Tolda Desacopladora, D-2022. La sección de regeneración del catalizador utiliza la tecnología UOP CYCLE MAX.

Los finos de catalizador son separados del catalizador entero en la Tolva Desacopladora, D-2022, y son llevados fuera de la parte superior de la Tolva al Colector de Polvo, M-2015 por el gas nitrógeno como elutriador. Los finos de catalizados son removidos en el Colector de Polvo, M-2015, y el gas de elutrición es reciclado a la Tolva Desacopladora, D-2022, por el Soplador de Remoción de finos de catalizador, G-2018. Una parte del gas de elutriacion del Colector de Polvo, M-2015, es enviada a la succión del Soplador de Gas Elevador, G-2015, el cual lo recircula a la válvula en L debajo de la chimenea del reactor D-2003 como gas de elevación. El Colector de Polvo, M-2015, contiene un filtro tipo bolsa la cual se limpia por inyección de nitrógeno en reversa. Los finos del catalizador separados en el

Colector de Polvo, M-2015, fluyen al Tambor colector de finos del catalizador, D-2023, y luego a los tambores para su transportación.

Aunque estos finos de catalizador constituyen una cantidad pequeña, su remoción previa a la regeneración es importante para evitar la obstrucción de la rejillas de distribución lo cual limitaría el tiempo de flujo y el rendimiento óptimo de la Torre de Regeneración, D-2020.

La Tolva Desacopladora, D-2022, está ubicada por encima de la Torre de Regeneración, D-2020. El catalizador cae al fondo de la Tolva Desacopladora, D-2022 y luego fluye a través de ocho tubos para catalizadores a la Torre de Regeneración D-2020.

Torre de regeneraciónCuatro funciones se llevan a cabo en la Torre de Regeneración,

D-2020: Quemado del coque, Cloración, Secado y Enfriamiento.

En la zona de quemado, el catalizador fluye hacia abajo a través de un anillo entre dos pantallas cilíndricas, verticales. Gas de regeneración caliente, circulante con una baja concentración de oxígeno, se usa para quemar el coque acumulado. El gas de regeneración fluye en forma radial desde el exterior hasta el interior del lecho del catalizador, es retirado del tubo central, se circula usando el Soplador de Regeneración, G-2016, y luego es enfriado en el Enfriador de Regeneración E-2020, antes de ser devuelto a la Torre de Regeneración, D-2020.

El calentador de Regeneración Eléctrico, E-2023, es provisto para el arranque. El Enfriador de Regeneración, E-2020, es enfriado por el aire proveniente del Soplador del Enfriador de Regeneración, G-2017.

En la zona de cloración, el catalizador fluye hacia abajo a través de la Torre de Regeneración D-2020. El gas de cloración consiste en aire proveniente de la zona de secado de abajo y cloruro orgánico, el cual es calentado por el vapor de media antes de entrar en la zona de cloración. El cloruro orgánico es inyectado por la Bombas de inyección de Cloruros, G-2019 A/B. el gas fluye hacia arriba a través del lecho del catalizador en contra corriente a la dirección del flujo del catalizador, y se mezcla con los gases circulantes de la zona de quemado.

La presencia de cloruro circulando en la zona del quemado ayuda con el acondicionamiento general del catalizador. El aire que

entra en la zona de cloración es calentado en el calentador de Aire Eléctrico, E-2024.

El aire de instrumentos para la regeneración es secado en la Planta Secadora de Aire, M-2016, y entra por el fondo de la Torre de Regeneración, D-2020, para enfriar el catalizador regenerado. El aire de la zona de enfriamiento fluye hacia arriba y entra en la zona de secado.

El flujo en la zona de secado es similar al de la zonas de cloración y de enfriamiento: el aire caliente seco fluye hacia arriba a través del lecho del catalizador, en contra corriente al flujo del catalizador. El aire que sale de la zona de secado es usado de nuevo en la zona de cloración, asegurando el uso efectivo del aire en la Torre de Regeneración, D-2020.

Depuración del gas de VentilaciónEl gas de ventilación de la zona de secado y de la zona de

quemado son combinados y se envían a la Torre de Lavado de Gas de Ventilación, D-2029. Gas Ventilación con HCL de la zona de secado y de la zona de quemado se combinan y son enviados a la Torre de Lavado de Gs de Ventilación, D-2029. El HCL contenido en el gas de ventilación es absorbido, al circular una solución de soda caústica 20° Baume y el gas de ventilación es enviado a la atmósfera. La solución de soda caústica 50° Baume proveniente de la distribución de la refinería es diluida a 20° Baume con agua tratada y enviada a la Torre de Lavado de Gas de Ventilación, D-2029, por la bomba de inyección de Caústica, G-2022 A/B. la soda caústica es recirculada usando la Bomba de Circulación Caústica, G-2020 A/B. la corriente entonces se descarga a la unidad de caústica gastada.

El Condensado se agrega por la Bomba de Inyección de Agua G-2021 A/B, al fondo de la Torre de Lavado de Gas de Ventilación, D-2029 según se requiera para controlar la concentración de caústica y también en el tope de la torre.

Sección de la Tolva de CierreEl catalizador oxidado y enfriado de la Torre de Regeneración,

D-2020, fluye hacia el Tambor de Sello con Nitrógeno, D-2025 el cual está ubicado debajo de la Torre de Regeneración, D-2020, y separa la atmósfera nitrógeno-oxígeno de la Torre de Regeneración, D-2020, de la atmósfera hidrógeno-hidrocarburo de la Tolva de Cierre, D-2026. El sistema de cambio del catalizador consistente del Embudo de Adición de Catalizador No. 2, D-2028, y la Tolva de Cierre de Adición de

Catalizador No. 2, D-2024, introduce catalizador fresco aguas arriba del Tambor de Sello de Nitrógeno, D-2025.

El Catalizador del Tambor de Sello con Nitrógeno, D-2025, fluye hacia abajo a la Tolva de Cierre, D-2026, la cual controla la transferencia de catalizador regenerado de la Torre de Regeneración, D-2020, de vuelta a los Reactores, D-2001/2002/2003. La Tolva de Cierre, D-2026, consiste de tres zonas separada.

El catalizador fluye a través de la Tolva de Cierre, D-2026, se controla cambiando las presiones diferenciales entre las zonas, alternativamente arrancando y parando el flujo del catalizador en cada zona.

El gas hidrógeno del Tambor de Re-contacto No. 2, D-2007, en la sección de Reformación es usado para transferir el catalizador hacia abajo en la Tolva de Cierre, D-2026, para elevar el catalizador de la Tolva de cierre D-2026, a los Reactores, D-2001/2002/2003 y para la reducción del catalizador oxidado.

El hidrocarburo líquido arrastrado en el gas de hidrógeno de refuerzo es separado en el Coalescedor de Gas de Refuerzo M-2014 y luego una parte de este gas después de la reducción de la presión es enviada al intercambiador de Gas de Reducción, E-2025 y la porción restante es calentada a vapor en el Calentador de Gas de Refuerzo, E-2026, y se envía bajo control de flujo a la Tolva de Cierre, D-2026, y la Válvula en L, ubicada debajo de la Tolva de Cierre, D-2026.

La Tolva de Cierre, D-2026, transfiere el catalizador hacia abajo dentro de la Válvula en L, desde la cual es elevado en forma neumática con gas de refuerzo rico en hidrógeno a la zona de reducción en el tope de la chimenea del reactor de Reformación.

El gas de refuerzo para la zona de reducción intercambia calor en el intercambiador de Gas, E-2025, con el hidrógeno recuperado de la zona de reducción. Entonces el gas de refuerzo es llevado a la temperatura de la reducción en el Calentador Eléctrico de Gas de Reducción No. 1, E.2021. El gas de refuerzo es entonces dividido en dos corrientes. La primera entra por el tope de la zona de reducción y la segunda es calentada adicionalmente en el Calentador Eléctrico de Gas de Reducción No. 2, E-2022, antes de entrar por el fondo de la zona de reducción. El diseño de la zona d reducción se basa en una reducción del catalizador oxidado en dos etapas para la remoción de agua con platino. La etapa superior es una reducción con corriente a

baja temperatura para la reducción del platino y la etapa inferior es un proceso en contracorriente de alta temperatura la atenuación del platino.

REACCIONES

Reacciones de ReformaciónLa carga típica de la unidad de Reformación contiene una combinación de parafinas, naftenos aromáticos y posiblemente trazas de olefinas. El propósito del proceso de Reformación es el producir aromáticos utilizando naftenos y parafinas, ya sea para usarlos como un combustible para motor (debido a sus muy altos niveles de octanaje) o como una fuente de compuestos aromáticos específicos. La mayor parte de cualquier olefina originalmente presente en la carga de entrada se satura durante el procesamiento en una unidad hidrotratadora aguas arriba. La porción de aromático en la carga de entrada es relativamente estable y por lo tanto pasa a través de los Reactores de Reformación esencialmente intactos. El mejoramiento de la carga debe por lo tanto lograrse al rearreglar la estructura molecular de las parafinas y los naftenos.

Las principales reacciones de Reformación a través de la cuales la carga es mejorada son la deshidrogenación, la isomerización, la hidrodescomposición térmica y la deshidrociclización. La completación de cada tipo de reacción depende de la severidad de la operación, la calidad de la alimentación, y el tipo de catalizador utilizado. Ejemplos típicos de estas cuatro reacciones se presentan en las siguientes páginas y en la figura 3.1.

DeshidrogenaciónLos aromáticos se forman de naftenos por la deshidrogenación.

Los naftenos que pueden o no tener cadenas de parafinas anexas de variada longitud, los naftenos más comunes son ciclohexanos y metilciclopentano. Los naftenos son el componente más deseable de la corriente de alimentación porque la reacción de deshidrogenación es fácil de promover y produce el producto hidrógeno como también los hidrocarburos aromáticos. La reacción de deshidrogenación es muy endotérmica o consumidora de calor, fácilmente promovida por la función metálica del catalizador y es favorecida por las altas temperaturas y baja presión del reactor.

El grado de completación de la reacción de hidrogenación que ocurre puede juzgarse observando el cambio de temperatura a través de los reactores particularmente el primer reactor, probando por el porcentaje de aromáticos en el Reformador, midiendo la producción neta de hidrógeno. Una pronunciada caída de la temperatura a través del primer reactor, una alta producción de hidrógeno por barril de carga, y una alta pureza de hidrógeno indican la buena hidrogenación.

Hidrodescomposición de ParafinasLa Hidrodescomposición Térmica es una reacción

moderadamente favorecida que resulta en la ruptura de moléculas parafínicas grandes en un líquido parafínico más liviano y productos gaseosos. Al remover estas parafinas de bajo octanaje del producto, el octanaje total es mejorado a expensas de los barriles de producto. Esta reacción de descomposición térmica consume el hidrógeno, es exotérmica, libera calor y siempre resulta en la reducción del volumen de líquido, debido a la producción de moléculas de gas más pequeñas y resulta en una producción de extremos livianos de alta estabilidad y baja pureza de hidrógenos.

Esta reacción es promovida por la función acídica sobre el catalizador y es favorecida por las altas temperaturas y presiones del reactor.

La completación de la reacción depende de la cantidad de parafinas presentes en la carga de entrada, la condición del catalizador y las condiciones de operación en la unidad. La cantidad de hidrodescomposición térmica puede juzgarse observando el cambio de temperatura a través del último reactor, los rendimientos del producto de tope del Debutanizador y la pureza del gas hidrógeno del separador. La disminución de la caída de la temperatura (o la pronunciada subida de la temperatura) a través del último reactor, el aumento de la producción de tope del Debutanizador por barril de carga, el aumentado rendimiento del producto líquido, y la reducción en la pureza del gas hidrógeno del separador generalmente indican un aumento en la hidrodescomposición térmica.

La IsomerizaciónLa reacción de isomerización es aquella en la cual la fórmula de

hidrocarburos se mantiene igual pero la forma de la molécula cambia, es decir, un rearreglo se lleva a cabo en la estructura. Ejemplos de la reacción de isomerización de parafinas y naftenos se demuestran en la Figura 3.1.

Las reacciones de la isomerización son suavemente exotérmicas, pero la liberación de calor es insignificante cuando se compara con la obtenida por hidrodescomposición térmica. Los productos están sujetos a la reacción adicional para formar aromáticos o parafinas más pequeñas. Estas reacciones son promovidas por la función acídica del catalizador y no depende de la presión de operación.

La Deshidrociclización de la Parafinas y Naftenos.La ciclación de una parafina para formar naftenos es la reacción

más difícil para promover en la Reformación y es una reacción endotérmica. Esta reacción es promovida por ambas, la función acídica y la metálica del catalizador. Es favorecida por la baja presión y la alta temperatura. La Deshidrogenación de los naftenos del anillo de seis miembros, al aromático resultante seguirá directamente a la ciclización.

Los naftenos con un anillo de cinco moléculas de carbón deben isomerizarse a una estructura de anillo de seis miembros antes de que pueda ocurrir la hidrogenación a un aromático.

La reacción inversa a la ciclización también ocurre en una menor medida. Esta se denomina la ruptura de anillo y es similar a la hidrodescomposición térmica en que consume el hidrógeno y es exotérmica.

Las Reacciones de Regeneración del CatalizadorEl proceso de Regeneración del Catalizador es un proceso de

cuatro etapas donde las reacciones deseables de regeneración se completan en el catalizador. Las condiciones de operación para cada etapa fueron diseñadas para ayudar a ciertas reacciones químicas. Cada etapa es importante por sí misma y todas las cuatro etapas deben realizarse correctamente. La meta es restaurar al catalizador a una condición que sea tan cerca a la del catalizador fresco como sea posible.

Quemado de coqueLa primera etapa es la quema del coque fuera del catalizador.

La quema del coque se lleva a cabo con oxígeno por medio de la reacción de combustión. Genera dióxido de carbono, agua y libera calor (exotérmica).

Coque + O2 → CO2 + H2O + Calor

Esta reacción es necesaria y deseable para remover el coque pero puede fácilmente dañar al catalizador. Resulta en un incremento de temperatura sobre el catalizador y la alta temperatura generalmente aumenta el riesgo de un tipo de daño permanente al catalizador. Así que el quemado debe ser controlado. Esto se hace controlando el contenido de oxígeno durante el quemado. Alto contenido de oxígeno promueve altas temperaturas del quemado. Durante la operación normal, el contenido de Oxígeno es mantenido entre 0,5 – 0,8 % molar oxígeno. Estos son límites óptimos para maximizar la velocidad de quemado del coque y para minimizar la temperatura de quemado del coque.

Cloración / OxidaciónLa segunda etapa ajusta el contenido de cloruros, oxida y

dispersa los metales sobre el catalizador. Estas reacciones complejas se llevan a cabo con el oxígeno y un compuesto de cloruro orgánico. Estas reacciones necesitan tanto el oxígeno como el cloruro. Las reacciones de ajuste de cloruro pueden resumirse como:

a) Cloruro + O2 → HCL+ CO2 + H2O b) HCL + O2 ↔ CL2 + H2O (Equilibrio Diácono)c) Base – OH + HCL → Base – CL + H2O

El cloruro se necesita sobre el catalizador para mantener la adecuada actividad de la función base. Pero demasiado o muy poco cloruro tendrá efectos no deseables en los reactores de Reformación. La cantidad de cloruro sobre el catalizador debe controlarse. Esto se hace controlando la tasa de inyección del compuesto de cloruro. Durante la operación normal, el contenido de cloruros en el catalizador oxidado es mantenido entre 1,1 y 1,3 % peso de cloruro dependiendo del tipo de catalizador. Esos son los límites óptimos para la función básica del catalizador.

Las reacciones de oxidación y de dispersión pueden resumirse como siguiente

CL 2 Metal + O2 Metal Oxidado (dispersado)

Mientras más uniformemente sea distribuido el metal sobre la superficie del catalizador, mejor será la función metálica del catalizador. Las condiciones que ayudan a la oxidación y la dispersión

del metal son alta concentración de oxígeno, tiempo de residencia prolongado, y la correcta concentración de cloruro.

SecadoLa tercera etapa seca el exceso de humedad del catalizador. El

exceso de humedad que está sobre el catalizador se origina en la etapa del quemado de coque. El secado se lleva a cabo cuando un gas caliente y seco fluye a través del catalizador. La etapa del secado puede considerarse como el despojamiento del agua de la base del catalizador.

Base – H2O – Gas Seco → Base + Gas + H2O

Reducción La cuarta etapa convierte los metales de un estado de

oxidación a un estado de reducción. Esto debe hacerse después de la etapa de cloración / oxidación para retornar al catalizador a un estado que es catalíticamente activo en los reactores de Reformación. La reacción se lleva a cabo con hidrógeno por medio de la siguiente reacción:

Metal oxidado + H2→ Metal reducido + H2O

Mientras más completa la reducción, mejor será el rendimiento del metal en los reactores de Reformación. Las condiciones que ayudan a esta reacción son la alta pureza de hidrógeno, volumen de flujo de gas de reducción adecuados para asegurara la buena distribución de gas y temperaturas apropiadas de la zona de reducción.

CATALIZADORES

El catalizador es activo cuando se sulfida. Si el metal está en la forma de sulfuro este catalizador en contacto con el aire combustiona. Es por eso, que cuando el catalizador es nuevo y está en forma oxidada requiere un proceso inicial de sulfidación pues se vende en forma no activada. Para ello, se somete horas a un proceso de contacto con mucha cantidad de compuestos de Azufre para lograr activarlo.

Los pasos que ocurren cuando el catalizador está activado y reacciona con los reactantes son los siguientes:

En la zona de actividad donde está el metal ocurre la adsorción de la molécula de hidrocarburo.

En dependencia de la selectividad del catalizador ocurre la reacción química, esta etapa es muy rápida pues la selectividad del sitio activo la propicia más, que la adsorción propiamente dicha.

Los productos formados por la reacción química desde los poros del catalizador son liberados y migran a través de los poros hacia la fase líquida o gaseosa, esta corresponde a la desorción.

Contaminantes del Catalizador

Los catalizadores son sensibles a un número determinado de impurezas que usualmente actúan como inhibidores de la actividad del catalizador, otras como venenos temporales y la peor de todas como venenos permanentes.

Inhibidores

Son compuestos fuertemente adsorbidos sobre la superficie activa del catalizador los cuales compiten con los reactantes. Este efecto es reversible y desaparecen lentamente cuando en la alimentación disminuyen. Este es el caso del CO (monóxido de carbono)

Venenos temporales

Estos venenos son fuertemente adsorbidos por la superficie del catalizador y acumulativamente lo imposibilitan. En estos casos tratamientos específicos son requeridos para remover estos venenos (reactivación con Hidrógeno, regeneración con vapor y aire, etc.)

Venenos permanentes

En este caso al catalizador no es factible encontrarle solución en la unidad y hay que sustituirlo por catalizador fresco.

Todos estos contaminantes más o menos producen una desactivación del catalizador y acortan la vida del catalizador.

Regeneración del catalizador

Durante la corrida, el catalizador se desactiva y el fin de la corrida está dado si las condiciones de operación no permiten obtener las especificaciones del producto final. En estos casos la temperatura utilizada es la máxima, la presión cae y no hay suficiente gas de reciclo. Esta desactivación es el resultado de la deposición del carbón. La actividad se recupera con la combustión del carbón. La regeneración se realiza de la siguiente forma:

Se utiliza una mezcla de aire y nitrógeno donde se controla la concentración de oxígeno presente.

La operación requiere gran cantidad de calor para la combustión del carbón y la oxidación de los Azufres.

La temperatura tiene que ser controlada a un máximo de 550ºC Primeramente al catalizador se le somete a un proceso de

despojamiento de los hidrocarburos remanentes con nitrógeno o vapor a 400OC, posteriormente se introduce el aire en la corriente hasta alcanzar 500º C.

Regeneración de catalizador

Tasa de flujo requerido (lb/h) 1.965 4.655 1.518Tasa de flujo de diseño (lb/h) 2.000 2.000 2.000

Las reacciones en las que participa es catalizador en esta parte del proceso son:

Metal Sulfidizado + O2 → Metal oxidado + SO2 + Calor

Coque + O2 → CO2 + Calor

H2 + O2 → H2O + Calor

Después que la regeneración finaliza, el catalizador queda en la forma oxidada por lo que hay que someterlo a un proceso de sulfidación para que recobre la actividad.

Si el catalizador en la forma oxidada se pone en contacto con Hidrógeno pasa a la forma reducida y desde esa condición es imposible la sulfidación. Es por eso que se destaca como un aspecto a tener bien presente, pues inutilizaría al catalizador.

Protección del catalizador, envejecimiento y venenos

Las variables empleadas para el proceso afectan la vida del catalizador por su efecto en la tasa de deposición de carbón en el catalizador. Existe una deposición moderada de carbono en el catalizador durante los días iniciales de operación, pero la tasa de aumento en el nivel de carbono cae pronto a una cifra más baja bajo las condiciones de procesamiento normales. Este control deseable de las reacciones de formación de carbono se obtiene manteniendo la relación adecuada de hidrogeno-hidrocarburo y manteniendo la temperatura del catalizador en el nivel adecuado.

La temperatura es un factor menor con respecto a la vida del catalizador de hidrotratamiento. Una temperatura mayor del catalizador aumenta la tasa de reacciones de formación de carbono, manteniéndose iguales a las otras variables. Debe recordarse que una combinación de altas temperaturas del catalizador y una presión parcial de hidrógeno inadecuada es muy dañina para la actividad del catalizador.

La desactivación del catalizador se mide por la disminución de la efectividad relativa del catalizador en condiciones fijas de procesamiento después de un periodo de uso del catalizador.

Las causas principales de desactivación del catalizador son:

Acumulación de coque en los sitios activos Combinación química de contaminantes de la carga con los

componentes del catalizador.

En operación normal, un nivel de carbono por encima de 5% en peso puede ser tolerado sin disminución significativa en la capacidad de desulfuración, a pesar de que la capacidad de eliminación de nitrógeno puede ser disminuida.

La pérdida permanente de actividad que requiere una sustitución del catalizador se origina normalmente por la acumulación gradual de especies inorgánicas recolectadas de la carga, del hidrógeno de reemplazo o efluente de agua ácida. Ejemplos tales de contaminantes son: el arsénico, el plomo, el calcio, el sodio, el silicio y el fósforo. Concentraciones muy bajas de estas especies, ppm o ppb, causarán la desactivación a lo largo de un periodo largo de servicios debido a que la deposición de estos componentes depende del efecto integrado tanto de la temperatura como del tiempo. Este efecto es importante en el procesamiento SRN para la carga del Reformador.´

La desactivación aparente del catalizador puede ser originada por la acumulación de un depósito en el tope del lecho catalizador. El patrón de flujo a través del balance del lecho es perturbado y la calidad del producto disminuida. Esta condición se soluciona fácilmente removiendo la capa superior del catalizador, cerniendo y recargando, o efectuando una sustitución con catalizador fresco. El depósito es generalmente de sulfuro de hierro.

Los catalizadores exhiben una alta tolerancia a los metales como el arsénico y el plomo. El contenido total de metales tan alto como 2 a 3% en peso del catalizador ha sido observado con el catalizador todavía efectivo. Sin embargo, si el contenido calculado de metales del catalizador es 0,5% en peso, la frecuencia del análisis del producto debe ser aumentada para evitar que el metal llegue hasta el catalizador de Reformación. Los compuestos orgánicos de plomo se descomponen mediante catalizadores y mayormente se depositan en la porción superior del lecho del catalizador como sulfuro de plomo. Los metales no son removidos del catalizador durante una

regeneración. Cuando el contenido de metales totales de los catalizadores comienza a acercarse 1 a 2% en peso, se debe considerar la sustitución del catalizador.

El único método cierto de minimizar el efecto de trazas contaminantes de metal en el catalizador es el de limitar su entrada al sistema. Esto se realiza mediante un análisis de carga cuidadoso, concienzudo y corrigiendo la fuente condiciones causante de la presencia del contaminante metal.

El oxigeno disuelto, a pesar de no ser un veneno para el catalizador, debe ser eliminado de la carga. Con oxígeno en la carga, puede ocurrir una excesiva transmisión de calor debido a la suciedad del equipo, particularmente de los intercambiadores de carga/efluente.

EL PRODUCTO

Propiedades del producto

Sección de reformación CCR

El reformado proveniente del fondo del desbutanizador tendrá una presión de vapor Reid (RVP) de 2,9 psig máx. (UOP 539) y tendrá un numero de octano en el rango de 95-102 RONC (ASTM D-2699). El LPG líquido del tope del estabilizador contendrá un máximo de LV% de pentano y otros más pesados (UOP 539).

Sección de fraccionamiento LPG

El objetivo principal de tratamiento es remover el contenido de cloruros producto en la unidad de reformación CCR. El objetivo del fraccionamiento es recuperar el contenido de isobutano en las corrientes de LPG (DA-1/DA-2/DA-3 y en la reformación CCR). El LPG y el IC4 producidos cumplirán con las especificaciones indicadas en la tabla a continuación:

Especificaciones del producto LPG IC4 Cloruros, % vol. Trazas trazas C4, % vol. 2,5 aprox. C3, % vol. (V.P= psia @100 ºF) 1,5 máx. H20, % vol. Trazas trazas

Rendimientos estimados de operación

No. De rendimiento estimado P101160 PO21412 PO21411 Tipo hidrotratamiento CYCLE MAX CYCLE MAX CCR CCR

CONCLUSIONES

La planta de procesamiento de crudo, están conformadas por una serie de equipos y maquinaria que trabajan en forma continua y se complementan para llevar a cabo un determinado proceso y así obtener un determinado producto. Entre estos equipos podemos mencionar: intercambiadores de calor, bombas, torres de destilación, el sistema de tuberías, los reactores, etc.

Sin embargo, es el reactor en el cual se llevan a cabo las diversas reacciones químicas y se obtienen los productos; esta cualidad le confiere a estos equipos gran importancia en el desarrollo petroquímico y en el desempeño de un proceso industrial.

En la refinaría de Puerto la Cruz se encuentra una planta de procesamiento de Nafta la cual recibe la materia prima proveniente de Cardon o Punto Fijo y la que se produce allí mismo mediante otros procesos. Esta planta produce entre 17000 y 35000 barriles de Nafta por día.

La nafta proveniente de afuera contiene una serie se sustancias toxicas tales como Azufre, nitrógeno, sulfuro de hidrogeno, dióxido de carbono; los cuales se extraen mediante la técnica de hidrotratamiento gracias a las unidades estudiadas en este trabajo de investigación (D-1905 y D-2002).

La Nafta procesada debe cumplir con una serie de especificaciones impuestas por los mercados internacionales. Bajo tales condiciones se trata esta Nafta para posteriormente ser vendida a los países extrajeros.

BIBLIOGRAFIA

- Denbigh, K.G Tuner, J.C.R (1990) “introducción a la teoría de los reactores químicos”. Limuza. México.

- Levenspiel, O. (1998). “Ingeniería de las reacciones químicas”. Reverte. México.