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• Angela Centofanti Rodriguez

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS

Unidad de Coquificación Retardada Mejorador de Crudo Extrapesado PETROMONAGAS Unidad 13 - DCU

Introducción: Este material de apoyo está dirigido a los nuevos Operadores de Plantas de Producción para el Sistema de Coquificación Retardada del Mejorador de Crudo Extrapesado Petromonagas, a fin de mostrarles una visión completa de la planta y poder cumplir con su adiestramiento que les permita posteriormente operar la unidad en forma segura y confiable.

Contenido: Este manual de estudio contiene los siguientes tópicos: Tema 1. Generalidades 2. Bases de Diseño 3. Descripción del proceso 4. Variables y Condiciones de Operación 5. Control de procesos 6. Síntesis 7. Diagrama Simplificado de Proceso

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Generalidades Introducción

La Unidad de Coquización Retardada (DCU), tiene como objetivo fundamental craquear las moléculas pesadas provenientes del fondo atmosférico, para convertirlas en gas (usado como gas combustible), nafta (para el sistema de diluente) y gasóleos (para mezcla de crudo sintético).

Secciones de DCU

La Unidad DCU está compuesta por las siguientes secciones: ¾ Craqueo y de Recuperación de Vapores. Donde ocurre la reacción de craqueo térmico. ¾ Fraccionamiento. Donde se condensan y fraccionan los vapores provenientes de los tambores de coque. ¾ Compresión Livianos.

y

Recuperación

de

Productos

La misma tiene como función estabilizar la nafta producida y recuperar el gas para ser quemado en los hornos del mejorador (una vez tratados). ¾ Cortado y Manejo de Coque. En la misma se corta y se transporta el coque producido por el craqueo térmico. Dichas secciones constan de los siguientes equipos: ♦ Tambor de Alimentación. ♦ Hornos. ♦ Tambores de Coque. ♦ Fraccionador. ♦ Sistema del Blowdown.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Generalidades, cont.

Sección de Coquificación y Recuperación de Vapores

♦

Generadores de vapor de alta presión.

♦

Tanques de Almacenamiento Enfriamiento y Cortado.

♦

Sistema de Cortado del Coque.

♦

Sistema de Laberintos y Piscinas de Cortado.

♦

Sistema de Inyección Antiespumante.

♦

Sistema de Inyección Demulsificante.

♦

Procesamiento de Lodo.

♦

Sistema de Descabezamiento de las Bridas de Tope y Fondo de los Tambores de Coque.

♦

Sistema de Aceite Flushing y Sello.

♦

Instalaciones para el Mezclado de SCO.

♦

Sistema de Agua Temperada.

de

Agua

de

La sección de coquización consta de cuatro tambores de coque. Normalmente, dos se encuentran produciendo coque (Proceso de Coquización), mientras que los otros dos se someten al proceso de cortado y remoción de coque (Proceso de Decoquización). El coque va llenando gradualmente el tambor en un período de tiempo de 18-21 horas (Ciclo de Coquización), al tiempo que los productos más livianos, en estado gaseoso, pasan a la torre fraccionadora para su separación en gas, nafta inestable, gasóleo liviano y gasóleo pesado. Una vez llenado el tambor de coque, se cambia la alimentación al otro tambor, mientras que este se somete a un proceso de decoquización, que toma otras 18-21 horas. El proceso de llenado (coquización) y vaciado del tambor de coque (Decoquización) es un ciclo con una duración total de 36-42 horas.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Generalidades, cont. El sistema de recuperación de vapores está diseñado para recuperar hidrocarburos durante la operación de Decoquización de los tambores de coque. Consta de una torre recuperadora, calentador, tambor asentador, condensadores, enfriador del aceite circulante y bombas asociadas al sistema. La alimentación fresca entra al tambor compensador y es enviada a dos hornos, donde se calienta a (910-925) °F. Luego fluye al fondo de los dos tambores de coque que están en servicio, donde se craquea térmicamente en gas, nafta, destilados y coque. Los vapores que salen por la parte superior de los tambores de coque, son enviados a la sección de fraccionamiento. En la torre fraccionadora principal, se obtienen las corrientes de gasóleo liviano y pesado; las cuales se envían como componentes de mezcla para generación de crudo sintético (SCO). Sección de Fraccionamiento

Los vapores del tope de la fraccionadora principal, son enfriados y condensados parcialmente en el tambor de cabecera y luego son enviados al compresor de gas en la sección de livianos de la unidad. Parte del líquido del tambor de cabecera es utilizado como reflujo a la torre fraccionadora y el resto es enviado como nafta inestable a la torre estabilizadora de la sección de livianos. La nafta estable del fondo de la torre estabilizadora, es enviada como alimentación a la unidad de hidrotratamiento de nafta (NHT).

Sección Compresión y Recuperación de Livianos

En la sección de livianos, la corriente de gas descarga del compresor, es enviada a la torre absorbedora esponja con aceite pobre, para absorber cualquier componente pesado remanente en la corriente de gas. Esta corriente de gas posteriormente es enviada a la torre depuradora con MEA, para eliminar el H2S luego disponerse hacia el sistema de gas de refinería.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Generalidades, cont. Sección de Cortado Manejo de Coque

La sección de cortado y manejo de coque, está conformada por los equipos relacionados al proceso de Decoquización. Para cortar y remover el coque de los tambores, se remueven las bridas superior e inferior del tambor y se introduce una herramienta especial que corta el coque utilizando agua a alta presión, la cual es suministrada por una bomba diseñada para esta operación (Jet Pump). Durante esta etapa, el coque y el agua caen a un patio donde el coque se deposita y el agua escurre hacia unos separadores, donde son asentados los finos de coque que son arrastrados por el agua. El agua clarificada es recirculada al tanque de agua de cortado, mediante unas bombas localizadas en el sumidero al final del separador. Los finos de coque acumulados, son removidos periódicamente de la fosa. El coque del patio de almacenamiento es colocado mediante camiones tipo cargadores frontales en una tolva que alimenta a un carro triturador, en donde se reduce el coque a un tamaño máx de 4 pulgadas. Este coque reducido, se envía a través de camiones tipo trailers, hacia el área de almacenamiento y despacho de coque ubicado en Petrozuata.

Coquificación Retardada El término Coquización Retardada (Delayed Coking), se refiere al proceso térmico en el cual un hidrocarburo pesado se calienta a alta temperatura en un horno y luego se envía a una zona de reacción (tambores de coque) donde, bajo condiciones apropiadas de presión y temperatura, se craquea térmicamente en gas, nafta, destilados y coque. Proceso de Coquificación

En este proceso ocurren las reacciones endotérmicas y en el horno se le suministra el calor requerido.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Generalidades, cont. El mecanismo de las reacciones es complejo y no pueden determinarse todas las reacciones químicas involucradas, sin embargo, se puede decir que ocurre lo siguiente: ♦ Vaporización parcial y craqueo moderado de la alimentación en el horno. ♦ Craqueo sucesivo y polimeración de líquido y vapor en el tambor formando coque, hidrocarburos livianos y gases. Los rendimientos y calidad de los productos están directamente relacionados con tres variables de proceso: ♦ Temperatura. ♦ Presión. ♦ Relación de reciclo. Resultados del Comportamiento de las Variables

A presión y relación de reciclo constante, el rendimiento de coque disminuye al aumentar la temperatura. Basado en las propiedades físicas de la alimentación, la diferencia de temperatura entre la salida del horno y el tope del tambor puede variar entre 75 a 120 °F. A una temperatura muy baja, la reacción no llega muy lejos y se produce brea o coque blando con un alto índice de material volátil (VCN). A muy alta temperatura, el coque formado es muy duro y difícil de remover del tambor y aumenta la posibilidad de coquización prematura en los tubos del horno y la línea de transferencia a los tambores. A temperatura y relación de reciclo constantes, un incremento en la presión resulta en un aumento en la producción de coque y gas, el punto final del gasóleo se reduce, así como el rendimiento de hidrocarburos líquidos. Un aumento en la relación de reciclo, manteniendo la presión y la temperatura constantes también aumenta la

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Generalidades, cont. Producción de coque y gas a expensas del rendimiento de hidrocarburos líquidos. La unidad está diseñada para una relación de reciclo de 1.0 (relación alimentación total al horno / alimentación fresca), en otras palabras, no reciclo. Desarrollo, Diseño y Operación de la Unidad de Coquización Retardada

Los términos especializados que se definen a continuación, están relacionados al desarrollo, diseño y operación de la unidad de coquización retardada: Coque Tipo Esponja Es producido por alimentaciones con alto contenido de resino-asfaltenos y dependiendo del contenido de impurezas de la alimentación (azufre y metales) puede ser alto (azufre mayor de 2 % peso y metales mayores de 300 ppm) o bajo (azufre menor de 2 % peso y metales menores de 300 ppm) contenido de impurezas. El coque de alto azufre y metales, es usado principalmente como combustible y su precio es el mas bajo de los coques de petróleo (coque grado combustible). Los coques de bajo azufre y metales son de mayor valor comercial y se usan en la fabricación de ánodos para la industria del aluminio (coque grado ánodo). Coque Tipo Aguja Es producido por cargas altamente aromáticas, tiene con poros elípticos, tiene estrías fuertemente definidas y apariencia metálica, con orientación características de sus cristales. Este coque posee bajo coeficiente de expansión térmica y alta conductividad eléctrica, lo que lo hace excelente para la fabricación de electrodos de grafito para la producción de acero.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Generalidades, cont. Coque Tipo Perdigón (shoot) Hasta el presente el mecanismo de su formación no es bien conocido, a veces se relaciona la tendencia de una alimentación a formar coque tipo perdigón (shot coke) con la gravedad de la misma; siendo más probable la formación de este coque a valores bajo de gravedad en la carga al horno (menores de 7 °API), el contenido de asfáltenos y a las condiciones de operación de la unidad (temperatura, presión y relación de reciclo). Este coque tiene forma de esferas de 1 a 6 mm de diámetro (típico) y es considerado de baja calidad para producir ánodos de aluminio aun cuando presente bajo contenido de azufre. Carbón Conradson Es una medida del potencial de formación de coque de una corriente y puede ser relacionado con el rendimiento de coque a nivel comercial. Relación de Reciclo Es la relación entre el volumen total del fondo del fraccionador principal a los hornos y el volumen de alimentación fresca a la unidad. El Upgrader opera sin reciclo. Índice de Hardgrove (HGI) Es una medida de la dureza del coque y su resistencia a ser molido o triturado. Los materiales más duros tienen un HGI menor. El HGI no es necesariamente un indicativo de la tendencia del coque a desintegrarse durante su manejo. Valores tipos de este índice están entre 35 y 100 dependiendo de la calidad de la alimentación. HGI de OCN = 50 –70.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Generalidades, cont. Humedad del Coque El valor típico de contenido de humedad del coque después que es drenado, al pasar a través del sistema de manejo de coque es 10-15 % peso. Índice de Material Volátil (VCM) Es una medida de la cantidad de hidrocarburos volátiles depositados en la matriz de coque. Esta es una propiedad muy importante que afecta el precio de venta del coque para la manufactura de electrodos. VCM de OCN = 12 - 13 % en peso. Aceite Pobre (Lean Sponge Oil) Es la corriente de gasóleo liviano (LCGO) sin absorber utilizada en la torre absorbedora T-1402. Aceite Rico (Rich Sponge Oil) Es la corriente de gasóleo liviano (LCGO) rico en nafta, que sale por el fondo de la torre absorbedora T-1402 y que estuvo en contacto con los gases. Polimerización La polimerización es una reacción endotérmica a través de la cual se combinan pequeñas moléculas de hidrocarburo, para formar una molécula más grande y de mayor peso molecular. El resultado de esta reacción es la formación de coque. Las reacciones de polimerización requieren de un tiempo mayor que las reacciones de craqueo y los tambores de coque proporcionan el tiempo de residencia necesario para que se lleven a cabo estas reacciones.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Bases de Diseño Capacidad de la Unidad

La unidad de coquización retardada (DCU), está diseñada para procesar 48.000 B/D de fondo atmosférico (740 °F) proveniente de DRU, con una operación de cero reciclo. Este fondo atmosférico tiene un CCR de 21.6 % peso, produciendo 2340 STPD de coque grado combustible. Adicionalmente, el DCU puede procesar de forma intermitente entre 15.000 y 100.000 galones/día de una mezcla de lodos (sludges) provenientes de la unidad de tratamiento de agua y de la unidad de regeneración de amina. Este lodo se procesa en los tambores de coque durante el inicio de la etapa de enfriamiento.

Calidad de la Alimentación

A continuación se mencionan las características para el residual atmosférico del crudo Cerro Negro: Características

Residual Atmosférico

GRAVEDAD API S.G CCR, % PESO NITRÓGENO, % PESO AZUFRE, % PESO VANADIO, PPMP NÍQUEL, PNP SODIO, PNP (MAX) VISCOSIDAD @ 210°F, Cst VISCOSIDAD @ 302°F Cst C7 INSOLUBLES, % PESO PUNTO DE CORTE TBP, °F TBP LV 5%, °F TBP LV 10, °F TBP LV 30%, °F TBP LV 50%, °F TBP LV 70%, °F TBP LV 90%, °F

4.8 1.04 21.6 8100 4.5 747 176 10 12000 300 14.9 740+ 734 780 947 1117 1271 1400

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso Coquización Retardada

Los productos del DCU son: Coque, Gasóleo Pesado (HCGO), Gasóleo Liviano (LCGO), Nafta y Vapores de Tope. El LCGO y el HCGO, los cuales son mezclados con Nafta Hidrotratada de la Unidad Hidrotratadora de Nafta (NHT; Unidad 21); y productos del DRU para formar el crudo sintético (SCO). Los Vapores de cabecera y la Nafta del DCU, van hacia un tambor de cabecera y luego enviados a la sección liviana para su tratamiento final.

Manejo de Alimentación

El residuo atmosférico (fondo de T-1101) es enviado por las bombas de fondo (P-1102 A/B/C) al Tambor de Alimentación del DCU (D-1303) que opera a 10 psig y 699 °F. El residuo atmosférico del D-1303 es bombeado por las P-1301 A/B/C a los hornos (F-1301 / 1302) a una presión de descarga de 523 psig.

Calentamiento de Alimentación y Coquificación

El residuo atmosférico es calentado en los Hornos F-1301 / F-1302 a una temperatura de 905-925 ºF para que se lleven a cabo las reacciones de coquificación en los tambores (D-1301 A/B y D-1302 A/B). Los hornos F-1301 / F-1302 operan utilizando gas combustible y la temperatura de salida se controla ajustando el consumo de gas, tiro y exceso de oxígeno. El efluente de los hornos, fluye a los Tambores de Coque donde bajo las condiciones apropiadas de tiempo de residencia, temperatura y presión (18 horas, 820 °F, 15 psig); el líquido se convierte en coque y vapores de hidrocarburo. El coque sólido queda y aumenta de nivel en el Tambor de Coque y los vapores de hidrocarburo fluyen hacia el fraccionador (T-1301).

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. Presión de Operación de La presión de operación de los Tambores es determinada por la presión de succión del Compresor de Gas de CGP los Tambores de (C-1401). Coque La presión del sistema puede ser variada con movimientos de la válvula mariposa localizada en la línea de vapores en la salida del tope del fraccionador que es usada para mantener una presión mínima de succión del compresor de 1.0 psig. La unidad DCU está diseñada para operar los tambores de coque en un rango de 15 -30 psig.

Temperatura de los Vapores de Cabecera del Tambor de Coque

La temperatura de los vapores de cabecera del tambor de coque, disminuye al tiempo en que los gases fluyen a la torre fraccionadora debido a las pérdidas de calor por falta de aislamiento térmico en las líneas de vapores. Esta pérdida esta contemplada en el diseño con el propósito de detener las reacciones de coquificación y evitar formación de coque en estas líneas. Cada línea de cabecera de los tambores de coque, está provista con barandas para protección personal. La porción del tope de protección es para resguardo durante períodos de lluvia.

Detectores Nucleares de Nivel / Rata Aumento de Coque y Monitoreo del Tambor

Existen tres (3) detectores nucleares de nivel, usados para estimar la velocidad de aumento de nivel coque en cada Tambor y monitorizar el nivel de coque dentro del tambor para realizar el cambio de tambores a un nivel de coque máximo, optimizando la carga a la unidad. Normalmente el nivel máximo de coque es en el segundo detector de nivel, ya que a esta altura se garantiza evitar arrastre de espuma al fraccionador.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. Cambio de Alimentación

Cuando el tambor que esta en servicio se llena de coque, se cambia la corriente de alimentación a través de las Válvulas de Cambio (SP-1301 o SP-1302) hacia el tambor que se encuentra inactivo y precalentado. El efluente del horno, fluye continuamente a cada tambor de coque durante 18 -21 horas, luego el tambor lleno de coque, entra en un período de decoquizado por 18 - 21 horas para su remoción. Así, cada tambor pasa por un ciclo completo cada 36 - 42 horas.

Sistema de Inyección Antiespumante

La inyección de Antiespumante (L-1301) es para controlar el frente de espuma que se genera en los Tambores de Coque y permitir lecturas de nivel más exactas en los detectores nucleares. El L-1301 consta de dos tanques para almacenamiento de antiespumante, uno permanece conectado a las bombas de inyección y el otro se encuentra como receptor de antiespumante, y dos bombas de inyección de antiespumante el cual es bombeado hacia el Tambor de Coque en servicio usando LCGO de P-1303 A/B como diluente y medio transportador.

Facilidades de los Hornos del Coquificador

Los hornos están provistos de instalaciones para la inyección de vapor de alta presión (450 psig) en cada pase para aumentar la velocidad del residuo a través del horno y disminuir el tiempo de residencia; reduciendo así la formación de coque en los tubos del horno. Hay conexiones para la inyección de agua de calderas en cada pase para el procedimiento de descostramiento en línea. Hay un tambor para utilizarlo durante el descostramiento vapor-aire (D-1309) para el enfriamiento de los gases efluentes del horno.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. Existen dos estaciones desobrecalentadoras de vapor de alta presión (L-1313 A/B) para controlar la temperatura del vapor sobrecalentado proveniente de la sección de convección de los hornos y dos silenciadores para vapor de alta presión (SP-1305 A/B) para atenuar el ruido cuando sea venteado a la atmósfera. Fraccionamiento

Los vapores del tope de los tambores de coque en servicio, fluyen hacia la sección de lavado del Fraccionador (T-1301). El vapor sube a través de la sección de lavado, mientras el líquido condensado es recolectado en el fondo de la T-1301. Los vapores lavados, luego pasan a la sección de rectificación de T-1301. Una recirculación (21700 BPSD) del líquido de fondo de T-1301 es utilizada para agitar las partículas de coque en el fondo de la torre. Esta recirculación es bombeada por las P-1307 A/B a una temperatura de 623 °F y el coque es removido por coladores (L-1305 A/B).

Gasóleo Pesado (HCGO)

El HCGO es retirado del fondo de T-1301, bombeado por las P-1302 A/B/C, filtrado por los coladores de HCGO (L-1303 A/B) y enviado al precalentador de DCO desalado (E-1107 A/B/C) en el DRU. El HCGO Pumparoaund/HCGO Producto retorna al DCU, donde se enfría generando vapor de alta presión en los generadores SG-1301 A/B y precalentando el agua de alimentación de Caldera (BFW) en el E-1302. Luego el HCGO es enfriado a 448 °F en el Enfriador con Aire (AF-1305) y finalmente el flujo HCGO se divide en las corrientes de producto y Pumparound. El HCGO Producto, es combinado con LCGO y otros hidrocarburos y enviados para la producción de SCO al

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. Mezclador Estático (L-1310) y enfriadores con agua temperada de SCO (E-1306 A-D y E-1308 A-D). El HCGO Pumparound es enviado al Rehervidor de la Estabilizadora (E-1405) en CGP para recuperar calor, y luego retornado a la T-1301. Gasóleo Liviano (LCGO)

El LCGO es retirado de la bandeja Nº 14 de la T-1301, a través de las bombas P-1303 A/B. La temperatura de salida del LCGO es de 395 °F. El LCGO se combina con HCGO y otros hidrocarburos para formar el crudo SCO en el mezclador L-1310. Parte del LCGO es usado como Aceite Absorbedor (aceite pobre) y enviado a la Unidad CGP, donde es enfriado en el intercambiador de aceite pobre / rico (E1407 A/B) y en el enfriador de aceite esponja pobre (E1408 A/B) para luego alimentar a la torre absorbedora esponja (T-1402). En la T-1402 el aceite esponja pobre entra en contacto con el gas agrio y absorbe los componentes pesados remanentes, resultando en aceite rico, que es calentado en el E-1407 A/B a 271 ºF y retornado a la T-1301. El LCGO también se usa como: ♦ Aceite de compensación Blowdown (D-1305).

para

el

Tambor

del

♦ Diluente para el Paquete de Antiespumante (L-1301). ♦ Compensación del sistema aceite de lavado en caso de que el Gasóleo Atmosférico (AGO) no esté disponible. La presión de operación del tope de T-1301 es 7 - 23 psig. La temperatura de los vapores de cabecera es controlada en (249 - 260) °F, para ajustar el punto final de ebullición de la Nafta.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. Circuito de Cabecera

Los vapores de cabecera de T-1301 son enviados hacia los Condensadores con Aire (AF-1301 A-H) y luego a los enfriadores con agua del tope del fraccionador (E1301 A/B) donde parte del gas es condensado y la corriente total se envía hacia el tambor de cabecera del fraccionador (D-1304), donde se separa en vapores y líquido. La presión del D-1304 es de 2 - 18 psig. Los vapores del D-1304 fluyen al tambor D-1401 de succión del compresor C-1401 en la Unidad CGP, parte del líquido, es reflujado al tope de la T-1301 por las bombas P-1305 A/B y el resto es enviado hacia CGP a través de las bombas P-1304 A/B donde se combina con otras corrientes de hidrocarburo y se envían al condensador E-1402 en la descarga del C-1401. El agua agria del tambor de alimentación D-1403 de la estabilizadora, es adicionada al D-1304. El agua agria condensada en los AF-1301 A-H y E-1301 A/B, es acumulada en la bota del D-1304 y enviada a la red de agua agria por medio de las bombas P-1306 A/B El gas de circulación del sistema Anti-oleaje del Compresor de Gas C-1401, es enviado aguas arriba de los AF-1301 A-H.

Sistemas de Recuperación de Vapores (Blowdown)

El Sistema de Recuperación de Vapores (Blowdown) está diseñado para minimizar la contaminación del aire con gases de hidrocarburo y consta de: ♦ Un Tambor de Blowdown (D-1305). ♦ Tambor Asentador del Blowdown (D-1307). ♦ Tambor de Sello con Agua (D-1308). ♦ Un Enfriador con Aire de Aceite Circulante del Blowdown (AF-1303). ♦ Condensadores (AF-1302A-H).

de

Cabecera

del

Blowdown

♦ Un Calentador (E-1303) del Tambor D-1305.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. Durante el enfriamiento y despojamiento de los Tambores de Coque los vapores fluyen hacia el D-1305 donde el vapor es enfriado y parte del aceite condensa al entrar en contacto con un flujo frío de circulación de aceite. La presión de operación del D-1305 es 2-8 psig. El aceite colectado en el D-1305 es calentado por el E-1303 para mantener la temperatura del líquido en 330 ºF utilizando vapor de media. El aceite condensado es bombeado por las P-1310 A/B y filtrado por los Coladores de Fondo del Blowdown L-1306 A/B. Parte de este aceite es recirculado al D1305, pasando por el AF-1303. El exceso de aceite es enfriado en el E-1307 y enviado al Tanque de Slop. Los vapores y gases que no condensan en el D-1305 fluyen hacia los AF-1302 A-H donde son parcialmente condensados, saliendo a 100 - 150 °F. La mezcla vapor-líquido D-1307 donde el aceite decantación. Para ayudar agua hay un Paquete (L-1302).

fluye al tambor asentador es separado del agua por la separación del aceite del de químico Demulsificante

Al D-1307 también llegan los gases de salida de la Unidad Regeneradora de Amina (ARU) y de la Unidad Despojadora de Aguas Agria (SWS). El aceite separado en el D-1307 es bombeado por las P-1312 A/B hacia el D-1305, a SCO o al Tanque de Slop si es necesario, el agua es bombeada por las P-1311 A/B hacia el sistema de recolección de agua agria. Adicionalmente, el agua podría enviarse al Tanque de Cortado de los Tambores de Coque (TK-1301). Los gases del D-1307, fluyen al D-1401.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. En caso de sobrepresión se romperá el sello de agua en el D-1308, y el exceso de gases fluirá hacia el mechurrio Sistema de Inyección del Demulsificante en el Blowdown

El sistema demulsificante (L-1302), consiste en un tanque de almacenamiento y dos bombas de inyección. El tanque consta de dos tanques portátiles; uno permanentemente conectado a las bombas de inyección, y el otro como respaldo de producto. La solución de demulsificante es bombeada desde el tanque hacia el D-1307.

Generación de Vapor

El vapor se produce en los Generadores de Vapor de Alta Presión con HCGO (SG-1301 A/B) que operan a 490 psig y 468°F. El vapor generado pasa por los Separadores de Vapor de Alta Presión (D-1310 A/B) en el tope de los generadores y todo el vapor es sobrecalentado en los Tubos de Sobrecalentamiento de Vapor de Alta Presión ubicados en la sección de convección de los Hornos del Coque. El vapor sobrecalentado es enviado al cabezal de vapor de alta presión después de ser enfriado en las estaciones Desobrecalentadoras de Vapor de Alta Presión (L-1314 A/B). El agua de alimentación para caldera (BFW) que alimenta a los SG-1301 A/B es precalentada en el E-1302 con HCGO. Las sangrías de los SG-1301 A/B fluyen al Tambor de Sangría Atmosférico (D-1313) que opera a 0 psig y 212 °F. El vapor resultante es venteado a la atmósfera y el condensado del D-1313 se enfría con agua cruda y se envía al Separador de Coque (A-1301).

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. Sistema de Lodo de Refinería

El lodo de refinería es enviado al DCU desde otras unidades, y es almacenado en el Tanque de Lodo (TK-1302). El lodo del tanque es recirculado continuamente por la P-1313 para mantener los sólidos en suspensión y es bombeado por las P-1308 A/B e inyectado en el fondo del Tambor de Coque que está en el ciclo de enfriamiento. El material sólido queda en el lecho de coque mientras el líquido se evapora y los vapores son recuperados por el Sistema del Blowdown.

Sistema de Aceite de Lavado

El sistema de aceite de lavado suple aceite de sello para las bombas y aceite de lavado en DCU, DRU, y circuito de Crudo Diluido (DCO) y consta de: ♦ Un Enfriador de Aceite de Lavado (E-1305). ♦ Un Enfriador con Agua Temperada (E-1304). ♦ Un Coalescedor de Aceite de Lavado (D-1311). ♦ Un Tambor de Aceite de Lavado (D-1312). ♦ Bombas de Aceite de Lavado (P-1317 A/B). ♦ Filtros de Aceite de Lavado (L-1307 A/B) Para el arranque inicial se suple aceite diesel por camiones para llenar el sistema y durante la operación normal, el AGO de las bombas de AGO P-1103 A/B en DRU es usado como compensación. En caso que el AGO no esté disponible, el LCGO caliente de las P-1303 A/B se usa como compensación. El AGO caliente de las P-1103 A/B es enfriado en los E-1304 y E-1305 a 200 °F y luego enviado al D-1311 donde el agua libre se separa del aceite. El aceite es enviado al D-1312, equipado con conexión de nitrógeno para mantener una ligera presión positiva y

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. prevenir que hidrocarburos del mechurrio fluyan hacia el tambor que opera a 15 psig y 200 °F. El aceite es bombeado del D-1312 a los L-1307 A/B por las bombas P-1317 A/B y luego se envía al cabezal de aceite de sello de bombas y al cabezal de aceite de lavado para ser usado como purga en conexiones de instrumento, equipos, etc., en DCU y DRU. Sistema de Agua Temperada

El sistema de agua temperada se usa en el DCU se usa para enfriar el aceite de lavado en el E-1304 y para enfriar la mezcla de SCO en E-1306 A-D y E-1308 A-D. El agua temperada es circulada por las P-1319A/B y el agua que retorna de las distintas unidades es enfriada a 134 °F por AF-1304 A-L y el E-1309 que utiliza agua de enfriamiento. El Tambor de Agua temperada (D-1314) sirve como acumulador de succión de las P-1319 y mantiene parte del inventario del sistema durante las paradas. Sus condiciones de operación son 25 psig. y 135 °F. Está equipado con una purga de nitrógeno que mantiene una ligera presión positiva del tambor para impedir la entrada de aire.

Sistema de Manejo de Coque

El coque cortado de los Tambores se envía a la Piscina de Coque (A-1301) y luego el coque es removido al patio de almacenaje de coque para que drene el remanente de agua. Los cargadores frontales L-1311 A/B/C), también son usados para limpiar el coque depositado en los separadores de la A-1301 y cargar el coque crudo en los camiones para llevarlo hacia el patio de almacenamiento en Petrozuata.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. Ciclo de Operación de Descoquificación

El tiempo del ciclo de operación es de 36 - 42 horas. Después de que un tambor ha estado en servicio de coquización durante 18 - 21 horas, la alimentación se cambia al otro tambor y durante las próximas 18 - 21 horas el primer tambor esta descoquizando para retornar a servicio. La secuencia de operación de descoquización es como sigue, iniciándose con un tambor lleno: (Hs: Min) 00:00 a 00:45

Operación

Descripción

Despojamiento Esta operación permite recuperar al Fraccionador el hidrocarburo no craqueado entrampado en el coque. La Válvula de Cambio del Coque (SP-1301 o SP-1302) es actuada cambiando la alimentación hacia el tambor vacío y se abre la entrada de vapor de media de la línea de 4" para limpiar la línea de alimentación del tambor que salió de servicio y mantener abiertos los canales del lecho. Después de 5 minutos, se cierra esa línea de vapor y el tambor lleno de coque es despojado hacia el Fraccionador con 5000 Lb/hr de vapor.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. (Hs: Min) 00:45 a 01:30

01:30 a 07:30

Operación Operación Despojamiento hacia el Tambor

Enfriamiento y Llenado

Luego del despojamiento a T-1301, la salida del vapor de despojamiento se desvía hacia el sistema de blowdown y se incrementa el caudal de vapor de despojamiento a 20000 Lb/hr. La intención de esta operación es completar la recuperación de hidrocarburos y reducir la materia combustible volátil (VCM) contenida en el coque. El agua para enfriamiento es introducida al tambor de Coque por las Bombas de Agua de Enfriamiento P-1315 A/B. A continuación se presenta el caudal de agua a usar para el enfriamiento:

Tiempo (Min)

Agua de Enf. GPM

30

250

60

425

60

550

30

650

45

675

75

625

60

850

El vapor generado en el Tambor de Coque fluye hacia el D-1305 y de allí a los AF-1303 A/H donde es condensado hasta que la temperatura del tope del Tambor de Coque llega a unos 375 °F, momento en el que el vapor es directamente enviado al AF-1303 A-H desviando el

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. D-1305. El aceite del D-1307 es bombeado por las P-1312 A/B al D-1305 o a tanque de Slop. El agua del D-1307 es bombeada por las P-1311 A/B a la red de agua agria. Y también puede ser enviado al Tanque de Agua de Cortado (TK-1301) aunque esto no es rutinario. El enfriamiento del Tambor de Coque se completa llenando con agua el Tambor de Coque. (Hs: Min) 07:30 a 10:00

10:00 a 13:00

Operación

Descripción

Drenaje de Agua y El Tambor de Coque es venteado Descabezamiento

a través de los Silenciadores SP-1303 A/B, SP-1304 A/B.

El agua del tambor se drena y luego las bridas de tope y de fondo son removidas. Descoquización Una vez removidas las bridas de tope y fondo se comisionan las Bombas de Cortado de Coque P-1314A/B) y el Equipo de Descoquización Hidráulico y se inicia el descoquizado. Inicialmente se abre un orificio relativamente estrecho en el lecho de coque, usando la herramienta de cortado en posición de corte pilote. Después, se coloca la herramienta en posición de corte lateral y se corta parte del fondo del lecho (falda) para facilitar la caída del coque del corte del cuerpo del tambor. Finalmente el coque del tambor se corta por capas y el coque cortado cae a la Piscina de Coque Cortado adyacente a los Tambores.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. El agua de descoquización va hacia los Separadores de Coque próximo a la Piscina de Coque Cortado. Finalmente la limpieza del agua de descoquización tiene lugar en los Separadores de Coque. El Agua Limpia es luego bombeada por las P-1316 A/B, filtrada por los coladores L-1312 A/B, y retornada al TK-1301 para ser usada de nuevo. (Hs: Min) 13:00 a 14:00

Operación

Descripción

Operación Cierre y Prueba de Hermeticidad

Después de la descoquización, las bridas de tope y fondo son reinstaladas, el tambor es purgado y se realiza la prueba de hermeticidad con vapor de media presión. El objetivo de la purga es desplazar el oxígeno del interior del tambor para evitar la posible formación de una atmósfera explosiva al poner el tambor en servicio. La prueba de hermeticidad tiene por finalidad detectar y eliminar posible fugas que podrían provocar un incendio al poner el tambor en operación.

14:00 a 18:00

Calentamient o del Tambor

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Después de la prueba de hermeticidad el tambor es precalentado con los vapores del otro Tambor de Coque el cual está en la etapa final de operación de coquización.

MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. Por restricción de la línea principal de vapores hacia la T-1301 se fuerza el flujo de parte de los vapores de tope hacia el tambor frío. El condensado formado en el tambor frío, fluye hacia el tambor de condensado de coque (D-1306) desde donde el líquido es bombeado por las P-1309 A/B, filtrado por los L-1304 A/B y enviado al D-1305. El Tambor de Coque es calentado lentamente para minimizar el choque térmico durante el cambio de tambores lo cual prolonga la vida útil del equipo y reduce la probabilidad de fisuras debido a los ciclos térmicos y tensiones inducidas por las diferencias de temperatura. También ayuda a reducir las perturbaciones en la operación de la T-1301 debidas al cambio de tambores.

(Hs: Min) 18:00 a 36:00

Nota especial para el Tambor de Coque / Inyección de Slop

Operación Coquización

Descripción El Tambor de Coque calentado es puesto en servicio y la operación de descoquización se repite para el otro tambor.

Durante el enfriamiento del Tambor de Coque, es muy importante el control de flujo del agua de enfriamiento porque un caudal excesivo puede provocar sobrepresión de los Tambores de Coque. Este problema, es más probable al principio del ciclo porque el tambor de coque está en más caliente y vaporiza toda el agua de enfriamiento que recibe. Para prevenir este problema se tienen dos válvulas de control de agua de enfriamiento (FV-13067 y FV-13068) que operan en paralelo.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont. Al principio del ciclo, se usa solamente la válvula más pequeña para ajustar el caudal de agua de enfriamiento. Cuando esta válvula se abre totalmente, entonces abre la segunda válvula para aumentar el caudal de agua de enfriamiento. Una válvula de globo operada manualmente es provista para regular apropiadamente el caudal inicial de agua de enfriamiento. Esta válvula no debe usarse al ajustar el caudal de agua de enfriamiento usando las válvulas de control principales. Un controlador indicador de presión en cada línea de alivio de los tambores de coque, proporcionará protección extra por sobre-presión. También se proporcionan un indicador de presión y alarma a cada tambor de coque en la línea de cabecera. El indicador de presión le permite al operador calibrar la presión del tambor de coque. La alarma está ajustada para alertar al operador que la presión está acercándose a la presión de ajuste de las PSV de los tambores de coque. En caso de que la presión todavía sea demasiado alta, el controlador cerrará las válvulas de control de agua de enfriamiento lo que aislará la fuente de sobre-presión para prevenir la apertura de las PSV de los tambores de coque. La inyección de lodo debe realizarse durante el principio del ciclo de enfriamiento del tambor de coque, cuando los tambores están en su condición más caliente. Al inyectar lodo a los tambores de coque, la rata de agua de enfriamiento debe ser reducida a una cantidad equivalente al agua en el slop. Esto limita el flujo total de agua a los tambores y previene sobre-presión del tambor de coque.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Descripción del Proceso, cont.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Variables y Condiciones de Operación Introducción

La velocidad de las reacciones de coquificación térmica es proporcional al tiempo de residencia, la temperatura y la característica de la alimentación. Las principales variables de proceso que afectan la operación y el rendimiento de productos en la reacción de coquización retardada, son: ♦ Composición de la alimentación. ♦ Temperatura y tiempo de residencia en el horno. ♦ Temperatura, presión y tiempo de residencia en el

tambor de coque. Alimentación

La alimentación típica de una unidad de DCU, tiene un contenido de carbón residual (Carbón Conradson o CCR) entre (15 - 25) % peso. Los rendimientos de coque, gas y líquido son función directa de esta variable y a medida que el CCR aumenta, disminuye el rendimiento de líquido y aumenta el rendimiento de coque y gas. En nuestro DCU la alimentación tiene un CCR de 21.6 % en peso y se obtiene un rendimiento de coque de 26.8 % en peso.

Calidad del Coque

La calidad del coque es función de las propiedades de la alimentación y de las condiciones de operación de los tambores de coque. Las diferentes estructuras del coque, dan lugar a la clasificación de tres tipos de coque: • Esponja. • Aguja. • Perdigón.

El coque sin calcinar o procesar, se conoce como coque verde y se caracteriza por una mayor densidad y VCM que el coque refinado.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Variable y Condiciones de Operación, cont. La cantidad de azufre presente en el coque, es función del contenido y tipo de azufre de la alimentación y el rendimiento de coque. Típicamente la concentración en peso es (40 a 50) % más alta que la cantidad de azufre en la alimentación. El rendimiento y calidad de los productos están directamente relacionados por tres variables de proceso: ♦ Temperatura. ♦ Presión. ♦ Relación de reciclo.

Las reacciones de craqueo y polimerización que ocurren en los tambores de coque, son función de la temperatura, presión y tiempo de residencia de la alimentación. Los fondos parcialmente craqueados a una temperatura de 920 °F a la salida de los hornos, entran en fase mixta a los tambores de coque. La alta temperatura da lugar a las reacciones endotérmicas de craqueo y polimerización, lo que hace que la temperatura baje a 820 °F en los vapores que salen por el tope del tambor. Temperatura del Tambor de Coque

La temperatura del tambor de coque es controlada indirectamente, ajustando la temperatura de salida del horno: ♦ A temperaturas más altas, el material de combustible volátil es menor (VCM) y el Índice Hardgrove Grindability (HGI) es menor, haciendo el coque más duro y más difícil de remover del tambor de coque, con el equipo de cortado de coque. ♦ A temperaturas menores, la reacción de la coquización no procede lo suficiente y se produce un coque suave o brea de alto HGI y con alto VCM.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Variables y Condiciones de Operación, cont. La temperatura de los vapores saliendo por el tope de los tambores, no puede ser controlada directamente. La misma, es una función del flujo y temperatura del efluente de los hornos, entrando a los tambores, presión del tambor, velocidad de la reacción y eficiencia de aislamiento de los tambores. La temperatura normal de operación de los vapores del tope del tambor de coque es de (800 - 820) °F cuando el COT del horno sea (905 - 925) °F. En general, la temperatura de los vapores que salen por el tope de los tambores de coque está 100 °F por debajo de la temperatura de salida de los hornos. La temperatura de los vapores de los tambores de coque, se usa como referencia para predecir VCM o dureza del coque. Si esta temperatura se mantiene alta, se producirá un coque con bajo VCM. Es posible ejercer un control indirecto sobre esta temperatura, variando la temperatura a la salida de los hornos. Sin embargo, existe un límite en la máxima temperatura a la salida de éstos, para minimizar la posibilidad de coquización prematura de los tubos y de la línea de transferencia. Por lo tanto, la temperatura de salida de los hornos y de los vapores de los tambores de coque, deben mantenerse en un rango estrecho de operación, es decir, con mínimas variaciones. Presión del Tambor de Coque

La presión de operación de los Tambores de Coque, es determinada por la presión de succión del compresor de gas, en la Planta de Gas del Coquificador. La presión del sistema puede ser aumentada restringiendo la válvula mariposa en la línea de salida del vapor del tambor de cabecera del fraccionador.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Variables y Condiciones de Operación, cont. Esta válvula normalmente debe estar totalmente abierta. Un aumento en la presión, incrementa el rendimiento de coque y disminuye el rendimiento del líquido. Una disminución en presión causará el efecto contrario. La presión en el tope del tambor de coque afecta la calidad del coque y el rendimiento de productos livianos y gasóleos. Un incremento en la presión del tambor, aumenta la producción de coque y mejora la calidad del mismo en términos de estructura, densidad y contenido de material volátil (VCM), mientras que disminuye el punto final del gasóleo pesado y aumenta la cantidad de C4 y gases más livianos producidos. También al aumentar la presión, disminuyen los rendimientos de pentanos y productos líquidos más pesados. Puesto que el coque es un subproducto del proceso, la presión de operación en el tambor de coque debe ser la más baja posible, dentro de las limitaciones de diseño de los equipos, con el fin de maximizar el rendimiento global de productos líquidos. Esta presión está controlada por la presión en la succión del compresor. La presión normal de operación en el tope del tambor de coque es de (15 - 30) psig. Debe evitarse en todo momento, disminuciones rápidas o bruscas en la presión de operación del tambor, con el fin de evitar una expansión de la mezcla líquido / espuma presente sobre el lecho de coque y que sería arrastrada hacia el fraccionador.

Temperatura y Caída de Presión en los Hornos

Las temperaturas de salida y la caída de presión en los pases de los hornos deben ser cuidadosamente controladas, con el fin de evitar la coquización prematura de los tubos del mismo. A temperaturas menores de 895 °F (operación grado combustible), se producirá un coque blando y con alto contenido de material volátil.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Variables y Condiciones de Operación, cont. Las temperaturas de salida y la caída de presión en los pases de los hornos deben ser cuidadosamente controladas, con el fin de evitar la coquización prematura de los tubos del mismo. A temperaturas menores de 895 °F (operación grado combustible), se producirá un coque blando y con alto contenido de material volátil. Mientras que, a temperaturas superiores de 925 °F, se producirá un coque muy duro y difícil de remover de los tambores de coque con el equipo de cortado. Por otro lado, al operar con una alta temperatura a la salida de los hornos se limitará la corrida de la unidad, debido a la formación de capas de coque dentro de los tubos de los hornos. Una alta velocidad másica en los tubos (400 Ib/pie 2seg limpio; 560 Ib/pie 2seg sucio) y bajo tiempo de residencia minimiza la formación de coque en los hornos. Vamos a usar 400 - 1000 lb/hr / pase del horno. Tiempo de Residencia

El tiempo que permanece el efluente de los hornos en los tambores de coque, determina cuáles son las reacciones de polimerización que pueden llevarse a cabo y la calidad del coque producido. Los tambores de coque del DCU, se diseñaron para llenarlos con coque hasta aproximadamente 26 pies de la brida superior del tambor. Si los ciclos de llenado son de 18 horas, el efluente del horno tiene un tiempo de residencia de 0 - 18 horas en el tambor, para que ocurran las reacciones de craqueo y polimerización. Puesto que el tiempo de reacción varía a lo largo del tambor, existe una estratificación de coque de densidades diferentes entre el tope y el fondo, por lo que el coque con mayor densidad y tiempo de residencia estará en el fondo del tambor.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Variables y Condiciones de Operación, cont. La estructura y el contenido de material volátil en el coque, también varía a través del tambor como una función del tiempo de residencia. Mejor estructura y menor contenido de material volátil, están asociadas con un tiempo de reacción más largo y una polimerización más completa. Enfriamiento Línea de los Tambores de Coque

Con el fin de enfriar los vapores a unos 775 °F, de formar líquido de condensado a las paredes de la tubería y minimizar la formación de coque en las líneas de tope de los tambores, se diseñó la unidad sin aislamiento térmico en las mismas en lugar de inyectar HCGO como medio enfriador.

Fraccionamiento de Productos

El vapor de cabecera del tambor de coque es separado en HCGO, LCGO y Nafta en el Fraccionador (T-1301). Las variables de operación de la T-1301 son: ♦ Presión de cabecera. ♦ Temperatura de cabecera. ♦ Flujo de salida de LCGO. ♦ Rata de reflujo de HCGO. ♦ Temperatura de retorno de HCGO. Éstas variables se interrelacionan entre sí y al cambiar una de ellas se afectarán todos los caudales extraídos de la T-1301. Si las características de estos productos son permanecer sin cambios, deben realizarse los ajustes necesarios. Por ejemplo, para aumentar el punto de ebullición final de la nafta, debe aumentarse la temperatura de tope de la T-1301.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Variables y Condiciones de Operación, cont. Pero para mantener simultáneamente el mismo punto de ebullición final del LCGO, es necesario disminuir el retiro de LCGO. El grado de disminución en el flujo de salida del LCGO, debe ser igual que el incremento en el flujo de la nafta. Ejemplos: Para Incrementar el Punto de Ebullición Final Producto Procedimiento Nafta Eleve la temperatura de tope de T-1301. Incremente el caudal de extracción de LCGO LCGO. Para Disminuir el Punto Final de Ebullición Producto Procedimiento Nafta Reduzca la temperatura de Tope de la T1301. LCGO Disminuya el caudal de extracción de LCGO. Para Incrementar el Punto inicial de Ebullición Producto Procedimiento LCGO Incremente el punto final de ebullición de la Nafta elevando la temperatura de Tope de la T-1301. Para Incrementar el Punto de Ebullición Producto Procedimiento HCGO Incremente el caudal de extracción del LCGO. Note que eso incrementa también el punto final de ebullición del LCGO. El punto final de ebullición del HCGO, no puede ser controlado efectivamente en la T-1301, debido a que la Unidad de Coque está diseñada para una operación sin relación de reciclo.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Variables y Condiciones de Operación, cont. El punto final de ebullición del HCGO producto, puede ser cambiado por ajuste de la presión de operación de los Tambores de Coque. Un incremento en la presión puede disminuir el punto final de ebullición del HCGO. La capacidad de intercambio del HCGO reflujo, está ajustada por la rata del flujo y la temperatura de retorno. Por variación de la capacidad, la cantidad del reflujo interno es variada, cambiando así la calidad del HCGO y LCGO. Nota: Una vez que la Unidad 13 está en servicio con los productos en especificación, las condiciones de operación como flujos, temperaturas, y presiones deben mantenerse constantes, a través del uso completo de instrumentación y la experiencia del personal de operaciones. Si es necesario cambiar cualquier condición de operación, como el flujo de carga, etc., deben hacerse en incrementos pequeños. Al mismo tiempo, deben cambiarse los flujos del producto proporcionalmente manteniendo las temperaturas y presiones de acuerdo a los caudales sin modificarlos.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos Introducción

En este tema se presenta un análisis controladores más importantes de la unidad.

de

los

Los diagramas de flujo de procesos, deben utilizarse como referencia a fin de complementar el presente análisis. Sin embargo, para una descripción más detallada de los lazos de control, deben utilizarse los diagramas de tubería e instrumentación (P&ID). El sistema de instrumentación y control seleccionado, consta de un sistema de control distribuido FOXBORO, las Estaciones WORKSTATION PROCESSOR (consolas) con capacidad gráfica, permitirán al operador controlar la unidad desde esquemáticos de alta resolución y otras pantallas especiales. La Red Local Área Network (LAN) tiene comunicación con todos los nodos de cada Consola del complejo. Los sistemas independientes de protección de la unidad, consisten en Controladores Lógicos Programables (PLC), que se comunican también con la red LAN y el Nodebus, para monitorizar su funcionamiento y poder visualizar el estado de la instrumentación crítica, como cualquier otra variable. Entre estos sistemas de protección, se tienen el control de anti-oleaje del compresor, el sistema de manejo de las bombas de agua de cortado y el sistema de parada de emergencia de los hornos de la Unidad. Tambor Alimentación del Coquificador ( D-1303)

Control de Nivel del Tambor de Coque El fondo de T-1101 es enviado al DCU, por medio de la P-1102 A-C, hasta el D-1303 bajo control de nivel del mismo mediante el LIC-13001 que ajusta el caudal de alimentación desde DRU.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Horno Coquización (F-1301 / 1302)

Control de Flujo de Carga de los Hornos Para el control de alimentación al horno (diseño 5979 BPD por pase), se utilizan las válvulas de control instaladas en cada pase. Para el horno F-1301 (F-1302) las válvulas de control de flujo son FV-13002 (13022) / FV-13003 (13023) / FV-13004 (13024) / FV-13005 (13025) para los pases No. 1,2,3 y 4, respectivamente. Temperatura de Salida de los Hornos La temperatura de salida y la caída de presión en los pases de los hornos, son las variables más importantes y deben ser cuidadosamente controladas, para evitar coquización prematura de los tubos. La temperatura de salida de cada pase del horno, es controlada ajustando el flujo de gas combustible a cada pase. En el horno F-1301 (F-1301) las temperaturas a la salida de cada pase vienen dadas por los controladores TIC-13036 (13072) / TIC-13030 (13066) /TIC-13024 (13060) / TIC-13018 (13054), que ajustan las válvulas de control de flujo de gas combustible FV-13083 (13087) / FV-13082 (13086) / FV-13081 (13085) / FV-13080 (13084), respectivamente. La temperatura a la salida del horno, debe ser controlada a (905 - 925) °F. Si... 1. Si la presión de gas combustible a los quemadores F1301 / (F-1302) sube.

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Entonces... Los controladores de presión PIC-13119 / 121 / 123 / 125 PIC-13129 /131 / 133 / 135 anulan la señal de los FIC-13080 / 081 / 082 / 083 FIC-13084 / 085 / 086 / 087 a través del selector de baja señal para evitar llamas inestables.

MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. 2. La presión de gas combustible a los quemadores es baja.

Los autoreguladores de presión PCV-13119 / 121 / 123 / 125 PCV-13129 / 131 / 133 / 135 en la línea de desvío en las PV-13119 / 121 / 123 / 125 PCV-13129 / 131 / 133 / 135 mantienen la presión del gas para evitar pérdida de llama.

Vapor de Velocidad Una cantidad suficiente de vapor ó BFW debe ser inyectada para mantener una alta velocidad másica en los tubos y reducir el tiempo de residencia con el fin de minimizar la formación de coque en los hornos. Se usan 400 - 1000 lb/hr / pase. El control de este flujo se realiza mediante válvulas de control instaladas en cada pase de los hornos. Para el horno F-1301 (F-1302) estas válvulas de control son FV-13006 (13026) / FV-13008 (13028) / FV-13010 (13030) / FV-13012 (13032), en los pases No.1, 2, 3 y 4, respectivamente. Cada horno tiene un sistema de parada emergencia, que se activa cuando se presente cualquiera de las siguientes condiciones en alguno de los pases del horno: ♦ Bajo flujo de alimentación. ♦ Baja presión de gas combustible. ♦ Baja presión de gas piloto. Cuando se active el sistema de parada de emergencia de un horno por bajo flujo de alimentación o baja presión de gas combustible, se abrirá la válvula de desplazamiento de los pases con vapor de 450 psig. (HV-13010 para el F-1301 y HV-13016 para el F-1302), se cerrarán las válvulas de doble bloqueo de gas

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Combustible (UV-13066 / UV-13067 para el F-1301 y UV-13072 / UV-13073 para el F-1302). Si el sistema de parada de emergencia se activa por baja presión de gas piloto ó es accionado por el operador, además de lo mencionado anteriormente se cerrarán las válvulas de doble bloqueo de gas piloto (UV-13069 / UV-13070 para F-1301 y UV-13075 / UV-13076 para F-1302). Control de Temperatura Des-recalentadoras

de

Salida

de

la

La temperatura de salida de los desobrecalentador de vapor de alta presión (L-1313 A/B) de la sección de convección de los hornos F-1301 / 1302, es mantenida a 600 °F por los TIC-13002 / 13038 que ajustan el caudal de BFW hacia los desobrecalentadores. Control de Flujo de BFW En caso de usar agua de BFW en lugar de vapor de velocidad o durante el descostramiento en línea, el caudal de BFW en cada pase del horno (F-1301 / 1302), es controlada por FIC-13007 / 009 / 011 / 013 para el F-1301 y FIC-13027 / 029 / 031 / 033 para el F-1302. Tambores de Coke

Presión de los Tambores La presión de operación de los tambores de coque es determinada, por la presión aguas arriba del compresor de gas, localizado en la Planta de Gas del Coquificador (CGP). La presión del sistema puede ser aumentada restringiendo la válvula mariposa en la línea de salida de vapores del tambor de cabecera del fraccionador. También esta válvula debe ser ajustada para mantener una presión mínima de 1.0 psig en la succión del compresor.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Un aumento de la presión incrementa el rendimiento de coque y disminuye los rendimientos de líquidos. Una disminución de la presión causa el efecto opuesto. Control de Flujo de Inyección Antiespumante El Antiespumante que se diluye con gasóleo liviano del coquificador (LCGO), se inyecta para prevenir la formación de espuma de los Tambores de Coque y permitir lecturas de niveles más exactas de los detectores de nivel nucleares, en los Tambores de Coque. La rata de la inyección de agente del antiespumante, es controlada por la velocidad del motor de la Bomba de Inyección de Antiespumante, en el Paquete de Antiespumante (L-1301). La rata de inyección de diluente para el agente antiespumante es controlada por el controlador de flujo (FIC-13078), que ajusta el flujo de LCGO de las Bombas de LCGO (P-1303 A/B). Operación Durante la Etapa de Descoquización

Control de Flujo de Vapor de Despojamiento El caudal de vapor MS al Tambor de Coque se controla con el FIC-13042. Control de Inyección de Lodo / agua de enfriamiento El caudal de agua de enfriamiento a los Tambores de Coque se controla con el FIC-13067 que a bajo flujo manipula la FV-13077 y a flujos altos manipula las FV-13067 / 068. Cuando la presión del tambor de coque, controlada por PIC-13014, PIC-13021, PIC-13022, PIC-13028 sube por encima del set point, el controlador de presión correspondiente sobreescribe la salida del FIC-13067 a través de un selector de señal baja para reducir el caudal de agua de enfriamiento (evaporación).

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Operación Durante la Etapa de Descoquización

Dispositivos Permisivos de Apertura del Fondo del Tambor de Coque Estos no son dispositivos de control, sino que están provistos en el fondo de los Tambores de Coque para proteger el tambor y los operadores en el momento de la apertura. Los tambores podrán abrirse cuando la temperatura esté por debajo de 250°F y la presión de fondo del tambor sea menor de 0.5 psig.

Torre Fraccionadora del Coquificador (T-1301)

La presión de operación de T-1301 es determinada por la presión de succión del compresor de gas húmedo en la Planta de Gas de Coque (CGP). La presión del sistema, puede ser variada moviendo la válvula mariposa localizada en la línea de salida de vapores del D-1304. Esta válvula normalmente debe estar totalmente abierta. Control de Temperatura de Cabecera La temperatura de tope de T-1301 se controla (Diseño: 249 °F) con el TIC-13113, para ajustar el punto final de ebullición de la Nafta. Para ello el TIC-13113 ajusta el caudal de reflujo al tope variando el punto de ajuste del FIC-13046. Cuando la temperatura sube, el caudal de reflujo aumenta y cuando la temperatura baja, el reflujo disminuye. Control de Nivel del Tambor D-1304 El controlador LIC-13030 mantiene el nivel de nafta del D-1304 cambiando el punto de ajuste del controlador de flujo de Nafta FIC-13054.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Control de Nivel de Interfase D-1304 El LIC-13028 mantiene el nivel de la interfase, ajustando el flujo de salida de Agua Agria del D-1304 a través de la LV-13028. Control de Flujo LCGO Producto El LCGO, es retirado del plato 14 de T-1301 y enviado hacia la succión de las bombas de aceite pobre P-1303 A/B, su caudal se controla con el FIC-13051. Control de Temperatura del HCGO Reflujo Principal La temperatura de retorno del HCGO Reflujo Principal, es ajustada (Diseño: 427 °F) a través del TIC-13115 que manipula el caudal de HCGO a través de los SG-1301 A/B y la línea de desvío. Cuando la temperatura del retorno es baja el caudal de desvío del HCGO aumenta y el flujo a través de los generadores de vapor disminuye. Cuando la temperatura sube, el flujo de desvío del HCGO disminuye, mientras que el flujo de HCGO a través de los Generadores de vapor aumenta. Control de Flujo de HCGO como Pumparound El caudal de HCGO Pumparound se controla con el FIC-13047. Control de Nivel de Fondo El nivel de líquido de fondo se controla por el LIC-13020 que ajusta el flujo de salida de gasóleo pesado HCGO hacia la mezcla de SCO, variando el punto de ajuste del FIC-13052. En el fondo de la T-1301 el LI-13061, cubre los mismos rangos del LIC-13020 y se usa como un instrumento de respaldo para el LIC-13020.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Sección de Enfriamiento de HCGO

La sección de enfriamiento de HCGO consiste en los Generadores De Vapor de HP (SG-1301 A/B), Enfriador con Aire de HCGO (AF-1305) y el Rehervidor de la Estabilizadora (E-1405). Control de Nivel de los Generadores de Vapor HP El nivel en los Generadores de Vapor HP (SG-1301 A/B), es mantenido por los controladores de nivel (LIC-13022 / 055), los cuales varían el punto de ajuste de los FIC-13049 / 058 (BFW) por un promedio de peso de la señal de los controladores de nivel de los SG1301 A/B (LIC-13022 / 055) y por la señal de los indicadores de flujo de vapor generado (FI-13049 / 058). Control de Temperatura del Enfriador con Aire de HCGO La temperatura de salida del ventilador AF-1305 de HCGO, es mantenida a 448 °F, a través del controlador de temperatura TIC-13125, para prevenir la polimerización de diolefinas en el E-1405, ajustando la velocidad del motor del AF-1305 por los controladores manuales HIC-13193 y HIC-13194

Tambor Condensado del Coque (D-1306)

Control de Nivel El LIC-13032, mantiene el nivel líquido dentro de los límites altos y bajos, ajustando la salida de Condensado de Coque a través de la FV-13057. Control de Flujo Mínimo de las Bombas de Condensado de Coque El sistema de control FIC-13056 de flujo mínimo protege las Bombas P-1309 A/B de condensado de coque ajustando su caudal de recirculación hacia el D-1306.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Sistema de Blowdown

Control de Arranque/Pare Condensadores de Cabecera

Automático

de

los

La operación de los ventiladores de los Condensadores de Cabecera del Blowdown (AF-1302 A-H) es controlada basado en la temperatura de la corriente de entrada y la temperatura de los vapores de cabecera del Tambor del Blowdown del Coque (D-1305). La temperatura de entrada del D-1305 es medida por el TT-13154 y TT-13192 mientras la temperatura de los vapores de cabecera es medida por el TT-13159. Normalmente hay 4 ventiladores en servicio todo el tiempo, los otros 4 ventiladores arrancan cuando la señal de TT-13154 / TT-13192 / TT-13159 llega a 350 °F. Si el TT-13159 llega a 150 °F, cuando la temperatura está bajando, 4 de los motores de los ventiladores AF1302 A-H se paran automáticamente. Control de Desvío del Tambor de Blowdown Las válvulas de desvío del D-1305 se controlan en base a la temperatura de la corriente de entrada medida por el TT-13152. Si la temperatura llega a 400 °F, subiendo, la válvula principal (TV-13152B) abre, y la válvula de desvío TV-13152A cierra. Si la temperatura llega a 375 °F, bajando, la TV-13152B cierra y la TV-13152A abre. Control de Flujo de Inyección de Demulsificante El demulsificante se inyecta para facilitar la separación de agua y aceite en el D-1307 y el caudal de inyección es controlado por la velocidad del motor de la bomba de inyección en el Paquete de Demulsificante (L-1302).

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Control de Nivel de Aceite del Tambor Asentador (Arranque/Pare Automático de las Bombas) El nivel de aceite en el D-1307 se mantiene arrancando y parando las Bombas de Aceite P-1312A/B. Cuando el nivel llega al límite bajo es detectado por el interruptor de nivel LSL-13066 y detiene ambas P-1312 A/B. Cuando el nivel de aceite llega al límite alto es detectado por el interruptor de nivel LSH-13065 y la bomba en automático es arrancada. Si ambas bombas están en automático, solo arranca la P-1312A. Si ambas bombas están en local, un mensaje de advertencia se envía al operador, porque la función de arranque automático no puede ejecutarse. Control Nivel de Interfase en D-1307 El LIC-13036 mantiene el nivel de interfase aceite / agua ajustando la salida de Agua Agria a través de la LV-13036. Control de Flujo Mínimo de la Bomba de Agua Agria El sistema de control de flujo mínimo (FIC-13062) es provisto para proteger las Bombas de Agua Agria P-1311 A/B. Control de nivel del Tambor de Sello D-1308 El nivel de líquido del D-1308 se controla por el LI-13043. Cuando el LI-13043 alcanza el límite alto, la válvula LV-13043, que alimenta agua cruda al D-1308 es cerrada. Cuando el nivel baja al límite bajo, se abre la LV-13043.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Control de Temperatura de la Circulación de Aceite La temperatura de aceite circulante del D-1305 se mantiene en 350 °F por el TIC-13161 a la salida del Enfriador con Aire (AF-1303) ajustando la velocidad del motor del ventilador del AF-1303. Control de Flujo de Aceite Circulante El caudal de Aceite Circulante del Blowdown es mantenido por el FIC-13059. Control de Nivel del Tambor de Blowdown El LIC-13035 mantiene el nivel de líquido del D-1305 ajustando el flujo de salida el Aceite de Blowdown del Coquificador. Caudal de Aceite El caudal de Aceite de Blowdown del D-1305 es medido por el FI-13060. Producto Aceite Crudo Sintético

Control de Flujo de Mezcla de la Nafta Hidrotratada El caudal de Nafta Hidrotratada de NHT al mezclador de SCO se controla con el FIC-13129. La Nafta Hidrotratada se combina con Aceite Crudo Sintético (SCO) y se transfiere al tanque de Producto vía Enfriador E-1306 / 1308 de SCO con Agua Temperada. Control de Temperatura del Aceite Crudo Sintético La temperatura del SCO al tanque de Producto se mantiene a 180 °F con el TIC-13243 que ajusta el caudal de Agua Temperada al Enfriador E-1306 de SCO con el FIC-13060.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Control de Nivel de Agua Limpia de los Separadores de Coque (Arranque / Parada Automática de las Bombas)

El nivel de agua clara de los Separadores de Coque (A-1301), es mantenido arrancando o deteniendo las Bombas de agua clara (P-1316 A/B). Cuando el nivel de agua limpia baja al límite inferior, es detectado por el interruptor de nivel (LSHL-13049), parándo las P-1316 A/B. Cuando el agua clara llega al límite superior, detectado por el LSHL-13049, la bomba que está en automático arranca. Si ambas bombas están en automático, arranca sólo la P-1316A. Si ambas bombas se ponen a local, un mensaje de la advertencia se envía al operador porque la función del arranque - automático no se puede ejecutar.

Sistema Aceite de Desplazamiento

Control de Presión de Tambor D-1312 La presión del Tambor de Aceite de Desplazamiento (D-1312) se mantiene constante en 15 psig por PIC-13111 que es un controlador de rango dividido y controla las dos válvulas del control (PV-13111 A/B). Cuando la presión es baja, se abre la PV-13111A para inyectar nitrógeno. Cuando la presión es alta, se abre la PV-13111B para aliviar el exceso de N2 al Flare. Control de Nivel del D-1312 El nivel líquido del D-1312 es mantenido por el LIC-13053 que ajusta el flujo de alimentación del AGO proveniente del precalentador E-1106 A-D a través de la LV-13053. Control Temperatura del Aceite de Desplazamiento La temperatura del Aceite de Desplazamiento es mantenida en 200 °F por el TIC-13191 que ajusta el caudal de desvío del Enfriador E-1305.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Control de Nivel de Interfase del Tambor Coalescedor El nivel de la interfase del Tambor Coalescedor (D-1311), es controlado por el LIC-13051. Cuando el nivel alcance el límite superior la válvula del control LV-13051 abre y cuando el nivel baje al límite inferior, la LV-13051 cierra. Control de Presión de Aceite de Sello La presión de Aceite para las bombas normalmente es controlado por el PIC-13185. Sin embargo, cuando la presión baja del punto de ajuste y la PV-13185 haya abierto totalmente, el PIC-13184 opera y la válvula de desvío PV-13184 se abre. Cuando la presión recupere el set point normal, la PV-13184 cierra. Control de Flujo Mínimo de las Bombas de Aceite de Desplazamiento El Sistema de control de flujo mínimo FIC-13150 es suministrado para proteger las Bombas de Aceite de Sello (P1317 A/B) ajustando la recirculación de aceite al D-1312. Sistema de Agua Temperada

Control de Presión de Tambor D-1314 La presión en el Tambor de Agua Temperada (D-1314) es mantenida a 25 psig por el PIC-13332. Este es un controlador de rango dividido y controla las dos válvulas de control (PV-13332A y PV-13332B). Cuando la presión es baja, se abre la PV-13332A para inyectar nitrógeno. Cuando la presión es alta, se abre la PV-13332B para aliviar el N2 en exceso a la atmósfera.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Control de Nivel del D-1314 El nivel de líquido del D-1314 es mantenido por el LIC-13057 ajustando el caudal de BFW de repuesto a través de la LV-13057. Control de Flujo de Agua Temperada El sistema de Agua Temperada suministra el agua temperada a tres usuarios, a través de los controladores de flujo siguientes: ♦ Enfriador de AGO con Agua Temperada (E-1110): Si la temperatura de salida del E-1110 cambia, el TIC-11165 establece el punto de ajuste de los FIC-11223 / FIC-11223 que mantienen el flujo de Agua Temperada al E-1110. ♦ Enfriador de Aceite de Desplazamiento con Agua Temperada (E-1304): El FIC-13136 mantiene el caudal de Agua Temperada al E-1304. ♦ Enfriadores de SCO con Agua Temperada (E-1306 A-D, E-1308 A-D): Si la temperatura de salida de los 13-E-1308 A-D cambia, el TIC-13243 establece el punto ajuste del FIC-13040 que controla el flujo de Agua Temperada a los E-1306 A-D.

50

MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Puntos de Ajuste Unidad DCU

LIC-13001

Nivel D-1303 50 %

FIC-13002

Flujo de carga al Horno F-1301

FIC-13003

Flujo de carga al Horno F-1301

FIC-13004

Flujo de carga al Horno F-1301

FIC-13005

Flujo de carga al Horno F-1301

FIC-13006 FIC-13007 FIC-13008 FIC-13009 FIC-130010 FIC-130011 FIC-130012 FIC-130013 FIC-13002 FIC-130014 FIC-13020 LIC-13021 FIC-130143 TIC-13017 TIC-13018 TIC-13023 TIC-13024 TIC-13029 TIC-13030 TIC-13035 TIC-13036

Vapor de Velocidad al F-1301 Agua de Descostramiento al F-1301 Vapor de Velocidad al F-1301 Agua de Descostramiento al F-1301 Vapor de Velocidad al F-1301 Agua de Descostramiento al F-1301 Vapor de Velocidad al F-1301 Agua de Descostramiento al F-1301 Agua de Caldera al L-1313A Vapor de Velocidad Crossover F-1301 Vapor de Velocidad Crossover F-1301 Vapor de Velocidad Crossover F-1301 Vapor Velocidad al Crossover F-1301 Temp. de Piel de Tubo (F-1301) Temp. Salida COT (F-1301) 925 °F Temp. de Piel de Tubo (F-1301) Temp. Salida COT (F-1301) 925 °F Temp. de Piel de Tubo (F-1301) Temp. Salida COT (F-1301) 925 °F Temp. de Piel de Tubo (F-1301) Temp. Salida COT (F-1301) 925 °F

FIC-13022

Flujo de carga al Horno F-1302

FIC-13023

Flujo de carga al Horno F-1302

FIC-13024

Flujo de carga al Horno F-1302

FIC-13025

Flujo de carga al Horno F-1302

FIC-13026 FIC-13027 FIC-13028 FIC-13029 FIC-13030 FIC-13031 FIC-13032 FIC-13033

Vapor de Velocidad al F-1302 Agua de Descostramiento al F-1302 1 Vapor de Velocidad al F-1302 Agua de Descostramiento al F-1302 Vapor de Velocidad al F-1302 Agua de Descostramiento al F-1302 Vapor de Velocidad al F-1302 Agua de Descostramiento al F-1302

51

5979 BPSD 5979 BPSD 5979 BPSD 5979 BPSD 563 Ib/h (Nota 1) 563 Ib/h (Nota 1) 563 Ib/h (Nota 1) 563 Ib/h (Nota 1) 600 °F 563 Ib/h 563 Ib/h 563 Ib/h 563 Ib/h 870 °F (Nota 2) 870 °F (Nota 2) 870 °F (Nota 2) 870 °F (Nota 2) 5979 BPSD 5979 BPSD 5799 BPSD 5979 BPSD 563 Ib/h (Nota) 563 Ib/h (Nota 1) 563 Ib/h (Nota 1) 563 Ib/h (Nota 1)

MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS TIC-13038 FIC-13034 FIC-13035 FIC-13040 FIC-13041

Agua de Caldera al L-1313B Vapor Velocidad al Crossover F-1302 Vapor Velocidad al Crossover F-1302 Vapor Velocidad al Crossover F-1302 Vapor Velocidad al Crossover F-1302

52

600 °F 563 Ib/h 563 Ib/h 563 Ib/h 563 Ib/h

MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. TIC-13053 TIC-13054 TIC-13053 TIC-13060 TIC-13065 TIC-13066 TIC-13071 TIC-13072 FIC-13042 PIC-13014 PIC-13021 PIC-13022 PIC-13028 FIC-13046 FIC-13047 TIC-13113 TIC-13115 HIC-13193 HIC-13194 LIC-13020

Temp. de Piel de Tubo (F-1302) Temp. Salida COT (F-1302) 925 °F Temp. de Piel de Tubo (F-1302) Temp. Salida COT (F-1301) 925 °F Temp. de Piel de Tubo (F-1302) Temp. Salida COT (F-1302) (Nota 2) Temp. de Piel de Tubo (F-1302) Temp. Salida COT (F-1302) (Nota 2) Vapor de Despoj. D-1301/02 (Nota 3) Presión Tope Tambor (D-1301 A) Presión Tope Tambor (D-1301B) Presión Tope Tambor (D-1302A) Presión Tope Tambor (D-1302B) Reflujo Tope Fraccionador (Cas. TIC13113)

TIC-13125

Flujo HCGO Pumparound Temp. de Tope del Fraccionador Temp. HCGO Pumparound del AF-1305 Control Manual del AF-1305 Control Manual del AF-1305 Control de Nivel de Fondo T-1301 Flujo de Agua de Alimentación al SG-1301 A (Cascada con LIC-13022) Nivel del SG-1301A Flujo de Agua de Alimentación al SG- 1301 B (Cascada con LIC-13055) Nivel del SG-1301B Flujo de LCGO de P-1303A/B a L-1310 Flujo de HCGO de E-1302 a L-1310 (Cascada con LIC-13020) Temperatura HCGO del E-1302 al L-1310

HIC-13020

Fuel Gas de Inicio al D-1304

HIC-13021

Coker Over-head Vapor

LIC-13028 LIC-13030

Nivel de Aguas Agrias del D-1304 Nivel de Hidrocarburo del D-1304

FIC-13050 LIC-13022 TIC-13139 LIC-13055 FIC-13051 FIC-13052

FIC-13054 LIC-13032 FIC-13056

LIC-13035

Flujo de Nafta Inestable de la P-1304A/B (Cascada con LIC-13030) Nivel del Tambor de Condensado (D-1306) Flujo de Condensado al D-1306

Nivel Tambor Fondo del Blowdown (D1305)

53

870 °F (Nota 2) 870 °F (Nota 2) 870 °F 925 °F 870 °F 925 °F 40000 Ib/h 15 Psig 15 Psig 15 Psig 15 Psig 15160 BPSD 62180 BPSD 249 °F 427 °F Operador Operador (44 %) 23010 Ib/h 50 % 23010 Ib/h 50% 9368 BPSD 20700 BPSD 448 °F Nor. 0% Open. Nor. 100% Open. 50 % 50 % 2905 BPSD 50 % 2191 BPSD

8%

MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. FIC-13059

Flujo de Aceite Blowdown al D-1305

HIC-13023 HIC-13024 LIC-13036 FIC-13062

Flujo Aceite Blowdown a E-1307 (Cas. LIC-13035) Temperatura Aceite Blowdown del AF1303 Control Manual del AF-1303 Control Manual del AF-1303 Nivel del Tambor (D-1307) Blowdown Sour Water from P-1311 A/B

PVC-13001

Presión de Gas de Inicio al D-1307

FIC-13060 TIC-13161

PIC-13066 FIC-13085 FIC-13077 LIC-13050 PVC-13603 FIC-13078 FIC-13136 LIC-13053 PIC-13111 TIC-13191 FIC-13150

PIC-13185 FIC-13080 FIC-13081 FIC-13082 FIC-13083 PIC-13119 PIC-13121 PIC-13123 PIC-13125 PCV-13119 PCV-13121 PCV-13123 PCV-13125 PCV-13125 PCV-13127

Agua de Enfriamiento de las P-1315 A/B (Nota 6) Agua de Enfriamiento de las P-1315 A/B Lodo de Refinería de la P-1308 A/B Nivel de Tanque de Lodo (K-1302)-( Demulsificante del L-1302-P1A/B Flujo de LCGO de las P-1303 A/B Agua temperada al E-1304 Nivel Tambor de Flushing (D-1312) Presión de Tope (OVHD) del D-1312 Bypass del E-1305 Aceite de Flushing de las P-1317 A/B Presión del Cabezal de Flushing Flujo de Gas al 13-F-1301 Pass # 4 (Cascada con TIC-13017 or 13018) Flujo de Gas al 13-F-1301 Pass # 3 (Cascada con TIC-13023 or 13024) Flujo de Gas al F-1301 Pass # 2 (Cascada con TIC-13029 or 13030) Flujo de Gas al 13-F-1301 Pass # 1 (Cascada con TIC-13035 or 13036) Presión del Fuel Gas al 13-F-1301 Pass # 4 Presión del Fuel Gas al 13-F-1301 Pass # 3 Presión del Fuel Gas al 13-F-1301 Pass # 2 Presión del Fuel Gas al 13-F-1301 Pass # 1 Bypass Válvula Fuel Gas FV-13080 Bypass Válvula Fuel Gas FV-13081 Bypass Válvula Fuel Gas FV-13082 Bypass Válvula de Fuel Gas FV-13083 Bypass Válvula de Fuel Gas FV-13083

Presión de gas piloto F-130

54

20110 BPSD 857 BPSD 300 °F Operador Operador 50 % 118 G PM 10 Psig 245-979 GPM 170 Psig 7662 BPSD Nota 7) 20 Psig 116 BPSD 101 GPM 50 % 15 Psig 200 °F 1660 BPSD 125 Psig 0.4886 MMSCFD 0.4886 MMSCFD 0.4886 MMSCFD 0.4886 MMSCFD 20 Psig 20 Psig 20 Psig 20 Psig 2 Psig 2 Psig 2 Psig 2 Psig 2 Psig

110 Psig

MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Control de Procesos, cont. Flujo de Gas al F-1302 pase #4 (Cascada con

FIC-13084 TIC-13053 o 13054)

Flujo de Gas al F-1302 pase #3 (Cascada con

FIC-13085 TIC-13059 o 13060) Flujo de Gas al F-1302 pase #2 (Cascada FIC-13086 con TIC-13065 o 13066) Flujo de Gas al F-1302 pass #1 (Cascada FIC-13087 con TIC-13071 o 13072) PIC-13129 Presión del Fuel Gas al F-1302 pass # 4 PIC-13131 Presión del Fuel Gas al F-1302 pass # 3 PIC-13133 Presión del Fuel Gas al F-1302 pass # 2 PIC-13135 Presión del Fuel Gas al F-1302 pass # 1 PCVBypass Válvula Fuel Gas FV-13084 13129 PCVBypass Válvula Fuel Gas FV-13085 13131 PCVBypass Válvula Fuel Gas FV-13086 13133 PCVBypass Válvula Fuel Gas FV-13087 13135 PCVpresión de gas piloto al F-1302 13137 PIC-13168 Tiro del Horno 1 (F-1301)HIC-13168 % de Apertura del Damper del F-1301 PIC-13178 Tiro del Horno 2 (F-1302)- O HIC-13178 % de Apertura del Damper del F-1301 FIC-13129 Flujo de Nafta Hidrotratada al L-1310 FIC-13140 LIC-13057 PIC-13332 TIC-13243 TCV-13869 PCV13868 PCV13869 TCV-13416 TCV-13417 TCV-13418 PCV13893 PCV13894

Agua Temperada al E-1308 (Cascada con TIC-13243) Nivel Tambor Agua Temperada (D-1314) Presión Tope (OVHD) del D-1314 SCO del E-1308 Aceite Lubricante del P-1314

0.4886 MMSCFD 0.4886 MMSCFD

0.4886 MMSCFD 0.4886 MMSCFD 20 Psig 20 Psig 20 Psig 20 Psig 2 Psig 2 Psig 2 Psig 2 Psig 10 Psig 0.1 mm H2O (Nota 8) 0.1 mm H2 (Nota 8) 3008 BPSD 5981 GPM 50 % 25 Psig 145°F 110 °F

Suministro Aceite Lubricante P-1314 A/B

32 Psig

Aceite Lubricante a la P-1314

170 Psig

Aceite Lubricante de P-1301 A-E1 Aceite Lubricante de P-1301 B-E1 Aceite Lubricante de P-1301 C-E1

100 °F 100 °F 100 °F

Aceite Lubricante a P-1301A

22 Psig

Aceite Lubricante a la P-1301B

22 Psig

55

MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS PCV13895 PCV13495 PCV13496 PCV13497

Aceite Lubricante a la P-1301C

22 Psig

Aceite Lubricante a P-1301A-D

165 Psig

Aceite Lubricante a P-1301B-D

165 Psig

Aceite Lubricante a P-1301C-D

165 Psig

56

MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Síntesis Unidad de • Coquificación Retardada

La Unidad DCU tiene como objetivo fundamental craquear las moléculas pesadas y convertirlas en hidrocarburos más livianos, generando coque como residuo.

•

La Unidad de coquización retardada está diseñada para procesar 48.000 B/D de fondo atmosférico proveniente del DRU.

•

El patio de cortado de coque fue diseñado para manejar un máximo de almacenamiento de coque de tres (3) días.

•

La coquización retardada es un proceso térmico que consiste en calentar crudo a alta temperatura y a alta velocidad para craquearlo y producir productos más livianos.

•

La polimeración son reacciones endotérmicas que requieren de un tiempo más largo que las de craqueo para formar una molécula más grande y de mayor peso molecular cuyo resultado es la formación de coque.

•

La Unidad de Coquización Retardada está compuesta por la sección de craqueo y de recuperación de vapores, la sección de fraccionamiento, la sección de compresión y recuperación de productos livianos y la sección de cortado y manejo de coque.

•

De acuerdo al diseño, el rango de destilación y ºAPI de la nafta craqueada es C5 - 350 ºF API = 50.7.

•

De acuerdo al diseño, el rango de destilación y ºAPI del Gasóleo Liviano (LCGO) es (350-600) ºF API = 40.0

•

De acuerdo al diseño, el rango de destilación y API Gasóleo Pesado (HCGO) es 600 ºF + ºAPI = 45.0

•

Las secciones y el orden en que está dividido el DCU

57

MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Síntesis, cont. son Coquificación / fraccionamiento / Blowdown. •

Los productos de la Unidad de Coquificación Retardada (DCU) son; gas de refinería, nafta completa, gasóleo liviano y gasóleo pesado y coque.

•

Las condiciones de operación del D-1303 es de 10 psig - 699 ºF, las bombas que succionan de este tambor son P-1301 A/B/C con una presión de succión de (30-50) psig y una descarga de (520 a 550) psig.

•

El tipo de gas de los hornos F-1301 / 1302 es el gas combustible y su temperatura de operación es de (905– 925) ºF.

•

La función de la inyección de vapor de alta presión (450 psig) en cada pase de los hornos es aumentar la velocidad del residuo para reducir la velocidad de coquificación de los tubos.

•

En la etapa de coquificación de uno de los trenes, los tambores están organizados en 2 tambores en proceso de coquificación y los otros dos en proceso de descoquificación.

•

Las condiciones apropiadas de tiempo, temperatura y presión de operación de los tambores de coque es de 18 horas, 820 ºF y 15 psig.

•

Las líneas de salida de gases de los tambores están desaisladas para permitir que los vapores del tope de los tambores de coque pierdan temperatura en forma natural y evitar formación de coque por craqueo en la línea.

•

En cada tambor de coque existen tres (3) detectores nucleares de nivel usados para detectar los niveles de coque, agua y espuma.

•

El Anti-espumante es inyectado a los tambores de coque mediante bombas de inyección del L-1301 y la inyección de LCGO como diluente.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Síntesis, cont. •

Los lodos provenientes de la unidad de tratamiento de agua y de la unidad de regeneración de amina serán procesados en los tambores de coque durante el inicio de la etapa de enfriamiento.

•

En los tambores de coque durante la etapa final de despojamiento los productos en estado gaseoso pasan al Blowdown para su separación en gas y productos líquidos.

•

La temperatura y la presión de operación de tope de la T-1301 entre (7 – 23) psig y entre (249 – 260) ºF.

•

La presión de operación del D-1304 debe estar entre (2 – 18) psig y los gases deben fluir al tambor D-1401.

•

El gasóleo liviano LCGO es retirado de la bandeja Nº14 a una temperatura de 395 ºF.

•

El gasóleo pesado HCGO es retirado del fondo de la T-1301 a una temperatura de 623 ºF.

•

La recirculación de fondo de la T-1301 es para proporcionar agitación a las partículas de coque y facilitar su retiro en los coladores.

•

El sistema de agua temperada es usado en el DCU, en la E-1304 para enfriar el flushing / E-1306 A-D y E-1308 A-D para enfriar el SCO.

•

La sección del Blowdown, consta de un tambor recuperador, un tambor asentador, un tambor de sello al Flare.

•

El gas de salida del Blowdown se envía a la succión del compresor C-1401.

•

El gas del Blowdown proviene de los tambores de coque, tambores de agua agria (SWS) y la Amina (ARU).

•

Una de las funciones para las que el blowdown fue diseñado es recuperar hidrocarburos y gases durante el despojamiento final del tambor.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Síntesis, cont. •

La función del tambor de sello D-1308 en el blowdown es servir como válvula de seguridad al sistema de blowdown. En caso de sobrepresión se romperá el sello de agua y los gases fluirán hacia el Flare.

•

Las principales variables que afectan la operación y el rendimiento de los productos en la reacción de coquización retardada son la composición de la alimentación, la temperatura y tiempo de residencia en el horno y la temperatura, presión y tiempo de residencia en el tambor.

•

En el DCU la corriente de alimentación tiene un carbón de 21.6 % en el peso y se obtiene un rendimiento de coque de 26.8 % en peso.

•

La reacción de craqueo en el DCU ocurre en la zona de reacción (tambores de coque) a una temperatura de (910-915) ºF.

•

La temperatura del horno y el tiempo de residencia del hidrocarburo en el mismo, deben ser estrictamente controlados para minimizar la coquización de los tubos del horno.

•

La presión de operación de los tambores de coque está determinada por la presión de succión del compresor de gas C-1401.

•

Un incremento en la presión del tambor de coque resulta en baja de productos líquidos debido a que favorece la reacción de polimeración.

•

La importancia de la temperatura de los vapores de los tambores de coque es que sirve de referencia para predecir el contenido del VCM o la dureza del coque.

•

La temperatura normal de operación de los vapores del tope de los tambores de coque debe estar entre (800-820) ºF cuando el COT del horno sea 905-925°F

60

MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Síntesis, cont. •

En el tope de los tambores de coque la temperatura normal de operación en relación con la temperatura de salida de los hornos F-1301 / 02 debe estar entre (75 a 120) ºF por debajo.

•

El Residuo de la Torre Atmosférica T-1101 es enviando al DCU a través de las bombas P-1102 A-C al tambor de Alimentación (D-1303) bajo control de nivel del mismo, mediante el LIC-13001 (set point 50 %), el cual ajusta el caudal de alimentación desde el DRU manipulando la válvula LV-13001.

•

La carga a los Hornos del Coquificador (F-1301 / 1302) es controlada por los controladores de flujo FIC-13002 al 13005 / FIC-13022 al 13025.

•

La temperatura de salida y la caída de presión en los pases de los hornos son las variables más importantes y deben ser cuidadosamente controladas con el fin de evitar la coquización prematura de los tubos de los hornos.

•

Si la presión de gas combustible a los quemadores F1301 / F-1302 sube, los controladores de presión PIC-13119 / 121 / 123 / 125 / PIC-13129 / 131 / 133 / 135 anulan la señal de los FIC-13080 / 081 / 082 / 083 / FIC-13084 / 085 / 086 / 087 a través del selector de baja señal para evitar llamas inestables.

•

Si la presión de gas combustible a los quemadores es baja los autorreguladores de presión PCV-13119 / 121 / 123 / 125 / PVC-13129 / 131 / 133 / 135 en la línea de desvío en las PV-13119 / 121 / 123 / 125 / PVC-13129 / 131 / 133 / 135 mantienen la presión del gas para evitar pérdida de llama.

•

El Antiespumante que se diluye con LCGO, se inyecta para minimizar la formación de espuma en los Tambores de Coque y permitir lecturas de niveles más exactas de los detectores de nivel nucleares.

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Síntesis, cont. •

La presión del fraccionador del Coque (T-1301) es determinada por la presión de succión del compresor de gas húmedo en CGP. La presión del sistema puede ser variada moviendo la válvula mariposa de la línea de salida de gases del Tambor de Cabecera del Fraccionador (D-1304).

•

El nivel en los Generadores de Vapor HP (SG-1301 A/B) es mantenido por los controladores de nivel LIC13022 / 055 ajustando el flujo de alimentación de agua para caldera (BFW).

•

El caudal de BFW a los SG-1301 A/B, es mantenida por los controladores de flujo (FIC-13050 / 039). El punto de ajuste de los FIC-13049 / 058 es establecido por un promedio de peso de la señal de los controladores de nivel de los SG-1301 A/B (LIC13022 / 055) y la señal de los indicadores de flujo de vapor generado (FI-13049 / 058).

•

El LIC-13032, mantiene el nivel de líquido del D-1306 ajustando la salida de Condensado de Coque a través de la FV-13057.

•

La temperatura de salida del Enfriador con Aire de HCGO (AF-1305), es manteniendo a 448 ºF, a través del TIC-13125, para prevenir la polimeración de las diolefinas presentes en la Nafta en el Rehervidor de la Estabilizadora (E-1405).

•

Las válvulas de desvío del Tambor de Blowdown del Coque (D-1305) se controlan en base a la temperatura de la corriente de entrada del D-1305.

•

El Demulsificante se inyecta para facilitar la separación de agua y aceite en el decantador D-1307.

•

Cuando el nivel de aceite en el Tambor Asentador del Blowdown D-1307 baja al límite inferior y es detectado por el interruptor de nivel (LSL-13066)

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MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Síntesis, cont. éste detiene ambas P-1312A y B. •

Cuando el nivel de aceite llega al límite alto, detectado por el interruptor de nivel (LSH-13065), el sistema manda arrancar la bomba que está en automático.

•

Si ambas bombas están en automático, solamente arranca la P-1312A. Si ambas bombas están en local.

•

Un mensaje de advertencia se envía al operador, porque la función de arranque automático no puede ejecutarse.

•

Cuando el LI-13043 alcanza el límite alto, la válvula LV-13043 que alimenta agua cruda al D-1308 (tambor de sello de agua) es cerrada y cuando el nivel baja al límite inferior, se abre la LV-13043 y el nivel de líquido del D-1308 se mantiene dentro del límite alto y bajo.

•

La temperatura de aceite circulante del Tambor del Blowdown del Coque (D-1305) se mantiene en 350 °F por TIC-13161.

•

El nivel de agua clara de los Separadores de Coque (A-1301), es mantenido arrancando o deteniendo las Bombas P-1316 A/B. Cuando el nivel de agua limpia baja al límite inferior, es detectado por el interruptor de nivel (LSHL-13049), parándose las P-1316 A/B.

•

La presión del Tambor de Aceite de Desplazamiento (D-1312) se mantiene constante en 15 psig por el PIC-13111.

•

El nivel líquido del D-1312 es mantenido por el LIC-13053.

•

La temperatura del Aceite de Desplazamiento es mantenida en 200 °F por el TIC-13191.

•

El nivel de la interfase del Tambor Coalescedor

63

MEJORADOR DE CRUDO PETROMONAGAS Síntesis, cont. (D-1311), es mantenido por el LIC-13051. •

La presión de suministro de Aceite para las bombas es normalmente controlada por el PIC-13185.

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Diagrama Simplificado de Proceso 13-F-1301 A/B 13-AF-1301 A-H

14-D1401

14-E-1402 CGP 13-D-1304

Blowdown

13-P-1304 A/B

SWS

13-AF-1302

13-D-1305

Nafta Craqueada 13-P-1306 A/B

13-P-1305 A/B Vapores de el Cortado de Coque

13-T-1301

13-P-1310 A/B

13-T-1301 Antiespumante

13-D-1303

LCGO

Residual Atmosférico

Mezclador

13-E-1302

13-L-1301

13-P-1303 A/B

13-D-1303 13-L-1305 A/B

13-F-1301/2

HP 13-L-1317 A/B

13-D-1302 A/B

13-P-1307 A/B

13-D-1301 A/B

DRU

Intercambio de Calor

13-L-1303 A/B HCGO

13-P-1302 A/B

DCO

11-E-1107 A/B/C

Burner

DCO

FG

13-P-1301 A/B/C

PUMPAROUND

Reciclo (D-1303)

13-T-1301

13-SP-1301/2

Mezclador Agua Cruda 13-TK-1302

13-A-1301

Agua

Agua de Cortado

Lodos

13-TK-1301 Coque

13-P-1315 A/B Agua + Coque

13-P-1308 A/B