Proyecto Judith.docx

INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS Informe final de residencias profesionales Ingeniería Química Propuesta para incrementar la eficiencia del tratamiento MERICHEM de la planta FCC-1 de la refinería “Gral. Lázaro Cárdenas” Refinería “Gral. Lázaro Cárdenas” Ing. Jorge González Toto Judith corona Elías 14081960

CAPITULO I: PROTOCOLO DE INVESTIGACION

1.1 ANTECEDENTES En el año 1940 se instala la primera Refinería para producir, en suelo ecuatoriano, combustibles que abastezca el mercado interno y dejar de importar los derivados, especialmente desde Perú. A sus inicios, Refinería La Libertad, constaba con dos plantas, Foster y Stratford, que se alimentaban con la producción de 7000 barriles diarios de crudo provenientes de Ancón. La planta Foster funcionó hasta 1956 y la Stratford hasta 1968. En 1956 se construyeron dos nuevas unidades de refinación, de destilación atmosférica y Craqueo Térmico. Para 1968, se incorpora al complejo industrial la planta de destilación Parsons, diseñada para una capacidad de 20000 BPD y procesar crudo de 31,1 a 55,7 °API. En 1989 Refinería La Libertad, industria encargada a la refinación del crudo, pasó a manos del Estado como PETROECUADOR. Actualmente, Refinería La Libertad, produce 45000 barriles diarios de derivados con una carga anual promedia de 14850000 barriles. Está constituida por tres unidades de destilación primaria: 

Planta Parsons, con capacidad para 26000 barriles por día

 

(BPD). Planta Universal, con capacidad para 10000 BPD. Planta Cautivo, con capacidad para 9000 BPD.

Los gases incondensables de los acumuladores de gasolina de la Planta Parsons y Universal pueden ser alineados a la carga de la Planta Estabilizadora previo tratamiento de endulzamiento y compresión de los mismos. En la planta estabilizadora se reducen los compuestos ligeros de la gasolina con el fin de que esta cumpla con las especificaciones de las normas INEN; como producto de cabeza de esta Planta se obtienen

Gas licuado de petróleo (GLP), con una producción aproximada de 200 barriles diarios. La gasolina base y el GLP que salen de las plantas de refinación contienen concentraciones de compuestos de azufres que son altamente corrosivos por lo cual es necesario eliminarlos antes de que estos derivados se dirijan hacia los tanques de almacenamiento. Uno de los métodos de eliminación del gas sulfhídrico (H2S), mercaptanos y demás compuestos azufrados es mediante el tratamiento de la gasolina y GLP con lechos fijos. Refinería La Libertad cuenta con 2 filtros para tratamiento del GLP, los mismos que están soportado dentro de los filtros por bolas de cerámica de diferentes diámetros (gramínea), dicho sistema no es regenerativo y por lo tanto el adsorbente se satura, lo que podría provocar un producto final fuera de especificaciones, además el pasivo ambiental generado será mayor, porque se deberá cambiar el relleno cada cierto tiempo. En el Proceso de optimización, se busca que los combustibles cumplan con los estándares y/o normas de calidad; más aún, ahora que se procesa crudos de menor °API (26,4) donde el contenido de azufre, en él y sus derivados, se incrementa. Por tal motivo, los tratamientos que reciben deben estar adaptados a las condiciones que se presentan actualmente. La refinería General lázaro cárdenas, inicia su construcción en 1904 a consecuencia de los buenos resultados en la explotación de los campos petroleros de San Cristóbal, afluente del río Coatzacoalcos, a 18 Km. al sureste de Minatitlán, campos que eran explotados desde dos años antes por la casa "Pearson and son" y la Refinería era administrada por la compañía inglesa "el Águila".

La Refinería “General Lázaro Cárdenas” pertenece a PEMEXRefinación, organismo subsidiario que tiene como objetivo garantizar la producción, cumplir las normas de seguridad y protección ambiental, maximizar el valor de los recursos, planear y controlar el presupuesto, desarrollar íntegramente el recurso humano y cumplir con los programas y normatividad en adquisiciones, servicios y obras públicas. Su principal objetivo es obtener productos derivados del petróleo como lo son la gasolina, Kerosina, diésel, Xilenos y gas LP (Gas licuado), así como lubricantes. Dos años más tarde, la refinería empezó a elaborar productos para el comercio, con una planta que tenía solo 18 m3 diarios de capacidad, en ese mismo año, gracias a nuevas instalaciones el volumen ascendió a 954 m3 por día, produciendo principalmente iluminantes como la Kerosina Actualmente y como resultado de su expansión, la refinería está integrada por 27 plantas de proceso en operación normal, 3 plantas ecológicas, 2 turbogeneradores eléctricos, 6 generadores de vapor, 9 torres de enfriamiento de agua, 1 planta de pre-tratamiento de agua, 1 planta de tratamiento de agua, 1 planta potabilizadora de agua, 1 planta neutralizadora (efluentes) de agua y 166 tanques de almacenamiento. 1.2. ENUNCIADO DEL PROBLEMA El LPG obtenido, como producto de la refinación del petróleo, posee impurezas tales como mercaptanos (RSH), sulfuro de carbonilo (COS), dióxido de carbono (CO2), disulfuro de carbono (CS2), azufre elemental y ácido sulfhídrico (H2S) Actualmente, en Refinería Gral. Lázaro Cárdenas, se emplea un sistema para el tratamiento del LPG llamado MERICHEM, el cual consta de varias secciones para llevar a cabo el proceso de endulzamiento; dicho sistema no cumple con las especificaciones

requeridas en la corriente LPG, por lo que se sugiere, habilitar la sección de lavado de DOS. El disolvente tiene dos funciones. En primer lugar, aumenta la diferencia de densidad entre las dos fases para acelerar la separación. Esto reduce el arrastre de una fase a la otra. En segundo lugar, el disolvente extrae parte del DSO soluble de la sosa cáustica, lo que reduce notablemente el contenido de azufre total de la corriente de sosa cáustica saliente. Todo remanente de DSO en la sosa cáustica vuelve a extraerse en la corriente del GLP, donde entra en contacto con la sosa cáustica regenerada en el sistema THIOLEXTM. El DSO reextraído pasará a formar parte de la carga de azufre total en el GLP tratado. Para maximizar la eliminación de DSO de la fase de sosa cáustica, se proporciona un enfriador de sosa cáustica (MHE-102) a contracorriente del separador de DSO. La disminución de la temperatura de la sosa cáustica presenta dos efectos favorables. Primero, aumenta la diferencia de densidad entre las fases de DSO y sosa cáustica, lo que acelera la separación. Segundo, reduce la solubilidad del DSO en la sosa cáustica, lo que obliga a que una mayor parte del DSO soluble se separe de la fase acuosa. Estos efectos aumentan la extracción de DSO del separador y reducen la cantidad de azufre total en la sosa cáustica regenerada. Para que haya una pérdida de presión conveniente entre la torre de oxidación y el separador de DSO que permita la circulación de la corriente de sosa cáustica entre estos recipientes con un controlador de nivel, se establece una presión diferencial entre ellos mediante la colocación de una válvula de control de presión diferencial en la línea de gas residual, entre ambos recipientes. La especificación de azufre total del producto de GLP en esta aplicación exige que la sosa cáustica regenerada esté libre de DSO. Para eliminar el remanente de DSO soluble de la sosa cáustica se

necesita un sistema de lavado con disolvente además del separador de DSO. El disolvente extrae, preferentemente, el DSO de la fase de sosa cáustica dado que el mismo DSO es un hidrocarburo. Si no se utiliza el lavado con disolvente, el remanente de DSO soluble en la sosa cáustica regenerada vuelve a extraerse hacia la corriente del GLP en el sistema THIOLEXTM y pasa a formar parte de la carga de azufre total del producto de GLP. Este DSO producto de la reextracción podría hacer que el GLP tratado supere los límites de especificación de azufre total. 1.3. PREGUNTAS DE INVESTIGACION ¿Es necesario recopilar información del tratamiento MERICHEM de la planta FCC-1 para comprender los conceptos básicos del tratamiento y su filosofía de operación? ¿Es importante identificar las líneas y equipos que se involucran en el sistema

de

tratamiento

de

acuerdo

con

los

diagramas

de

instrumentación y establecer los parámetros necesarios para determinar la eficiencia de la operación del tratamiento? ¿Es necesario realizar balances de materia y energía de los flujos implicados en el sistema? ¿Es necesario efectuar los cálculos necesarios con los datos reales y los requeridos para incrementar la eficiencia en el sistema de tratamiento? ¿Se debe evaluar los datos de balance y los diagramas de instrumentación de las líneas y equipos involucrados en el sistema de lavado con solvente? ¿Es necesario una herramienta informática para la simulación del proceso, con los parámetros evaluados en las líneas y equipos?

1.4. JUSTIFICACIÓN

La unidad de Craqueo Catalítico No.1 de la Refinería de Minatitlán está diseñada para procesar 30,250 BPD de gasóleos atmosféricos y de vacío provenientes de crudo Istmo y Maya. La unidad está compuesta por el sistema de reacción donde se lleva a cabo el craqueo de gasóleos y los sistemas de separación de los productos de la reacción en productos intermedios valiosos y productos para almacenamiento. Entre los productos se encuentran Gas Combustible dulce, Propileno grado químico, Propano, mezcla de, Gasolina, Aceite cíclico ligero para mezclas (Diesel Primario o diluente para combustóleo) y el Residuo del fondo de la Fraccionadora (Slurry) que puede ser usado para mezclas de Combustóleo. Entre los productos de esta unidad de craqueo se encuentra el gas LPG, que proviene de los domos del GV-3 Absorbedor de Aceite esponja y del domo GV-6 acumulador de reflujo de la Debutanizadora, el cual contiene alto contenido de H2S y COS. El H2S y el sulfuro de carbonilo (COS) son impurezas acídicas comunes que se encuentran en las corrientes de hidrocarburos ligeros. Varios procesos de refinería requieren que el hidrocarburo tenga una concentración baja de sulfuro para evitar la contaminación y desactivación de los catalizadores. También debe eliminarse el COS para cumplir los criterios de la prueba de corrosión en lámina de cobre. El sistema de tratamiento MERICHEM es utilizado para eliminar las impurezas del gas LPG que a su vez cuenta con cuatro sistemas. El diseño de estos sistemas emplea las tecnologías patentadas COSTHOLEX™, THIOLEXTM, AQUAFININGTM y REGEN® de Merichem. El sistema COS-THIOLEX™ consiste en una sola etapa de lavado con MEA/sosa cáustica para eliminar el contenido de H2S y COS del GLP. El sistema THIOLEXTM consiste en dos etapas de lavado para eliminar las impurezas de azufre en la sosa cáustica (arrastre de H2S desde el sistema COS-THIOLEXTM y los mercaptanos) del GLP saturado.

El sistema AQUAFININGTM consiste en una etapa de lavado con agua para eliminar el arrastre de sosa cáustica del sistema THIOLEXTM. El sistema REGEN® consiste en tres operaciones separadas: una torre de oxidación que oxidiza los compuestos del azufre a DSO y regenera la sosa cáustica, un separador de DSO que brinda un tiempo de reposo suficiente para separar la fase de DSO de la sosa cáustica como una capa de hidrocarburo individual, y un lavado con disolvente que elimina el remanente de DSO soluble de la sosa cáustica. Estas tecnologías utilizan el sistema patentado de Merichem conocido como contactor FIBERFILM® para contactar las fases de sosa cáustica e hidrocarburo sin recurrir a una mezcla dispersiva, lo que minimiza el arrastre de sosa cáustica y permite el uso de recipientes más pequeños. Por todo lo anterior surge este proyecto para incrementar la eficiencia del tratamiento MERICHEM con el fin de cumplir la especificación requerida en la corriente de LPG, reduciendo el gasto de solvente y emitiendo menos contaminantes al ambiente mediante la realización de base de cálculo de líneas y equipo con balances de materia y energía.

1.5. OBJETIVOS DEL PROYECTO 1.5.1. OBJETIVO GENERAL Incrementar la eficiencia del tratamiento MERICHEM de la planta FCC1 para cumplir con la especificación requerida en la corriente de LPG mediante una propuesta para habilitar la sección de lavado de DSO. 1.5.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS 1. Recopilar información del tratamiento MERICHEM de la planta FCC-1 para comprender los conceptos básicos del tratamiento y su filosofía de operación.

2. Identificar las líneas y equipos que se involucran en el sistema de tratamiento de acuerdo con los diagramas de instrumentación y establecer los parámetros necesarios para determinar la eficiencia de la operación del tratamiento. 3. Realizar balances de materia de los flujos implicados en el sistema y efectuar los cálculos necesarios con los datos reales y los requeridos para incrementar la eficiencia en el sistema de tratamiento. 4. Evaluar de acuerdo con los datos de balance y los diagramas de instrumentación las líneas y equipos involucrados en el sistema de lavado con solvente. 5. Emplear la herramienta ASPEN HYSYS, para la simulación del proceso, con los parámetros evaluados en las líneas y equipos.

1.6. MARCO CONCEPTUAL El refinado del petróleo: es un proceso complejo que se desarrolla en muchas etapas. En varias de esas etapas, como las de destilación atmosférica, reformado, craqueo y otras, se produce LPG a partir del petróleo. Los gases que componen el LPG (butano y propano) están atrapados en el crudo. Para estabilizar el crudo de petróleo antes de transportarlo a través de oleoductos o mediante cisternas, estos gases naturales “asociados” se procesan dando como resultado LPG. En refinado del crudo de petróleo: Son los gases que componen el LPG son los primeros productos que se desprenden a lo largo del proceso de preparación de combustibles más pesados, como gasóleo, combustible de aviación, fueloil y gasolina. Alrededor del 3% de un barril de crudo típico se refina para dar LPG, aunque sería posible transformar en LPG hasta el 40% del barril. Propiedades del LPG:

Densidad. El LPG a temperatura ambiente y presión atmosférica es un gas, que es de 1 a 2 veces más pesado que el aire, se licua fácilmente bajo

presiones

moderadas.

La

densidad

del

líquido

es

aproximadamente la mitad que la del agua y varía de 0,525 a 0,580 a 15 °C. Olor. Los hidrocarburos en C3 y C4 en mezclas exentas de mercaptanos, disulfuros y sulfuro de hidrógeno no huelen; por razones de seguridad y para poder detectar fugas en su uso normal, se incorpora un compuesto químico de olor persistente. Humedad. La presencia de humedad podría provocar el obturamiento de las válvulas de regulación de presión, y otros equipos similares por congelación del agua en sus mecanismos durante el proceso de gasificación del gas cuando se manipula en estado líquido presurizado. Azufre Total. Las únicas formas posibles de azufre en el LPG estarán en forma de sulfuro de hidrógeno, mercaptanos y disulfuros. Excepto los últimos, todos ellos son corrosivos. Volatilidad. Un alto contenido en hidrocarburos en C2, o bien la presencia de una elevada proporción de propano en el butano comercial dará una volatilidad excesiva, pudiendo dar lugar a graves problemas de seguridad en la manipulación. De la misma forma, un exceso de hidrocarburos pesados, superiores a C4, daría lugar a dificultades de combustión con formación de depósitos y gomas. Las características de volatilidad de los LPG se miden mediante la presión de vapor y el residuo volátil. Presión de Vapor. Es la medida indirecta de la mínima temperatura a que el producto puede vaporizar. Residuo volátil. Si la presión de vapor es una indicación del contenido en componentes ligeros que tiene una muestra de LPG, el residuo

volátil es una indicación del contenido en hidrocarburos pesados y otros compuestos contaminantes. Calor de vaporización. El LPG se almacena en forma líquida en un envase y se utiliza en forma gaseosa, para pasar de una fase a otra, lo que se produce al romperse el equilibrio líquido/vapor en el que se encuentra el producto a una temperatura dada; es necesario evacuar el gas del envase mediante la apertura de la válvula de regulación de la misma, por diferencia de presión el gas fluye al exterior del envase y el líquido vaporiza sustituyendo al gas que fluye. Para vaporizar el líquido es necesario suministrar un calor de vaporización que se tomará del propio líquido, de la masa metálica que forma el envase e incluso de la atmósfera que rodea a este último. El calor de vaporización depende también de la temperatura y presión a que se encuentre el líquido. Poder Calórico. El poder calorífico, en peso o volumen, representa la cantidad de energía liberada en el proceso de combustión por unidad de peso o volumen de combustible como consecuencia de la reacción química de combustión completa. Contaminantes del LPG. Los contaminantes en el Gas Licuado de Petróleo son H2S, CO2, mercaptanos, COS, CS2 y azufre elemental. Estos contaminantes deben ser eliminados porque pueden causar problemas en los productos para los productores, los consumidores y el medio ambiente. El sulfuro de hidrógeno (H2S). Es tóxico, corrosivo y su presencia en los productos de hidrocarburos y el gas quemado está reglamentado por la mayoría de los gobiernos. El H2S se puede convertir en azufre libre o formar mercaptanos para facilitar su almacenamiento y venta. En general, la mayoría de los productos de hidrocarburos líquidos deben cumplir con un ensayo de corrosión en la lámina de cobre 1ª el cual corresponde a menos de 4 ppm de H2S.

Dióxido de Azufre. Las emisiones de dióxido de azufre (SO2) también están reguladas, debido a que altas cantidades en la atmósfera pueden producir lluvia ácida. Dióxido de Carbono. Altas cantidades de CO2 en los hidrocarburos líquidos son indeseables, ya que este puede elevar la presión de vapor del LPG y disminuir su valor calórico. Mercaptanos. Aunque a los mercaptanos (RSH) se los utilice en pequeñas cantidades como aromatizante del gas de uso hogareño, un alto contenido de los mismos provocaría olores fuertes en el producto. Sulfuro de Carbonilo (COS) Y Sulfuro de Carbono (CS2). COS y CS2 no son excesivamente corrosivos en los hidrocarburos líquidos, pero en presencia de agua libre pueden hidrolizarse lentamente hasta formar H2S, haciendo que los productos que ya hayan pasado por la prueba de la lámina de cobre se vuelvan corrosivos en su almacenamiento. Los niveles elevados de ácidos disueltos tales como H 2S y SO2 en productos líquido pueden incrementar las tasas de corrosión en tuberías y equipos, por ello se deben eliminar estos ácidos, para maximizar la vida útil de los equipos, especialmente para las tuberías y el transporte. Tratamientos para el endulzamiento del Gas Licuado de Petróleo. Existen varios procesos comerciales utilizados para el endulzamiento de hidrocarburos líquidos ligeros, los más comunes son: tratamiento con aminas, lavado cáustico y tamices moleculares.

1.7. DISEÑO METODOLÓGICO Y TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

Se ocupará el método deductivo por que se recopilará toda la información necesaria por medio de aspectos teóricos relacionados con la descripción del proceso de endulzamiento para el Gas licuado de petróleo, dichos conceptos serán tomados de los libros Gas, paginas académicas de internet, así, como también de los manuales de operación del sistema de tratamiento MERICHEM. A través de la observación directa de las instalaciones, se logró recaudar datos relevantes que servirán de base para la realización de este proyecto. Se recopilará información secundaria a través de los historiales de producción y análisis de los productos que se obtienen en Refinería para determinar la composición y la cantidad de compuestos sulfurados presentes en el LPG. Para llevar a cabo la parte experimental de dicho proyecto, se hará uso de las herramientas informáticas; en este caso los cálculos se llevarán a cabo en Excel de la paquetería de office. También se pretende utilizar el programa para simulaciones de procesos llamado aspen hysys, para realizar la simulación del todo el proceso.

DIAGRAMA DE FLUJO DEL DISEÑO METODOLOGICO

paso 1 Consulta de literatura

paso 2 Recopilacion de datos

3 paso Revision de datos en campo

paso 6 Simular el proceso

paso 5 Efectuar calculos y balances

paso 4 Identificar las variables

paso 7 Simulacion del proceso

Paso 8 Reportar en tablas y grafics los resultados obtenidos

paso 9 Interpretacion de los resultados

ACTIVIDAD 1 consulta de literatura referente al sistema de tratamiento MERICHEM y su filosofía de operación (información técnica, diagramas de tubería e Instrumentación, manuales, etc.)

P

Revisión en campo del sistema de tratamiento MERICHEM y las secciones que lo conforman.

P

2

3

4

5

6

R

R Identificar las variables y rangos de control del sistema de tratamiento y establecer los parámetros que serán utilizados para determinar la eficiencia de operación del tratamiento

P

Efectuar los cálculos necesarios con los datos reales y los requeridos para incrementar la eficiencia de tratamiento, incluyendo balances de materia y en las líneas implicadas

P

Evaluar los cálculos necesarios con los datos de Balance y los diagramas de instrumentación las líneas y equipos involucrados en sistema de lavado con solvente.

P

Emplear una herramienta informática para la simulación del proceso con los parámetros.

P

R energía

R

R

R CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

7

8

Semanas 9 10

11

12

13

14

15

16

CAPITULO II: MARCO TEORICO

2.1 INTRODUCCION El área de participación es el Sector 1 de la refinaría Gral.” lázaro Cárdenas” está conformada de las siguientes plantas según el (Manual FCC-1, 2015), menciona lo siguiente: I.

Planta Primaria N° 1

II.

Planta Primaria N° 2

III.

Planta Primaria N° 3

IV.

Planta Primaria N° 5

V.

Planta Preparadora de Carga N° 1

VI.

Planta Preparadora de Carga N° 2

VII.

Planta Preparadora de Carga N° 3

VIII.

Planta Catalítica FCC-1

La planta a la que se adaptara el proyecto es a la catalítica FCC-1, la cual posee las siguientes características: Tiene una capacidad de 30000 B/D y su inicio de operación comenzó en 1967.

Los productos que se obtienen son: I.

Gases amargos: A U-600. Composición Principalmente metano,

etano y alto contenido de Ácido sulfhídrico II.

Gasolina Catalítica: A tanques de preparación Pemex Magna.

Composición de Pentanos hasta gasolinas más pesadas.

III.

Aceite Cíclico Ligero: Diluente. Características similares al diésel

primario, pero con mayor contenido de azufre. IV.

Aceite Cíclico Pesado: Recirculación y calentamiento

V.

Aceite Clarificado: Diluente Aceite más pesado que el agua.

VI.

Propano Propileno: Esferas de Propano. Otra opción es enviarlo

como carga a la planta de Propileno para separar el propano del Propileno. VII.

Butano Butileno: Esferas de Butano-Butileno. Producto utilizado en

otros procesos como alquilación para elaboración de gasolinas de alto octano y la industria petroquímica. VIII.

Propileno: Se obtiene en la planta de Propileno. Para usos en la

industria Petroquímica. Como las plantas Acrilonitrilo y otras. Actualmente la planta de Propileno está fuera de operación. Los Productos químicos y Aditivos según el (Manual FCC-1, 2015) indica que son los siguientes: I.

Catalizador para FV-4

II.

Sosa cáustica

III.

Catalizador Merox

IV.

Promotor de Combustión

V.

Inhibidor de Corrosión

Figura No.1. Ruta de los Productos de la FCC. (Manual de la fcc-1 ,2003) La descripción del proceso nos dice que con una carga de mezcla de gasóleos de vacío y primario pasa a un tanque de balance, equipo de intercambio, reactor, regenerador, fraccionadora, sección de ligeros y Tratamiento de Gasolina estabilizada. El proceso principal ocurre en el reactor donde se efectúa la reacción, existiendo una recirculación de catalizador al regenerador FV-3 donde se elimina el carbón contenido, inyectándose nuevamente este catalizador regenerado en el Riser de recibo de carga al reactor. Los gases que se recuperan en la fraccionadora los succiona el compresor GC-1 para enviarlos a

un sistema de condensación, recuperación

tratamiento y separación. Uno de los sistemas de tratamiento para el LPG es el sistema MERICHEM, este sistema se encarga de endulzar dicho gas

Figura No. 2. Sistema de tratamiento MERICHEM. (Manual de operación, 2016) El LPG tiene dos orígenes: el 60% de la producción se obtiene durante la extracción de gas natural y petróleo del suelo. El 40% restante se produce durante el refinado de crudo de petróleo. El LPG es, por tanto, un producto secundario que existe de forma natural. En el pasado, el LPG se destruía por venteo o quema en antorcha (era un producto indeseable y se quemaba). Con ello, se desperdiciaba el enorme potencial de esta fuente de energía excepcional (Manual de la fcc-1 ,2003) Aunque el LPG está asociado a la producción de gas natural y crudo de petróleo, lo cierto es que tiene sus ventajas características y puede desempeñar

prácticamente

cualquiera

de

las

funciones

de

los

combustibles primarios de los que se deriva. Cuando se extrae de la tierra gas natural y crudo de petróleo, lo que se obtiene es una mezcla formada por distintos gases y líquidos, de la que el

LPG supone más o menos un 5%. Antes de transportar o utilizar el gas natural o el petróleo, es preciso separar los gases que forman el LPG, que son ligeramente más pesados. Características del LPG, según el (Manual de operación de MERICHEM, 2015), comenta que: •

A temperatura ambiente y presión atmosférica se encuentra en

estado gaseoso. •

No posee color, es transparente como el agua en su estado líquido.

•

Carece de olor, pero se le agrega un odorante llamado etil

mercaptano para •

detectarlo cuando se produzca alguna fuga.

•

Es inflamable, a la mínima chispa se enciende violentamente.

•

El LPG tiene el valor calórico más alto de todos los hidrocarburos,

con •

Excepción del gas natural.

•

Es económico en comparación a otros combustibles. (Manual de la

fcc-1 ,2003)

2.2 DESCRIPCIÓN DE FLUJO DEL PROCESO El análisis que sigue se basa en la hipótesis de que se produjo una entrada en servicio normal y en los caudales del GLP obtenido de FCC de 50,9 m3/h (7.688 BPSD). Los procedimientos de entrada en servicio, parada y resolución de problemas, como también la información detallada relacionada con los límites de operación se incluirán en el manual de operación. (Manual de operación MERICHEM, 2015)

2.2.1. EXTRACCIÓN DE H2S Y SISTEMA COS – COS-THIOLEX™ El GLP obtenido de FCC sin tratar ingresa en la unidad donde los límites de batería y circulan a través de uno de dos filtros cesta de hidrocarburos (MBS-101 A/B), de acuerdo al (Manual de operación MERICHEM, 2015) en este proceso la corriente de GLP circula hasta la parte superior del contactor FIBER FILM® (MFFC-101). En el contactor FIBER FILM®, el GLP entra en contacto con fibras humedecidas con una solución de MEA reciclada/sosa cáustica. El COS contenido en la corriente de GLP requiere que se mezcle una solución de MEA con la sosa cáustica para catalizar la reacción de hidrólisis del COS al H2S y CO2, que luego son extraídos por la sosa cáustica. Una de dos bombas de circulación (MP-101 A/B) provee la circulación continua de MEA/sosa cáustica desde la parte inferior del separador de fases (MV-101) hasta la entrada del MFFC-101. La razón de circulación es aprox. de uno a uno (alim. de vol./circulación) en el MFFC101 para promover la eliminación de COS. Luego, el GLP parcialmente tratado circula a través de un sistema patentado de almohadillas del separador coalescente (MSP-101) que elimina el arrastre de MEA/sosa cáustica; luego, la corriente de GLP libre de H2S, COS y CO2 sale del recipiente del separador (V-101) al otro extremo del contactor FIBER

FILM®. El GLP parcialmente tratado circula a la línea de salida de la unidad THIOLEX™ para la extracción de mercaptanos. Se dosifica una cantidad de MEA pura (50 % por peso) y sosa cáustica pura (18,6 % por peso) (25oBe) en el sistema a través de bombas de desplazamiento positivo (MP-102 A/B y MP-103 A/B). La corriente combinada de MEA/sosa cáustica también se filtra a través de uno de dos filtros cesta paralelos de 300 micrones (MBS-102 A/B) antes de ingresar en la succión de las bombas de recirculación de sosa cáustica/MEA (P101 A/B). La corriente de sosa cáustica/MEA debe circular a través de un solo filtro esta por vez, de modo que quede un filtro cesta limpio en reserva. El efluente de sosa cáustica/MEA sale del sistema a través de un controlador de nivel para mantener un nivel de sosa cáustica/MEA constante de 1050 en el recipiente. Esto garantiza un tiempo de reposo conveniente en el recipiente para la separación de las dos fases. (Manual de operación MERICHEM, 2015)

2.2.2 EXTRACCIÓN DE H2S Y MERCAPTANOS – SISTEMA THIOLEX™ DE DOS ETAPAS El GLP parcialmente tratado del sistema COS-THIOLEXTM circula hasta la parte superior del contactor de 1ra etapa THIOLEX™ FIBER-FILM® (MFFC-102), en donde entra en contacto con la sosa cáustica que proviene del recipiente del separador de 2da etapa THIOLEX™ (MV-103) mediante bombas de transferencia de sosa cáustica (MP104 A/B) con

controlador de nivel. A medida que el GLP circula a través de la envoltura de las fibras, se mezcla con la sosa cáustica en los espacios que quedan entre las fibras. En la interfaz cáustica/hidrocarbúrica dentro del contactor, todo el H2S y gran parte del RSH se extraen en la fase cáustica. Las fibras proporcionan un ambiente agitado y un área de superficie en la cual se favorecen las reacciones por extracción. En el fondo de la envoltura del contactor el GLP se desconecta de las fibras e ingresa en la fase hidrocarbúrica en la parte superior del recipiente del separador de 1ra etapa (MV-102). Entonces, el GLP parcialmente tratado circula a través del recipiente y sale en el extremo opuesto del contactor y procede a la 2da etapa de extracción. Debido al método no dispersivo de contacto, la corriente de GLP saliente es esencialmente libre de gotas de sosa cáustica de arrastre. La solución cáustica sigue las fibras hasta el fondo del recipiente del separador e ingresa en la fase cáustica. (Manual de operación MERICHEM, 2015) El sulfuro cáustico, rico en sulfuro sódico y mercaptida, sale del recipiente de 1ra etapa con un controlador de nivel (nivel del depósito de la chimenea de la torre de oxidación (MV-105) y circula hasta el sistema REGEN® para el proceso de regeneración. El GLP parcialmente tratado que proviene de (MV-102) circula hasta la parte superior del contactor FIBER-FILM® de THIOLEX™ de 2da etapa (MFFC-103) y entra en contacto con sosa cáustica pura regenerada del sistema REGEN®. La sosa cáustica regenerada circula desde la bomba REGEN® (MP-109 A/B) con un controlador de caudal a un caudal normal de 5,09 m³/h. Este caudal puede aumentar hasta un máximo de 9,1 m³/h, según sea necesario para cumplir con las especificaciones del producto. A medida que el GLP circula a través de la envoltura de las fibras, se mezcla con la sosa cáustica en los espacios que quedan entre las fibras. En la interfaz cáustica/hidrocarbúrica dentro del contactor, el RSH restante

(hasta las espec. del producto) se extrae en la fase cáustica. En el fondo de la envoltura del contactor, el GLP se desconecta de las fibras e ingresa en la fase hidrocarbúrica en la parte superior del recipiente del separador de 2da etapa ThiolexTM (MV-103). El GLP parcialmente tratado sale del recipiente por el extremo opuesto del contactor y circula hasta el sistema AQUAFININGTM, en donde se elimina la sosa cáustica de arrastre. La solución cáustica sigue las fibras hasta el fondo del recipiente del separador e ingresa en la fase cáustica. La sosa cáustica que contiene mercaptida sale del recipiente del separador de 2da etapa con un controlador de nivel mediante bombas de transferencia de sosa cáustica (MP-104 A/B) y circula hasta el contactor de 1ra etapa THIOLEXTM (MFFC-102) (Manual de operación MERICHEM, 2015)

2.2.3. ARRASTRE DE SOSA CÁUSTICA - SISTEMA AQUAFINING™ El GLP parcialmente tratado del separador de fases de 2da etapa THIOLEXTM circula hasta el contactor de AQUAFININGTM (MFFC-104), en donde entra en contacto con agua de recirculación. El caudal de agua y GLP circulan cuesta abajo a través del contactor de las fibras, en donde se extrae sodio del hidrocarburo en la fase acuosa. El agua del fondo del recipiente del separador (MV-104) circula a través de una de dos bombas de circulación (MP-105 A/B) hacia el contactor (MFFC-104). Se agrega agua dulce de manera continua al sistema a través de una de las bombas dosificadoras (P106 A/B). Luego, circula hasta uno de los lados del conjunto paralelo de filtros cesta de 300-micrones (BS-103A/B) para eliminar los sólidos de arrastre mayores a 300 micrones. Se agrega agua dulce a la corriente de recirculación a la altura de la succión de las bombas de circulación MP-105A/B). El agua efluente se extrae del sistema con un controlador de nivel para mantener el nivel de

interfaz de 450 mm en V-104.Cuando el agua y el GLP salen del contactor, el agua continúa adherida a las fibras metálicas que se extienden hacia la fase acuosa en el fondo del recipiente del separador. Luego, las gotas se dispersan en la capa acuosa y el agua se recircula para su reutilización. El GLP tratado sale de la parte superior del recipiente desde el extremo opuesto del contactor. Entonces, circula a través de una estación de control de contrapresión, la cual mantiene la presión del sistema, y luego pasa a GP-7 A/B. (fuera del límite de batería de Merichem). (Manual de operación MERICHEM, 2015)

2.2.4. REGENERACIÓN DE SOSA CÁUSTICA Y ELIMINACIÓN DE DSO (SISTEMA REGEN®) El sulfuro cáustico, rico en sulfuro sódico y mercaptida, circula desde el sistema THIOLEXTM con un controlador de nivel en la torre de oxidación e ingresa en el calentador de sosa cáustica (MHE-101). Un vapor de baja presión en el lado de la carcasa del intercambiador caliente la sosa cáustica hasta 52°C desde 40°C. Un controlador de temperatura ubicado en la corriente de sosa cáustica calentada regula el caudal de vapor para mantener la temperatura deseada en la sosa cáustica. La sosa cáustica calentada luego circula hasta una tubería de adición de catalizador (MSP104) y hacia el fondo de la torre de oxidación (MV-105). Antes de ingresar en la torre de oxidación, la sosa cáustica calentada se combina con la corriente del disolvente que sale de las bombas de recirculación de disolvente (MP-108 A/B) asociadas con el recipiente de lavado con disolvente en la línea de salida (MV-107). En el fondo de la torre de oxidación, la sosa cáustica entra en contacto con burbujas de aire dispersas en partículas finas que originan las reacciones de regeneración. El aire ingresa en la torre de oxidación con un

controlador de caudal a un caudal normal de 26 Nm³/h después del primer paso a través de uno de los pares de filtros de aire (MF-101 A/B). Para distribuir el aire de modo uniforme en la torre de oxidación, el aire ingresa a través de un distribuidor (MSP-102) ubicado en el fondo de la torre. A medida que la sosa cáustica y el caudal de aire ascienden a través de la torre, el oxígeno en el aire entra en contacto con la sosa cáustica calentada en presencia del catalizador. El sulfuro sódico se somete a un proceso de oxidado y se convierte en tiosulfato de sodio, y la mercaptida de sodio se somete a un proceso de oxidado y se convierte en aceite de disulfuro (DSO). La mezcla sosa cáustica/aire/DSO desborda un depósito de la chimenea interno (MSP-103) hacia un espacio de separación de gas residual en la parte superior de la torre de oxidación. La mezcla sosa cáustica/disolvente/DSO sale del depósito de la chimenea con un controlador de nivel en el domo del separador de DSO por gravedad (MV106) y circula hasta la sección de eliminación de DSO. El gas residual sale de la torre de oxidación y circula hasta una tubería colectora de gas residual (MSP-105) para eliminar las gotas líquidas de arrastre. El gas residual sale de la tubería colectora y circula a través de una válvula de control de presión diferencial entre la torre de oxidación y el separador de DSO por gravedad, y luego hasta la válvula de control de contrapresión de gas residual. La válvula de control de contrapresión de gas residual mantiene una presión continua de 3,1 kg/cm2g en la parte superior de la torre de oxidación y 2,4 kg/cm2g en el domo del separador de DSO por gravedad. Después de alejarse de los límites de batería, el gas residual circula a través de un recipiente extraíble en la línea de salida (línea de salida del B.L. de Merichem) y pasa a disposición final. El recipiente extraíble recoge agua condensada y agentes cáusticos de arrastre, lo que ayuda a evitar la presencia de líquido arrastrado por el vapor desde la línea de salida. Se debe inspeccionar diariamente el recipiente extraíble y drenar según sea necesario. (Manual de operación MERICHEM, 2015)

Después de salir del depósito de la chimenea con un controlador de nivel, la mezcla de sosa cáustica/disolvente/DSO oxidada circula hacia el separador de DSO por gravedad (MV-106). Luego, las corrientes de sosa cáustica y disolvente/DSO circulan a través de un lecho de carbón antracita que ayuda a separar las pequeñas gotas de disolvente/DSO en la fase cáustica para acelerar su separación de la sosa cáustica. Las gotas de disolvente/DSO ascienden a través de la sosa cáustica hasta la parte superior del recipiente del separador por su baja densidad y forman una fase hidrocarbúrica sobre la sosa cáustica. La capa de disolvente/DSO sale de MV-106 con un controlador de nivel de interfaz a un caudal normal de 0,71 m³/h mediante bombas dosificadoras (MP-107 A/B) luego de pasar a través de un filtro de arena (MV-108) que remueve cualquier agente de arrastre de sosa cáustica en la corriente del disolvente/DSO. (Manual de operación MERICHEM, 2015) La corriente de sosa cáustica sale del separador de DSO por gravedad (MV-106) con un controlador de presión diferencial entre el gas residual del separador de DSO por gravedad y el lavado con disolvente y circula hasta el contactor de lavado con disolvente (MFFC-105). Aquí, la corriente de sosa cáustica parcialmente lavada se mezcla con una corriente de disolvente reciclado del recipiente del separador de lavado con disolvente (MV-107). A medida que las fases de sosa cáustica y disolvente se combinan y circulan a través de la envoltura de las fibras, el disolvente extrae el remanente de DSO soluble de la sosa cáustica. Las dos fases se dividen en el recipiente del separador (MV-107). La sosa cáustica regenerada se bombea nuevamente hacia el sistema THIOLEXTM por medio de las bombas de sosa cáustica (MP-109 A/B) con un controlador de caudal a un caudal normal de 5,09 m³/h. El disolvente reciclado se bombea nuevamente al contactor por medio de las bombas de

recirculación (MP-108 A/B) con un controlador de caudal a un caudal normal de 15,3 m³/h. Para una extracción eficaz de DSO, debe circular una corriente continua de disolvente puro desde los límites de batería a través de uno de los pares de filtros cesta hidrocarbúricos (MBS-105 A/B) a un caudal normal de 0,68 m³/h. El disolvente puro ingresa en el disolvente de recirculación al contactor (MFFC-105) con un controlador de nivel en el separador de fase de lavado con disolvente (MV-107). El disolvente puro mantiene una concentración baja de azufre en el disolvente circulante requerida para lograr una óptima extracción de DSO. Una corriente de efluente de disolvente/DSO sale del sistema de lavado con disolvente con un controlador de caudal desde la descarga de las bombas de recirculación de disolvente y circula hasta la torre de oxidación. (Manual de operación MERICHEM, 2015) Cuando el NaOH libre en la sosa cáustica circulante haya descendido hasta su concentración mínima de 7 % por peso, se debe desechar el sulfuro cáustico y agregar al sistema sosa cáustica pura. Es posible eliminar la sosa cáustica del sistema sin afectar el tratamiento mediante la apertura de una válvula de globo en la línea de sulfuro cáustico ubicada en la descarga de las bombas de sosa cáustica regenerada (MP-109 A/B), lo que reduce el nivel de sosa cáustica en el separador de 1ra etapa THIOLEX™ (MV-102). Si bien la sosa cáustica se drenará del recipiente de lavado con disolvente, el controlador de nivel mantendrá el nivel de sosa cáustica mediante la reducción del nivel de sosa cáustica en el separador de 1ra etapa THIOLEX™. Cuando el nivel de sosa cáustica en (MV-102) alcanza un nivel bajo de 150 mm, la se cierra la válvula de globo ubicada en la línea de salida del sulfuro cáustico. Luego, se admiten 18,6 % por peso de sosa cáustica pura y agua desmineralizada en la succión de las bombas de sosa cáustica regenerada a través del filtro cesta para

sosa cáustica (MBS-104) hasta que se establezca nuevamente en (MV102) el nivel de sosa cáustica. (Manual de operación, 2016)

2.3 EQUIPOS INVOLUCRADOS EN EL PROCESO. A continuación, se menciona los siguientes equipos necesarios del proceso de lo cuales se genera productos según el (PAGINA O LINK, 2018) Separadores Son equipos utilizados para separar corrientes de aceite y gas que provienen directamente de los pozos. Las relaciones gas-aceite de estas corrientes disminuyen en ocasiones, debido a las cabezadas de líquido que repentinamente se presentan, siendo estas más frecuentes cuando los pozos producen artificialmente.

Figura No. 3. Separador horizontal (www.ingenieria.unam.mx, 2018)

Clasificación Los separadores pueden clasificarse por su forma y geometría en horizontales, verticales y esféricos, y para separar dos fases (gas y líquido) o tres (gas, aceite agua). Un separador consta de las siguientes secciones a) Sección de separación primaria b) Sección de separación secundaria c) Sección de extracción de niebla d) Sección de almacenamiento de líquido

Sección de separación primaria.- La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo. El cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador; o bien, instalando adecuadamente una placa desviadora a la entrada. Con cualquiera de las dos formas se le induce una fuerza centrífuga al flujo, con la que se separan grandes volúmenes de líquido. Sección de separación secundaria.-.En esta sección se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente longitud. En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aún más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectoras de gotas de líquido.

La eficiencia de separación en esta sección, depende principalmente de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia. (oilproduction.net, 2018)

Tuberías. “Una tubería es un tubo cilíndrico hueco, de pared gruesa, diámetro relativamente grande, y longitudes comprendidas entre 6 y 12 metros”. Las tuberías son de mucha utilidad, ya que son los equipos industriales más usados. Su costo puede ser del 50% o 70% de los equipos de una planta de proceso y del 15% al 20% del total de la instalación. Dentro de la clasificación de acuerdo al material de fabricación el más utilizado en las plantas de procesos es el de acero inoxidable, ya que se lo emplea para la mayoría de servicios con hidrocarburos a presión, temperaturas

y

condiciones

de

alta

corrosividad

del

fluido.

(oilproduction.net, 2018) Recomendaciones para el diseño de la tubería Se debe diseñar el tamaño de toda la tubería de amina para bajas velocidades, debido a que, para velocidades muy altas, la capa protectora de erosión en la tubería se erosiona rápidamente causando perdida en la pared del metal. Las velocidades altas también hacen difícil mantener la película del inhibidor de corrosión sobre la superficie del metal. 

Mantener la velocidad del líquido por debajo de los 5 pie/seg en toda la tubería a menos que el acero u otra aleación apropiada sea



utilizada. Utilice solo tubería soldada y con bridas, Evite utilizar tubos roscados, bridas deslizantes y otras técnicas de fabricación que

proporcionan cavidades donde la solución de amina puede  

acumularse y estancarse. Utilice soldadura de sellado para rellenar huecos. Se debe incluir disposiciones para drenar todo el sistema

Contactor de GLP La función de esta columna es eliminar el H2S de la corriente de GLP poniéndola en contacto con una disolución acuosa de amina. El contactor de GLP es similar en la mayoría de los aspectos a un absorbedor de gas, con respecto a los materiales, la configuración y las consideraciones de presión de diseño. (Universidad Nacional de Ingeniería. Documentos, 2018) Pero posee diferencias esenciales que deben ser tomadas en cuenta:  

Hay un interfaz líquido-líquido para tratar. Se debe considerar la relación entre la presión de operación y la temperatura del punto de burbujeo y en ocasiones es necesario que la temperatura de la amina este por debajo o muy similar a la temperatura del GLP para asegurar que no se produzca vaporización localizada de hidrocarburo.

Coalescedor de Amina. En los contactores de hidrocarburos líquidos, es común que exista el arrastre de amina. Para ello se recomienda utilizar un tambor coalescedor, que es un decantador por gravedad, que permite recuperar las gotas de aminas

arrastradas

en

el

GLP.

La

recuperación

adicionalmente mediante la inyección de agua de reciclo.

se

maximiza

Bombas Las bombas centrífugas y las de desplazamiento positivo son las que comúnmente se emplean en las plantas de procesamiento de gas, en ciertas ocasiones se utilizan bombas de turbinas regenerativas, bombas de flujo axial y eyectores.

Figura no. 5 partes de una bomba centrifuga (bombas: teoría, diseño y aplicaciones. Manuel viejo zubicaray.2000, México) Las bombas que se utilizan dentro de la industria química deben ser hechas de aceros inoxidables, aleaciones a base de níquel con metales raros como el titanio y el circonio, dichos materiales se han incorporado en las bombas por una sola razón, eliminar o reducir los efectos destructores de los productos químicos en las piezas de la bomba. Bomba de refuerzo. La bomba de refuerzo por lo general es una bomba Booster, instalada entre la salida de la torre de regeneración y la entrada del intercambiador de calor, su propósito es impulsar el fluido y

proporcionar una presión positiva a la succión de la bomba principal de amina. Bomba de reflujo. El objetivo principal de una bomba de reflujo es devolver el agua a la parte superior de la torre regeneradora, para lograr mantener las condiciones de temperatura y presión de la misma. Las bombas de reflujo también mantienen el nivel en el acumulado de reflujo. (Bombas: teoría, diseño y aplicaciones. Manuel viejo zubicaray.2000,

México)

2.4. DIMENSIONAMIENTO DE LAS BOMBAS 2.4.1. Cálculo de las pérdidas de carga El rozamiento de un fluido con las paredes de la tubería por la que circula provoca en el mismo una caída de presión. Conocer el valor de esta caída de presión es necesario de cara al cálculo de las bombas, pero también para comprobar que el diámetro elegido para la conducción es suficiente, pues de ser éste muy pequeño la pérdida de carga que se produzca será muy elevada. En este sentido se consideran valores razonables de caída de presión en una conducción los siguientes (para caudales de 0 a 60 m3/h): - Zona de aspiración de bombas: 0.40 kg/cm2 (0.39 bar) - Zona de impulsión de bombas: 0.6 a 0.8 kg/cm2 (0.59 a 0.78 bar) De esta forma, al realizar el cálculo de las pérdidas de carga, se procurará que, en la medida de lo posible, no superen los valores anteriores. Si esto sucediere habrá de aumentarse el diámetro de la conducción por encima del que recomienda la velocidad de circulación máxima del fluido, de modo que la pérdida de carga disminuya. Sin embargo, en algunos casos, no será posible incrementar dicho valor ya que éste se halla igualmente

limitado por el diámetro de las conexiones de los equipos (sobre el que ha de informar el fabricante). La potencia de la bomba podrá calcularse por la fórmula siguiente: HP=

Q ( lps )∗H (metros) 75∗n /100

Donde: HP = Potencia de la bomba en caballos de fuerza. Q = Capacidad de la bomba. ADT = Carga total de la bomba. n =

Eficiencia de la bomba, que a los efectos del cálculo teórico se

estima en 60%. Los motores eléctricos que accionan las bombas deberán tener, según las normas oficiales vigentes, una potencia normal según las fórmulas siguientes: HP(motor) = 1,3 * HP(bomba) para motores trifásicos

ó

HP(motor) = 1,5 * HP(bomba) para motores monofásicos (Diseño del sistema de tuberías y cálculo de las bombas. www.ugr.es)

2.4.2. Perdidas de presión en válvulas y conexiones Cuando un fluido se desplaza uniformemente por una tubería recta, larga y de diámetro constante, la configuración del flujo indicada por la distribución de la velocidad sobre el diámetro de la tubería adopta una forma característica. Cualquier

obstáculo

en la tubería cambia la

dirección de la corriente en forma total o parcial, altera la configuración característica de flujo y ocasiona turbulencia, causando una pérdida

de energía mayor de la que normalmente se produce en un flujo por una tubería recta. Ya que las válvulas y accesorios en una línea de tubería alteran la configuración de flujo, producen una pérdida de presión adicional la cual se puede determinar por: . Hf =

k∗v 2g

Donde: Hf= caída de presión en metros K = Coeficiente de resistencia según el tipo específico de válvula o conexión

(Diseño del sistema de tuberías y cálculo de las bombas. www.ugr.es)

CAPITULO III: ANALISIS Y DISEÑO.

3.1 cálculo de la potencia de la bomba de la línea de solvente. Paso 1: se obtiene todos los datos necesarios para el cálculo

Paso 2: se calcula el número de Reynolds para hallar el coeficinete de fricción. Para calcular el número de Reynolds se debe encontrar primero el área de la tubería, con lo que ocuparemos la siguiente formula. 2

A=

π∗0.0381m =1.14E-03 m2 4

Con el valor del área, se procede a calcular la velocidad del flujo: v=

0.000188889 m/s =1.66E-01 m/ s 2 1.14E-03 m

Con estos dos valores, ya podemos calcular el número de Reynolds. 531 kg 01 m ∗1.66E− ∗0.0381m m3 s ℜ= =10393.34556 0.0003225 pa . s Paso 3. Se obtiene la caída de presión en cada accesorio. Se utilizara la siguiente fórmula para calcular la pérdida total de presión. h A =∆ Z+

∆V 2 ∆ p + +HT 2g γ

Antes se debe calcular las perdidas primarias y secundarias, para las perdidas primarias se hará la siguiente operación. V2 2g A=¿ f (

) L )¿ D

h¿ Con el número de Reynolds, se calcula en coeficiente de fricción, utilizando las el grafico de moody. Para determinar la rugosidad relativa y así conocer el coeficiente de fricción en la figura 7, los valores están marcados con unas líneas rojas dentro de las gráficas.

Figura 6. Gráfico de rugosidad relativa

Se puede observar que el valor de la rugosidad relativa de acuerdo al diámetro de la tubería es de 0.00150. Teniendo este valor se utiliza la siguiente grafica

Figura 7. Gráfico de moody.

Podemos observar que en la gráfica el coeficiente de fricción es de 0.48. Con estos se calcula las perdidas primarias.

A=¿ o .48

500 m ( 0.0381 m)

(

m2 s =0.884715099 m 2∗9.81 h¿

1.66E-01

)

Para calcular las perdidas secundarias (accesorios y estrechamientos). Ocuparemos la figura número 7, para calcular la longitud equivalente. Los accesorios involucrados se muestran en la siguiente tabla

El siguiente ábaco muestra la longitud de cada accesorio

Figura 8. Abaco de longitudes equivalentes.

Hallados los valores se procede a calcular las perdidas secundarias

h A =0.048

(∑

179.4 m 0.0381 m

)

(

m2 s =0.317435777 m m 2 9.81 s

1.66E-01

)

Se hace la sumatoria de las dos perdidas y se obtiene ha =ha primarias +h A secudarias

h A =0.884715099 m+ 0.317435777 m=1.202150876 m

Paso 4: calcular la carga total de la bomba Para calcular la carga total de la bomba se utiliza la formula 1.66E-012 686466 pa h A =500+ + +1.202150876 m=633.0117272 m 29.81 m/s 5209.11

Paso 5: se calcula la potencia de la bomba. Por último se calcula la potencia total de la bomba p=633.0117272 m∗5209.11∗0.000188889

m3 =622.8474945 w s

Este valor obtenido se divide entre la eficiencia de la bomba

p=

622.8474945 w =1038.079158 w=2 hp 0.60

Dicho valor se comparara con las simulaciones en hysys