¿Cómo serán las Refinería del Perú
El Perú. al igual que los países de Latinoamérica esta buscando mejorar la calidad de sus combustibles con fines ambientales. Así mediante el año 2005 se limitó a un Máximo
5,000 ppm (D.S. 041-2005-EM). Luego se esta buscando reducirlo a un Máximo
50 ppm por medio de la Ley 28694, D.S. 061-2009 EM y R.M. 139-2012-EM-DM.
La mejora en la calidad de los combustibles por reducción del contenido de azufre originará un aire más limpio, disminuyendo la concentración de productos nocivos (como óxidos de azufre y partículas en suspensión) que afectan la salud y el ambiente. También se disminuirá la frecuencia de enfermedades respiratorias, la población que goza de mejor salud invierte menos tiempo y dinero en atenciones médicas; se origina menores costos para el Estado por menor número de atenciones en los hospitales y centros de salud y los vehículos mejoran su rendimiento y aumentan su vida útil.
Se muestra un video de hace algunos años (2009) que muestra la problemática a dicho año.
La mejora en la calidad de los combustibles por reducción del contenido de azufre originará un aire más limpio, disminuyendo la concentración de productos nocivos (como óxidos de azufre y partículas en suspensión) que afectan la salud y el ambiente. También se disminuirá la frecuencia de enfermedades respiratorias, la población que goza de mejor salud invierte menos tiempo y dinero en atenciones médicas; se origina menores costos para el Estado por menor número de atenciones en los hospitales y centros de salud y los vehículos mejoran su rendimiento y aumentan su vida útil.
Se muestra un video de hace algunos años (2009) que muestra la problemática a dicho año.
El 2009 el Gobierno postergó el plazo que tenían las refinerías de combustibles para reducir el contenido de azufre en el diésel: debían hacerlo para el 2010, pero se les postergó hasta el 2015. Las refinerías de Petro-Perú (Conchán y Talara) y de Repsol (La Pampilla) debían hacer inversiones para reducir de 5.000 partes por millón (ppm) a 50 partes ppm el contenido de azufre en el diésel antes del 2010. Como no habían cumplido para el 2010 el Gobierno publicó el 9 de setiembre el Decreto Supremo 061 -2009, que pospone la medida hasta el 2015. Según esa norma, las refinerías deberán asegurar combustible con 50 ppm solo para el transporte público de Lima y el Callao. Luis Rebolledo, presidente de Petro-Perú, justificó la medida ya que la norma que exigía la reducción del azufre no previó el tiempo suficiente para que las refinerías se puedan adecuar. Petro-Perú esperaba cumplir con la obligación una vez que se hicieran las inversiones en la modernización de la refinería de Talara. Sin embargo, esta obra se retrasó por problemas financieros. Según fuentes del sector, la refinería de La Pampilla esperaba que Petro-Perú iniciara su modernización para empezar a invertir.
Después de estos problemas iniciales, las principales refinerías del país vienen desarrollando sus programas de adecuación a la Ley.
Se presenta tanto el programa de Refinería La Pampilla de Repsol como el d e Refinería talara de Petroperú.
PROYECTO DE REFINERIA LA PAMPILLA
Refinería La Pampilla S.A.A. (RELAPASAA) está ejecutando el proyecto RLP21: Adecuación a Nuevas Especificaciones de Combustibles, en las instalaciones de Refinería La Pampilla, ubicada en el km 25 de la Autopista a Ventanilla, distrito de Ventanilla, Provincia Constitucional del Callao.
El Proyecto de Refinería La Pampilla busca reducir el contenido de azufre en las gasolinas y en el diesel de manera que tengan calidad internacional.
Para ello el Proyecto busca implantar las siguientes nuevas unidades:
En el denominado Bloque d eDestilados Medios donde se tratarán corrientes cercanas al diesel, se tendrá:
Unidad de Hidrotratamiento de destilados medios diseñado para tratar una mezcla de destilados medios y reducir su contenido de azufre a un máximo de 50 ppm.
Unidad de Aminas II y Recuperación de Azufre. La Sección de Amina empleará una amina denominada MDEA diluida al 40% en peso para recuperar el H2S producido en la Unidad de Hidrotratamiento. La Sección de recuperación de Azufre busca convertir el H2S que provienen de la nueva unidad de regeneración de aminas de gases agrios a tratar y de las unidades existentes en azufre; su capacidad será de 47 toneladas por día.
Para la mejora de la calidad de las gasolinas que consistirá principalmente en la reducción del contenido de azufre y elevación del octanaje se dispondrá de:
Unidad de Hidrotratamiento e Hidrogenación Selectiva de Naftas con una Sección de Hidrotratamiento de Nafta y una Sección de Hidrogenación Selectiva de Nafta.
Unidad de Isomerización de Gasolina Ligera
Unidad de Reformado de Gasolina Pesada que oerará en paralelo con la unidad de Reformado existente en la Refinería, la cual permitirá completar la nafta reformada para el blending de gasolinas.
Planta de Hidrógeno.- Las nuevas unidades necesitan para su funcionamiento hidrógeno que será suministrado por una compañía independiente que diseñará, construirá y operará una nueva planta de hidrógeno dentro de la refinería. La capacidad de la planta será de 1150 kg/h con opción de operar con gas natural o con nafta hidrotratada y gas combustible. Se instalará una sección de CO2, donde se extraerá, purificará y licuará el dióxido de carbono, producto secundario de la unidad, que se destinará al mercado local.
La Figura No,1 muestra el Diagrama de Bloques de la Refinería
Después de estos problemas iniciales, las principales refinerías del país vienen desarrollando sus programas de adecuación a la Ley.
Se presenta tanto el programa de Refinería La Pampilla de Repsol como el d e Refinería talara de Petroperú.
PROYECTO DE REFINERIA LA PAMPILLA
Refinería La Pampilla S.A.A. (RELAPASAA) está ejecutando el proyecto RLP21: Adecuación a Nuevas Especificaciones de Combustibles, en las instalaciones de Refinería La Pampilla, ubicada en el km 25 de la Autopista a Ventanilla, distrito de Ventanilla, Provincia Constitucional del Callao.
El Proyecto de Refinería La Pampilla busca reducir el contenido de azufre en las gasolinas y en el diesel de manera que tengan calidad internacional.
Para ello el Proyecto busca implantar las siguientes nuevas unidades:
En el denominado Bloque d eDestilados Medios donde se tratarán corrientes cercanas al diesel, se tendrá:
Unidad de Hidrotratamiento de destilados medios diseñado para tratar una mezcla de destilados medios y reducir su contenido de azufre a un máximo de 50 ppm.
Unidad de Aminas II y Recuperación de Azufre. La Sección de Amina empleará una amina denominada MDEA diluida al 40% en peso para recuperar el H2S producido en la Unidad de Hidrotratamiento. La Sección de recuperación de Azufre busca convertir el H2S que provienen de la nueva unidad de regeneración de aminas de gases agrios a tratar y de las unidades existentes en azufre; su capacidad será de 47 toneladas por día.
Para la mejora de la calidad de las gasolinas que consistirá principalmente en la reducción del contenido de azufre y elevación del octanaje se dispondrá de:
Unidad de Hidrotratamiento e Hidrogenación Selectiva de Naftas con una Sección de Hidrotratamiento de Nafta y una Sección de Hidrogenación Selectiva de Nafta.
Unidad de Isomerización de Gasolina Ligera
Unidad de Reformado de Gasolina Pesada que oerará en paralelo con la unidad de Reformado existente en la Refinería, la cual permitirá completar la nafta reformada para el blending de gasolinas.
Planta de Hidrógeno.- Las nuevas unidades necesitan para su funcionamiento hidrógeno que será suministrado por una compañía independiente que diseñará, construirá y operará una nueva planta de hidrógeno dentro de la refinería. La capacidad de la planta será de 1150 kg/h con opción de operar con gas natural o con nafta hidrotratada y gas combustible. Se instalará una sección de CO2, donde se extraerá, purificará y licuará el dióxido de carbono, producto secundario de la unidad, que se destinará al mercado local.
La Figura No,1 muestra el Diagrama de Bloques de la Refinería
Fig No.1 .- Refinería La Pampilla después de la implantación de los hidrotratamientos
Se muestra un video sobre la adecuación de Refinería La Pampilla
Se muestra un video sobre la adecuación de Refinería La Pampilla
PROYECTO DE REFINERIA TALARA
La Modernización de Refinería Talara está a cargo de PETROPERÚ. El Proyecto se encuentra ubicado en el Distrito de Pariñas, Provincia de Talara, Departamento de Piura. La Refinería Talara actualmente cuenta con una configuración de procesos de mediana complejidad que no le permitirá cumplir con las nuevas especificaciones de calidad exigidas por la normativa ambiental vigente, ni enfrentar con éxito la mayor competitividad en el mercado local, ni tampoco materializar los beneficios de la mayor disponibilidad de crudos pesados. Bajo el actual escenario PETROPERÚ tendrá que destinar un mayor esfuerzo en importar crudos livianos cada vez más escasos y de alto precio, así como importar productos de alto valor comercial que se prevé serán menos disponibles en el mercado internacional, como diesel 2 con el único fin de abastecer eficientemente al mercado local. A su vez, continuará generando excedentes de poco valor para el mercado de exportación como naftas y residuales.
Por ello, PETROPERÚ consideró necesario incorporar en la Refinería Talara una configuración de procesos, que permita garantizar el cumplimiento de calidad establecida a nivel nacional, mejorar su patrón de producción hacia productos de mayor valor, incrementar su nivel de conversión y capacidad de procesar crudos pesados e incluso propiciar su autoabastecimiento de energía eléctrica, impulsando el consumo de gas limpio procesado de refinería. Para ello, será necesario la modificación de algunas unidades existentes y la instalación de nuevas unidades de procesos, servicios industriales y facilidades complementarias.
Los objetivos del Proyecto de Modernización de Refinería Talara (PMRT) son el mejorar la calidad de los productos obtenidos, adecuadas a las nuevas especificaciones de calidad de combustibles diesel, gasolinas y GLP, mediante la construcción de nuevas plantas de desulfurización, tratamiento y reformación catalítica, para satisfacer la demanda abastecida de estos energéticos del mercado peruano. También el mejorar la economía de la refinería, mediante una nueva planta de conversión de residuos y fondos de crudos pesados de muy bajo valor hacia derivados medios, gasolina y GLP, para complementar la demanda abastecida de estos energéticos del mercado peruano.
El Proyecto contempla las siguientes Unidades nuevas: Unidad de Destilación al Vacío III, Unidad de Hidrotratamiento de Nafta Liviana, Unidad de Hidrotratamiento de Nafta Craqueada ; Unidad de Reformación Catalítica de nafta, Unidad de Hidrotratamiento de Diesel, Unidad de Coquificación de residuo de vacío, Planta de Acido Sulfúrico, Planta de Hidrógeno, Generación Eléctrica para autoabastecimiento.
A continuación se describen las principales Unidades de Proceso del PMRT:
Unidad de Destilación Primaria.- La Unidad de Destilación Primaria separa (fracciona) los cortes o cadenas de carbono de las cuales está compuesto el petróleo, mediante el proceso de ebullición y condensación multietapa, también denominado destilación continua. La operación actual procesa 65 MBDO de carga y con la Modernización se incrementará hasta 95 MBDO.
El petróleo crudo ingresa a la Unidad de Destilación Primaria a través de un horno donde se somete a altas temperaturas (hasta 350ºC) y que lo convierten parcialmente en vapor, previo proceso de precalentamiento y desalado. La salida del horno se encuentra conectada a una “torre de destilación primaria” con múltiples etapas o arreglos mecánicos interiores que permiten el contacto y fraccionamiento (separación) de los diferentes cortes o productos.
El producto (vapor y liquido) proveniente del horno ingresa a la torre de destilación, en cuyo interior la presión es ligeramente superior a la de la atmósfera. Se controlan las temperaturas en los diferentes puntos de extracción de la columna, lo que ocasiona que los vapores más livianos condensen en la parte superior y los líquidos no vaporizados y vapores más pesados condensen y queden en el fondo obteniéndose así los diversos productos de tope, laterales y fondo.
De este proceso se obtiene nafta o gasolina liviana, nafta o gasolina pesada, kerosene y diesel. En el fondo de la torre quedará aquel producto que no alcanzó a evaporarse en este primer proceso y que se denomina residual atmosférico o “crudo reducido”, el cual es enviado a la unidad de destilación al vacío.
Unidad de Destilación al Vacío.- La destilación al vacío es un proceso utilizado para separar fracciones de hidrocarburos cuyas temperaturas normales de ebullición son superiores a la temperatura de desintegración térmica o craqueo (350-400°C). El craqueo se evita mediante reducción de la presión que facilita la disminución de las temperaturas de procesamiento a que son sometidas las fracciones. Los productos que se obtienen luego de este proceso son diesel liviano de vacío, el cual es enviado a la mezcla de diesel de la zona de tanques y diesel pesado de vacío que es enviado como carga a la Unidad de Craqueo Catalítico
Unidad de Craqueo Catalítico.- Actualmente esta unidad tiene una capacidad de proceso de 27 MBDO. Con la Modernización se construirá una nueva Unidad de Destilación al Vacío de 35 MBDO y se estandarizará la actual unidad a 21 MBDO, para prolongar su vida útil, con lo cual se espera incrementar la capacidad total de destilación al vacío a 56 MBDO.
Unidad de Hidrotratamiento de Diesel.-Considera una unidad de hidrotratamiento de las corrientes que conforman el pool de diesel (nafta pesada, diesel liviano de UDP, GOL de la UDV, GOL de Flexicoker y LCO de la unidad de FCC) de 41 MBDO de capacidad. Llamado también desulfurizadora, en esta unidad se eliminará el azufre del diesel, produciendo diesel con menos de 50 ppm en peso de azufre el cual luego pasará a ser almacenado en los tanques respectivos.
Unidad de Hidrotratamiento de Nafta Liviana.- Tendrá una capacidad de carga de 13.3 MBDO, con el objetivo de producir una nafta libre de azufre y nitrógeno y fracciones C6 - para alimentar la unidad de reformación aguas abajo. El hidrotratamiento de naftas es un proceso donde se hace reaccionar hidrógeno con hidrocarburos insaturados (principalmente diolefinas y aromáticos) transformándolos en saturados (parafínicos y nafténicos). Así mismo, el hidrógeno reacciona con compuestos de azufre, nitrógeno y oxigenados transformándolos en ácido sulfhídrico (H2S), amoniaco (NH3) y agua (H2O).
La carga está constituida por gasolina liviana de destilación primaria y nafta de la unidad de Flexicoker. Luego de ser calentada, la carga pasa por un reactor donde el hidrocarburo en contacto con el hidrógeno y en presencia de un catalizador produce las reacciones deseadas. La corriente de salida del sistema de reacción pasa por un separador de alta presión donde se separa el hidrógeno que no reaccionó, el cual se recomprime y recicla añadiéndole una reposición. Luego la corriente pasa a una torre estabilizadora donde se elimina una pequeña cantidad de gases ácidos por la partesuperior que van a la unidad de tratamiento con aminas y por el fondo sale gasolina hidrotratada con menos de 3 ppm de azufre en peso.
Unidad de Reformación Catalítica.- Con el objetivo de producir reformado RON 98 necesario para cubrir los requerimientos de octanaje de las mezclas de gasolina, se instalará una unidad de reformación catalítica con una capacidad de 9.5 MBDO de nafta tratada proveniente de la unidad de hidrotratamiento. La tecnología que utilizará la unidad será de reformación catalítica tipo semi-regenerativa, por ser la óptima para el tamaño de unidad previsto, utilizando un catalizador de última generación y comercialmente probado, para mejorar la producción de hidrógeno y reformado junto con amplios períodos de estabilidad y alta resistencia a cloruros.
Unidad de Hidrotratamiento de Nafta FCC.- Tendrá una capacidad de carga de 9.5 MBDO, con el objetivo de producir una nafta libre de azufre para alimentar al pool de gasolinas, cuyo contenido máximo de azufre es de 50 ppm.
Con la finalidad de minimizar la pérdida de octanaje, es preferible fraccionar la gasolina FCC en una corriente liviana y otra pesada. La mayor cantidad de azufre se concentra en el corte pesado, mientras que la mayor cantidad de olefinas se concentra en el corte liviano.
El esquema del proceso seleccionado muestra una amplia flexibilidad para procesar diferentes composiciones de carga e incluye las siguientes secciones: Hidrogenación selectiva /Columna separadora (“Splitter”) SHU; Hidrodesulfurización selectiva Prime G+.
Unidad de Flexicoker.- El Flexicoking es un proceso continuo de desintegración térmica que convierte hasta un 99% de la fracción más pesada de crudo destilado (fondo de vacío) en una gran variedad de productos de mayor valor comercial como son los gases, gasolina, gasóleo de coker liviano procesable como diesel y gasóleo de coker pesado procesable en la unidad de CCF.
La nueva unidad de Flexicoking de 22.6 MBDO estará conformada principalmente por tres recipientes mayores: un reactor, un calentador, y un gasificador, así como por un sistema de fraccionamiento de productos, recuperación de GLP y manejo de coque purgado y fino.
El Flexicoking procesará los fondos de las dos unidades de destilación al vacío sin generar grandes cantidades de combustibles residuales y coque. A su vez, este proceso convierte el coque producido en flexigas, un gas con bajo BTU y azufre que será usado como combustible para Refinería, reduciendo la necesidad de compras de gas natural. En este proceso, se producirá unabaja cantidad de coque, el cual se comercializará como combustible para plantas cementeras o quema en calderos para generación de vapor y/o electricidad.
Planta de Producción de Hidrógeno.- El hidrógeno constituye un insumo básico de las plantas de hidrodesulfuración por su gran poder reductor. Se ha previsto la construcción de una planta de hidrógeno con una capacidad de30 MMPCD.
El proceso consiste en someter una mezcla de gas natural con gas de refinería o nafta previamente desulfurado a un proceso de reformado mediante vapor a alta presión y temperatura. Como resultado de la reacción entre los hidrocarburos y el vapor se produce una mezcla de gases (conocida como gas de síntesis) constituida por hidrógeno (H2), dióxido de carbono (CO2), monóxido de carbono (CO) e hidrocarburos sin reaccionar ya que la eficiencia es del 65%.
El proceso elimina en primer lugar el CO mediante reacciones de desplazamiento de alta a baja temperatura a 400 y 200°C respectivamente y posteriormente demetanización. De esta manera se produce una mezcla gaseosa constituida de H2, CO2, H2O y trazas de CO y CH4. Después de esta etapa se realiza una última purificación, mediante el proceso de adsorción por cambio de presión el cual permite obtener hidrógeno puro al 99.9 % mientras que los gases remanentes se descargan a la atmósfera.
Planta de Ácido Sulfúrico.- Con el fin de aprovechar el contenido de azufre de los gases ácidos de refinería provenientes de las unidades CCF, coker e hidrodesulfuradoras, separados en una unidad de regeneración de solución de aminas, el Proyecto contempla la construcción de una planta de ácido sulfúrico. La tecnología seleccionada convierte el H2S en SO2 por combustión del mismo y ácido sulfúrico por hidratación y condensación de este último, sin tener que producir azufre. Puede procesar el amoniaco presente en los gases de los despojadores de agua ácida, convirtiéndolo en nitrógeno. Los gases del despojador de agua ácida serán alimentados directamente a esta unidad, sobrepasando la unidad de aminas.
La planta de ácido sulfúrico reducirá significativamente la emisión de dióxido de azufre al ambiente mientras crea subproductos comercializables que fijan el mismo.
La Figura No.2 muestra el Diagrma de bloques del PMRT
Se termina con dos videos interesantes al respecto