UNIVERSIDAD VERACRUZANA
Facultad de Ciencias Químicas
“Análisis de la sustitución de la Nafta Importada
por el Crudo Maya como insumo para la Planta
Estabilizadora de Crudo del Complejo
Petroquímico „La Cangrejera‟ para la producción
de Aromáticos”.
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:
INGENIERO QUIMICO
PRESENTA:
ALICIA WOOD CASAS
COATZACOALCOS 2009
ÍNDICE Índice Página Introducción ........................................................................................................... 1 CAPITULO I. GENERALIDADES ........................................................................... 3
1.1Complejo Petroquímico Cangrejera.............................................................. 3
1.2 Uso de Crudo Maya como combustible alterno ............................................ 4
1.3 La planta estabilizadora de crudo ................................................................. 7
1.3.1Tipo de Proceso .......................................................................................... 7 1.3.2 Capacidad y Rendimiento .......................................................................... 7
1.4 Descripción del proceso ..................................................................................... 7
1.4.1 Sección de calentamiento y desalado ......................................................... 7
1.4.2 Sección de estabilización ........................................................................... 8
1.4.3 Sección de desbutanizado ....................................................................... 12
1.5 Filosofía Básica de Operación ......................................................................... 12
1.5.1 Sección de Calentamiento ........................................................................ 12
1.5.1.1 Sección de Precalentamiento ................................................................ 12
1.5.1.2 Sección de Calentamiento .................................................................... 12
1.5.2 Sección de Estabilización ......................................................................... 13
1.5.3 Sección de Fraccionamiento .................................................................... 13
1.6 Diagrama de la Planta Estabilizadora de Crudo ............................................... 15
CAPITULO II. SIMULACIÓN ................................................................................. 16
2.1 Concepto de Simulación .................................................................................. 16
2.2 Simuladores de procesos químicos .................................................................. 18
2.3 Simulador HYSYS ............................................................................................ 20
2.4 Composición de la Carga ................................................................................. 21
2.5 Selección de la opción termodinámica ............................................................. 25
2.6 Sección de Estabilización ............................................................................. 26
2.6.1 Torre de Estabilización (DA2001) ............................................................. 26
2.6.1.1Alimentación a la Torre Estabilizadora (Crudo Maya) .......................... 26
2.6.1.2 Vapores hacia en tanque de succión del compresor .......................... 26
2.6.1.3 Alimentación a la Torre Desbutanizadora (T.D.) ................................. 27
2.6.1.4 Extracción Lateral ............................................................................... 27
Página
2.6.1.5 Crudo Estabilizado ............................................................................. 27
2.6.2Tanque de Succión del Compresor (FA2002) .......................................... 29
2.6.3 Compresor de Gases de la Torre Estabilizadora: (GB2001) ..................... 30
2.6.4 Condensador de descarga del compresor ( EA2016) ............................... 31
2.6.5 Separador de la Descarga del Compresor (FA2003) ................................ 33
2.6.6 Bomba de Alimentación a la Torre Desbutanizadora (GA2005) ............... 34
2.6.7 Bomba de Descarga (Efluente) del Compresor (GA2006) ........................ 35
2.7 Sección de Desbutanizado ............................................................................ 36
2.7.1 Mezclador de la alimentación a la Torre Desbutanizadora (M_2001) ....... 36
2.7.2 Precalentador de Carga de la Torre Desbutanizadora (EA2018) .............. 37
2.7.3 Torre Desbutanizadora (DA2002) ............................................................. 39
Diagrama 2.8 “Simulación de la Planta Estabilizadora de Crudo” ................... 42
CAPITULO III. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS ............................................... 43
3.1 Torre Estabilizadora DA2001 ......................................................................... 43
3.1.1 Vapores al tanque de Succión ....................................................................... 43
3.1.2 Alimentación a DA2002_a ............................................................................. 47
3.1.3 Crudo Estabilizado ........................................................................................ 51
3.1.4 Temperatura de la Torre Estabilizadora DA2001 ........................................... 55 3.2 Torre Desbutanizadora DA2002 ..................................................................... 56 3.2.1 Domo DA2002 ............................................................................................... 56 3.2.2 C4 y más ligero ............................................................................................. 58 3.2.3 C5 y C8 ............................................................................................................................................................................ 60 3.2.4 Temperatura de la Torre Desbutanizadora DA2002 ....................................... 64 3.3 Resultados de la Simulación utilizando Crudo Maya ................................... 66 3.4 Resultados de la Simulación utilizando Nafta Importada ............................ 72 Conclusiones ....................................................................................................... 78 Recomendaciones ................................................................................................ 79 Bibliografía ............................................................................................................ 80
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1
INTRODUCCIÓN
La necesidad de producir aromáticos a partir del petróleo surgió con la segunda
Guerra Mundial, debido a la enorme demanda de tolueno para producir trinitrotolueno
(TNT), llamado comúnmente dinamita.
Inicialmente, el tolueno se producía a partir del carbón mineral, pero esta industria
fue insuficiente para satisfacer las demandas del mercado, lo que obligó a desarrollar
procesos de producción y extracción de tolueno contenido en las fracciones del petróleo.
Después de la guerra, se mantuvo el mercado de los hidrocarburos aromáticos
debido al desarrollo de los plásticos, detergentes, y una serie de productos sintéticos,
además de la demanda creciente de gasolina de alto octano.
Los aromáticos de mayor importancia en la industria petroquímica son: el benceno,
el tolueno y los xilenos. Estos hidrocarburos se encuentran en la gasolina natural en
mínimas concentraciones, por lo que resulta incosteable su extracción.
Por lo tanto, para producirlos se desarrolló el proceso denominado de
desintegración catalítica, cuya materia prima de carga es la gasolina natural o nafta
pesada, cuyo alto contenido de parafinas lineales y cíclicas (naftenos) constituye el
precursor de los aromáticos.
Uno de los procesos más comunes de reformación catalítica es el llamado de
"platforming" que usa como catalizador platino soportado sobre alúmina.
Hay cuatro tipos principales reacciones que ocurren en Plattforming proceso para
producir compuestos aromáticos:
Dehidrociclización de las Parafinas
Isomerización de los Naftenos y las Parafinas
Deshidrogeneración de los Naftenos
Hidrocraqueo
Actualmente los centros procesadores de Cactus y Nuevo México así como en las
plantas fraccionadoras de los Complejos Petroquímicos Morelos y Cangrejera producen
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2
una alrededor de 7 MBD de gasolina natural dicha gasolina es mayormente una gasolina
parafinica que es utilizada en la planta Hidrodesulfuradora de Naftas.
En la actualidad Pemex petroquimica está interesado en la instalación de una planta
para producir aromáticos ( Benceno y Tolueno) mediante el aprovechamiento de
corrientes ricas en hexano disponibles, actualmeten dichas corrientes son solo
alimentadas a la planta Hidrodesulfuradora de Naftas pero debido a que solo son
gasolinas parafinicas se utilizan simplemente para completar el nivel de operación de la
Planta Hidrodesulfuradora de Naftas para después ser enviadas a un pool de gasolinas
amorfas; es decir gasolinas con un bajo de octanaje.
Debido a esta razón, se realizará una simulación de Procesos mediante el simulador
“Hysys” de la Planta Estabilizadora de Aromáticos del Complejo Petroquímico “La
Cangrejera”, en la cual se efectuará un análisis que determine la factibilidad de sustituir la
Nafta Importada que actualmente se utiliza como insumos de la Planta Estabilizadora por
las gasolinas parafinicas.
Cabe señalar que la Planta Estabilizadora de Crudo del Complejo Petroquímico consta
de 3 secciones:
Sección de calentamiento y desalado
Sección de estabilización
Sección de desbutanizado
Para fines de este estudio sólo se simulará y analizará las secciones de:
Sección de estabilización
Sección de desbutanizado
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3
CAPITULO I Generalidades
1.1 Complejo Petroquímico Cangrejera
El Complejo Petroquímico Cangrejera se localiza al sureste de la ciudad de
Coatzacoalcos, aproximadamente a 5 kilómetros del Centro Embarcador y de la Terminal
Marítima Pajaritos, que son los centros de distribución nacional y de exportación de los
productos que elabora. Las actividades de operación de sus instalaciones iniciaron en
1980 y es la instalación más grande en su tipo en América Latina; cuenta con plantas
cuya capacidad de producción se ubica a la altura de las mejores y más grandes del
mundo.
El Complejo Petroquímico Cangrejera tiene como objetivo incrementar la
productividad y promover el crecimiento de sus instalaciones manteniendo la integridad de
su personal, enfocando sus actividades a la modernización de procesos.
Actualmente opera con 16 plantas activas, las cuales se encuentran dirigidas a
una cadena de derivados de Etileno y otra de Aromáticos, obteniendo como productos
principales el Polietileno de Baja Densidad, Estireno, Óxido de Etileno, Benceno, Tolueno
entre otros, los que son utilizados para la obtención de productos finales tales como:
pinturas, detergentes, cosméticos, teléfonos, bolsas, juguetes, farmacéuticos, cintas, etc.
En el año 2000 obtuvo la certificación bajo la norma ISO 14001:1996 y en 2002 la
certificación bajo la norma ISO 9001:2000.
En materia de conservación natural, protege y mejora un predio de más de 20 mil
m² en el interior de su industria, denominado “Reserva Ecológica Cangrejera”.1
Figura 1.1 Plano de Localización
1.-Manual de Operación de la Planta Estabilizadora del Complejo Petroquímico “ La Cangrejera”.
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4
1.2 Uso de Crudo Maya como combustible alterno
El combustóleo mexicano se caracteriza por su alta viscosidad y elevados
contenidos de azufre y vanadio. Esta particularidad determina una problemática
característica en los generadores de vapor que utilizan este combustible.
Aproximadamente el 70% de la energía eléctrica que se produce en México
proviene de la combustión de hidrocarburos como el combustóleo, gas natural y diesel;
siendo el primero el principal combustible utilizado. El combustóleo es el residuo que se
obtiene al final del proceso de refinación del petróleo crudo en las refinerías de Pemex.
Este residuo es acondicionado con mezclas de fracciones ligeras de otros hidrocarburos
para su manejo y combustión en los generadores de vapor de la Comisión Federal de
Electricidad.
El combustóleo mexicano se caracteriza por su alta viscosidad y elevados
contenidos de azufre y vanadio. Esta particularidad determina una problemática
característica en los generadores de vapor que utilizan este combustible.
Particularmente, se han identificado problemas relacionados con los procesos de
combustión, de corrosión de materiales utilizados en zonas de alta y baja temperatura, de
contaminación por emisión de gases y partículas suspendidas, al igual que alteraciones
del patrón de flujo térmico en los generadores de vapor entre otros.
Nuestro país produce tres tipos de petróleo crudo: Olmeca, Istmo y Maya. La
diferencia entre estos crudos estriba en su densidad y el contenido de azufre. El crudo
Olmeca y el Istmo están clasificados como superligero y ligero, respectivamente; mientras
que el crudo Maya está clasificado como un crudo pesado, con una densidad de 1.0 a
0.92 g/cm3 y un contenido mínimo de azufre de 3.3 %.
Con el propósito de incorporar un mayor valor agregado al crudo Maya, Pemex ha
buscado alternativas de procesamiento a este producto. Una de estas alternativas es la
de procesar el crudo Maya en la planta despuntadora del complejo petroquímico la
Cangrejera, Veracruz, con capacidad de producción de 200 mil barriles por día y producir
un crudo parcialmente procesado (crudo Maya despuntado). Este producto se propone
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5
como un combustible alterno para ser suministrado a los usuarios que tradicionalmente
han utilizado combustóleo en sus generadores de vapor.
El crudo Maya despuntado tiene algunas propiedades físicas y químicas diferentes
a las del combustóleo.
En la Tabla 1.1 se muestran los valores comparativos entre algunas propiedades
fisicoquímicas y el análisis químico elemental de una muestra de crudo Maya despuntado
y los valores obtenidos de una muestra de combustóleo.
Tabla 1.1. Análisis y propiedades fisicoquímicas de un Combustóleo y del Crudo Maya
despuntado
Determinación Combustóleo Crudo Maya
Poder Calorífico Bruto (Cal/gr) 10,157 10,203
Poder Calorifico Neto (Cal/gr) 9,599 9,632
Azufre (%peso) 3.39 3.71
Carbón con radsom (%peso) 16.0 12.57
Cenizas (%peso) 0.065 0.050
Gravedad especifica @60/60 (°F) 0.9990 0.9550
Tensión superficial @60°C (Dinas/cm) 30.9 29.5
Carbono (%peso) 84.81 84.33
Hidrógeno (%peso) 10.93 11.18
Nitrógeno (%peso) 0.20 0.36
Oxigeno (%peso) 0.21 0.37
Viscosidad s.s.f. @°F 502 93
Insolubles en NC5 (%peso) 14.12 15.19
Temperatura de inflamación p.m (°C) 102 35
Agua por destilación (%vol.) 0.4 0.1
Agua y sedimento (%vol.) 0.45 0.50
Tabla 1.2. Análisis químico cuantitativo de algunos metales en el Combustóleo y en el Crudo Maya despuntado.
Elemento Combustóleo Cantidad (PPM)
Crudo Maya despuntado Cantidad (PPM)
Vandio 290 240
Niquel 32.9 35.6
Sodio 10.1 7.3
Fierro 4.9 4.6
Cobre 0.7 12.4
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6
Como puede apreciarse en las Tablas 1.1 y 1.2, existen algunas diferencias en las
propiedades físicas del crudo Maya despuntado respecto al combustóleo, principalmente
en la viscosidad y temperatura de inflamación. Estas diferencias podrían imponer
requerimientos adicionales en el sistema de almacenamiento y manejo de este
combustible. También es posible que el proceso de combustión sea afectado y se
produzcan modificaciones a los patrones de flujo de calor en el horno de los generadores
de vapor o modificar las emisiones de gases y partículas al medio ambiente.
Por otra parte, el crudo Maya despuntado al igual que el combustóleo contiene
cantidades significativas de elementos como sodio, azufre, vanadio. La combinación de
estos elementos podría modificar la corrosividad de las cenizas que se depositan sobre
los materiales que componen las tuberías de las distintas secciones de los generadores
de vapor y crear situaciones de un mayor desgaste por corrosión de los materiales.5
5.-Artículos sobre el crudo maya, realizado por el Instituto Mexicano del Petroleo (IMP) [http://www.imp.org.mx/2001c/tenden.pdf]
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7
1.3 La planta estabilizadora de crudo
La planta estabilizadora de crudo del Complejo Petroquímico “La
Cangrejera”,Veracruz; tiene la finalidad de separar el crudo los componente c8 y más
ligeros, así como el fraccionamiento posterior de dicha corriente, para obtener un corte C1-
C4 y otro C5-C8 (Nafta debutanizada) que servirán como alimentaciones a las plantas
fraccionadora e hidrodesulfuradora, respectivamente, del mismo complejo de la
Cangrejera, ver.
1.3.1Tipo de Proceso
El proceso que se utilizará será el de estabilización mediante destilación primaria
del crudo y fraccionamiento del corte ligero separado.
1.3.2 Capacidad y Rendimiento
La planta opera con un factor de servicio del 90%, es decir opera 329 días al año.
La planta esta diseñada para procesar una carga de 200 000 B.P.D de crudo tipo cactus-
sitio Grande
La capacidad normal de operación será igual que la de diseño, es decir 200 000 B.P.D.
La capacidad mínima de operación será igual al 60% de la capacidad de diseño, es decir
120 000 B.P.D.
1.4 Descripción del proceso
1.4.1 Sección de calentamiento y desalado
El crudo proveniente de límite de batería se bombea mediante las bombas de
carga GA-2001 AB/R a través de 2 trenes de precalentamiento, con objeto de elevar
su temperatura de 27°C (80°F) hasta 207°C (405°F), previamente a su entrada a los
calentadores de fuego directo que elevan su temperatura hasta 264 °C (507°F).
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8
El precalentamiento del crudo se lleva acabo aprovechando el calor de los fondos
de la columna estabilizadora DA-2001, así como de la extracción lateral de la misma torre.
Una vez que el crudo ha alcanzado una temperatura de 90°C (194°F) en el tren “A” de
precalentamiento de crudo y de 102°C (215°F) en el tren “B” de precalentamiento de
crudo, pasa a las unidades desaladoras FA-2005 AB en las que se lleva acabo un
desalado simple o en una etapa, desde 200 lb NaCl/1000 Bbl hasta 10 lb NaCl/1000 Bbl.
El crudo antes de entrar a las desalaldoras, se mezcla con agua ( 4 a 6% en
volumen con respecto al crudo) con el fin de lograr la extracción de sales (cloruro de
sodio, magnesio, calcio y fierro principalmente).
Al salir de las desaladoras, el crudo, ya desalado, continúa precalentándose en los
intercambiadores de calor que anteceden a los calentadores de carga.
Después de unirse las corrientes independientes de crudo de cada tren, pasan a
los calentadores de fuego directo en los que se eleva la temperatura hasta 264°C (507°F),
produciéndose la vaporización requerida para alimentarse a la torre estabilizadora
DA2001.
1.4.2 Sección de estabilización
Las condiciones de operación en los domo de la torre DA4001 son: 1.76 kg/cm2
man y 140 °C (25 psig y 284 °F).
En dicha torre estabilizadora se separan del crudo los componentes C8 y más
ligeros. El crudo estabilizado, a una temperatura de 252°C (485 °F) se hace pasar, por
medio de las bombas GA-4002 AB/R, a través de la mayoría de los equipos de
intercambio de calor que forman el tren de precalentamiento de crudo, cediendo su calor
hasta lograr una temperatura de 74°C (164°F).
El crudo en estas condiciones pasa después por el enfriador de Crudo
estabilizado EA-2002 en el que se enfría hasta 50°C (122°F), enviándose después a
limites de batería.
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9
De la torre estabilizadora DA-2001, se toma una extracción lateral a la altura del
plato N° 9 mediante la bomba GA-2003 /R, con el objetivo de reducir la carga térmica en
los condensadores de la torre, dicha extracción intercambia calor con el crudo de carga en
los equipos EA-2005, EA2006, EA-2008, bajando se temperatura desde 171°C (393 °F)
hasta 93°C (200 °F) la cual regresa a la torre en el plato N°6.
Cuando la planta opera al 60% de su capacidad, funciona solamente un tren de
precalentamiento de crudo.
Los vapores de los domos de la torre DA-2001 formados por componente C8 y
más ligeros, pasan al condensador de la torre estabilizadora EA-2015, en el que se
condensan y enfrían hasta 40°C (104°F).
Habiéndose llevado a cabo la condensación, la mezcla resultante de liquido-vapor
se separa en el acumulador de reflujo de la torre estabilizadora FA-2001.
El liquido separado se divide en 2 corrientes: una es el reflujo de la torre y la otra
corriente básicamente constituye la alimentación a la torre debutanizadora DA-2002.
Ambas corrientes se bombean mediante las bombas GA-2004 /R y GA-2005/R,
respectivamente.
Los vapores separados en FA-2001 pasan al tanque de succión del compresor
FA-2002, del que los toma el compresor GB-2001 y eleva su presión hasta 6.3 kg/cm2
man (90 psig).
El fluente del compresor pasa al condensador EA-2016 que enfría los vapores
hasta 44°C (111°F) Produciéndose una mezcla liquido-vapor que se separa en el tanque
separador FA-2003.
El vapor separado se une con el producto gaseoso de los domos de la torre
desbutanizada.
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10
1.4.3 Sección de desbutanizado
El liquido separado en el tanque FA-2003 se mezcla mediante la bomba GA-
2006/R con el producto liquido del tanque acumulador de reflujo de la torre estabilizadora
FA-2001 y queda así constituida la carga para la torre desbutanizadora DA-2002.
La carga a la torre desbutanizadora se precalienta desde 40°C (104°F) hasta
138°C (280°F) en el intercambiador de calor EA-2018 utilizando como medio de
calentamiento los fondos de la misma torre.
Una vez precalentada la alimentación, se alimenta a la torre desbutanizadora DA-
2002 en cuyo domo se opera a 66°C y 9.85 kg/cm2 man (151°F y 140 psig)
Los vapores de los domos de la torre DA-2002 pasan al condensador de la torre
desbutanizadora EA-2019 donde se condensan y enfrían hasta 44°C (111°F),
produciéndose también una mezcla liquido-vapor, que se separa en el acumulador de
reflujo de la torres desbutadizadora FA-2004.
El vapor separado, se mezcla con el vapor que sale del separador FA-2003 y se
envía como gases amargos a tratamiento, a la Unidad Tratadora y Fraccionadora de
Hidrocarburos.
Parte del líquido separado constituye el reflujo de la Torre Desbutanizadora DA-
2002.
Al resto del líquido se le aumenta la presión hasta 17.6 kg/cm2 man. (250 psig) con
la bomba de Producto GA-2008/R y se envía como parte de la carga a Unidad tratadora y
fraccionadora de Hidrocarburos también en la Cangrejera, Ver.
Los fondos de la torre a 172 °C (342°F), constituidos fundamentalmente por C5 -C8,
intercambian calor con la alimentación a la Torre DA-2002, enfriándose hasta 71°C
(160°F), enviándose después a la Planta Hidrodesulfuradora.
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11
Cuando no se envían los fondos de la Torre DA-2002 a la Planta
Hidrodesulfuradora, éstos pasarán al Enfriador EA-2020, en el que se enfriarán hasta
38°C (100°F) y se enviarán a almacenamiento.
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1.5 Filosofía Básica de Operación 1.5.1 Sección de Calentamiento:
Esta sección puede dividirse a su vez en:
Sección de Precalentamiento
Sección de Calentamiento, propiamente dicho.
1.5.1.1 Sección de Precalentamiento
Esta sección esta constituida por dos trenes de precalentamiento de crudo en
paralelo, que incluyen, cada uno, siete unidades de intercambio de calor.
La principal variable de operación que afecta esta sección es el flujo, que debe ser la
mitad del total, circulando por cada uno de los trenes de precalentamiento. Para controlar
el flujo de crudo, se cuenta con controladores de flujo a la salida de las bombas de carga,
en cascada con un controlador de presión a la salida del tren de precalentamiento.
El crudo estabilizado, como no pasa por el mismo numero de carcazas por ambos
trenes, podría no repartirse equitativamente, por lo que se tiene también control del flujo a
la salida de cada uno de los trenes de precalentamiento de crudo, en cascada con un
control de nivel en los fondos de la Torre Estabilizadora.
1.5.1.2 Sección de Calentamiento
Esta sección esta integrada por dos calentadores de fuego directo con clave BA-
2001A-B. Cada uno de ellos maneja la mitad de la carga de crudo y para ello se tienen
controladores de flujo individuales a la entrada de los serpentines de cada horno.
La temperatura de salida de los hornos se controla mediante un controlador de
temperatura, en cascada, con un control de presión que controla indirectamente el flujo de
gas combustible.
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13
1.5.2 Sección de Estabilización
Esta sección esta formada, fundamentalmente, por la Torre Estabilizadora DA-
2001.Los fondos de dicha torre se utilizan para precalentar el crudo de carga, al igual que
la extracción lateral de la misma.
El flujo de dicha extracción se controla por medio de un controlador de flujo instalado
en la línea de retorno.
La temperatura de los domos de la Torre Estabilizadora se controla por medio de un
controlador de temperatura en cascada con un control de flujo que controla el reflujo de la
torre.
En esta sección se incluyen también el condensador de la Torre Estabilizadora EA-
2015 y su respectivo tanque acumulador de reflujo, FA-2001 así como un compresor de
los gases separados en el FA-2001, con su correspondiente tanque de succión, un
enfriador del efluente del compresor, y un tanque separador de la mezcla liquido-vapor
producida por enfriamiento.
La presión es una variable de operación importante en esta sección y se controla
mediante un control de presión a la salida del tanque de succión del compresor. Dicho
controlador es de rango dividido y, en caso de sobrepresionarse el sistema, se abriría la
2a válvula hacia el desfogue.
1.5.3 Sección de Fraccionamiento
Las variables de operación importantes en esta sección son la temperatura y la
presión. La temperatura de Domos de la Torre desbutanizadora se controla mediante un
controlador de temperatura en cascada con un controlador de reflujo de la torre.
La temperatura de salida del calentador de fondos de la Torre Desbutanizadora se
regula por medio de un controlador de temperatura en cascada, con un controlador de
presión que inspecciona el paso de gas combustible.
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14
La presión se controla por medio de un controlador de presión de rango dividido a la
salida del tanque acumulador de la Torre Desbutanizadora.1
1.-Manual de Operación de la Planta Estabilizadora del Complejo Petroquímico “ La Cangrejera
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1.6 Diagrama de la Planta Estabilizadora de Crudo
Sección de Estabilización
Sección de Desbutanizado
DA2001
FA2002
GA2005
GB2001
EA20016
Crudo
Maya
Extracción
Lateral
Crudo
Estabilizado
Vapores a
Tanque de
Succión
Alimentación a
DA2002_a
Q_2001
Q_2001_a
Q_GA2005
Q_GB2001
Q_EA2016
T_2001
Vapores a
compresor_a
Vapores a
compresor_b
Descarga del
compresor_b
Condensado
Alimentación a
DA2002_a1
DA2001
FA2002
GA2005
GB2001GB2001
EA20016
Crudo
Maya
Extracción
Lateral
Crudo
Estabilizado
Vapores a
Tanque de
Succión
Alimentación a
DA2002_a
Q_2001
Q_2001_a
Q_GA2005
Q_GB2001
Q_EA2016
T_2001
Vapores a
compresor_a
Vapores a
compresor_b
Descarga del
compresor_b
Condensado
Alimentación a
DA2002_a1
DA2002
EA2018
Domo
C4 y más ligeros
C5 y C8
C5 y C8 a L.B.
Alimentación
DA2002
FA2003
GA2006
M_2001
Gas
Agua
Amarga Q_2006
Q_DA2002_a
Q_DA2002_b
Alimentación a
DA2002_b
Alimentación a
DA2002_b1
Alimentación
DA2001
DA2002
EA2018
Domo
C4 y más ligeros
C5 y C8
C5 y C8 a L.B.
Alimentación
DA2002
FA2003
GA2006
M_2001
Gas
Agua
Amarga Q_2006
Q_DA2002_a
Q_DA2002_b
Alimentación a
DA2002_b
Alimentación a
DA2002_b1
Alimentación
DA2001
Vapor
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CAPITULO II
Simulación
2.1 Concepto de Simulación
Consiste en evaluar numéricamente el modelo para condiciones específicas. El
simulador de procesos resuelve las variables desconocidas a partir de las conocidas o
parámetros de diseños deseados.
Usa las relaciones físicas fundamentales:
Balances de masa y energía
Relaciones de equilibrio
Correlaciones de velocidad (Reacción y transferencia de masa y calor)
Predice:
Flujos, composiciones y propiedades de las corrientes
Condiciones de operación
Tamaño de equipo
Algunas aplicaciones
Diseño y optimización de procesos
Entrenamiento operativo de operarios
Para llevar a cabo control de procesos (estrategias de control predictivo)
Ventajas de la Simulación
Reduce el tiempo de diseño de una planta
Permite al diseñador examinar rápidamente varias configuraciones de planta.
Ayuda a mejorar procesos actuales
Responde a las interrogantes en el proceso
Determina condiciones óptimas del proceso dentro de las restricciones dadas
Se debe tener en cuenta que los resultados de una simulación no son siempre fiables
y estos se deben analizar críticamente.
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17
Hay que tener en cuenta que los resultados dependen de:
La calidad de los datos de entrada
De que las correlaciones empleadas sean las apropiadas (escoger bien el paquete
termodinámico)
Elección adecuada el proceso.
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18
2.2 Simuladores de procesos químicos
Entre 1970 y 1990 comenzaron a surgir simuladores de procesos comerciales. Son
herramientas básicas en los programas universitarios de ingeniería química.
Las tres empresas que se reparten casi la totalidad del mercado de la simulación de
procesos son:
AspenTech
Honeywell
Simulation Sciences
El sector del petróleo y gas ha sido uno de los preferidos por las empresas de
simulación de procesos. Modelos forman parte del Know-how privado de la compañía.
Existen software de simulación privados(desarrollados por empresas) y académicos que
poseen características de simulación especificas que pueden superar muchas veces a los
paquetes comerciales.
Algunos de los paquetes actuales de software se muestran a continuación:
CHEMCAD creado en 1984
Paquete de módulos que abarca: Cálculo y diseño de intercambiadores
de calor Simulación de destilaciones
dinámicas Simulación de reactores por lotes Simulación de destilaciones por lotes Simulación de redes de tuberías
SuperPro-Designer Provee:
Simulación del proceso Evaluación económica Análisis avanzado del rendimiento específico Programación del proceso Valoración del impacto ambiental
(incluyendo cálculos rigurosos de la emisión de VOC).
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19
Sistema Avanzado para Ingeniería de Procesos - Advanced System for Process Engineering (ASPEN). Desarrollado en los años 1970s por investigadores del MIT. Comercializado desde 1980 por una compañía denominada AspenTech. AspenPlus tiene la base de datos más amplia entre los simuladores de procesos comerciales, e incluye comportamiento de iones y de electrolitos. Tiene muchos datos de propiedades a varias temperaturas y presiones.
Adquirido por Aspentech en 2004. Software especializado para la industria petroquímica. Las principales ventajas de HYSYS son:
Su facilidad de uso (interfaz amigable) Base de datos extensa (superada solo por la de
AspenPlus) Utiliza datos experimentales para sus
correlaciones. La mayoría de los datos son experimentales, aunque algunos son estimados (la mayoría de simuladores usa modelos predictivos como UNIFAC)
Las principales desventajas de HYSYS son: Pocas o nulas aplicaciones de sólidos Software de optimización limitado (el optimizar no
es muy potente)
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20
2.3 Simulador HYSYS
Hysys es un software para la simulación de plantas petroquímicas y afines. Incluye
herramientas para estimar:
Propiedades físicas
Equilibrios líquido vapor,
Balances de materias y energía
Simulación de muchos equipos de ingeniería química.
Simula procesos en estado estacionario y dinámico.
Los parámetros de diseño como número de tubos de un intercambiador de calor,
diámetro de la carcasa y número de platos de una columna no pueden ser calculados por
Hysys.
Hysys es una herramienta que proporciona una simulación de un sistema que se describe
con anterioridad.
Hysys puede emplearse como herramienta de diseño, probando varias
configuraciones del sistema para optimizarlo.
Para el análisis de la sustitución del Nafta Importada por el Crudo Maya como
insumos para la Planta estabilizadora del Complejo Petroquímico “La Cangrejera” es
preciso realizar una simulación empleado el programa de simulación estacionaria Hysys
versión 3.2, uno de los más utilizados en las empresas e ingenierías del sector
Petroquímico.
La simulación estacionaria no solamente puede ser útil para el diseño de nuevos
procesos y para la optimización de otros ya implantados, sino que además puede ser
usada para la obtención de modelos de procesos ya existentes que, ajustados con datos
reales de planta, puedan servir para:
Investigar su comportamiento en condiciones estacionarias de proceso.
Llevar a cabo el estudio de posibles estrategias de control.
Desarrollar posteriormente modelos dinámicos que puedan ser usados para
investigar el comportamiento dinámico del proceso.
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21
2.4 Composición de la Carga
A continuación se presenta en la Tabla 2.1 la composición del Crudo Maya en %peso
y % volumen que es preciso especificar al simulador
Tabla 2.1 Composición del Crudo Maya
COMPONENTE % PESO % VOL.
Propano 0.04 0.07
Isobutano 0.01 0.01
Butano normal 0.06 0.08
Isopentano 0.12 0.15
Pentano normal 0.19 0.23
2-Metilbuteno-2 0.00 0.00
2,2-Dimetilbutano 0.00 0.00
Ciclopentano 0.04 0.04
2,3-Dimetilbutano 0.05 0.05
2-Metilpentano 0.39 0.45
3-Metilpentano 0.42 0.47
Hexano normal 2.13 2.42
Metilciclopentano 1.05 1.05
2,4-Dimetilpentano 0.15 0.17
2,2,3-Trimetilbutano 0.01 0.01
Benceno 0.50 0.42
3,3-Dimetilpentano 0.00 0.00
Ciclohexano 1.15 1.11
2-Metilhexano 2.47 2.73
3-Metilhexano 2.18 2.37
C-1,3-Dimetilciclopentano 0.46 0.46
T-1,3-Dimetilciclopentano 0.44 0.42
3-Etilpentano 1.08 1.18
2,2,4-Trimetilpentano 0.00 0.00
Olefinas C-7 0.00 0.00
Heptano normal 6.26 6.85
Metilciclohexano 2.89 2.81
2,2-Dimetilhexano 0.16 0.17
Etilciclopentano 0.63 0.62
2,5-Dimetilhexano 0.23 0.24
2,4-Dimetilhexano 0.35 0.38
T-C-1,2,4-Trimetilciclopentano 0.33 0.33
3,3-Dimetilhexano 0.05 0.06
T-C-1,2,3-Trimetilciclopentano 0.41 0.40
2,3,4-Trimetilpentano 0.12 0.12
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22
Tolueno 2.73 2.36
2,3-Dimetilheptano 0.38 0.40
2-Metil-3-Etilpentano 0.22 0.23
2-Metilheptano 2.55 2.74
4-Metilheptano 0.81 0.86
3,4-Metilhexano 0.00 0.00
3-Metilheptano 0.88 0.94
C-1,3-Dimetilciclohexano 2.12 2.07
T-1,4-Dimetilciclohexano 0.00 0.00
2,2,4,4-Tetrametilpentano 0.30 0.31
C-1-Etil-3-Metilciclopentano 0.31 0.30
T-1-Etil-2-Metilciclopentano 0.58 0.57
T-1,2-Dimetilciclohexano 0.49 0.48
C-C-1,2,3-Trimetilciclopentano 0.32 0.31
Olefinas C8 0.22 0.23
Octano normal 6.24 6.64
Nafteno C8 0.00 0.00
2,4,4-Trimetilhexano 0.14 0.14
2-Metil-4-Etilhexano 0.00 0.00
2,3,5-Trimetilhexano 0.04 0.04
C-1-Etil-2-Metilciclopentano 0.00 0.00
2,2 Dimetilheptano 0.13 0.14
2,2 Dimeti-3-etilpentano 0.09 0.09
C-1,2-Dimetilciclohexano 0.34 0.32
N-Propilciclopentano 1.53 1.48
2,6-Dimetilheptano 0.91 0.89
1,1,3—Trimetilciclohexano 0.94 0.93
3,5-Dimetilheptano 0.53 0.55
2,3,3-Trimetilhexano 0.23 0.24
3,3-Dimetilheptano 0.15 0.16
Etilbenceno 1.56 1.35
2,3,4-Trimetilhexano 0.40 0.42
Meta-Xileno 2.32 2.01
Para-Xileno 1.81 1.57
3,4-Dimetilheptano D/L 0.28 0.29
Nafteno C9 0.24 0.23
2,3-Dimetil-3-Etilpentano 0.18 0.19
4-Metiloctano 1.01 1.05
2-Metiloctano 1.29 1.35
3-Etilheptano 0.23 0.24
3-Metiloctano 1.61 1.68
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23
Orto-Xileno 1.71 1.45
C-C-1,2,4-Trimetilciclohexano 0.04 0.04
1-Metil-2-Propilciclopentano 0.83 0.81
C-1-Etil-3-Metilciclohexano 0.43 0.41
T-1-Etil-4-Metilciclohexano 0.31 0.30
Isobutilciclopentano 0.20 0.19
Olefinas C9 0.33 0.34
Nonano normal 7.24 7.53
Olefina C10 0.19 0.19
T-1-Etil-3-Metilciclohexano 0.13 0.13
1-Metil-1-Etilciclohexano 0.23 0.22
Isopropilbenceno 0.48 0.41
Parafinas C10 0.39 0.40
Secbutilciclopentano 0.34 0.33
Isopropilciclohexano 0.06 0.06
2,2,Dimetiloctano 0.00 0.00
4,4,Dimetiloctano 0.00 0.00
3,5 Dimetiloctano D/L 1.09 1.12
N-Propilciclohexano 0.51 0.48
N-Butilciclopentano 1.45 1.36
2,6-Dimetiloctano 0.16 0.17
N-Propilbenceno 0.66 0.57
3,3-Dimetiloctano 1.20 1.24
Meta-Etiltolueno 1.22 1.05
Para-Etiltolueno 0.64 0.55
1,3,5-Trimetilbenceno 0.79 0.69
5-Metilnonano 0.42 0.44
4-Etiloctano 1.12 1.15
4-Metilnonano 0.88 0.91
Orto-Etiltolueno 0.91 0.78
3-Etiloctano 0.25 0.26
3-Metilnonano 1.16 1.19
T-1-Metil-4-Isopropilciclohexano 0.00 0.00
1,2,4-Trimetilbenceno 1.85 1.60
Terbutilciclohexano 0.43 0.40
Isobutilciclohexano 0.27 0.25
Nafteno C10 0.42 0.40
Isobutilbenceno 0.15 0.13
Decano normal 4.88 5.01
1,2,3-Trimetilbenceno 0.59 0.53
Parafina C11 0.59 0.60
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24
1-Metil-3-Isopropilbenceno 0.19 0.16
1-Metil-4-Isopropilbenceno 0.00 0.00
Secbutilciclohexano 0.71 0.66
1-Metil-2-Isopropilbenceno 0.44 0.38
1,3-Dietilbenceno 0.27 0.25
1-Metil-3-Propilbenceno 0.18 0.16
N-Butilbenceno 0.23 0.22
1,3-Dimetil-5-etilbenceno 0.12 0.11
1,2-Dietilbenceno 0.09 0.09
1-Metil-2-Propilbenceno 0.00 0.00
4-Metil-Decano 0.13 0.13
1,4-Dimetil-2-Etilbenceno 0.11 0.10
1,3-Dimetil-4-Etilbenceno 0.19 0.19
1,2-Dimetil-4-Etilbenceno 0.12 0.12
1-Metil-3-Terbutilbenceno 0.00 0.00
1-Metil-4-Terbutilbenceno 0.17 0.15
1,3-Dimetil-2-Etilbenceno 0.03 0.02
Aromático C11 0.02 0.02
Parafina C12 0.00 0.00
1,2-Dimetil-3-Etilbenceno 0.04 0.03
Olefinas C-11 0.00 0.00
Undecano normal 0.08 0.08
1,2,4,5-Tetrametilbenceno 0.00 0.00
1,2,3,5-Tetrametilbenceno 0.00 0.00
Pentilbenceno 0.00 0.00
1,3-Dimetil-5-Terbutilbencen 0.00 0.00
Dodecano normal 0.00 0.00
No identificados 3.81 3.81
En la Tabla 2.2 se presenta un resumen de la caracterización del Crudo Maya por
grupo de hidrocarburos en % peso y % volumen.
Tabla 2.2 Caracterización del Crudo Maya por grupo de Hidrocarburos6
COMPONENTE % PESO % VOLUMEN
Parafinas 27.03 28.77
Isoparafinas 27.65 29.25
Olefinas 0.74 0.76
Naftenos 20.64 19.95
Aromáticos 20.13 17.46
No Identificados 3.81 3.81
TOTAL 100 100 6.- Fox M.A. y Whitesell, J. k. Química Orgánica
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25
En la figura 2.1 se muestra la ventana del simulador Hysys en la cual se adicionaron
cada uno de los componentes del Crudo Maya
Figura 2.1 Adición de cada uno de los componentes del Crudo Maya
2.5 Selección de la opción termodinámica
En primer lugar, se buscó en bibliografía especializada y en los manuales de usuario
de Hysys 3.2 cuales podrían ser las opciones termodinámicas más aconsejables para el
tipo de proceso que se pretende simular.
Este paso es muy importante y se le debe dar la importancia adecuada, ya que
definirá la base de la simulación.
Para el presente caso de estudio se simulará la Planta Estabilizadora de Crudo, en
la cual los equipos principales son dos torres de destilación; las corrientes de alimentación
de dichas torres son hidrocarburos; cuya composición es la que se mencionó en la Tabla
2.1 y Tabla 2.2.
Se ha elegido la opción termodinámica basada en el modelo de Peng-Robinson,
esta opción termodinámica es la que describe adecuadamente el comportamiento
fisicoquímico del proceso y la que mejor ajusta los datos reales de planta.2
En la figura 2.2 se muestra la ventana del simulador Hysys en la cual se eligió el paquete
termodinámico; Peng-Robinson.
2.-Integrated System of Engineering Software. Hysys Process. User’s Guide
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26
Figura 2.2 Selección de la opción termodinámica
Una vez elegido el paquete termodinámico se procede a ir introduciendo cada uno de
los equipos para la simulación de la Planta Estabilizadora, a continuación procederé a ir
indicando las variables de entrada:
2.6 Sección de Estabilización
2.6.1 Torre de Estabilización (DA2001):
Es una torre de 16 platos perforados de Acero al Carbón
Domo: 284°F y 25 psig (140 °C y 1.76 kg/cm2 man)
Temperatura de Operación en la Parte superior: 284°F (140°C)
Temperatura de Operación en la Parte inferior: 485°F (251.7°C)
2.6.1.1Alimentación a la Torre Estabilizadora (Crudo Maya):
Flujo Másico de entrada: 1, 228,317 lb/hr (557,200 kg/hr)
Temperatura: 507.2 °F (264 °C )
Presión: 2802.3 psig (197 kg/cm2 man)
2.6.1.2 Vapores hacia en tanque de succión del compresor:
Flujo Másico: 12,270 lb/hr (5566.6 kg/hr)
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27
2.6.1.3Alimentación a la Torre Desbutanizadora (T.D.):
Flujo Másico: 236,500 lb/hr (107266 kg/hr)
2.6.1.4 Extracción Lateral:
Flujo Másico: 712,900 lb/hr (323370 kg/hr)
2.6.1.5 Crudo Estabilizado:
Flujo Másico: 1239884.4 lb/hr (562,400 kg/hr)
Relación de Reflujo:
LV DD
L= 2.52
Figura 2.3 Diagrama de la Torre Estabilizadora
La figura 2.4 muestra la ventana de diseño de la Torre Estabilizadora proporcionada
por el simulador, aquí se nombran a la T.E. (DA2001), las corrientes de entrada y salida
de las misma.
Crudo Maya
Extracción Lateral
Vapores a Tanque de Succión
Alimentación a DA2002_a.
Crudo Estabilizado
Q_2001a
Q_2001
Q_Ex_L DA-2001
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28
Figura 2.4 Diseño de la Torre Estabilizadora
En la Figura 2.5 se muestra la ventanas del simulador en la se introdujeron los flujos
másicos de algunas de la corrientes necesarias para la convergencia de la Torre
estabilizadora.
Figura 2.5 Especificación de los Flujos másicos
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29
2.6.2Tanque de Succión del Compresor (FA2002):
Figura 2.6 Diagrama del Tanque de Succión del Compresor
En seguida se presenta la Figura 2.7 que muestra la ventana de diseño del tanque de
succión del compresor proporcionada por el simulador, aquí se nombran el tanque de
succión (FA2002), las corrientes de entrada y salida.
Figura 2.7 Diseño del Tanque de Succión del Compresor
Vapores a
compresor_ a
Vapores a Tanque de
Succión
Agua
FA2002
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30
2.6.3 Compresor de Gases de la Torre Estabilizadora: (GB2001)
Presión de Entrada: 39.20 psia (1.72 kg/cm2)
Presión de Salida: 104.7 psia (6.3 kg/cm2)
En la Figura 2.8 se muestra el diagrama de las corrientes de entrada y de salida del
compresor GB2001.
Figura 2.8 Diagrama del Compresor
A continuación se presenta la Figura 2.9 que muestra la ventana de diseño del
compresor proporcionado por el simulador, en la cual se especifica el nombre del
compresor, la corriente de entrada y salida; así como el nombre de la corriente de
energía.
Figura 2.9 Diseño del Compresor
Vapores a
compresor_b
Descarga del
compresor
Q_GB2001
GB_2001
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31
2.6.4 Condensador de descarga del compresor ( EA2016)
Temperatura de entrada (Descarga del compresor): 164.4 °C
Temperatura de salida ( Condensado): 43.9 °C
:P 2.66 psi
Figura 2.10 Diagrama del Condensador
Figura 2.11 Diseño del Condensador
En la Figura 2.12 se muestra la ventana del simulador donde se especifico la caída de
presión del condensador EA2016
Descarga del compresor Condensado
Q_EA2016 EA2016
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32
Figura 2.12 Especificación de la caída de Presión del Condensador
En la Figura 2.13 se presenta la ventana del simulador en la cual se especificó la
temperatura de la corriente de salida del condensador.
Figura 2.13 Especificación de la temperatura de la corriente de salida Condensador
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33
2.6.5 Separador de la Descarga del Compresor (FA2003) Flow : 116600 lb/hr (5289 kg/hr)
Figura 2.14 Diagrama del Compresor
Figura 2.15 Diseño del Condensador
Condensado
Alimentación a DA_2002_b
Vapor
Agua Amarga
FA2003
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34
2.6.6 Bomba de Alimentación a la Torre Desbutanizadora (GA2005)
:P 211 psi
Figura 2.16 Diagrama de la Bomba
Figura 2.17 Diseño de la bomba
En la Figura 2.18 se muestra la ventana del simulador donde se especifico la caída de
presión de la GA_2005
Figura 2.18 Especificación de la caída de Presión de la Bomba
Alimentación a DA2002_a
Alimentación a DA2002_a1
Q_GA2005
GA2005
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35
2.6.7 Bomba de Descarga (Efluente) del Compresor (GA2006):
:P 150 psi
Figura 2.19 Diagrama de la Bomba
Figura 2.20 Diseño de la bomba
En la Figura 2.21 se muestra la ventana del simulador donde se especifico la caída de
presión de la GA_2006
Figura 2.21 Especificación de la caída de Presión de la Bomba
La bomba GA2006 es el último equipo correspondiente a la Sección de
Estabilización.
Alimentación a DA2002_b
Alimentación a DA2002_b1
Q_GA2006
GA2006
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36
2.7 Sección de Desbutanizado
A partir de este momento se empezaran a describir los equipos pertenecientes a la
Sección de Desbutanizado.
2.7.1 Mezclador de la alimentación a la Torre Desbutanizadora (M_2001):
Figura 2.22 Diagrama del Mezclador
La Figura 2.23 muestra la ventana de diseño del mezclador proporcionada por el
simulador, aquí se nombran el mezclador, las corrientes de entrada y la corriente de
salida.
Figura 2.23 Diseño de la bomba
Alimentación a DA2002_b1
Alimentación a DA2002_a1
Alimentación DA2002
M_2001
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37
2.7.2 Precalentador de Carga de la Torre Desbutanizadora (EA2018):
Coraza( Fondo de la T.D)7
Flujo: 208, 400 lb/hr (94540 kg/hr)
Temperatura entrada: 402 °F ( 205.6 °C)
Temperatura de Salida: 369 °F (187.4°C)
Presión de Entrada: 164.7 psia
:P 31 - 30 psi
Tubo ( Alimentación a la T.D)7
Flujo: 248,200 lb/hr (112,600 kg/hr)
Temperatura entrada: 247.3 °F ( 119.6 °C)
Temperatura de Salida: 280 °F (137.8°C)
Presión de Entrada: 164.1 psia
:P 30 - 8 psi
Figura 2.24 Diagrama del Precalentador de la Carga
En la Figura 2.25 se muestra la ventana de diseño del precalentador de la carga en
la que se especifica en el nombre la corriente de entrada y salida, así mismo se indica
que corrientes irán por lado de los tubos y cual por lado de la coraza.
7.- Donald Q. Kern Procesos de Tranferenica de Calor. McGraw-Hill,1965
Alimentación DA2002
Alimentación
DA2002_1
C5 y C8
C5 y C8 a L.B EA2018
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38
Figura 2.25 Diseño del Precalentador de la Carga
En la Figura 2.26 se indican la ventana en la cual se especifica las caídas de presión
del precalentador de la carga EA2018 , por el lado de los tubos y por el lado de la
coraza.
Figura 2.26 Especificación de las caída de Presión del precalentador
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39
2.7.3 Torre Desbutanizadora (DA2002):
Es una torre de 32 platos perforados de Acero al Carbón
Domo: 151°F y 40 psig (66 °C y 9.85 kg/cm2 man)
Temperatura de Operación en la Parte superior: 151°F (66°C)
Temperatura de Operación en la Parte inferior: 342°F (172.2°C)
Alimentación a la Torre Desbutanizadora:
Flujo Másico de entrada: 248,200 lb/hr (112,600 kg/hr)
Temperatura: 280 °F (137.8 °C )
Presión: 217 psig (15.27 kg/cm2 man)
C4 y mas ligeros:
Flujo Másico: 32,910 lb/hr (14,929 kg/hr)
Domo:
Flujo Másico: 6,821 lb/hr (3,094 kg/hr)
Relación de Reflujo:
LV DD
L= 3.88
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40
Figura 2.27 Diagrama de la Torre Desbutanizadora
La Figura 2.28 muestra la ventana de diseño de la Torre Desbutanizadora
proporcionada por el simulador, aquí se nombran a la T.D. (DA2002), las corrientes de
entrada y salida, así como las corrientes de calor en el condensador y el “reboiler”.
Figura 2.28 Diseño de la Torre Desbutanizadora
Alimentación DA2002_1
C4 y más
ligeros
C5 y C8
Domo
Q_DA2002_a
Q_DA2002_b
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41
En la Figura 2.29 se muestra la ventanas del simulador en la se introdujeron los flujos
másicos de algunas de la corrientes necesarias para la convergencia de la Torre
estabilizadora.
Figura 2.29 Especificación de los Flujos másicos
Con la Torre Desbutanizadora se concluye la Sección de Desbutanizado.
A continuaron se muestra el diagrama 2.8 proporcionado por simulador Hysys cuando
sea logrado la convergencia de todos los equipos de la planta estabilizadora de crudo.
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42
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43
CAPITULO III Análisis de los Resultados 3.1 Torre Estabilizadora DA2001 (Ver Figura 2.4) 3.1.1 Vapores al tanque de Succión
A continuación se compara la composición en % pesos de la corriente “Vapores al
tanque de Succión”; cuando se utiliza Nafta Importada (Tabla 3.1) y cuando se utiliza
Crudo Maya (Tabla 3.2).
Nafta Importada Crudo Maya
Vapores al Tanque de succión Vapores al Tanque de succión
Componentes % Peso Componentes % Peso
224-Mpentane 0.14139011 224-Mpentane 0.12991185
n-Hexane 0.13999436 n-Hexane 0.12966560
Cyclohexane 0.11736339 Cyclohexane 0.10900236
2-Mhexane 0.07298416 2-Mhexane 0.06746486
Mcyclopentan 0.06238310 Mcyclopentan 0.05789394
Toluene 0.04650275 Toluene 0.04276564
33-Mpentane 0.04075887 33-Mpentane 0.03770567
1-tr3-MCC5 0.03441592 1-tr3-MCC5 0.03188784
2-Mpentane 0.03195718 2-Mpentane 0.02956770
3-Mpentane 0.03147738 3-Mpentane 0.02914046
Benzene 0.02875872 Benzene 0.02675139
n-Pentane 0.02758836 n-Pentane 0.02549354
i-Pentane 0.02008230 i-Pentane 0.01854654
Propane 0.01994954 Propane 0.01834123
n-Butane 0.01696335 n-Butane 0.01564397
2-Mheptane 0.01656560 2-Mheptane 0.01455930
1-ci3-MCC5 0.01474544 1-ci3-MCC5 0.01367264
n-Octane 0.01465867 n-Octane 0.01240610
3-Mhexane 0.01443286 3-Mhexane 0.01334142
2244Mpentane 0.01343900 2244Mpentane 0.01165801
Mcyclohexane 0.01343006 Mcyclohexane 0.01238726
1-ci3-MCC6 0.01033352 1-ci3-MCC6 0.00906051
24-Mpentane 0.00695272 24-Mpentane 0.00643072
Tabla 3.1 Composición en % peso de la corriente “Vapores al tanque Succión” cuando se utiliza Nafta Importada.
Tabla 3.2 Composición en % peso de la corriente “Vapores al tanque de Succión” cuando se utiliza Crudo Maya.
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44
Ecyclopentan 0.00634925 Ecyclopentan 0.00583789
4-Mheptane 0.00538782 4-Mheptane 0.00474468
3-Mheptane 0.00500736 3-Mheptane 0.00438278
25-Mhexane 0.00489076 25-Mhexane 0.00444306
1tr2ci4-MCC5 0.00486352 1tr2ci4-MCC5 0.00439713
Cyclopentane 0.00449298 Cyclopentane 0.00416467
1tr2ci3-MCC5 0.00442676 1tr2ci3-MCC5 0.00398939
23-Mbutane 0.00421647 23-Mbutane 0.00390142
n-Heptane 0.00396911 n-Heptane 0.00365798
22-Mhexane 0.00358829 22-Mhexane 0.00326659
1M-ci3-ECC5 0.00259112 1M-ci3-ECC5 0.00224832
1M-tr2-ECC5 0.00205098 1M-tr2-ECC5 0.00177825
2M-3Epentane 0.00151335 2M-3Epentane 0.00133773
33-Mhexane 0.00120754 33-Mhexane 0.00108340
234-Mpentane 0.00104594 234-Mpentane 0.00093362
E-Benzene 0.00096893 E-Benzene 0.00081810
1-Octene 0.00093787 1-Octene 0.00081253
m-Xylene 0.00078521 m-Xylene 0.00065664
24-Mhexane 0.00067543 24-Mhexane 0.00061208
p-Xylene 0.00064291 p-Xylene 0.00053501
223-Mbutane 0.00042603 223-Mbutane 0.00039425
n-Pcycpentan 0.00042264 n-Pcycpentan 0.00035071
26-Mheptane 0.00038531 26-Mheptane 0.00031602
1-tr2-MCC6 0.00033897 1-tr2-MCC6 0.00028360
1-ci2-MCC6 0.00032271 1-ci2-MCC6 0.00027237
o-Xylene 0.00031943 o-Xylene 0.00026687
113-MCC6 0.00020756 113-MCC6 0.00017225
35-Mheptane 0.00012573 35-Mheptane 0.00010284
2-Moctane 0.00010662 2-Moctane 0.00008647
n-Nonane 0.00010155 n-Nonane 0.00008190
3-Moctane 0.00008533 3-Moctane 0.00006918
4-Moctane 0.00008408 4-Moctane 0.00006827
22-Mheptane 0.00007096 22-Mheptane 0.00005842
234-Mhexane 0.00006044 234-Mhexane 0.00004957
23-Mheptane 0.00004662 23-Mheptane 0.00003803
22M3Epentane 0.00003817 22M3Epentane 0.00003158
34-Mheptane 0.00003218 34-Mheptane 0.00002629
235-Mhexane 0.00003184 235-Mhexane 0.00002642
3-Eheptane 0.00001404 3-Eheptane 0.00001141
1-Nonene 0.00000822 1-Nonene 0.00000665
Continuación Tabla 3.1 Continuación Tabla 3.2
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45
23M3Epentane 0.00000821 23M3Epentane 0.00000673
n-Bcycpentan 0.00000557 n-Bcycpentan 0.00000456
i-Bcycpentan 0.00000473 i-Bcycpentan 0.00000389
n-Pcychexane 0.00000237 n-Pcychexane 0.00000195
35-Moctane 0.00000231 35-Moctane 0.00000186
n-PBenzene 0.00000229 n-PBenzene 0.00000188
sec-BCC5 0.00000215 sec-BCC5 0.00000177
33-Moctane 0.00000106 33-Moctane 0.00000085
124-MBenzene 0.00000080 124-MBenzene 0.00000065
135-MBenzene 0.00000074 135-MBenzene 0.00000061
4-Eoctane 0.00000071 4-Eoctane 0.00000057
n-Decane 0.00000036 n-Decane 0.00000028
26-Moctane 0.00000034 26-Moctane 0.00000027
3-Mnonane 0.00000030 3-Mnonane 0.00000024
5-Mnonane 0.00000023 5-Mnonane 0.00000018
123-MBenzene 0.00000009 123-MBenzene 0.00000008
tert-BCC6 0.00000009 tert-BCC6 0.00000007
3-Eoctane 0.00000007 3-Eoctane 0.00000006
i-Bcychexane 0.00000007 i-Bcychexane 0.00000006
sec-BCC6 0.00000003 sec-BCC6 0.00000002
1-Decene 0.00000003 1-Decene 0.00000002
i-BBenzene 0.00000002 i-BBenzene 0.00000002
13-E-BZ 0.00000001 13-E-BZ 0.00000000
1-Heptene 0.07436
i-Butane 0.00306
1M-tr3-ECC5 0.00135
1ci2ci3-MCC5 0.00081
1-M-1-ECC5 0.00039
1ci2ci4-MCC5 0.00021
244-Mhexane 0.00010
233-Mhexane 0.00004
33-Mheptane 0.00003
1Mci2n-PCC5 0.00001
Como puede observarse en las tablas 3.1 y 3.2 casi todos los componentes son
semejantes así como sus valores; cabe mencionar que la corriente correspondiente a la
simulación con Crudo Maya presenta 10 componentes distintos:
Continuación Tabla 3.1 Continuación Tabla 3.2
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46
1-Heptene
i-Butane
1M-tr3-ECC5
1ci2ci3-MCC5
1-M-1-ECC5
1ci2ci4-MCC5
244-Mhexane
233-Mhexane
33-Mheptane
1Mci2n-PCC5
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47
3.1.2 Alimentación a DA2002_a
En seguida se compara la composición en % pesos de la corriente “Alimentación a
DA2002_a”; cuando se utiliza Nafta Importada (Tabla 3.3) y cuando se utiliza Crudo Maya
(Tabla 3.4).
Nafta Importada Crudo Maya
Alimentación DA2002-a Alimentación DA2002-a
Componentes % Peso Componentes % Peso
224-Mpentane 0.18622335 224-Mpentane 0.16986477
Cyclohexane 0.09639091 Cyclohexane 0.08864410
n-Hexane 0.08938857 n-Hexane 0.08222203
2-Mhexane 0.07731434 2-Mhexane 0.07091931
Toluene 0.07120136 Toluene 0.06467693
Mcyclopentan 0.04311962 Mcyclopentan 0.03966771
33-Mpentane 0.04122304 33-Mpentane 0.03783802
1-tr3-MCC5 0.03737741 1-tr3-MCC5 0.03429762
n-Octane 0.03678552 n-Octane 0.03083220
2-Mheptane 0.03416126 2-Mheptane 0.02974807
2244Mpentane 0.02904386 2244Mpentane 0.02498371
1-ci3-MCC6 0.02163945 1-ci3-MCC6 0.01878778
Benzene 0.02043079 Benzene 0.01879952
Mcyclohexane 0.01817736 Mcyclohexane 0.01659281
3-Mpentane 0.01792275 3-Mpentane 0.01648902
2-Mpentane 0.01683297 2-Mpentane 0.01548718
3-Mhexane 0.01592191 3-Mhexane 0.01459839
1-ci3-MCC5 0.01558155 1-ci3-MCC5 0.01430389
4-Mheptane 0.01101705 4-Mheptane 0.00961118
3-Mheptane 0.01060662 3-Mheptane 0.00919465
Ecyclopentan 0.00938685 Ecyclopentan 0.00853671
n-Pentane 0.00844279 n-Pentane 0.00776961
1tr2ci4-MCC5 0.00822788 1tr2ci4-MCC5 0.00737330
25-Mhexane 0.00783147 25-Mhexane 0.00705890
1tr2ci3-MCC5 0.00773709 1tr2ci3-MCC5 0.00690918
1M-ci3-ECC5 0.00585446 1M-ci3-ECC5 0.00502521
24-Mpentane 0.00582776 24-Mpentane 0.00535550
Tabla 3.3 Composición en % peso de la corriente “Alimentación a DA2002_a” cuando se utiliza Nafta Importada.
Tabla 3.4 Composición en % peso de la corriente “Alimentación a DA2002_a” cuando se utiliza Crudo Maya.
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48
22-Mhexane 0.00563504 22-Mhexane 0.00508898
i-Pentane 0.00529557 i-Pentane 0.00487352
n-Heptane 0.00504987 n-Heptane 0.00461571
1M-tr2-ECC5 0.00464910 1M-tr2-ECC5 0.00398770
2M-3Epentane 0.00305823 2M-3Epentane 0.00267648
E-Benzene 0.00292919 E-Benzene 0.00243661
m-Xylene 0.00259391 m-Xylene 0.00213655
n-Butane 0.00245598 n-Butane 0.00226042
33-Mhexane 0.00219777 33-Mhexane 0.00195378
23-Mbutane 0.00215902 23-Mbutane 0.00198655
1-Octene 0.00212335 1-Octene 0.00182041
p-Xylene 0.00211813 p-Xylene 0.00173704
234-Mpentane 0.00197779 234-Mpentane 0.00174868
Cyclopentane 0.00176872 Cyclopentane 0.00162760
n-Pcycpentan 0.00141718 n-Pcycpentan 0.00116044
Propane 0.00127245 Propane 0.00117311
26-Mheptane 0.00121740 26-Mheptane 0.00098883
o-Xylene 0.00113220 o-Xylene 0.00093112
24-Mhexane 0.00111983 24-Mhexane 0.00100637
1-tr2-MCC6 0.00100332 1-tr2-MCC6 0.00082908
1-ci2-MCC6 0.00088167 1-ci2-MCC6 0.00073604
113-MCC6 0.00067800 113-MCC6 0.00055688
n-Nonane 0.00049594 n-Nonane 0.00039528
35-Mheptane 0.00043046 35-Mheptane 0.00034831
2-Moctane 0.00041524 2-Moctane 0.00033321
223-Mbutane 0.00037758 223-Mbutane 0.00034693
3-Moctane 0.00035211 3-Moctane 0.00028227
4-Moctane 0.00032810 4-Moctane 0.00026351
22-Mheptane 0.00021621 22-Mheptane 0.00017631
234-Mhexane 0.00021568 234-Mhexane 0.00017492
23-Mheptane 0.00017192 23-Mheptane 0.00013873
34-Mheptane 0.00011973 34-Mheptane 0.00009671
22M3Epentane 0.00011873 22M3Epentane 0.00009721
235-Mhexane 0.00009169 235-Mhexane 0.00007535
3-Eheptane 0.00005713 3-Eheptane 0.00004587
1-Nonene 0.00003580 1-Nonene 0.00002864
23M3Epentane 0.00003411 23M3Epentane 0.00002759
n-Bcycpentan 0.00003064 n-Bcycpentan 0.00002476
i-Bcycpentan 0.00002054 i-Bcycpentan 0.00001670
35-Moctane 0.00001398 35-Moctane 0.00001111
Continuación Tabla 3.3 Continuación Tabla 3.4
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49
n-Pbenzene 0.00001317 n-PBenzene 0.00001066
n-Pcychexane 0.00001254 n-Pcychexane 0.00001017
sec-BCC5 0.00001100 sec-BCC5 0.00000892
33-Moctane 0.00000710 33-Moctane 0.00000564
124-MBenzene 0.00000598 124-MBenzene 0.00000482
135-MBenzene 0.00000511 135-MBenzene 0.00000411
4-Eoctane 0.00000504 4-Eoctane 0.00000399
n-Decane 0.00000329 n-Decane 0.00000258
3-Mnonane 0.00000238 3-Mnonane 0.00000188
26-Moctane 0.00000206 26-Moctane 0.00000163
5-Mnonane 0.00000165 5-Mnonane 0.00000131
123-MBenzene 0.00000078 123-MBenzene 0.00000063
tert-BCC6 0.00000069 tert-BCC6 0.00000056
3-Eoctane 0.00000058 3-Eoctane 0.00000046
i-Bcychexane 0.00000055 i-Bcychexane 0.00000045
sec-BCC6 0.00000028 sec-BCC6 0.00000022
1-Decene 0.00000024 1-Decene 0.00000019
i-Bbenzene 0.00000019 i-BBenzene 0.00000015
13-E-BZ 0.00000006 13-E-BZ 0.00000005
n-Bbenzene 0.00000003 n-BBenzene 0.00000003
12-E-BZ 0.00000001 12-E-BZ 0.00000001
1-Heptene 0.08801672
1M-tr3-ECC5 0.00301670
1ci2ci3-MCC5 0.00190213
1-M-1-ECC5 0.00087449
1ci2ci4-MCC5 0.00042840
i-Butane 0.00035920
244-Mhexane 0.00027717
233-Mhexane 0.00012520
33-Mheptane 0.00009985
1Mci2n-PCC5 0.00003001
25-Moctane 0.00000421
4-Mnonane 0.00000239
i-Pcychexane 0.00000189
1M-4i-PCC6 0.00000054
Continuación Tabla 3.3 Continuación Tabla 3.4
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50
Se observa en las tablas 3.3 y 3.4 que los componentes de las corrientes son semejantes
así como sus valores; siendo los siguientes sus 5 componentes principales:
224-Mpentane
Cyclohexane
n-Hexane
2-Mhexane
Toluene
La corriente correspondiente a la simulación con Crudo Maya presentó 14 componentes
distintos:
1-Heptene
1M-tr3-ECC5
1ci2ci3-MCC5
1-M-1-ECC5
1ci2ci4-MCC5
i-Butane
244-Mhexane
233-Mhexane
33-Mheptane
1Mci2n-PCC5
25-Moctane
4-Mnonane
i-Pcychexane
1M-4i-PCC6
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51
3.1.3 Crudo Estabilizado
A continuación se compara la composición en % pesos de la corriente “Crudo
Estabilizado”; cuando se utiliza Nafta Importada (Tabla 3.5) y cuando se utiliza Crudo
Maya (Tabla 3.6).
Nafta Importada Crudo Maya
Crudo Estabilizado Crudo Estabilizado
Componentes % Peso Componentes % Peso
n-Nonane 0.10432585 n-Nonane 0.09627994
n-Octane 0.08095642 n-Octane 0.07546552
n-Decane 0.07039984 n-Decane 0.06496026
224-Mpentane 0.04358130 224-Mpentane 0.04069301
2244Mpentane 0.03609921 2244Mpentane 0.03375712
m-Xylene 0.03283312 m-Xylene 0.03035899
2-Mheptane 0.02833278 2-Mheptane 0.02658026
124-MBenzene 0.02668731 124-MBenzene 0.02462539
p-Xylene 0.02559232 p-Xylene 0.02366803
1-ci3-MCC6 0.02523042 1-ci3-MCC6 0.02357128
o-Xylene 0.02439175 o-Xylene 0.02253479
3-Moctane 0.02314037 3-Moctane 0.02136275
Toluene 0.02161258 Toluene 0.02019012
E-Benzene 0.02178584 E-Benzene 0.02016767
n-Pcycpentan 0.02172491 n-Pcycpentan 0.02008228
n-Bcycpentan 0.02091076 n-Bcycpentan 0.01929587
2-Moctane 0.01850842 2-Moctane 0.01709051
33-Moctane 0.01730991 33-Moctane 0.01597262
3-Mnonane 0.01673400 3-Mnonane 0.01544107
4-Eoctane 0.01615630 4-Eoctane 0.01490809
35-Moctane 0.01572133 35-Moctane 0.01450700
4-Moctane 0.01449036 4-Moctane 0.01338030
113-MCC6 0.01339450 113-MCC6 0.01237635
26-Mheptane 0.01282927 26-Mheptane 0.01187092
2-Mhexane 0.01187057 2-Mhexane 0.01105216
135-MBenzene 0.01139558 135-MBenzene 0.01051521
Cyclohexane 0.01089292 Cyclohexane 0.01011283
Tabla 3.5 Composición en % peso de la corriente “Crudo Estabilizado” cuando se utiliza Nafta Importada.
Tabla 3.6 Composición en % peso de la corriente “Crudo Estabilizado” cuando se utiliza Crudo Maya.
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52
sec-BCC6 0.01024265 sec-BCC6 0.00945122
3-Mheptane 0.01007191 3-Mheptane 0.00943949
n-PBenzene 0.00951819 n-PBenzene 0.00878310
4-Mheptane 0.00895822 4-Mheptane 0.00840258
1M-ci3-ECC5 0.00879692 1M-ci3-ECC5 0.00820988
n-C11 0.00851155 n-C11 0.00785388
123-MBenzene 0.00851136 123-MBenzene 0.00785373
35-Mheptane 0.00754048 35-Mheptane 0.00696980
n-Hexane 0.00739487 n-Hexane 0.00687845
n-Pcychexane 0.00735439 n-Pcychexane 0.00678646
1M-tr2-ECC5 0.00721925 1M-tr2-ECC5 0.00673573
1-tr2-MCC6 0.00682246 1-tr2-MCC6 0.00631900
tert-BCC6 0.00620317 tert-BCC6 0.00572388
33-Mpentane 0.00612798 33-Mpentane 0.00570079
1-tr3-MCC5 0.00612598 1-tr3-MCC5 0.00569662
5-Mnonane 0.00605867 5-Mnonane 0.00559058
234-Mhexane 0.00571772 234-Mhexane 0.00528181
23-Mheptane 0.00543993 23-Mheptane 0.00502446
sec-BCC5 0.00490228 sec-BCC5 0.00452379
1-ci2-MCC6 0.00468808 1-ci2-MCC6 0.00434485
Mcyclohexane 0.00453214 Mcyclohexane 0.00422516
34-Mheptane 0.00401007 34-Mheptane 0.00370359
1tr2ci3-MCC5 0.00399153 1tr2ci3-MCC5 0.00373972
Mcyclopentan 0.00395657 Mcyclopentan 0.00367494
13-E-BZ 0.00389510 13-E-BZ 0.00359414
i-Bcychexane 0.00389498 i-Bcychexane 0.00359404
1tr2ci4-MCC5 0.00386758 1tr2ci4-MCC5 0.00362256
3-Eoctane 0.00360645 3-Eoctane 0.00332780
1-Nonene 0.00345358 1-Nonene 0.00318780
n-BBenzene 0.00331806 n-BBenzene 0.00306168
3-Eheptane 0.00330410 3-Eheptane 0.00305047
i-Bcycpentan 0.00288025 i-Bcycpentan 0.00265825
25-Mhexane 0.00280882 25-Mhexane 0.00263296
1-Decene 0.00274095 1-Decene 0.00252917
Ecyclopentan 0.00270359 Ecyclopentan 0.00252493
1-Octene 0.00264945 1-Octene 0.00247889
3-Mhexane 0.00261158 3-Mhexane 0.00243173
23M3Epentane 0.00258841 23M3Epentane 0.00238935
2M-3Epentane 0.00241655 2M-3Epentane 0.00226562
1-ci3-MCC5 0.00240131 1-ci3-MCC5 0.00223245
Continuación Tabla 3.5 Continuación Tabla 3.6
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53
26-Moctane 0.00230772 26-Moctane 0.00212947
i-BBenzene 0.00216391 i-BBenzene 0.00199671
Benzene 0.00192066 Benzene 0.00178191
22-Mhexane 0.00191275 22-Mhexane 0.00179213
22-Mheptane 0.00182234 22-Mheptane 0.00168722
3-Mpentane 0.00133796 3-Mpentane 0.00124486
12-E-BZ 0.00129837 12-E-BZ 0.00119805
22M3Epentane 0.00126923 22M3Epentane 0.00117418
234-Mpentane 0.00124060 234-Mpentane 0.00116352
33-Mhexane 0.00118547 33-Mhexane 0.00111213
2-Mpentane 0.00116225 2-Mpentane 0.00108203
n-Heptane 0.00103940 n-Heptane 0.00096967
24-Mpentane 0.00066996 24-Mpentane 0.00062320
235-Mhexane 0.00055452 235-Mhexane 0.00051394
24-Mhexane 0.00044252 24-Mhexane 0.00041495
n-Pentane 0.00035719 n-Pentane 0.00033399
i-Pentane 0.00020115 i-Pentane 0.00018842
23-Mbutane 0.00014728 23-Mbutane 0.00013709
Cyclopentane 0.00009378 Cyclopentane 0.00008734
n-Butane 0.00006016 n-Butane 0.00005696
223-Mbutane 0.00004777 223-Mbutane 0.00004442
Propane 0.00001993 Propane 0.00001944
Ethane 0.00000000 Ethane 0.00000000
i-Butene 0.00000000 i-Butane 0.00000805
22-Mbutane 0.00000000 22-Mbutane 0.00000000
1-Heptene 0.01628919
4-Mnonane 0.01171368
1Mci2n-PCC5 0.01104135
1M-4i-PCC6 0.00559077
25-Moctane 0.00519052
1M-tr3-ECC5 0.00511192
1-Nonadecene 0.00439285
1ci2ci3-MCC5 0.00379032
233-Mhexane 0.00303099
33-Mheptane 0.00197226
244-Mhexane 0.00179548
1-M-1-ECC5 0.00151449
i-Pcychexane 0.00079824
1ci2ci4-MCC5 0.00042639
Penta-M-BZ 0.00026623
Continuación Tabla 3.5 Continuación Tabla 3.6
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54
Se observa en las tablas 3.5 y 3.6 que los componentes de las corrientes son semejantes así como sus valores; siendo los siguientes sus 5 componentes principales: n-Nonane n-Octane n-Decane 224-Mpentane 2244Mpentane
La corriente correspondiente a la simulación con Crudo Maya presentó 15 componentes distintos:
1-Heptene 4-Mnonane 1Mci2n-PCC5 1M-4i-PCC6 25-Moctane 1M-tr3-ECC5 1-Nonadecene 1ci2ci3-MCC5 233-Mhexane 33-Mheptane 244-Mhexane 1-M-1-ECC5 i-Pcychexane 1ci2ci4-MCC5 Penta-M-BZ
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55
3.1.4 Temperatura de la Torre Estabilizadora DA2001
Tabla 3.7 Temperatura Presión de las etapas de la Torre Estabilizadora (DA2001):
Etapa Temperatura
(ºC) Presión (kg/cm2)
Condensador 121.9 2.79
Etapa 1 133.3 2.79
Etapa 2 139.4 2.79
Etapa 3 143.6 2.80
Etapa 4 147.0 2.80
Etapa 5 150.1 2.80
Etapa 6 153.2 2.81
Etapa 7 154.5 2.82
Etapa 8 156.2 2.82
Etapa 9 158.7 2.82
Etapa 10 163.6 2.83
Etapa 11 169.5 2.84
Etapa 12 169.5 2.84
Etapa 13 169.6 2.85
Etapa 14 169.7 2.85
Etapa 15 169.7 2.85
Etapa 16 169.8 2.86
Reboiler 169.9 2.86
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56
3.2 Torre Desbutanizadora DA200 (Ver Figura 2.28)
3.2.1 Domo DA2002
A continuación se compara la composición en % pesos de la corriente “Domo
DA2002”; cuando se utiliza Nafta Importada (Tabla 3.8) y cuando se utiliza Crudo Maya
(Tabla 3.9).
Nafta Importada Crudo Maya
Domo DA2002 Domo DA2002
Componentes % Peso Componentes % Peso
n-Hexane 0.26619025 n-Hexane 0.25985463
n-Pentane 0.09178871 n-Pentane 0.08608412
Mcyclopentan 0.09159470 Mcyclopentan 0.09141867
Cyclohexane 0.08922516 Cyclohexane 0.09446207
2-Mpentane 0.08263210 2-Mpentane 0.07898225
3-Mpentane 0.07252746 3-Mpentane 0.06993425
Propane 0.07171623 Propane 0.06677864
i-Pentane 0.06342360 i-Pentane 0.05942968
n-Butane 0.05637392 n-Butane 0.05267425
Benzene 0.04409880 Benzene 0.04444948
Cyclopentane 0.01603116 Cyclopentane 0.01509100
2-Mhexane 0.01575839 2-Mhexane 0.01817070
23-Mbutane 0.01083394 23-Mbutane 0.01034971
33-Mpentane 0.00949237 33-Mpentane 0.01086286
1-tr3-MCC5 0.00473453 1-tr3-MCC5 0.00581733
24-Mpentane 0.00471476 24-Mpentane 0.00484125
1-ci3-MCC5 0.00294386 1-ci3-MCC5 0.00352716
224-Mpentane 0.00282937 224-Mpentane 0.00364559
3-Mhexane 0.00215573 3-Mhexane 0.00257442
Toluene 0.00026463 Toluene 0.00039084
223-Mbutane 0.00019106 223-Mbutane 0.00020414
n-Heptane 0.00018899 n-Heptane 0.00024345
Mcyclohexane 0.00018425 Mcyclohexane 0.00025524
Ecyclopentan 0.00005169 Ecyclopentan 0.00007314
25-Mhexane 0.00001700 25-Mhexane 0.00002278
Tabla 3.8 Composición en % peso de la corriente “Domo DA2002” cuando se utiliza Nafta Importada.
Tabla 3.9 Composición en % peso de la corriente “Domo DA2002” cuando se utiliza Crudo Maya.
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57
22-Mhexane 0.00001538 22-Mhexane 0.00002063
2-Mheptane 0.00000528 2-Mheptane 0.00000722
1tr2ci4-MCC5 0.00000439 1tr2ci4-MCC5 0.00000606
1tr2ci3-MCC5 0.00000307 1tr2ci3-MCC5 0.00000425
4-Mheptane 0.00000169 4-Mheptane 0.00000232
24-Mhexane 0.00000161 24-Mhexane 0.00000219
2244Mpentane 0.00000112 2244Mpentane 0.00000149
3-Mheptane 0.00000106 3-Mheptane 0.00000146
33-Mhexane 0.00000095 33-Mhexane 0.00000131
1-ci3-MCC6 0.00000081 1-ci3-MCC6 0.00000112
n-Octane 0.00000060 n-Octane 0.00000082
234-Mpentane 0.00000054 234-Mpentane 0.00000075
2M-3Epentane 0.00000045 2M-3Epentane 0.00000062
1M-ci3-ECC5 0.00000014 1M-ci3-ECC5 0.00000020
1-Octene 0.00000012 1-Octene 0.00000017
1M-tr2-ECC5 0.00000010 1M-tr2-ECC5 0.00000014
E-Benzene 0.00000000 E-Benzene 0.00000001
1-Heptene 0.01007407
i-Butane 0.00973725
Se observa en las tablas 3.8 y 3.9 que los componentes de las corrientes son
semejantes así como sus valores; siendo los siguientes sus 5 componentes principales:
n-Hexane
n-Pentane
Mcyclopentan
Cyclohexane
2-Mpentane
La corriente correspondiente a la simulación con Crudo Maya presentó 15
componentes distintos:
1-Heptene
i-Butane
Continuación Tabla 3.8 Continuación Tabla 3.9
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58
3.2.2 C4 y más ligeros
A continuación se compara la composición en % pesos de la corriente “C4 y más
ligeros”; cuando se utiliza Nafta Importada (Tabla 3.10) y cuando se utiliza Crudo Maya
(Tabla 3.11).
Nafta Importada Crudo Maya
C4 y más ligeros C4 y más ligeros
Componentes % Peso Componentes % Peso
n-Hexane 0.31850610 n-Hexane 0.30340977
Cyclohexane 0.12873124 Cyclohexane 0.13293546
Mcyclopentan 0.11514982 Mcyclopentan 0.11214686
2-Mpentane 0.08601786 2-Mpentane 0.08029398
3-Mpentane 0.08001775 3-Mpentane 0.07533578
n-Pentane 0.05293602 n-Pentane 0.04858142
Benzene 0.05143728 Benzene 0.05065828
i-Pentane 0.03312195 i-Pentane 0.03039202
2-Mhexane 0.03192132 2-Mhexane 0.03584553
33-Mpentane 0.01882252 33-Mpentane 0.02099222
n-Butane 0.01504940 n-Butane 0.01379885
23-Mbutane 0.01113701 23-Mbutane 0.01039443
Cyclopentane 0.01100977 Cyclopentane 0.01013760
1-tr3-MCC5 0.00971437 1-tr3-MCC5 0.01163107
24-Mpentane 0.00808868 24-Mpentane 0.00809759
Propane 0.00790747 Propane 0.00724647
224-Mpentane 0.00783689 224-Mpentane 0.00983096
1-ci3-MCC5 0.00586147 1-ci3-MCC5 0.00684273
3-Mhexane 0.00452015 3-Mhexane 0.00525670
Toluene 0.00065873 Toluene 0.00094698
Mcyclohexane 0.00045195 Mcyclohexane 0.00060981
n-Heptane 0.00044016 n-Heptane 0.00055176
223-Mbutane 0.00034630 223-Mbutane 0.00036083
Ecyclopentan 0.00013325 Ecyclopentan 0.00018353
25-Mhexane 0.00005396 25-Mhexane 0.00007031
22-Mhexane 0.00004809 22-Mhexane 0.00006274
2-Mheptane 0.00002002 2-Mheptane 0.00002658
Tabla 3.10 Composición en % peso
de la corriente “C4 y más ligeros ” cuando se utiliza Nafta Importada.
Tabla 3.11 Composición en % peso
de la corriente “C4 y más ligeros”
cuando se utiliza Crudo Maya.
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59
1tr2ci4-MCC5 0.00001475 1tr2ci4-MCC5 0.00001980
1tr2ci3-MCC5 0.00001053 1tr2ci3-MCC5 0.00001420
4-Mheptane 0.00000639 4-Mheptane 0.00000852
24-Mhexane 0.00000525 24-Mhexane 0.00000692
2244Mpentane 0.00000506 2244Mpentane 0.00000658
3-Mheptane 0.00000412 3-Mheptane 0.00000551
33-Mhexane 0.00000334 33-Mhexane 0.00000449
1-ci3-MCC6 0.00000320 1-ci3-MCC6 0.00000431
n-Octane 0.00000265 n-Octane 0.00000351
234-Mpentane 0.00000197 234-Mpentane 0.00000265
2M-3Epentane 0.00000168 2M-3Epentane 0.00000228
1M-ci3-ECC5 0.00000058 1M-ci3-ECC5 0.00000079
1-Octene 0.00000048 1-Octene 0.00000065
1M-tr2-ECC5 0.00000042 1M-tr2-ECC5 0.00000057
E-Benzene 0.00000002 E-Benzene 0.00000003
1-tr2-MCC6 0.00000001 1-tr2-MCC6 0.00000001
1-ci2-MCC6 0.00000001 1-ci2-MCC6 0.00000001
m-Xylene 0.00000001 m-Xylene 0.00000001
26-Mheptane 0.00000001 26-Mheptane 0.00000001
p-Xylene 0.00000001 p-Xylene 0.00000001
i-Butane 0.00218918
Se observa en las tablas 3.10 y 3.11 que los componentes de las corrientes son
semejantes así como sus valores; siendo los siguientes sus 5 componentes principales:
n-Hexane
Cyclohexane
Mcyclopentan
2-Mpentane
3-Mpentane
La corriente correspondiente a la simulación con Crudo Maya presentó 1 componente
distinto:
i-Butane
Continuación Tabla 3.10 Continuación Tabla 3.11
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60
3.2.3 C5 y C8
A continuación se compara la composición en % pesos de la corriente “C5 y C8”; cuando
se utiliza Nafta Importada (Tabla 3.12) y cuando se utiliza Crudo Maya (Tabla 3.13).
Nafta Importada Crudo Maya
C5 y C8 C5 y C8
Componentes % Peso Componentes % Peso
224-Mpentane 0.21781647 224-Mpentane 0.19828937
Cyclohexane 0.09245207 Cyclohexane 0.08241547
2-Mhexane 0.08608685 2-Mhexane 0.07783587
Toluene 0.08328273 Toluene 0.07561704
n-Hexane 0.04940720 n-Hexane 0.04341473
33-Mpentane 0.04567298 33-Mpentane 0.04128087
n-Octane 0.04263643 1-tr3-MCC5 0.03862945
1-tr3-MCC5 0.04259731 n-Octane 0.03567877
2-Mheptane 0.03972333 2-Mheptane 0.03456512
2244Mpentane 0.03375067 2244Mpentane 0.02900011
Mcyclopentan 0.03101563 Mcyclopentan 0.02737104
1-ci3-MCC6 0.02516257 1-ci3-MCC6 0.02182466
Mcyclohexane 0.02129600 Mcyclohexane 0.01941424
3-Mhexane 0.01806508 3-Mhexane 0.01637480
1-ci3-MCC5 0.01745388 1-ci3-MCC5 0.01577231
Benzene 0.01523040 Benzene 0.01339864
4-Mheptane 0.01281311 4-Mheptane 0.01116980
3-Mheptane 0.01232790 3-Mheptane 0.01067743
Ecyclopentan 0.01098319 Ecyclopentan 0.00998126
1tr2ci4-MCC5 0.00960937 1tr2ci4-MCC5 0.00860907
25-Mhexane 0.00915215 25-Mhexane 0.00824613
1tr2ci3-MCC5 0.00902933 1tr2ci3-MCC5 0.00806060
3-Mpentane 0.00686134 3-Mpentane 0.00596134
1M-ci3-ECC5 0.00679785 1M-ci3-ECC5 0.00582776
22-Mhexane 0.00658728 22-Mhexane 0.00594634
n-Heptane 0.00587359 n-Heptane 0.00534491
24-Mpentane 0.00552577 24-Mpentane 0.00495810
1M-tr2-ECC5 0.00539804 1M-tr2-ECC5 0.00462424
Tabla 3.12 Composición en % peso
de la corriente “C5 y C8” cuando se utiliza Nafta Importada.
Tabla 3.13 Composición en % peso
de la corriente “C5 y C8” cuando se utiliza Crudo Maya.
Universidad Veracruzana Facultad de Ciencias Químicas
61
2-Mpentane 0.00434374 2-Mpentane 0.00374431
2M-3Epentane 0.00355770 2M-3Epentane 0.00311145
E-Benzene 0.00338625 E-Benzene 0.00281059
m-Xylene 0.00299527 m-Xylene 0.00246108
33-Mhexane 0.00256212 33-Mhexane 0.00227679
1-Octene 0.00246499 1-Octene 0.00211096
p-Xylene 0.00244606 p-Xylene 0.00200095
234-Mpentane 0.00230389 234-Mpentane 0.00203600
n-Pcycpentan 0.00163619 n-Pcycpentan 0.00133637
26-Mheptane 0.00140658 26-Mheptane 0.00113971
24-Mhexane 0.00130787 24-Mhexane 0.00117497
o-Xylene 0.00130630 o-Xylene 0.00107147
1-tr2-MCC6 0.00116024 1-tr2-MCC6 0.00095662
1-ci2-MCC6 0.00102082 1-ci2-MCC6 0.00085042
113-MCC6 0.00078313 113-MCC6 0.00064153
n-Nonane 0.00057027 n-Nonane 0.00045310
23-Mbutane 0.00053884 23-Mbutane 0.00046359
35-Mheptane 0.00049685 35-Mheptane 0.00040098
2-Moctane 0.00047857 2-Moctane 0.00038293
3-Moctane 0.00040556 3-Moctane 0.00032416
223-Mbutane 0.00038948 223-Mbutane 0.00035031
4-Moctane 0.00037812 4-Moctane 0.00030283
22-Mheptane 0.00024993 22-Mheptane 0.00020332
234-Mhexane 0.00024883 234-Mhexane 0.00020126
23-Mheptane 0.00019826 23-Mheptane 0.00015955
34-Mheptane 0.00013806 34-Mheptane 0.00011121
22M3Epentane 0.00013721 22M3Epentane 0.00011208
235-Mhexane 0.00010607 235-Mhexane 0.00008698
3-Eheptane 0.00006581 3-Eheptane 0.00005268
Cyclopentane 0.00005271 Cyclopentane 0.00004301
1-Nonene 0.00004121 1-Nonene 0.00003287
23M3Epentane 0.00003929 23M3Epentane 0.00003168
n-Bcycpentan 0.00003520 n-Bcycpentan 0.00002835
i-Bcycpentan 0.00002364 i-Bcycpentan 0.00001917
35-Moctane 0.00001605 35-Moctane 0.00001271
n-PBenzene 0.00001513 n-PBenzene 0.00001220
n-Pentane 0.00001454 n-Pentane 0.00001243
n-Pcychexane 0.00001441 n-Pcychexane 0.00001165
sec-BCC5 0.00001264 sec-BCC5 0.00001022
33-Moctane 0.00000814 33-Moctane 0.00000644
Continuación Tabla 3.12 Continuación Tabla 3.13
Universidad Veracruzana Facultad de Ciencias Químicas
62
124-MBenzene 0.00000686 124-MBenzene 0.00000551
135-MBenzene 0.00000586 135-MBenzene 0.00000470
4-Eoctane 0.00000578 4-Eoctane 0.00000456
n-Decane 0.00000376 n-Decane 0.00000294
3-Mnonane 0.00000273 3-Mnonane 0.00000215
i-Pentane 0.00000241 i-Pentane 0.00000208
26-Moctane 0.00000237 26-Moctane 0.00000187
5-Mnonane 0.00000189 5-Mnonane 0.00000149
123-MBenzene 0.00000089 123-MBenzene 0.00000072
tert-BCC6 0.00000079 tert-BCC6 0.00000064
3-Eoctane 0.00000066 3-Eoctane 0.00000052
i-Bcychexane 0.00000063 i-Bcychexane 0.00000051
sec-BCC6 0.00000032 sec-BCC6 0.00000026
1-Decene 0.00000028 1-Decene 0.00000022
i-BBenzene 0.00000022 i-BBenzene 0.00000018
13-E-BZ 0.00000007 13-E-BZ 0.00000006
n-BBenzene 0.00000004 n-BBenzene 0.00000003
12-E-BZ 0.00000002 12-E-BZ 0.00000001
1-Heptene 0.10029510
1M-tr3-ECC5 0.00349839
1ci2ci3-MCC5 0.00220378
1-M-1-ECC5 0.00101415
1ci2ci4-MCC5 0.00049789
244-Mhexane 0.00032003
233-Mhexane 0.00014412
33-Mheptane 0.00011498
1Mci2n-PCC5 0.00003439
25-Moctane 0.00000482
4-Mnonane 0.00000273
i-Pcychexane 0.00000217
1M-4i-PCC6 0.00000061
Se observa en las tablas 3.12 y 3.13 que los componentes de las corrientes son
semejantes así como sus valores; siendo los siguientes sus 10 componentes principales:
224-Mpentane
Cyclohexane
2-Mhexane
Toluene
Continuación Tabla 3.12 Continuación Tabla 3.13
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63
n-Hexane
33-Mpentane
n-Octane
1-tr3-MCC5
2-Mheptane
2244Mpentane
La corriente correspondiente a la simulación con Crudo Maya presentó 13
componentes distintos:
1-Heptene
1M-tr3-ECC5
1ci2ci3-MCC5
1-M-1-ECC5
1ci2ci4-MCC5
244-Mhexane
233-Mhexane
33-Mheptane
1Mci2n-PCC5
25-Moctane
4-Mnonane
i-Pcychexane
1M-4i-PCC6
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64
3.2.4 Temperatura de la Torre Desbutanizadora DA2002 Tabla 3.14 Temperatura Presión de las etapas de la Torre Estabilizadora DA2002:
Temperatura
(ºC) Presión (kg/cm2)
Condensador 106.77 3.84
Etapa 1 116.71 3.84
Etapa 2 120.24 3.86
Etapa 3 122.28 3.89
Etapa 4 123.86 3.91
Etapa 5 125.24 3.93
Etapa 6 126.51 3.95
Etapa 7 127.73 3.97
Etapa 8 128.93 4.00
Etapa 9 130.12 4.02
Etapa 10 131.33 4.04
Etapa 11 132.60 4.06
Etapa 12 133.93 4.09
Etapa 13 135.39 4.11
Etapa 14 137.03 4.13
Etapa 15 138.95 4.15
Etapa 16 141.29 4.18
Etapa 17 142.34 4.20
Etapa 18 142.96 4.22
Etapa 19 143.42 4.24
Etapa 20 143.81 4.27
Etapa 21 144.17 4.29
Etapa 22 144.51 4.31
Etapa 23 144.867 4.33
Etapa 24 145.21 4.36
Etapa 25 145.58 4.38
Etapa 26 145.99 4.40
Etapa 27 146.45 4.43
Etapa 28 146.99 4.45
Etapa 29 147.65 4.47
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65
Etapa 30 148.52 4.49
Etapa 31 149.74 4.51
Etapa 32 151.60 4.54
Reboiler 154.50 4.54
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66
3.3 Resultados de la Simulación utilizando Crudo Maya
Tabla 3.15 Propiedades de las corrientes de la Torre Estabilizadora DA2001
DA2001
Nombre Crudo Maya Vapores a Tanque
de Succión Alimentación a
DA2002_a Crudo Estabilizado Q_2001 Q_2001-a
Fracción Vapor 0 1 0 0 - -
Temperatura [C] 264 121.93 121.93 169.86 - -
Presión [kg/cm2] 198 2.790905146 2.83 2.86 - -
Flujo Molar [kgmole/h] 4873.25 61.41 1093.14 3718.69 - -
Flujo Masico [kg/h] 557160.93 5566.98 107272.16 444321.79 - -
Std Ideal Liq Vol Flow [m3/h] 746.13 7.89 148.91 589.32 - -
Flujo de Calor [kJ/h] -601987805 -7616178.29 -169508033 -586225152.13 123841485.7 536549.9202
Entalpia Molar [kJ/kgmole] -123528.95 -124009.35 -155064.54 -157642.85 - -
Tabla 3.16 Propiedades de las corrientes de la Torre Desbutanizadora DA2002
DA2002
Nombre Alimentación DA2002_1
Domo C4 y + ligeros C5 Y C8 Q_DA2002-a Q_DA2002-b
Fraccion Vapor 0 1 0 3.14943E-06 - -
Temperatura [C] 137.8 106.77 106.77 154.50 - -
Presión [kg/cm2] 16.28 3.845 3.84 4.53 - -
Flujo Molar [kgmole/h] 1151.49 39.88 178.97 932.63 - -
Flujo Masico [kg/h] 112560.79 3094.74 14932.37 94533.67 - -
Std Ideal Liq Vol Flow [m3/h] 156.4157825 4.62 21.46 130.33 - -
Flujo de Calor [kJ/h] -173712692.5 -5007061.26 -26991958.74 -138094418.36 28244510.39 31856621.54
Entalpia Molar [kJ/kgmole] -150859.00 -125543.59 -150811.13 -148070.08 -
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67
Tabla 3.17 Propiedades de las corrientes del Tanque de Succión de Compresor FA2002
FA2002
Nombre Vapores a Tanque de
Succión Agua
Vapores a Compresor_a
Fraccion Vapor 1 0 1
Temperatura [C] 121.93 121.88 121.88
Presión [kg/cm2] 2.79 2.76 2.76
Flujo Molar [kgmole/h] 61.42 0.00 61.42
Flujo Masico[kg/h] 5566.98 0.00 5566.98
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.90 0.00 7.90
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -124009.35 -155005.40 -124009.35
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 156.68 101.72 156.77
Flujo de Calor[kJ/h] -7616178.29 0.00 -7616178.29
Tabla 3.18 Propiedades de las corrientes del T_2001
T_2001
Nombre Vapores a
Compresor_a Desfogue1
Vapores a compresor_b
Fraccion Vapor 1 1 1
Temperatura [C] 121.88 121.88 121.88
Presión [kg/cm2] 2.76 2.76 2.76
Flujo Molar [kgmole/h] 61.42 3.07 58.35
Flujo Masico[kg/h] 5566.98 278.35 5288.63
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.90 0.39 7.50
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -124009.35 -124009.35 -124009.35
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 156.77 156.77 156.77
Flujo de Calor[kJ/h] -7616178.29 -380808.91 -7235369.38
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68
Tabla 3.19 Propiedades de las corrientes del Compresor GB_2001
GB2001
Nombre Vapores a
compresor_b Descarga del
compresor Q_GB2001
Fraccion Vapor 1 0.871689077 -
Temperatura [C] 121.88 164.37 -
Presión [kg/cm2] 2.76 7.36 -
Flujo Molar [kgmole/h] 58.35 58.35 -
Flujo Masico[kg/h] 5288.63 5288.63 -
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.50 7.50 -
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -124009.35 -120288.63 -
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 156.77 158.90 -
Flujo de Calor[kJ/h] -7235369.38 -7018282.36 217087.02
Tabla 3.20 Propiedades de las corrientes del Condensador EA_2016
EA2016
Nombre Descarga del
compresor Condensado Q_EA2016
Fraccion Vapor 0.871689077 0 -
Temperatura [C] 164.37 43.89 -
Presión [kg/cm2] 7.36 7.17 -
Flujo Molar [kgmole/h] 58.35 58.35 -
Flujo Masico[kg/h] 5288.63 5288.63 -
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.50 7.50 -
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -120288.63 -167093.27 -
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 158.90 41.27 -
Flujo de Calor[kJ/h] -7018282.36 -9749115.56 2730833.20
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69
Tabla 3.21 Propiedades de las corrientes del Separador FA2003
FA2003
Nombre Condensado Alimentacion a
DA2002_b Vapor Agua Amarga
Fraccion Vapor 0 0 1 0
Temperatura [C] 43.89 43.89 43.89 43.89
Presión [kg/cm2] 7.17 7.17 7.17 7.17
Flujo Molar [kgmole/h] 58.35 58.35 0.00 0.00
Flujo Masico[kg/h] 5288.63 5288.63 0.00 0.00
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.50 7.50 0.00 0.00
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -167093.27 -167093.27 -122005.43 -167093.27
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 41.27 41.27 133.03 41.27
Flujo de Calor[kJ/h] -9749115.56 -9749115.56 0 0
Tabla 3.22 Propiedades de las corrientes de la Bomba GA2005
GA2005
Nombre Alimentacion a
DA2002_a Alimentacion a
DA2002_a1 Q_GA2005
Fraccion Vapor 0 0 -
Temperatura [C] 121.93 122.96 -
Presión [kg/cm2] 2.79 17.63 -
Flujo Molar [kgmole/h] 1093.14 1093.14 -
Flujo Masico[kg/h] 107272.17 107272.17 -
Flujo Volumetrico [m3/h] 148.91 148.91 -
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -155064.55 -154758.77 -
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 101.85 102.06 -
Flujo de Calor[kJ/h] -169508033.01 -169173774.61 334258.41
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70
Tabla 3.23 Propiedades de las corrientes de la Bomba GA2006
GA2006
Nombre Alimentacion a
DA2002_b Alimentacion a
DA2002_b1 Q_GA2006
Fraccion Vapor 0 0 -
Temperatura [C] 43.89 44.42 -
Presión [kg/cm2] 7.17 17.72 -
Flujo Molar [kgmole/h] 58.35 58.35 -
Flujo Masico[kg/h] 5288.63 5288.63 -
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.50 7.50 -
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -167093.27 -166911.03 -
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 41.27 41.42 -
Flujo de Calor[kJ/h] -9749115.56 -9738483.16 10632.41
Tabla 3.24 Propiedades de las corrientes del Mezclador M_2001
M_2001
Nombre Alimentacion a
DA2002_b1 Alimentacion a
DA2002_a1 Alimentacion
DA2002
Fraccion Vapor 0 0 0
Temperatura [C] 44.42 122.96 119.52
Presión [kg/cm2] 17.72 17.63 17.63
Flujo Molar [kgmole/h] 58.35 1093.14 1151.49
Flujo Masico[kg/h] 5288.63 107272.17 112560.80
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.50 148.91 156.42
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -166911.03 -154758.77 -155374.52
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 41.42 102.06 99.28
Flujo de Calor[kJ/h] -9738483.16 -169173774.61 -178912257.77
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71
Tabla 3.25 Propiedades del Precalentador EA2018
EA2018
Nombre Alimentación
DA2002 Alimentación DA2002_1
C5 Y C8 C5 y C8 a L.B
Fraccion Vapor 0.00 0.00 0.00 0.07
Temperatura [C] 119.52 137.80 154.50 125.88
Presión [kg/cm2] 17.63 16.29 4.54 2.39
Flujo Molar [kgmole/h] 1151.49 1151.49 932.63 932.63
Flujo Masico[kg/h] 112560.80 112560.80 94533.67 94533.67
Flujo Volumetrico [m3/h] 156.42 156.42 130.33 130.33
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -155374.52 -150859.01 -148070.09 -153645.26
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 99.28 110.57 132.31 119.08
Flujo de Calor[kJ/h] -178912257.77 -173712692.50 -138094418.28 -143293983.54
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72
3.4 Resultados de la Simulación utilizando Nafta Importada Tabla 3.26 Propiedades de las corrientes de la Torre Estabilizadora DA2001
DA2001
Nombre Nafta Importada Vapores a Tanque
de Succión Alimentacion a
DA2002_a Crudo
Estabilizado Q_2001 Q_2001-a
Fraccion Vapor 0 1 0 0 - -
Temperatura [C] 264.00 121.32 121.32 170.13 - -
Presión [kg/cm2] 19417.17 273.69 273.69 280.59 - -
Flujo Molar [kgmole/h] 4882.12 61.64 1091.57 3728.91 - -
Flujo Masico[kg/h] 557160.94 5566.76 107265.67 444328.50 - -
Flujo Volumetrico [m3/h] 745.22 7.89 148.41 588.92
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -125921.62 -130183.72 -163347.72 -158110.44 - -
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 290.27 147.03 91.66 268.75 - -
Flujo de Calor[kJ/h] -614764995.98 -8024395.05 -178305719.23 -589580209.27 124174830.2 896864.6527
Tabla 3.27 Propiedades de las corrientes de la Torre Desbutanizadora DA2002
DA2002
Nombre Alimentación DA2002_1
Domo C4 y + ligeros C5 Y C8 Q_DA2002-a Q_DA2002-b
Fraccion Vapor 0 1 0 0 - -
Temperatura [C] 137.80 157.66 157.66 205.68 - -
Presión [kg/cm2] 1597.49 1066.59 1066.59 1135.54 - -
Flujo Molar [kgmole/h] 1150.06 39.14 178.83 932.08 - -
Flujo Masico[kg/h] 112554.09 3094.48 14930.06 94529.55 - -
Flujo Volumetrico [m3/h] 155.90 4.60 21.57 129.73 - -
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -158888.72 -120448.64 -142037.64 -142479.42 - -
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 100.82 131.47 70.23 151.25 -
Flujo de Calor[kJ/h] -182731468.77 -4714636.52 -25401163.75 -132802654.33 23302477.55 43110771.6
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Tabla 3.28 Propiedades de las corrientes del Tanque de Succión del Compresor FA2002
FA2002
Nombre Vapores a Tanque
de Succión Agua
Vapores a Compresor_a
Fraccion Vapor 1 0 1
Temperatura [C] 121.32 121.26 121.26
Presión [kg/cm2] 273.69 270.25 270.25
Flujo Molar [kgmole/h] 61.64 0.00 61.64
Flujo Masico[kg/h] 5566.76 0.00 5566.76
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.89 0.00 7.89
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -130183.72 -163272.81 -130183.72
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 147.03 91.51 147.13
Flujo de Calor[kJ/h] -8024395.05 0.00 -8024395.05
Tabla 3.29 Propiedades de las corrientes del T_2001
T_2001
Nombre Vapores a
Compresor_a Desfogue1
Vapores a compresor_b
Fraccion Vapor 1 1 1
Temperatura [C] 121.26 121.26 121.26
Presión [kg/cm2] 270.25 270.25 270.25
Flujo Molar [kgmole/h] 61.64 3.08 58.56
Flujo Masico[kg/h] 5566.76 278.34 5288.43
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.89 0.39 7.49
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -130183.72 -130183.72 -130183.72
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 147.13 147.13 147.13
Flujo de Calor[kJ/h] -8024395.05 -401219.75 -7623175.30
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Tabla 3.30 Propiedades de las corrientes del Compresor GB2001
GB2001
Nombre Vapores a
compresor_b Descarga del
compresor Q_GB2001
Fraccion Vapor 1 0.87 -
Temperatura [C] 121.26 163.63 -
Presión [kg/cm2] 270.25 721.88 -
Flujo Molar [kgmole/h] 58.56 58.56 -
Flujo Masico[kg/h] 5288.43 5288.43 -
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.49 7.49 -
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -130183.72 -126461.58 -
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 147.13 149.26 -
Flujo de Calor[kJ/h] -7623175.30 -7405217.77 217957.53
Tabla 3.31 Propiedades de las corrientes del Condensador EA2016
EA2016
Nombre Descarga del
compresor Condensado Q_EA2016
Fraccion Vapor 0.87 0 -
Temperatura [C] 163.63 43.89 -
Presión [kg/cm2] 721.88 703.55 -
Flujo Molar [kgmole/h] 58.56 58.56 -
Flujo Masico[kg/h] 5288.43 5288.43 -
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.49 7.49 -
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -126461.58 -172889.98 -
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 149.26 32.43 -
Flujo de Calor[kJ/h] -7405217.77 -10123928.04 2718710.28
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Tabla 3.32 Propiedades de las corrientes del Separador FA2003
FA2003
Nombre Condensado Alimentacion a
DA2002_b Vapor Agua Amarga
Fraccion Vapor 0 0 1 0
Temperatura [C] 43.89 43.89 43.89 43.89
Presión [kg/cm2] 703.55 703.55 703.55 703.55
Flujo Molar [kgmole/h] 58.56 58.56 0.00 0.00
Flujo Masico[kg/h] 5288.43 5288.43 0.00 0.00
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.49 7.49 0.00 0.00
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -172889.98 -172889.98 -122564.64 -172889.98
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 32.43 32.43 130.12 32.43
Flujo de Calor[kJ/h] -10123928.04 -10123928.04 0.00 0.00
Tabla 3.33 Propiedades de las corrientes de la Bomba GA2005
GA2005
Nombre Alimentacion a
DA2002_a Alimentacion a
DA2002_a1 Q_GA2005
Fraccion Vapor 0 0 -
Temperatura [C] 121.32 122.34 -
Presión [kg/cm2] 273.69 1728.49 -
Flujo Molar [kgmole/h] 1091.57 1091.57 -
Flujo Masico[kg/h] 107265.67 107265.67 -
Flujo Volumetrico [m3/h] 148.41 148.41 -
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -163347.72 -163042.89 -
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 91.66 91.86 -
Flujo de Calor[kJ/h] -178305719.23 -177972973.57 332745.65
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Tabla 3.34 Propiedades de las corrientes de la Bomba GA2006
GA2006
Nombre Alimentacion a
DA2002_b Alimentacion a
DA2002_b1 Q_GA2006
Fraccion Vapor 0 0 -
Temperatura [C] 43.89 44.43 -
Presión [kg/cm2] 703.55 1737.76 -
Flujo Molar [kgmole/h] 58.56 58.56 -
Flujo Masico[kg/h] 5288.43 5288.43 -
Flujo Volumetrico [m3/h] 7.49 7.49 -
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -172889.98 -172708.66 -
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 32.43 32.59 -
Flujo de Calor[kJ/h] -10123928.04 -10113310.42 10617.62
Tabla 3.34 Propiedades de las corrientes del Mezclador M_2001
M_2001
Nombre Alimentacion a
DA2002_b1 Alimentacion a
DA2002_a1 Alimentacion
DA2002
Fraccion Vapor 0 0 0
Temperatura [C] 122.34 44.43 118.91
Presión [kg/cm2] 1728.49 1737.76 1728.49
Flujo Molar [kgmole/h] 1091.57 58.56 1150.06
Flujo Masico[kg/h] 107265.67 5288.43 112554.09
Flujo Volumetrico [m3/h] 148.41 7.49 155.90
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -163042.89 -172708.66 -163544.84
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 91.86 32.59 89.17
Flujo de Calor[kJ/h] -177972973.57 -10113310.42 -188086283.99
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Tabla 3.35 Propiedades de las corrientes del Precalentador EA2018
EA2018
Nombre Alimentacion
DA2002 Alimentacion DA2002_1
C5 Y C8 C5 y C8 a L.B
Fraccion Vapor 0.00 0.00 0.00 0.00
Temperatura [C] 118.91 137.80 205.68 186.83
Presión [kg/cm2] 1728.49 1597.49 1135.54 925.25
Flujo Molar [kgmole/h] 1150.06 1150.06 932.08 932.08
Flujo Masico[kg/h] 112554.09 112554.09 94529.55 94529.55
Flujo Volumetrico [m3/h] 155.90 155.90 129.73 129.73
Entalpia Molar[kJ/kgmole] -163544.84 -158888.72 -142479.42 -148224.42
Entropia Molar [kJ/kgmole-C] 89.17 100.82 151.25 139.10
Flujo de Calor[kJ/h] -188086283.99 -182731468.77 -132802654.33 -138157469.55
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Conclusiones
Al finalizar este análisis y con base a los resultados obtenidos se puede
concluir que la sustitución de la Nafta Importada por el Crudo Maya resulta
satisfactoria.
A lo largo de este análisis se ha constatado que la producción del Crudo
Estabilizado, C4 y más ligeros y C5 y C8 como se muestra en las secciones
3.3 y 3.4 cumplen con los flujos másicos establecidos.
De igual forma en las secciones 3.1 y 3.2 se observa como los
componentes de las corrientes principales de las Torre DA2001 Y DA2002
cuentan con los mismos componentes y que los valores de dichos
componentes son muy similares; el valor en la simulación con Nafta
Importada resulta ligeramente superior que cuando se realizo la simulación
con Crudo Maya.
El procesar el crudo Maya en la planta despuntadora del complejo
petroquímico la Cangrejera, Veracruz, con capacidad de producción de 200
mil barriles por día y producir un crudo parcialmente procesado (crudo Maya
despuntado), permite incorporar un mayor valor agregado al crudo Maya,
buscado alternativas de procesamiento a este producto.
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Recomendaciones
1.- Cuando se ingresen los components de las corriente principal dentro
simulador Hysys, es muy conveniente contar una tabla de homólogos,
simplificaciones y las abreviaturas; debido a que se ha debido a limitaciones de
espacio Hysys suele abreviar algunos componentes; por ejemplo, nombre IUPAC
2,2 dimetil propano, estará representado en Hysys como 2,2 Mprpoane.
2.- La cromatrofrafia de Crudo Maya y de la Nafta Importada debe ser reciente
para evitar cualquier error posible.
3.- Tomar en cuenta que el simulador en muchas ocasiones no podrá simular
el proceso como existe de manera fija; por ejemplo en este estudio en el caso de
“La Extracción Lateral ” en la torre DA2001, físicamente el producto de la
extracción sale e intercambia calor con el tren de calentamiento y regresa a la
torre, sin embargo realizar la simulación de la extracción de esta forma pondría
generar problemas en la convergencia de la torre; por ello es importante
considerar la herramientas con las que cuenta Hysys, como fue en este caso en
“ Pump Around ”
Una bomba puede ser instalada en torno al líquido de mover cualquier etapa de
cualquier otra etapa en la columna, ya sea encima o debajo de él. La fase de
retorno también puede ser en otra sección de la columna.
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Bibliografía 1.-Artículos sobre la utilización del crudo maya como combustible alterno, realizado por el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) http://www.imp.org.mx/2001c/tenden.pdf http://www.imp.mx/petroleo/?imp=tipos 2.-David M. Himmelblau & Kinneth B. Bischoff. Análisis y Simulación de Procesos. 3aEd 3.- Donald Q. Kern Procesos de Tranferenica de Calor. McGraw-Hill,1965 4.- Fox M.A. y Whitesell, J. k. Química Orgánica
5.-Integrated System of Engineering Software Hysys Process User’s Guide
6.-Manual de Operación de la Planta Estabilizadora del Complejo Petroquímico “ La Cangrejera”. 7.-Robert E. Treybal. Operaciones de Transferencia de Masas. Ed . Editorial
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