Downstream dell'industria oil & gas

Unità petrolio grezzo

La raffinazione del petrolio grezzo inizia in questa unità, il cui ruolo principale è quello di separare i vari componenti.

Come funziona il petrolio grezzo

Il petrolio grezzo pesante contiene tipicamente sali. I sali di cloruro non solo causano intasamenti a valle del processo di raffinazione, ma corrodono anche le apparecchiature sotto forma di acido cloridrico (HCl), che si forma per idrolisi ad alte temperature. Il petrolio grezzo con un contenuto significativo di sale deve prima passare attraverso un dissalatore per rimuovere l'impurità. In questa fase di pretrattamento, il petrolio grezzo viene riscaldato a un livello leggermente superiore al punto di ebollizione dell'acqua, quindi mescolato con acqua dolce per diluire il sale. Successivamente, la miscela passa in una vasca di decantazione per la separazione dell'olio dall'acqua salata. Un campo elettrostatico accelera il processo di separazione.

Dopo il dissalaggio, il petrolio grezzo viene riscaldato a circa 540 °F (280 °C). Questa materia prima parzialmente vaporizzata entra dalla parte inferiore dell'unità di distillazione del greggio (CDU), detta anche unità di distillazione atmosferica perché la lavorazione avviene a una pressione prossima a quella atmosferica: da 1,2 a 1,5 atm (da 17,6 a 22 psi) nella parte superiore della colonna. Questa colonna ha un ribollitore nella parte inferiore e un condensatore nella parte superiore, che consente di creare un gradiente di temperatura. Le frazioni con un punto di ebollizione più alto (i composti più pesanti e meno volatili) rimangono vicino al fondo, mentre le frazioni con un punto di ebollizione più basso (i composti più leggeri e volatili) salgono in cima. I vassoi perforati impilati lungo la colonna consentono ai composti più leggeri di continuare a salire mentre quelli più pesanti scendono verso il basso. I componenti idrocarburici separati, o frazioni, vengono prelevati a varie altezze lungo la colonna di distillazione in base ai loro punti di ebollizione.

L'olio residuo può essere ulteriormente separato, ma la distillazione termica non può avvenire a pressione atmosferica perché le alte temperature richieste danneggerebbero gli idrocarburi.

Per un'ulteriore distillazione, l'olio residuo entra in un'unità di distillazione sotto vuoto (VDU). A pressioni inferiori a 10 in H₂O (0,36 psi), il punto di ebollizione degli oli più pesanti è sufficientemente basso da evitare la decomposizione termica o il cracking. Il forno sottovuoto riscalda l'olio residuo a circa 750 °F (400 °C), dove vaporizza nell'ambiente a bassa pressione e si fraziona in vari componenti per un'ulteriore lavorazione e raffinazione:

• Gasolio leggero e gasolio pesante (detti anche gasoli sottovuoto) - da trasformare in stock di base per oli lubrificanti o come materia prima per idrocracking e unità di cracking catalitico fluido (FCC)
• Residuo del vuoto - come materia prima per unità coker, unità FCC, idrocracking e idrotrattamento

Soluzioni di misura per unità grezze

Per gli assiemi flessibili di misura della temperatura multipoint in un'unità per petrolio grezzo esistono tre applicazioni principali:

• Monitoraggio della formazione di coke nella zona flash. Sia le colonne di distillazione atmosferiche che quelle sottovuoto sono dotate di zone di flash, in cui parte della materia prima calda si trasforma in vapore all'ingresso nella colonna. Misurando radialmente la distribuzione della temperatura dei punti caldi nella zona di infiammabilità, è possibile rilevare la formazione precoce di coke e regolare di conseguenza il tasso di olio di lavaggio per ridurre o eliminare i depositi di coke.
• Monitoraggio della temperatura della sommità della torre e del gradiente di temperatura in alto. Quando i gas di testa si raffreddano, è possibile che i diversi sali (cloruro di ammoniaca o sali formati dagli inibitori di testa) cristallizzino a temperature diverse prima del sistema di lavaggio di testa. La formazione precoce può portare al deposito di sale e alla corrosione dei metalli. Una soluzione di misura multipoint consente di controllare meglio le temperature in cima alla torre per ridurre al minimo o eliminare la formazione precoce di sale.
• Misurazione della temperatura dei vassoi. Una termocoppia multipoint è un modo semplice per effettuare misure multiple della temperatura da un singolo ugello.

Termocoppie tubeskin per i forni

WIKA offre soluzioni innovative di termocoppie per riscaldatori a combustione. Grazie a test approfonditi sulle termocoppie presso la nostra struttura di ricerca e sviluppo all'avanguardia vicino al canale navale di Houston, possiamo aiutarvi a determinare la configurazione e il posizionamento corretti dei sensori di temperatura per i vostri forni.

Indipendentemente dalla sua collocazione, la termocoppia deve essere instradata e installata correttamente. Ad esempio, occorre tenere conto dell'espansione termica del tubo del forno e proteggere il sensore dal calore diretto proveniente dai bruciatori. Se il percorso e l'installazione non sono corretti, è probabile che la termocoppia abbia una durata di vita inferiore e che possa addirittura funzionare male.

Grazie ai progressi di WIKA nella tecnologia delle termocoppie tubeskin, l'accuratezza non è l'unica cosa che è stata ottimizzata. Anche la facilità di installazione è una caratteristica fondamentale delle nostre soluzioni di misura della temperatura, in quanto il nostro personale del service in campo collabora continuamente con i progettisti WIKA per semplificare il processo. Indipendentemente dal fatto che il sensore abbia o meno uno scudo termico stampato, l'installazione è sempre rapida e affidabile.

Unità di coking

Le unità di cocking utilizzano temperature elevate (< 900 °F/480 °C) e alta pressione per scomporre, o rompere, le molecole di idrocarburi più grandi del residuo sottovuoto per produrre frazioni più leggere e di maggior valore. Il cracking termico in un coker produce anche carbonio solido, chiamato coke di petrolio (pet coke), utilizzato come fonte di energia o materiale primario nella produzione.

Come funzionano le unità di coking

Un'unità di coker ritardato (DCU), il tipo più comune di coker, ha due componenti principali: un riscaldatore e due o più fusti di coke. Nel riscaldatore a combustione, i tubi del forno trasportano l'alimentazione attraverso sezioni radianti e di convezione, dove raggiunge la temperatura di cracking termico. Questo fluido entra poi nel tamburo del coke, dove avviene il cracking. (Quindi "ritardato", perché la reazione non avviene nel riscaldatore o nel reattore). I vapori di idrocarburi escono dalla parte superiore del tamburo, mentre il coke si deposita sul fondo. Quando un tamburo è pieno, viene messo fuori linea per essere decodificato, mentre un altro, ormai decodificato, viene rimesso in linea. Le frese ad acqua ad alta pressione rimuovono i solidi dal tamburo del coke.

Un altro tipo è il coker fluido. L'alimentazione viene spruzzata nel bruciatore sotto forma di solido fluido e viene bruciato nuovamente sia come combustibile che per rompere ulteriormente le lunghe catene di idrocarburi. Un flexicoker è come un coker fluido, ma con l'opzione di gassificazione parziale o totale del coke. Il vantaggio dei coker fluidi e dei flexicoker è una maggiore resa in idrocarburi liquidi di alto valore.

Vantaggi di una misura precisa della temperatura nei cocker

Indipendentemente dal tipo di coker, queste unità lavorano in condizioni difficili: temperature estremamente elevate, forti vibrazioni, alimentazioni corrosive e volatili. La sicurezza e i rendimenti ottimali richiedono una strumentazione affidabile per monitorare e controllare continuamente i processi. In particolare, un riscaldatore coker deve essere bilanciato sia dal lato del processo che da quello del fuoco.

Con informazioni precise sulla temperatura e sulla portata di processo, i tubi del forno di una raffineria possono avere una lunghezza di corsa tre volte superiore rispetto a un riscaldatore medio. La misurae precisa della temperatura tubeskin è fondamentale. Se una termocoppia tubeskin (TSTC) legge un valore elevato, l'operatore ridurrà inutilmente il tempo di funzionamento, con conseguente riduzione della produzione. Se il valore è troppo basso, gli operatori aumenterebbero inconsapevolmente il tempo di funzionamento, aumentando così il rischio di rottura del tubo e di un arresto non programmato.

WIKA offre una gamma di TSTC innovative progettate per massimizzare la produzione e la sicurezza dell'impianto. Offriamo anche servizi di installazione e un programma di monitoraggio dei forni all'avanguardia con scansione a infrarossi, controlli sullo stato di salute delle apparecchiature, analisi dei dati e risoluzione dei problemi.

Unità di cracking catalitico fluido (FCC)

Così come un'unità coker, un'unità di cracking catalitico fluido (FCC) converte il petrolio residuo pesante in prodotti più leggeri e di maggior valore, come la benzina e le olefine leggere di propilene e butilene. Ma a differenza del coker, che utilizza solo le alte temperature per rompere le lunghe catene di idrocarburi, il cracking catalitico fluido introduce un catalizzatore per rendere questo processo più efficiente.

Come funzionano le unità FCC

In un reattore, l'olio residuo viene miscelato con silice-allumina, zeolite alluminosilicata o un altro catalizzatore. Questo contatto fisico, in presenza di temperature e pressioni adeguate, provoca una reazione chimica che fraziona la materia prima in molecole più piccole, che vengono separate e prelevate nel frazionatore. Il catalizzatore non viene modificato chimicamente durante questa reazione, ma il carbonio riveste la polvere, i grani o i pellet. Il catalizzatore esaurito entra nel rigeneratore, dove il carbone viene bruciato, e poi ritorna nel reattore.

Monitoraggio della temperatura nelle unità FCC

Le unità FCC, che sono la fonte di guadagno delle raffinerie moderne, possono funzionare ininterrottamente, ad eccezione di un arresto programmato ogni cinque anni per la manutenzione regolare. L'ideale è che i tempi siano brevi, in modo che l'apparecchiatura possa ricominciare a raffinare. Tuttavia, se l'avvio non viene eseguito correttamente, può verificarsi la formazione di condensa, il catalizzatore diventa umido e appiccicoso e l'unità deve essere nuovamente spenta per la pulizia. Per evitare questo costoso scenario, è importante monitorare costantemente la temperatura del dipleg mentre si riscalda l'unità per evitare la condensa. Un'altra area chiave per il monitoraggio della temperatura è il rigeneratore, per garantire che le condizioni siano sufficientemente calde per bruciare il carbone e rigenerare il catalizzatore.

Unità di alchilazione

Un'unità di alchilazione produce iso-paraffine chiamate alchilati. Produce questo componente di miscela di benzina ad alto numero di ottani combinando l'isobutano (proveniente dall'unità di isomerizzazione della raffineria) con il propilene o il butilene (provenienti da un'unità FCC) in presenza di un catalizzatore. Chiamata anche alchilica, questa unità è un elemento importante per soddisfare le severe norme odierne sui carburanti per ridurre le emissioni.

Tipi di unità di alchilazione

Oggi esistono quattro tipi di unità di alchilazione, che prendono il nome dal catalizzatore utilizzato. Quelle convenzionali sono l'unità di alchilazione con acido fluoridrico (HFAU) e l'unità di alchilazione con acido solforico (SAAU). Il problema principale di queste unità è che i catalizzatori acidi liquidi sono corrosivi, tossici e potenzialmente dannosi per l'ambiente. Pertanto, è fondamentale prevenire le emissioni e le perdite. Il sistema di monitoraggio a membrana di WIKA è dotato di una seconda membrana interna, che assicura la separazione affidabile dell'ambiente e del processo in caso di guasto della membrana primaria. In tal caso, la pressione monitorata nello spazio intermedio aumenta e il sistema avvisa gli operatori dell'evento di rottura. Per evitare i rischi inerenti all'uso di acidi liquidi, alcune raffinerie stanno adottando l'alchilazione con acidi solidi e l'alchilazione con liquidi ionici. Entrambe le tecnologie sono promettenti, in quanto i catalizzatori sono meno pericolosi da maneggiare, rigenerare e smaltire rispetto all'HF o all'H₂SO₄.

Indipendentemente dal catalizzatore o dalla tecnologia, l'alchilazione richiede intervalli precisi di temperatura e pressione per reazioni chimiche ottimali.

1,5. Reformatore a rigenerazione continua del catalizzatore (CCR)

Il reforming catalitico è un processo in cui le nafte vengono convertite in componenti di miscele di benzina ad alto numero di ottani, o riformati, utilizzando un catalizzatore in presenza di calore elevato e pressioni elevate. Poiché una delle reazioni chimiche è la deidrogenazione, il reforming catalitico produce grandi quantità di idrogeno, che viene utilizzato negli idrocrackers e in altre parti della raffineria.

Come lavorano i riformatori CCR

In un tipico reformer a rigenerazione continua del catalizzatore (CCR), il processo inizia con il riscaldamento del forno della nafta alla temperatura appropriata. Da qui l'alimentazione entra in una serie di reattori, dove letti lenti di catalizzatore, in genere a base di platino, accelerano la reazione chimica per produrre una serie di idrocarburi di valore superiore. I riformati risultanti, insieme al gas di reforming e all'idrogeno, vengono separati.

I processi nel reattore depositano il coke sul catalizzatore. Dopo l'uscita dall'ultimo reattore, il catalizzatore esausto viene indirizzato al rigeneratore per essere decotto, quindi ritorna nuovamente al reattore.

La rigenerazione continua del catalizzatore è più diffusa ed efficiente del reforming semi-rigenerativo, che utilizza catalizzatori a letto fisso che possono essere rigenerati solo durante le fermate ogni pochi mesi. I CCR, invece, possono operare ininterrottamente, tranne che per un'inversione ogni circa tre anni.

Dove monitorare la temperatura in un reformer CCR

La temperatura svolge un ruolo fondamentale nell'ottimizzazione dei processi chimici di un reformer CCR e i sensori di temperatura operano in condizioni difficili.

• Forno: la misura accurata e robusta della temperatura tubeskin è importante per garantire un funzionamento sicuro e ottimizzare la produttività dell'unità. Una tipica unità CCR è dotata di forni a più celle (una per ogni letto catalitico/zona) con tubi disposti in celle o arbori. Sia il tubo che la testata si espandono con il calore elevato, quindi lo strumento deve gestire l'espansione differenziale tridimensionale.
• Reattore: i sensori di temperatura nei letti di catalizzatore in movimento servono a monitorare le prestazioni del catalizzatore e a rilevare una distribuzione irregolare del flusso. Tuttavia, gli strumenti di misura sono suscettibili di erosione a causa del contatto ripetuto con i pellet di catalizzatore. Un cavo ingegnerizzato a parete spessa offre protezione contro i catalizzatori in movimento e le alte temperature.
• Rigeneratore: in questo caso il catalizzatore esaurito viene sottoposto a ossidazione per rimuovere il deposito di coke, quindi a clorazione per ripristinare l'acidità. Una termocoppia multipoint flessibile monitora le temperature del gas in ogni zona per garantire la massima durata del catalizzatore. In questo ambiente ad alta temperatura e corrosivo, il materiale consigliato per gli strumenti di misura è la superlega Inconel.

Poiché le unità CCR possono variare in modo significativo a seconda del licenziatario, la comprensione delle differenze è fondamentale per una corretta strumentazione.

Idrocracker

Le unità di idrocracking consentono di trasformare una varietà di materie prime a basso valore in distillati medi di carburanti per jet, diesel, cherosene e gasolio leggero.

Come funzionano le unità di idrocracking

Come suggerisce il nome, i reattori di idrocracking spezzano i gasoli più pesanti in un'atmosfera ricca di idrogeno e lo fanno con un catalizzatore a letto fisso (di solito zeolite), temperature elevate (750-1.500 °F / 400-815 °C) e pressioni elevate (1.000-2.000 psi / 70-140 bar). La miscela crackata entra quindi in un frazionatore, dove vengono estratti i distillati con punti di ebollizione più bassi, mentre l'olio rimanente con un punto di ebollizione più alto viene riciclato nel reattore per essere nuovamente convertito.

L'idrogeno svolge due funzioni in questo processo:

• Combinazione con idrocarburi insaturi crackizzati per formare prodotti saturi ad alto valore.
• Controllo della temperatura nel reattore (la saturazione dell'idrogeno è esotermica, quindi l'aggiunta di più idrogeno produce più calore)

I gasoli pesanti contengono solitamente quantità significative di zolfo e azoto. In un idrocracker a due stadi, la prima fase è l'idrotrattamento: si utilizza un catalizzatore per rimuovere le impurità dalla materia prima e si lega l'idrogeno con lo zolfo e l'azoto per produrre idrogeno solforato gassoso (H2S) e ammoniaca (NH3). L'acqua di lavaggio dissolve questi gas e l'idrosolfuro di ammonio risultante (NH4HS) viene convogliato per lo stripping. Per gli idrocrackers monostadio, la materia prima deve prima passare attraverso un idrotrattamento per rimuovere i composti indesiderati.

L'importanza del monitoraggio della temperatura negli idrocracker

Il cracking catalitico è un processo endotermico, mentre la saturazione dell'idrogeno rilascia calore. Pertanto, la sicurezza e l'efficienza dell'idrocracking dipendono dal mantenimento della temperatura del reattore entro un certo range. Il monitoraggio del profilo di temperatura consente agli operatori di comprendere e controllare meglio le prestazioni del reattore, soprattutto per prevenire le fughe termiche.

Poiché le unità di idrocracking variano nella progettazione a seconda del licenziatario, è importante lavorare con specialisti che conoscono il settore e sono in grado di progettare un'ampia gamma di sistemi di profilazione della temperatura per le unità di idrocracking; il tutto completato da installazioni multipoint esperte e assistenza clienti 24 ore su 24, 7 giorni su 7. WIKA ha una lunga esperienza di soluzioni di misura ingegneristiche che aiutano le raffinerie a prevenire gli arresti non programmati, a migliorare la lunghezza dei cicli e ad aumentare la redditività.

Hydrotreater

Gli hydrotreater, chiamati anche unità di idrodesolforazione (HDS), sono apparecchiature di processo che rimuovono lo zolfo, l'azoto, l'ossigeno, i metalli pesanti e altri prodotti indesiderati dalle miscele o dalle materie prime. Si tratta di una delle fasi più importanti delle moderne operazioni di raffinazione, in quanto:

• Le raffinerie devono soddisfare standard ambientali sempre più severi per ridurre le emissioni del gas naturale e dei carburanti per il trasporto.
• L'idrotrattamento prolunga la durata dei catalizzatori, poiché i composti di zolfo e azoto possono avvelenare i catalizzatori metallici.
• Le impurità presenti nelle materie prime possono danneggiare le unità di lavorazione, quindi l'idrotrattamento aumenta la durata dei cicli ed evita inutili arresti delle apparecchiature a valle.

Come funzionano gli hydroteater

Simile a un idrocracker, un hydroteater mescola la materia prima con l'idrogeno, riscalda la miscela a 500-750 °F (260-400 °C) in un forno, quindi la spruzza in un reattore. In presenza di catalizzatori metallici e a temperature elevate (575-750 °F / 300-400 °C) e ad alta pressione (440-1.910 psi / 30-130 bar), l'idrogeno reagisce con la materia prima per rimuovere lo zolfo producendo idrogeno solforato gassoso (H₂S) e azoto (producendo ammoniaca, o NH₃). Allo stesso tempo, l'idrogeno satura le olefine e gli aromatici.

Esistono diverse categorie di idrotrattori, definite in base al tipo di materia prima trattata: dai residui, dalla nafta pesante e dal cherosene al diesel, al gasolio sottovuoto e alla benzina FCC.

Il monitoraggio della temperatura previene i problemi di idrotrattamento

I sensori di temperatura nelle unità di idrotrattamento svolgono un ruolo fondamentale per la sicurezza e la produttività. In una varietà di punti di misura, una termocoppia multipoint flessibile come la Flex-R® controllare i punti caldi, monitorare le prestazioni del catalizzatore e individuare le aree di cattiva distribuzione, soprattutto nei punti di uscita. Nei punti di ingresso, i sensori di temperatura monitorano le prestazioni dei componenti interni del reattore.

Unità di isomerizzazione

L'isomerizzazione migliora la qualità della benzina trasformando gli idrocarburi a catena diritta, che hanno un numero di ottano inferiore, in idrocarburi a catena ramificata, che hanno un numero di ottano superiore. Rispetto al reforming catalitico, l'isomerizzazione è più economica e produce meno emissioni di CO₂ e di sottoprodotti pericolosi.

Cosa si intende per isomerizzazione?

Gli isomeri sono molecole con la stessa formula molecolare ma con una diversa disposizione molecolare. Ad esempio, il butano normale (n-C4) è una molecola a catena dritta con 4 atomi di carbonio e 10 atomi di idrogeno. Il suo isomero, l'isobutano (i-C4), è anch'esso C4H10 ma ha un gruppo CH3 che si dirama dall'atomo di carbonio centrale.

A causa di queste differenze strutturali, gli idrocarburi a catena ramificata si comportano in modo diverso, sia fisicamente che chimicamente, rispetto ai loro cugini a catena dritta. Ad esempio, il pentano e l'esano normali sono a basso numero di ottano, circa 66-70 RON (research octane number), mentre l'isopentano e l'isoesano sono intorno a 82-87 RON.

Esistono due tipi di unità di isomerizzazione:

• Le unità di isomerizzazione C4 convertono il butano (n-C4) in isobutano (i-C4) da utilizzare nelle unità di alchilazione.
• Le unità di isomerizzazione C5/C6 convertono il pentano (n-C5) in isopentano (i-C5) e l'esano (n-C6) in isoesano (i-C6) da utilizzare come miscela.

Il processo di isomerizzazione C5/C6

In primo luogo, la nafta leggera viene idrotrattata per rimuovere zolfo, azoto e altri prodotti indesiderati. La materia prima trattata viene quindi miscelata con quantità variabili di idrogeno (a seconda del catalizzatore utilizzato) e spruzzata nel reattore, un ambiente con catalizzatore a letto fisso e calore moderato (200-400 °F / 93-204 °C).

I processi di isomerizzazione utilizzano uno dei tre tipi di catalizzatori.

Le fasi successive dipendono dal tipo di catalizzatore utilizzato. In generale, l'effluente del reattore entra in recipienti dove vengono separati i prodotti:

• L'H₂ viene recuperato e riutilizzato nel reattore.
• Gli isomerati vengono indirizzati alla miscelazione a valle.
• Se viene prodotto HCl, questo viene rimosso e trattato.
• I gas crackati di C₁ (metano), C₂ (etano), C₃ (propano) e C₄ (butano) vengono recuperati e rimossi.
• Qualsiasi C₅ e C₆ sono riciclati nel reattore come materia prima.

Monitoraggio della temperatura dei catalizzatori

Affinché le unità di isomerizzazione continuino a produrre isomeri ad alto numero di ottani, il catalizzatore deve essere al massimo delle prestazioni. E' possible monitorare la canalizzazione, la maldistribuzione e l'attività generale del catalizzatore con termocoppie multipoint in vari punti dei letti fissi. Un profilo di temperatura completo può prolungare la durata del catalizzatore, aumentare l'efficienza del processo e migliorare la sicurezza dell'impianto.

Unità di ammina

Utilizzando composti contenenti azoto noti come ammine, le unità amminiche eliminano dal gas naturale l'idrogeno solforato e l'anidride carbonica indesiderati. Il trattamento con ammina è uno dei modi migliori per rimuovere i gas acidi e rendere i prodotti petroliferi idonei all'uso.

Le basi del trattamento delle ammine

Un'unità amminica contiene diverse fasi per addolcire il gas acido e riciclare il solvente amminico.

1. Prima del trattamento con ammina, il processo sporco viene convogliato in un tamburo di abbattimento dei gas acidi (KO) per rimuovere le gocce d'acqua e d'olio.

2. Il gas pretrattato entra nella parte inferiore della colonna di ammina, detta anche assorbitore o contattore.

3. Quando il gas acido sale, entra in contatto con la soluzione amminica magra (senza gas acidi) che piove dall'alto. Maggiore è il contatto, maggiore è l'assorbimento di H2S e CO2.

4. In cima alla colonna del contattore, il gas addolcito viene convogliato all'uscita del processo pulito.

5. Il processo pulito entra nel tamburo KO del gas dolce, dove l'ammina residua viene raccolta e riutilizzata, mentre il gas naturale viene convogliato a valle.

6.La soluzione di ammina, ormai satura di gas acidi (ammina ricca), si deposita sul fondo del contattore e viene convogliata alla colonna di stripping.

7.Nello stripper, il vapore proveniente dal ribollitore separa i gas acidi dall'ammina ricca.

8.I gas acidi vengono raffreddati nel condensatore e convogliati alle unità di recupero per il trattamento.

9.L'ammina strippata passa attraverso una serie di filtri per un'ulteriore pulizia.

10. L'ammina, ora nuovamente magra, viene convogliata nuovamente nella parte superiore del contattore per essere riutilizzata.

Soluzioni di misura per ottimizzare il trattamento delle ammine

Il monitoraggio e il controllo della temperatura svolgono un ruolo fondamentale per l'efficienza delle unità amminiche. In particolare, il gas di processo e la soluzione amminica funzionano al meglio entro un campo di temperatura ristretto.

• Se l'ammina è troppo fredda quando entra in contatto con gli idrocarburi, il gas di processo sporco potrebbe condensare e schiumare, con conseguente peggioramento della qualità del gas. Idealmente, l'ammina magra è appena più calda della temperatura del gas all'ingresso.
• Ma se l'ammina magra è troppo calda, scorrerà troppo velocemente e non assorbirà abbastanza gas acidi.
• Se il gas di processo sporco è troppo caldo quando entra nella colonna di ammina, salirà troppo rapidamente e entrerà in contatto con l'ammina magra troppo vicino all'uscita del processo pulito in cima alla colonna. In questa situazione potrebbe verificarsi una formazione di schiuma, con conseguente peggioramento della qualità del gas e possibile perdita di ammina.
• Se l'ammina ricca è troppo calda, i gas acidi escono dalla soluzione e attaccano le superfici metalliche, provocando la corrosione.
• Se la temperatura del sistema di filtraggio è troppo bassa, non sarà altrettanto efficace nel rimuovere i contaminanti dalla soluzione amminica prima che venga pompata nuovamente nel contattore, con conseguente minore efficienza nell'assorbimento dei gas acidi.

La velocità di circolazione dell'ammina, la portata del gas, la temperatura del gas in ingresso e la concentrazione di ammina influiscono sull'efficienza delle operazioni di trattamento con ammina. Grazie a una strumentazione di qualità come la termocoppia multipoint, in particolare la termocoppia multipoint miniaturizzata TC96-M, le raffinerie dispongono delle informazioni precise e in tempo reale necessarie per prendere decisioni operative intelligenti.

Unità idrogeno

L'idrogeno è oggi un componente critico delle raffinerie, necessario per trasformare gli idrocarburi di valore inferiore in prodotti di valore superiore. L'idrogeno utilizzato negli idrocrackers, negli idrotrattori e nelle unità di isomerizzazione può provenire da un reformer CCR, che produce H2 come sottoprodotto. La domanda aggiuntiva può essere soddisfatta da un reformer metano a vapore (SMR), che converte il metano (solitamente proveniente dal gas naturale) e l'acqua in idrogeno.

1. Se necessario, il gas naturale viene prima desolforato in un idrotrattore.

2. Un SMR utilizza una pressione elevata (44-360 psi / 3-25 bar), temperature elevate (1.290-1.830 °F / 700-1.000 °C), un catalizzatore a letto fisso e vapore surriscaldato per riformare il metano in idrogeno e monossido di carbonio.

CH₄ + H₂O → 3 H₂ + CO

3. Il monossido di carbonio è un'impurità difficile da rimuovere. Quindi, il gas di sintesi risultante dal reformer a vapore subisce ora una reazione di trasferimento del gas d'acqua per convertire il monossido di carbonio in anidride carbonica e idrogeno supplementare.

CO + H₂O → CO₂ + H₂

Anche questo processo richiede un catalizzatore, ma a temperature leggermente inferiori, pari a 400-900 °F (200-480 °C).

4. Esistono due modi principali per rimuovere l'anidride carbonica dall'idrogeno.

• L'adsorbimento a pressione (PSA) utilizza l'alta pressione e i materiali adsorbenti per catturare i gas indesiderati. Il processo passa quindi alla bassa pressione, che induce i materiali a cedere i rispettivi gas, ripristinando così le loro proprietà adsorbenti.
• Le metanizzazione della CO₂ utilizza un solvente amminico per catturare il carbonio e poi convertirlo in CH₄ utilizzando un catalizzatore e le condizioni di temperatura e pressione appropriate. Il metano creato viene poi convogliato nuovamente al reformer a vapore.

Entrambi i metodi generano un vapore quasi puro di idrogeno per una raffineria.

Soluzioni di misura per unità di idrogeno

Poiché il reforming del vapore è endotermico, questo processo richiede un regolare apporto di calore da un forno. Le temperature tubeskin del forno possono raggiungere i 1.500 °F (815 °C). Le soluzioni per la misura della temperatura includono termocoppie tubeskin, termocoppie multipoint flessibili e termocoppie in pozzetti termometrici e tubazioni. I sensori di temperatura consentono inoltre di prendere decisioni basate su dati relativi alla sostituzione del catalizzatore.

Anche il monitoraggio e il controllo della pressione, del livello e della portata sono fondamentali per l'efficienza dei processi di steam reforming del metano.

Unità di recupero dello zolfo

Lo zolfo è un prodotto indesiderato nel settore oil & gas, poiché la loro combustione produce inquinanti ambientali. Dopo la rimozione della desolforazione in un idrotrattore o in un'altra unità di trattamento, un'unità di recupero dello zolfo (SRU) utilizza il processo Claus per convertire l'idrogeno solforato risultante in zolfo, un prodotto vendibile utilizzato nell'industria manifatturiera e per la produzione di fertilizzanti.

Fasi del recupero dello zolfo in una raffineria

Il processo Claus prevede due fasi per il recupero dello zolfo:

1. Fase termica

L'idrogeno solforato brucia con l'ossigeno dell'aria per produrre zolfo elementare.

2 H₂S + O₂ → 2 S + 2 H₂O

La temperatura dell'ossidatore viene mantenuta al di sopra di 1.560 °F (~850 °C). L'effluente caldo entra quindi in un condensatore, dove il vapore viene allontanato dallo zolfo. Poiché l'idrogeno solforato viene ossidato solo parzialmente, viene separato circa il 70% dello zolfo e il flusso contiene ancora idrogeno solforato. L'ulteriore combustione con l'aria crea anidride solforosa.

2 H₂S + 3 O₂ → 2 SO₂+ 2 H₂O

2. Fase di catalizzazione. L'effluente del condensatore viene riscaldato, poiché la condensazione dello zolfo sporca il catalizzatore. La miscela calda passa poi attraverso una serie di reattori catalitici a letto fisso (reattori Claus) per separare ulteriormente lo zolfo.

2 H₂S + SO₂ → 3 S + 2 H₂O

La fase di catalizzazione avviene a temperature più basse, 600-625 °F (~315-330 °C), ma al di sopra del punto di rugiada dello zolfo.

Il processo Claus recupera il 95-97% dell'H2S presente nel flusso di alimentazione, ma questa percentuale non è sufficientemente alta per soddisfare le severe normative odierne per il controllo dell'inquinamento atmosferico. Pertanto, la fase finale consiste nel trattare i gas di coda, utilizzando un'unità di trattamento dei gas di coda (TGTU). In pratica, il gas di coda sulfureo viene riscaldato e idrogenato per produrre idrogeno solforato, che passa attraverso un'unità amminica. L'idrogeno solforato così ottenuto torna all'ossidatore per ricominciare il processo Claus.

L'importanza della misura della temperatura nel recupero dello zolfo

Il monitoraggio e il controllo accurato della temperatura svolgono un ruolo enorme in ogni fase di una SRU, dagli ossidatori e dai condensatori ai riscaldatori, ai reattori e alle unità di trattamento dei gas di coda (TGTU). Ad esempio, se la temperatura di un reattore Claus è troppo bassa, il catalizzatore non reagisce in modo ottimale. Inoltre, il gas solforoso si condensa e sporca il catalizzatore.

Torri di scarico

Per ragioni sia economiche che ambientali, le raffinerie trovano il modo di recuperare e riciclare quasi tutti i prodotti residui dei loro processi. Ma ci sono alcuni gas che non possono essere riutilizzati e che vengono bruciati in modo sicuro. Inoltre, in caso di sovrapressione o di altre situazioni pericolose, i sistemi di spegnimento di emergenza (ESD) assicurano l'evacuazione automatica dei vapori pericolosi dalle aree sensibili dell'impianto, che vengono convogliati attraverso torri di scarico a un camino per la combustione.

Una torre di scarico controlla la combustione di questi gas indesiderati, producendo prodotti meno nocivi che vengono rilasciati nell'atmosfera. Ad esempio, il metano ha un potenziale di riscaldamento globale (GWP) di 27-30, rispetto al GWP dell'anidride carbonica di 1. Bruciare il metano non recuperato produce anidride carbonica e acqua.

Diverse linee per l'aria, il vapore e i gas indesiderati entrano in un torre di scarico e vengono bruciate all'estremità della torre. Gli strumenti per la misura della portata aiutano a controllare il processo per una maggiore sicurezza e una combustione efficiente. Le termocoppie indirizzate al camino della torre sono fondamentali per il monitoraggio dei piloti che supportano la torre.

Sottostazione elettrica

Le grandi operazioni a valle sono in genere co-proprietarie di una sottostazione elettrica con l'azienda elettrica della regione. In una raffineria, occorre trasformare i livelli di tensione e reindirizzare l'elettricità dove è necessaria.

Le apparecchiature a media e alta tensione si affidano oggi a vari gas per l'isolamento e lo spegnimento dell'arco elettrico. WIKA è un fornitore globale di soluzioni per il trattamento dei gas per l'industria della trasmissione e della distribuzione dell'energia, e la nostra gamma prodotti

consentono alle aziende a valle e ai fornitori di energia elettrica di monitorare, analizzare e gestire tutti i tipi di gas isolanti in interruttori, trasformatori, commutatori e altro ancora.

Il gas più comune che si trova nelle apparecchiature isolate in gas è l'esafluoruro di zolfo (SF₆). Ha un'eccellente rigidità dielettrica per un affidabile spegnimento dell'arco elettrico. Allo stesso tempo, è il gas a effetto serra con il più alto potenziale di riscaldamento globale (GWP) conosciuto. La prevenzione delle perdite è fondamentale per evitare i rischi legati all'utilizzo del gas SF₆.

Consociata a pieno titolo di WIKA, WEgrid Solutions fornisce una suite completa di prodotti e servizi progettati per la gestione sicura del gas SF₆ e di gas alternativi. Il monitoraggio online della densità del gas con l'analisi delle tendenze consente di effettuare interventi di assistenza e manutenzione basati sulle condizioni, permettendo agli operatori delle sottostazioni di aumentare la sicurezza, ridurre i costi e proteggere l'ambiente.

Calibrazione & Service

WIKA offre un'ampia gamma di servizi per l'industria oil & gas downstream.

Centro di taratura: consulenza, progettazione e implementazione, tutto da un unico fornitore.

Lasciate che WIKA tari la vostra strumentazione di riferimento e di prova, sia nei nostri laboratori accreditati ISO 17025

o direttamente presso la vostra sede. Oltre a proporre un'ampia gamma di strumenti di calibrazione, offriamo servizi di taratura per strumenti di misura della pressione, temperatura, forza, portata e grandezze elettriche, nonché per strumenti di misura della densità del gas SF6.

Gli strumenti tarati producono dati accurati, un prerequisito per il tipo di processo decisionale intelligente che porta a processi più sicuri e a una maggiore produzione. Ma gli strumenti di calibrazione sono solo una parte dell'equazione.

Per una soluzione completa che sia unica come i vostri processi dowstream, collaborate con WIKA. I nostri specialisti del settore oil & gas possono progettare un sistema di taratura ad alte prestazioni a partire dalla nostra vasta gamma di prodotti, con:

• Adattabilità agli campioni di prova
• Alimentazione in pressione e vuoto
• Componenti per il controllo della pressione e la regolazione fine
• Alimentatore di tensione e multimetri per la taratura degli strumenti elettrici

Un altro dei nostri punti di forza è la pianificazione dei progetti. Siamo in grado di progettare, costruire e implementare sistemi specifici per qualsiasi tipo di taratura in campo, dalle postazioni di lavoro manuali ai sistemi di test completamente automatizzati nelle linee di produzione.

Furnace Comprehensive Monitoring Programme (FCMP)

I riscaldatori a combustione sono il cuore di molte unità di raffineria e le loro scarse prestazioni hanno un impatto negativo sulla sicurezza e sulla produttività. Per aiutare le vostre apparecchiature a funzionare il più vicino possibile alle condizioni previste, offriamo tre livelli di monitoraggio del forno per soddisfare le esigenze della vostra raffineria.

• Base: scansione a infrarossi + audit approfondito per identificare i problemi dell'apparecchiatura
• Avanzato: piano di base + monitoraggio e vautazione regolari
• Completo: piano avanzato + informazioni utilizzabili e comprensione approfondita dei problemi

Riparazione di sistemi con separatore a membrana

Non sostituite quando potete riparare. Grazie al servizio per i sistemi con separatore a membrana (DS) di WIKA,

é possibile realizzare risparmi significativi rispetto al costo di acquisto di una nuova unità. Questo perché la vita utile del trasmettitore da processo è più lunga di quella delle parti bagnate. Pertanto, quando un sistema con separatore a membrana smette di funzionare, solo in rari casi è necessario sostituire l'intera unità.

Forniamo assistenza sia ai nostri sistemi con separatore a membrana che a quelli di altri produttori. Inoltre, grazie alla nostra posizione proprio accanto al canale di trasporto di Houston, offriamo servizi di riparazione rapidi per le raffinerie della zona. Un box per la consegna dei separatori a membrana, presso la vostra o la nostra sede, significa ancora più convenienza.

Centro ricerca e sviluppo

Situato vicino al canale navale di Houston, il centro di ricerca e sviluppo WIKA è una struttura di livello mondiale creata per aiutare le raffinerie a ottenere il massimo dai loro impianti. Il cuore di questo campus è un'unità di processo a grandezza naturale, progettata e costruita in conformità alle linee guida ASME e API. Il forno da 9,6 milioni di BTU è in grado di replicare un'ampia gamma di processi che avvengono in riscaldatori e reattori su larga scala, consentendoci di testare e verificare le prestazioni dei nostri strumenti di temperatura in condizioni di lavoro reali.

Ma questa struttura all'avanguardia non è solo ad uso di WIKA. I nostri clienti beneficiano anche di una serie di servizi:

• Replicare i problemi di misura della temperatura di un'unità di raffinazione in un riscaldatore attivo progettato per questo scopo.
• Supportare i requisiti di test dei sensori senza danni alle apparecchiature o costose interruzioni della raffineria.
• Ricevere una formazione pratica per ottenere il massimo dagli strumenti di misura e dalle unità di processo, compresi approfondimenti sul posizionamento e la configurazione ottimali delle termocoppie tubeskin.

Oltre alla consulenza di esperti e alla nostra gamma di strumenti di qualità per l'industria oil & gas, il centro di ricerca e sviluppo WIKA ha aiutato le raffinerie di tutto il mondo a migliorare l'efficienza dei processi, a ridurre i tempi di lavorazione e ad aumentare i rendimenti e i margini.

Installazione

I nostri tecnici e ingegneri esperti sono a disposizione per l'assistenza in campo nell'installazione e nella messa in funzione degli strumenti e dei sistemi WIKA. La nostra gamma di servizi in campo comprende supervisione, consulenza, lavori di saldatura, analisi e risoluzione dei problemi, ispezioni, manutenzione e riparazioni. Dai nuovi progetti alla supervisione durante le interruzioni pianificate o non pianificate, il nostro team globale è al vostro fianco.

Sviluppo professionale

I nostri esperti del settore sono disponibili per workshop, seminari e consulenze su tutte le nostre linee di prodotti, presso la vostra o la nostra sede. Contattateci per avere maggiori informazioni sulla formazione e l'aggiornamento del vostro team.