Downstream en la industria de petróleo y gas

Unidad de crudo

El refinado del petróleo crudo comienza en esta unidad, cuya función principal es separar los distintos componentes.

Funcionamiento de las unidades de crudo

El crudo pesado suele contener sales. Las sales de cloruro no sólo provocan obstrucciones aguas abajo en el proceso de refinado, sino que también corroen los equipos en forma de ácido clorhídrico (HCl), formado por hidrólisis a altas temperaturas. El petróleo crudo con un contenido significativo de sal debe pasar primero por un desalinizador para eliminar la impureza. En esta etapa de pretratamiento, el petróleo crudo se calienta hasta superar ligeramente el punto de ebullición del agua y, a continuación, se mezcla con agua dulce para diluir la sal. A continuación, la mezcla pasa a un tanque de sedimentación para separar el aceite del agua salada. Un campo electrostático acelera el proceso de separación.

Tras la desalinización, el crudo se calienta a unos 280 °C (540 F). Esta materia prima parcialmente vaporizada entra desde cerca de la parte inferior de la unidad de destilación de crudo (CDU), también llamada unidad de destilación atmosférica porque el procesamiento se produce cerca de la presión atmosférica: de 1,2 a 1,5 atm (de 17,6 a 22 psi) en la parte superior de la columna. Esta columna tiene un rehervidor en la parte inferior y un condensador en la superior, lo que crea un gradiente de temperatura. Las fracciones con un punto de ebullición más alto (los compuestos más pesados y menos versátiles) permanecen cerca del fondo, mientras que las fracciones con un punto de ebullición más bajo (los compuestos más ligeros y versátiles) suben a la parte superior. Las bandejas perforadas apiladas a lo largo de la columna permiten que los compuestos más ligeros sigan subiendo mientras los más pesados se filtran hacia abajo. Los componentes de hidrocarburos separados, o fracciones, se extraen a distintas alturas a lo largo de la columna de destilación en función de sus puntos de ebullición.

El aceite residual puede separarse aún más, pero la destilación térmica no puede realizarse a presión atmosférica porque las altas temperaturas necesarias dañarían los hidrocarburos.

Para una destilación adicional, el aceite residual entra en una unidad de destilación al vacío (VDU). A presiones tan bajas como 10 en H₂O (0,36 psi), los puntos de ebullición de los aceites más pesados son lo suficientemente bajos como para evitar la descomposición térmica, o craqueo. El horno de vacío calienta el aceite residual a unos 400 °C (750 F), donde se vaporiza en el entorno de baja presión y se fracciona en varios componentes para su posterior procesamiento y refinado:

• Gasóleo ligero y gasóleo pesado (también llamados gasóleos de vacío): para la fabricación de aceites lubricantes de base o como materia prima para hidrocraqueadores y unidades de craqueo catalítico de fluidos (FCC).
• Residuo de vacío - como materia prima para unidades de coque, unidades FCC, hidrocraqueadores e hidrotratadores

Soluciones de medición para unidades de crudo

Existen tres aplicaciones principales para conjuntos flexibles multipunto de temperatura en una unidad de crudo:

• Control de la formación de coque en la zona de flash. Tanto las columnas de destilación atmosférica como las de destilación al vacío tienen zonas de flash, en las que parte de la materia prima caliente se convierte en vapor al entrar en la columna. Mediante la medición radial de la distribución de la temperatura en busca de puntos calientes en la zona de flash, los operarios pueden detectar la formación temprana de coque y ajustar el caudal de aceite de lavado en consecuencia para minimizar o eliminar los depósitos de coque.
• Control de la temperatura de la parte superior de la torre y del gradiente de temperatura de la parte superior. Al enfriarse los gases aéreos, es posible que diferentes sales (cloruro amónico o sales formadas a partir de inhibidores aéreos) cristalicen a diferentes temperaturas delante del sistema de lavado aéreo. Una formación temprana puede provocar la deposición de sales y la corrosión del metal. Una solución multipunto permite a los operadores controlar mejor las temperaturas en la parte superior de la torre para minimizar o eliminar la formación temprana de sal.
• Medición de temperatura de la bandeja. Un termopar multipunto es una forma sencilla de realizar varias mediciones de temperatura a partir de una sola boquilla.

Termopares de superficie para hornos

WIKA ofrece soluciones innovadoras de termopares para calefactores de combustión. Gracias a las exhaustivas pruebas de termopares realizadas en nuestras instalaciones de I+D de última generación, cerca del Canal de Navegación de Houston, podemos ayudarle a determinar la configuración y colocación adecuadas de los sensores de temperatura para sus hornos.

Independientemente de su ubicación, el termopar debe colocarse e instalarse correctamente. Por ejemplo, los usuarios deben tener en cuenta la dilatación térmica del tubo del horno, así como proteger el sensor del calor directo procedente de los quemadores. Si se coloca e instala de forma incorrecta, es probable que el termopar tenga una vida útil más corta e incluso que funcione mal.

Con los avances de WIKA en la tecnología de termopares de superficie, la precisión no es lo único que se ha optimizado. La facilidad de instalación también es una característica clave de nuestras soluciones de medición de temperatura, ya que nuestro personal de servicio in situ colabora continuamente con los ingenieros de WIKA para agilizar el proceso. Independientemente de que el sensor tenga o no un escudo térmico moldeado, la instalación es siempre rápida y fiable.

Unidad de Coquización

Las unidades de coquización utilizan altas temperaturas (< 900 °F/480 °C) y altas presiones para romper, o craquear, las moléculas de hidrocarburos más grandes del residuo de vacío y producir fracciones más ligeras y de mayor valor. El craqueo térmico en un coquizador también produce carbono sólido, llamado coque de petróleo (pet coke), utilizado como fuente de energía o materia prima en la fabricación.

Funcionamiento de las unidades coquización

Una unidad de coquización retardada (DCU), el tipo más común de coquización, tiene dos componentes principales: un calentador encendido y dos o más tambores de coque. En el calentador a fuego, los tubos del horno transportan la alimentación a través de secciones radiantes y de convección, donde alcanza su temperatura de craqueo térmico. A continuación, este fluido entra en el tambor de coque, donde se produce el craqueo. (Así "retardada", porque la reacción no tiene lugar en el calentador o reactor). Los vapores de hidrocarburos salen por la parte superior del tambor, mientras que el coque se deposita en la parte inferior. Cuando un tambor está lleno, se desconecta para descoquistarlo, mientras que otro, ya descoquistado, vuelve a conectarse. Los cortadores de agua a alta presión eliminan los sólidos del tambor de coque.

Otro tipo es el coquizador de fluidos. La alimentación se pulveriza en el quemador como un sólido fluidificado, y se quema de nuevo tanto para obtener combustible como para agrietar aún más las largas cadenas de hidrocarburos. Un flexicoquer es como un coquizador de fluidos, pero con la opción de gasificación parcial o total del coque. La ventaja de los coquizadores fluidos y los flexicoquizadores es el mayor rendimiento de los hidrocarburos líquidos de alto valor.

Ventajas de la medición precisa de la temperatura en hornos de coque

Independientemente del tipo de coquizador, estas unidades trabajan en condiciones difíciles: temperaturas extremadamente altas, fuertes vibraciones, alimentación corrosiva y versátil... La seguridad y el rendimiento óptimo requieren una instrumentación fiable para supervisar y controlar continuamente los procesos. En particular, un calentador de coque debe estar equilibrado tanto en el lado del proceso como en el lado del fuego.

Con información precisa sobre la temperatura y el caudal del proceso, los tubos de los hornos de una refinería pueden tener tres veces más recorrido que un calentador medio. La medición precisa de la temperatura de las superficies tubulares es crucial. Si un termopar de superficie (TSTC) lee un valor alto, los operarios reducirán innecesariamente el tiempo de funcionamiento, con la consiguiente reducción de la producción. Y si la lectura es demasiado baja, los operarios aumentarían sin saberlo el tiempo de funcionamiento, con lo que aumentaría el riesgo de rotura del tubo y de parada imprevista.

WIKA dispone de una cartera de TSTC innovadores diseñados para maximizar la producción y la seguridad de las instalaciones. También ofrecemos servicios de instalación y un programa de supervisión de hornos de última generación con escaneado por infrarrojos, comprobaciones del estado de los equipos, análisis de datos y resolución de problemas.

Unidades de craqueo catalítico de fluidos (FCC)

Al igual que una unidad de coquización, una unidad de craqueo catalítico de fluidos (FCC) convierte el petróleo residual pesado en productos más ligeros y de mayor valor, como la gasolina y las olefinas ligeras de propileno y butileno. Pero a diferencia del coquizador, que sólo utiliza altas temperaturas para romper largas cadenas de hidrocarburos, el craqueo catalítico fluido introduce un catalizador para que este proceso sea más eficaz.

Funcionamiento de las unidades FCC

En un reactor, el aceite residual se mezcla con sílice-alúmina, zeolita de aluminosilicato u otro catalizador. Este contacto físico, en presencia de temperaturas y presiones adecuadas, da lugar a una reacción química que fracciona la materia prima en moléculas más pequeñas, que se separan y se extraen en el fraccionador. El catalizador no se modifica químicamente durante esta reacción, pero el carbono recubre el polvo, las perlas o los gránulos. El catalizador usado entra en el regenerador, donde se quema el carbono, y luego vuelve al reactor.

Control de la temperatura en unidades FCC

Las unidades de FCC, los motores económicos de las refinerías modernas, pueden funcionar sin interrupción, salvo una parada programada cada cinco años para su mantenimiento periódico. Lo ideal es que el tiempo de respuesta sea breve para que el equipo pueda empezar a refinar de nuevo. Pero si la puesta en marcha no se realiza correctamente, puede producirse condensación, el catalizador se humedece y se vuelve pegajoso, y hay que volver a apagar la unidad para limpiarla. Para evitar este costoso escenario, es importante controlar continuamente la temperatura de la pata de inmersión mientras se recalienta la unidad para evitar la condensación. Otra área clave para el control de la temperatura es el regenerador, para garantizar que las condiciones sean lo suficientemente calientes como para quemar el carbono y regenerar el catalizador.

Unidades de alquilación

Una unidad de alquilación produce isoparafinas llamadas alquilatos. Produce este componente de mezcla de gasolina de alto octanaje combinando isobutano (procedente de la unidad de isomerización de la refinería) con propileno o butileno (procedente de una unidad FCC) en presencia de un catalizador. Esta unidad, también llamada alquílico, es un elemento importante para cumplir las estrictas normas actuales de reducción de emisiones.

Tipos de unidades de alquilación

Hoy en día existen cuatro tipos de unidades de alquilación, que reciben su nombre del catalizador utilizado. Las convencionales son la unidad de alquilación con ácido fluorhídrico (HFAU) y la unidad de alquilación con ácido sulfúrico (SAAU). El principal problema de estas unidades es que los catalizadores ácidos líquidos son corrosivos, tóxicos y potencialmente nocivos para el medio ambiente. Por lo tanto, es primordial evitar las emisiones y las fugas. El sistema de control de membrana de WIKA dispone de una segunda membrana interna que garantiza la separación fiable del medio ambiente y el proceso en caso de que falle la membrana primaria. Si esto ocurre, la presión controlada en el espacio intermedio aumenta y el sistema alerta a los operadores de la rotura. Para evitar los riesgos inherentes al uso de ácidos líquidos, algunas refinerías están adoptando la alquilación de ácidos sólidos y la alquilación de líquidos iónicos. Ambas tecnologías son prometedoras, ya que los catalizadores son menos peligrosos de manipular, regenerar y eliminar que el HF o el H₂SO₄.

Independientemente del catalizador o la tecnología, la alquilación requiere rangos precisos de temperatura y presión para que las reacciones químicas sean óptimas.

1.5. Reformador con regeneración continua de catalizadores (CCR)

El reformado catalítico es un proceso en el que las naftas se convierten en componentes de mezclas de gasolina de alto octanaje, o reformados, utilizando un catalizador en presencia de altas temperaturas y elevadas presiones. Como una de las reacciones químicas es la deshidrogenación, el reformado catalítico produce grandes cantidades de hidrógeno, que se utiliza en los hidrocraqueadores y en otras partes de la refinería.

Cómo trabajan los reformadores CCR

En un reformador típico de regeneración continua del catalizador (CCR), el proceso comienza con el calentamiento del horno de alimentación de nafta hasta alcanzar la temperatura adecuada. A partir de ahí, la alimentación entra en una serie de reactores, donde lechos de catalizador de movimiento lento, normalmente a base de platino, aceleran la reacción química para producir una serie de hidrocarburos de mayor valor. Los reformados resultantes, junto con el gas de reformado y el hidrógeno, se separan.

Los procesos en el reactor depositan coque en el catalizador. Después de salir del último reactor, el catalizador gastado se dirige al regenerador para ser decocinado, y después vuelve de nuevo al reactor.

La regeneración continua del catalizador es más popular y eficaz que el reformado semirregenerativo, que utiliza un catalizador de lecho fijo que sólo puede regenerarse durante las paradas cada pocos meses. Los CCR, por su parte, puede operar sin interrupción, salvo un giro cada tres años aproximadamente.

Dónde controlar la temperatura en un reformador CCR

La temperatura desempeña un papel fundamental en la optimización de los procesos químicos de un reformador CCR, y los sensores de temperatura funcionan en condiciones difíciles.

• Horno: la medición precisa y robusta de temperatura tubeskin es importante para un funcionamiento seguro y para optimizar el rendimiento de la unidad. Una unidad típica de CCR tiene hornos de varias celdas (una para cada lecho/zona de catalizador) que presentan tubos dispuestos en celdas o glorietas. Tanto el tubo como el cabezal del tubo se dilatan con el calor, por lo que el instrumento debe hacer frente a la dilatación diferencial tridimensional.
• Reactor: Los sensores de temperatura en lechos de catalizador móviles sirven para controlar el rendimiento del catalizador y detectar una distribución desigual del flujo. Sin embargo, los instrumentos de medición son susceptibles de erosión por el contacto repetido con los gránulos de catalizador. Un cable de ingeniería de pared gruesa ofrece protección contra los catalizadores en movimiento y las altas temperaturas.
• Regenerador: Aquí, el catalizador usado se somete a oxidación para eliminar el depósito de coque y, a continuación, a cloración para restaurar su acidez. A termopar multipunto flexible controla las temperaturas del gas en cada zona para garantizar la máxima vida útil del catalizador. En este entorno de altas temperaturas y corrosión, la superaleación Inconel es el material recomendado para los instrumentos de medición.

Dado que las unidades CCR pueden variar significativamente en función del licenciante, comprender las diferencias es clave para una instrumentación adecuada.

Hidrocraqueador

Las unidades de hidrocraqueo permiten transformar una gran variedad de materias primas de bajo valor en destilados medios como combustible para aviones, gasóleo, queroseno y gasóleo ligero.

Funcionamiento de las unidades de hidrocraqueo

Como su nombre indica, los reactores de hidrocraqueo descomponen los gasóleos más pesados en una atmósfera rica en hidrógeno, y lo hacen con un catalizador de lecho fijo (normalmente zeolita), temperaturas elevadas (750-1.500 °F / 400-815 °C) y altas presiones (1.000-2.000 psi / 70-140 bar). A continuación, la mezcla craqueada entra en un fraccionador, donde se extraen los destilados con puntos de ebullición más bajos, y el aceite restante con un punto de ebullición más alto se recicla en el reactor para ser convertido de nuevo.

El hidrógeno desempeña dos funciones en este proceso:

• Combinación con hidrocarburos insaturados craqueados para formar productos saturados de alto valor
• Control de la temperatura en el reactor (la saturación de hidrógeno es exotérmica, por lo que al añadir más hidrógeno se produce más calor).

Los gasóleos pesados suelen contener cantidades significativas de azufre y nitrógeno. En un hidrocraqueador de dos etapas, la primera es el hidrotratamiento: se utiliza un catalizador para eliminar las impurezas de la materia prima y se une el hidrógeno con el azufre y el nitrógeno para producir sulfuro de hidrógeno (H2S) y amoníaco (NH3) gaseosos. El agua de lavado disuelve estos gases y el hidrosulfuro de amonio (NH4HS) resultante se desvía para su extracción. En los hidrocraqueadores de una sola etapa, la materia prima debe pasar primero por un hidrotratador para eliminar los compuestos no deseados.

La importancia del control de la temperatura en los hidrocraqueadores

El craqueo catalítico es un proceso endotérmico, mientras que la saturación de hidrógeno libera calor. Por lo tanto, la seguridad y la eficacia del hidrocraqueo dependen de que la temperatura del reactor se mantenga dentro de un rango determinado. La supervisión del perfil de temperatura permite a los operadores comprender y controlar mejor el funcionamiento del reactor, especialmente para evitar escapes térmicos.

Dado que el diseño de las unidades de hidrocraqueo varía en función del licenciante, es importante trabajar con especialistas que conozcan el sector y puedan diseñar una amplia gama de sistemas de perfilado de temperatura para unidades de hidrocraqueo, todo ello complementado con expertos instalaciones multipunto y asistencia al cliente 24 horas al día, 7 días a la semana. WIKA tiene un largo historial de soluciones de medición de ingeniería que ayudan a las refinerías a evitar paradas no planificadas, mejorar la longitud de las tiradas y aumentar la rentabilidad.

Hidrotratador

Los hidrotratadores, también denominados unidades de hidrodesulfuración (HDS), son equipos de proceso que eliminan el azufre, así como el nitrógeno, el oxígeno, los metales pesados y otros productos no deseados de las mezclas o materias primas. Este es uno de los pasos más importantes en las operaciones de las refinerías modernas, ya que:

• Las refinerías deben cumplir normas medioambientales cada vez más estrictas para reducir las emisiones del gas natural y los combustibles de transporte.
• El hidrotratamiento prolonga la vida útil del catalizador, ya que los compuestos de azufre y nitrógeno pueden envenenar los catalizadores metálicos.
• Las impurezas de la materia prima pueden ensuciar las unidades de procesamiento, por lo que el hidrotratamiento aumenta la duración de los ciclos y evita paradas innecesarias de los equipos posteriores.

Cómo funcionan los hidrotratadores

Similar a un hidrocraqueador, un hidrotratador mezcla la materia prima con hidrógeno, calienta la mezcla a 260-400 °C (500-750 °F) en un horno y luego la pulveriza en un reactor. En presencia de catalizadores metálicos y a altas temperaturas (575-750 °F / 300-400 °C) y altas presiones (440-1.910 psi / 30-130 bar), el hidrógeno reacciona con la materia prima para eliminar el azufre mediante la producción de sulfuro de hidrógeno gaseoso (H₂S) y nitrógeno (mediante la producción de amoníaco, o NH₃). Al mismo tiempo, el hidrógeno satura las olefinas y los aromáticos.

Existen varias categorías de hidrotratadores, definidas por el tipo de materia prima que tratan: desde residuos, nafta pesada y queroseno hasta gasóleo, gasóleo de vacío y gasolina FCC.

El control de la temperatura evita problemas de hidrotratamiento

Los sensores de temperatura de las unidades de hidrotratamiento desempeñan un papel clave en la seguridad y la productividad. En diversos lugares, termopar multipunto flexible como el Flex-R® compruebe si hay puntos calientes, controle el rendimiento del catalizador y busque zonas de mala distribución, especialmente en los puntos de salida. En los puntos de entrada, los sensores de temperatura controlan el funcionamiento de los componentes internos del reactor.

Unidad de isomerización

La isomerización mejora la calidad de la gasolina al transformar los hidrocarburos de cadena recta, que son de menor octanaje, en hidrocarburos de cadena ramificada, que son de mayor octanaje. En comparación con el reformado catalítico, la isomerización es más económica y produce menos emisiones de CO_2 y subproductos peligrosos.

¿Qué es la isomerización?

Los isómeros son moléculas con la misma fórmula molecular pero diferente disposición molecular. Por ejemplo, el butano normal (n-C4) es una molécula de cadena recta con 4 átomos de carbono y 10 átomos de hidrógeno. Su isómero, el isobutano (i-C4), también es C4H10 pero tiene un grupo CH3 que se ramifica a partir del átomo de carbono central.

Debido a estas diferencias estructurales, los hidrocarburos de cadena ramificada se comportan de forma diferente, tanto física como químicamente, a sus primos de cadena recta. Por ejemplo, el pentano y el hexano normales son de bajo octanaje, en torno a 66-70 RON (octanaje de investigación), mientras que el isopentano y el isohexano rondan los 82-87 RON.

Existen dos tipos de unidades de isomerización:

• Las unidades de isomerización C4 convierten el butano (n-C4) en isobutano (i-C4) para su uso en unidades de alquilación.
• Las unidades de isomerización C5/C6 convierten el pentano (n-C5) en isopentano (i-C5) y el hexano (n-C6) en isohexano (i-C6) para su uso como material de mezcla.

El proceso de isomerización C5/C6

En primer lugar, la nafta ligera se somete a un hidrotratamiento para eliminar el azufre, el nitrógeno y otros productos no deseados. A continuación, la materia prima tratada se mezcla con cantidades variables de hidrógeno (en función del catalizador utilizado) y se pulveriza en el reactor, un entorno con catalizador de lecho fijo y calor moderado (200-400 °F / 93-204 °C).

Los procesos de isomerización utilizan uno de estos tres tipos de catalizadores.

Los pasos siguientes dependen del tipo de catalizador utilizado. En general, el efluente del reactor entra en recipientes donde se separan los productos:

• H_2 se recupera y se reutiliza en el reactor.
• Los isomeratos se destinan a la mezcla posterior.
• Si se produce HCl, se elimina y se trata.
• Se recuperan y eliminan los gases craqueados C_1 (metano), C₂ (etano), C₃ (propano) y C_4 (butano).
• Cualquier C₅ y C_6 se reciclan de nuevo al reactor como materia prima.

Control de la temperatura de los catalizadores

Para que las unidades de isomerización sigan produciendo isomerados de alto octanaje, el catalizador debe estar a pleno rendimiento. Los operadores pueden controlar la canalización, la mala distribución y la actividad general de los catalizadores con termopar multipunto en varios puntos a lo largo de los lechos fijos. Disponer de un perfil de temperatura completo puede prolongar la vida útil del catalizador, aumentar la eficacia del proceso y mejorar la seguridad de la planta.

Unidad de aminas

Utilizando compuestos que contienen nitrógeno conocidos como aminas, las unidades de aminas eliminan el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono no deseados del gas natural. El tratamiento con aminas es una de las mejores formas de eliminar los gases ácidos y hacer que los productos derivados del petróleo sean aptos para su uso.

Aspectos básicos del tratamiento con aminas

Una unidad de amina contiene varios pasos para endulzar el gas ácido y reciclar el disolvente de amina.

1. Antes del tratamiento con aminas, el proceso sucio se dirige a un tambor de eliminación de gases ácidos (KO) para eliminar el agua y las gotas de aceite.

2. El gas pretratado entra en la parte inferior de la columna de aminas, también llamada absorbedor o contactor.

3. A medida que el gas ácido asciende, entra en contacto con la solución de amina pobre (sin gases ácidos) que llueve desde arriba. Cuanto mayor es el contacto, más H2S y CO2 se absorben.

4. En la parte superior de la columna del contactor, el gas endulzado se conduce a la salida limpia del proceso.

5. El proceso limpio entra en el tambor de KO de gas dulce, donde se recoge y reutiliza cualquier resto de amina, y el gas natural se canaliza aguas abajo.

6. La solución de amina, que ahora está saturada de gases ácidos (amina rica), se deposita en el fondo del contactor y se dirige a la columna de stripping.

7. En el decapador, el vapor del rehervidor separa los gases ácidos de la amina rica.

8. Los gases ácidos se enfrían en el condensador y se conducen a las unidades de recuperación para su procesamiento.

9. La amina despojada pasa a través de una serie de filtros para su posterior limpieza.

10. La amina, ahora pobre de nuevo, se conduce de nuevo a la parte superior del contactor para su reutilización.

Soluciones de medición para optimizar el tratamiento de las aminas

La vigilancia y el control de la temperatura desempeñan un papel fundamental en la eficacia de las unidades de aminas. Concretamente, el gas de proceso y la solución de amina funcionan mejor dentro de un estrecho margen de temperatura.

• Si la amina está demasiado fría cuando entra en contacto con los hidrocarburos, el gas de proceso sucio podría condensarse y formar espuma, lo que empeoraría la calidad del gas. Lo ideal es que la amina pobre esté ligeramente más caliente que la temperatura del gas en la entrada.
• Pero si la amina pobre está demasiado caliente, fluirá demasiado rápido y no absorberá suficientes gases ácidos.
• Si el gas de proceso sucio está demasiado caliente al entrar en la columna de amina, subirá demasiado rápido y entrará en contacto con la amina pobre demasiado cerca de la salida del proceso limpio, en la parte superior de la columna. En esta situación, podría producirse espuma, lo que daría lugar a una peor calidad del gas y a una posible pérdida de aminas.
• Si la amina rica está demasiado caliente, los gases ácidos se desprenden de la solución y atacan las superficies metálicas, provocando corrosión.
• Si la temperatura del sistema de filtrado es demasiado fría, no será tan eficaz a la hora de eliminar los contaminantes de la solución de amina antes de que se bombee de nuevo al contactor, lo que provocará una absorción menos eficaz de los gases ácidos.

La velocidad de circulación de la amina, el caudal de gas, la temperatura del gas de entrada y la concentración de amina afectan a la eficacia de las operaciones de tratamiento con amina. Con instrumentación de calidad como el termopar multipunto, especialmente el yermopar multipunto en miniatura TC96-M, los refinadores disponen de la información precisa y en tiempo real que necesitan para tomar decisiones operativas inteligentes.

Unidad de Hidrógeno

El hidrógeno es un componente esencial en las refinerías actuales, necesario para transformar los hidrocarburos de menor valor en productos de mayor valor. El hidrógeno utilizado en los hidrocraqueadores, hidrotratadores y unidades de isomerización puede proceder de un reformador CCR, que fabrica H2 como subproducto. La demanda adicional puede abastecerse mediante un reformador de metano por vapor (SMR), que convierte el metano, generalmente procedente del gas natural, y el agua en hidrógeno.

1. En caso necesario, el gas natural se desulfura primero en un hidrotratador.

2. Un SMR utiliza una presión elevada (44-360 psi / 3-25 bar), altas temperaturas (1.290-1.830 °F / 700-1.000 °C), un catalizador de lecho fijo y vapor sobrecalentado para reformar el metano y convertirlo en hidrógeno y monóxido de carbono.

CH₄+H₂O→ 3 H ₂CO

3. El monóxido de carbono es una impureza difícil de eliminar. Así, el gas de síntesis resultante del reformador de vapor se somete ahora a una reacción de desplazamiento de gas de agua para convertir el monóxido de carbono en dióxido de carbono e hidrógeno adicional.

CO + H_2O → CO₂ + H₂

Este proceso también requiere un catalizador, pero a temperaturas ligeramente inferiores, de 200-480 °C (400-900 °F).

4. Hay dos formas principales de eliminar el dióxido de carbono del hidrógeno.

• La adsorción por oscilación de presión (PSA) utiliza alta presión y materiales adsorbentes para capturar gases no deseados. A continuación, el proceso pasa a baja presión, lo que hace que los materiales cedan sus respectivos gases, recuperando así sus propiedades adsorbentes.
• La metanización del CO₂ utiliza un disolvente amínico para capturar el carbono y, a continuación, convertirlo en CH ₄ utilizando un catalizador y las condiciones adecuadas de temperatura y presión. El metano creado se devuelve al reformador de vapor.

Ambos métodos generan un vapor casi puro de hidrógeno para una refinería.

Soluciones de medición para unidades de hidrógeno

Dado que el reformado del vapor es endotérmico, este proceso requiere un suministro regular de calor procedente de un horno. Las temperaturas tubeskin del horno pueden alcanzar los 815 °C (1.500 °F). Las soluciones de medición de temperatura incluyen termopares tubeskin, termopares multipunto flexibles y termopares en termopozos y tuberías. Los sensores de temperatura también permiten a los operarios tomar decisiones basadas en datos sobre la sustitución del catalizador.

La supervisión y el control de presión, nivel y caudal también son fundamentales para la eficacia de los procesos durante el reformado de metano con vapor.

Plantas de recuperación de azufre

El azufre es un producto no deseado en el petróleo y el gas, ya que su combustión produce contaminantes medioambientales. Tras la eliminación en la desulfuración en un hidrotratador u otra unidad de tratamiento, una unidad de recuperación de azufre (SRU) utiliza el proceso Claus para convertir el ácido sulfhídrico resultante en azufre, un producto vendible utilizado en la industria manufacturera y para fabricar fertilizantes.

Etapas de la recuperación de azufre en una refinería

El proceso Claus consta de dos etapas para recuperar el azufre:

1. Etapa térmica

El sulfuro de hidrógeno entra en combustión con el oxígeno del aire para producir azufre elemental.

2 H₂S + O₂ → 2 S + 2 H₂O

La temperatura del comburente se mantiene por encima de 850 °C (1.560 °F). A continuación, el efluente caliente entra en un condensador, donde el vapor se desvía lejos del azufre. Como el sulfuro de hidrógeno sólo se oxida parcialmente, se separa aproximadamente el 70% del azufre, y la corriente sigue conteniendo sulfuro de hidrógeno. La combustión adicional con aire crea dióxido de azufre.

2 H₂S + 3 O₂ → 2 SO₂+ 2 H₂O

2. Etapa catalizadora. El efluente del condensador se recalienta, ya que la condensación de azufre ensucia el catalizador. A continuación, la mezcla caliente pasa por una serie de reactores catalizadores de lecho fijo (reactores Claus) para separar aún más el azufre.

2 H₂S + O₂ → 3 S + 2 H₂O

La etapa de catalización se produce a temperaturas más bajas de 600-625 °F (~315-330 °C) pero por encima del punto de rocío del azufre.

El proceso Claus recupera entre el 95 % y el 97 % del H2S presente en la corriente de alimentación, pero ese porcentaje no es lo suficientemente alto como para cumplir la estricta normativa actual de control de la contaminación atmosférica. Por lo tanto, el paso final es tratar el gas de cola, utilizando una unidad de tratamiento de gas de cola (TGTU). Básicamente, el gas sulfuroso de cola se calienta e hidrogenado para producir sulfuro de hidrógeno, que pasa por una unidad de amina. El sulfuro de hidrógeno extraído vuelve al oxidante para reiniciar el proceso Claus.

La importancia de la medición de temperatura en la recuperación del azufre

La supervisión y el control precisos de la temperatura desempeñan un papel fundamental en todas las fases de una SRU, desde los oxidantes y condensadores hasta los recalentadores, reactores y unidades de tratamiento de gases de cola (TGTU). Por ejemplo, si la temperatura de un reactor Claus es demasiado baja, el catalizador no reaccionará de forma óptima. Además, el gas sulfuroso se condensará y ensuciará el catalizador.

Sistema de quemado en antorcha

Tanto por razones económicas como medioambientales, las refinerías encuentran formas de recuperar y reciclar casi todos los productos residuales de sus procesos. En todo caso, hay ciertos gases que no pueden reutilizarse y que se queman de forma segura. Además, en caso de sobrepresión u otras situaciones peligrosas, los sistemas de parada de emergencia (ESD) garantizan que los vapores peligrosos se evacuen automáticamente de las zonas sensibles de la planta, que se conducen a través de torres de extracción a un sistema de quemado en antorcha para su combustión.

Sistema de quemado en antorcha controla la combustión de estos gases no deseados, lo que produce productos menos nocivos que se liberan a la atmósfera. Por ejemplo, el metano tiene un potencial de calentamiento global (PCG) de 27-30, frente al PCG del dióxido de carbono, que es de 1. La combustión del metano no recuperado produce dióxido de carbono y agua.

Varios conductos de aire, vapor y gases no deseados alimentan un sistema de quemado en antorcha y se encienden en la punta de la antorcha. Los instrumentos para medir la velocidad del flujo ayudan a controlar el proceso para una mayor seguridad y una combustión eficiente. Los termopares que se dirigen al sistema de quemado en antorcha son fundamentales para supervisar los pilotos que soportan la antorcha.

Subestación eléctrica

Las grandes empresas de transformación suelen ser copropietarias de una subestación eléctrica con la compañía eléctrica de la región. En una refinería, los operarios tienen que transformar los niveles de tensión y redirigir la electricidad hacia donde se necesita.

En la actualidad, los equipos de media y alta tensión utilizan diversos gases para el aislamiento y el apagado del arco. WIKA es un proveedor mundial de soluciones de manipulación de gases para la industria de transmisión y distribución de energía,y nuestracartera de productos

permite tanto a las empresas de distribución como a los proveedores de electricidad controlar, analizar y manipular todo tipo de gases aislantes en disyuntores, transformadores, conmutadores, etc.

El gas más común en los equipos aislados con gas es el hexafluoruro de azufre (SF_6). Posee una excelente rigidez dieléctrica para un apagado fiable del arco. Al mismo tiempo, es el gas de efecto invernadero con mayor potencial de calentamiento global (PCG) conocido. La prevención de fugas es primordial para evitar los peligros del uso de gas SF₆.

WEgrid Solutions, filial de WIKA, ofrece una completa gama de productos y servicios diseñados para la manipulación segura de SF₆ así como de gases alternativos. La supervisión en línea de la densidad del gas con análisis de tendencias permite realizar un servicio y un mantenimiento basados en el estado, lo que permite a los operadores de subestaciones aumentar la seguridad, reducir los costes y proteger el medio ambiente.

Calibración y servicios

WIKA ofrece una amplia gama de servicios para la industria transformadora del petróleo y el gas.

Centro de calibración: asesoramiento, diseño y aplicación: todo de un mismo proveedor

Deje que WIKA calibre sus equipos de referencia y ensayo, ambos en nuestros laboratorios acreditados ISO 17025

o en su sede. Además de ofrecer una amplia gama de instrumentos de calibración, ofrecemos servicios de calibración para medidores de presión, temperatura, fuerza, caudal y electricidad, así como instrumentos de densidad de gas SF6.

Los instrumentos calibrados producen datos precisos, un requisito previo para el tipo de toma de decisiones inteligente que conduce a operaciones más seguras y a una mayor producción. Pero los productos de calibrado son sólo una parte de la ecuación.

Para obtener una solución completa que sea tan exclusiva como sus operaciones aguas abajo, asóciese con WIKA. Nuestros especialistas en petróleo y gas pueden diseñar un sistema de calibración de alto rendimiento a partir de nuestra amplia gama de productos, con:

• Adaptabilidad de los test
• Suministro de presión y vacío
• Componentes para el control de la presión y el ajuste fino
• Fuente de tensión y multímetros para calibrar los elementos de prueba eléctricos

Otro de nuestros puntos fuertes es la planificación de proyectos. Podemos diseñar, construir e implantar sistemas específicos para cualquier tipo de calibración in situ, desde estaciones de trabajo manuales hasta sistemas de prueba totalmente automatizados en líneas de producción.

Programa de Seguimiento Integral del Horno (FCMP)

Las calderas son el corazón de muchas refinerías, y un rendimiento deficiente repercute negativamente en la seguridad y la productividad. Para ayudar a que su equipo funcione lo más cerca posible de las condiciones objetivo, ofrecemos tres niveles de supervisión de hornos para satisfacer las necesidades de su refinería.

• Básico: escaneado por infrarrojos + auditoría exhaustiva para identificar problemas en los equipos
• Avanzado: el plan básico + seguimiento y evaluación periódicos
• Integral: el plan avanzado + inteligencia procesable y comprensión profunda de los problemas

Reparación del sistema de separador de membrana

No sustituya cuando pueda reparar. Con WIKA servicios para sistemas de separador de membrana (DS),

los clientes pueden obtener ahorros significativos en comparación con el coste de comprar una unidad nueva. Esto se debe a que la vida útil del transmisor de proceso es mayor que la de las piezas húmedas. Por lo tanto, cuando un sistema de separador de membrana deja de funcionar, sólo en casos excepcionales debe sustituirse toda la unidad.

Prestamos servicio tanto a nuestros propios sistemas de separadores de membrana como a los de otros fabricantes. Y con una ubicación justo al lado del Canal de Navegación de Houston, ofrecemos servicios rápidos de reparación para las refinerías de la zona. Un buzón de separadores de mebrana, en sus ins.talaciones o en las nuestras, supone aún más comodidad.

Centro de I+D

Situado cerca del Canal de Navegación de Houston, el Centro de I+D de WIKA es una instalación de categoría mundial creada para ayudar a las refinerías a sacar el máximo partido de sus activos. En el corazón de este campus se encuentra una unidad de proceso de tamaño completo diseñada y construida de acuerdo con las directrices ASME y API. El horno de 9,6 millones de BTU es capaz de reproducir una amplia gama de procesos que tienen lugar en calentadores y reactores a mayor escala, lo que nos permite probar y verificar el rendimiento de nuestros instrumentos de temperatura en condiciones reales de trabajo.

Pero estas instalaciones de última generación no son sólo para uso de WIKA. Nuestros clientes también se benefician de una serie de servicios:

• Reproducir los problemas de medición de temperatura de una unidad de refinería en un calentador de combustión activa diseñado para este fin.
• Cumpla los requisitos de comprobación de sensores sin dañar los equipos ni provocar una costosa parada de la refinería.
• Reciba formación práctica para sacar el máximo partido de los instrumentos de medición y las unidades de proceso, incluidos conocimientos sobre la colocación y configuración óptimas de los termopares de piel de tubo.

Junto con el asesoramiento de expertos y nuestra cartera de instrumentos de calidad para la industria del petróleo y el gas, el Centro de I+D de WIKA ha ayudado a refinerías de todo el mundo a mejorar la eficacia de los procesos, reducir el tiempo de respuesta y aumentar el rendimiento y los márgenes.

Instalación

Nuestros experimentados técnicos e ingenieros están a su disposición para ayudarle in situ en la instalación y puesta en marcha de los instrumentos y sistemas WIKA. Nuestra gama de servicios in situ incluye supervisión, asesoramiento, trabajos de soldadura, análisis y resolución de problemas, inspección, mantenimiento y reparaciones. Desde nuevos proyectos hasta la supervisión durante paradas planificadas o imprevistas, nuestro equipo global está a su lado.

Desarrollo profesional

Nuestros expertos del sector están a su disposición para impartir talleres, seminarios y consultas sobre todas nuestras líneas de productos, en sus instalaciones o en las nuestras. Póngase en contacto con nosotros para obtener más información sobre la formación y el perfeccionamiento de su equipo.