INDICE 1. RESUMEN EJECUTIVO .................................................. ...................................................................................................... .................................................... ... 5 2. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 5 2.1. 3.1. 3.2. 4. 5. 5.1. 6. 7. 7.1.
ANTECEDENTES ...................................................... .................................................... ... 6 OBJETIVO GENERAL: ...................................................................................................... 9 OBJETIVOS ESPECÍFICOS:................................................. ................................................................................................ ............................................... 9 ALCANCEZ.................................................... ..................................................... .......... 10 ACTIVIDADES .............................................................................................................. 11 DIAGRAMA DE GANTT ................................................................................................. 11 JUSTIFICACION ............................................. .................................................................................................. ..................................................... .......... 10 ESTUDIO DE MERCADO ................................................................................................ 10 ANÁLISIS DE LA OFERTA Y DEMANDA ........................................................................... 13
7.1.1. ANÁLISIS DE OFERTA .................................................................................................. 13 7.1.2. ANÁLISIS DE DEMANDA ................................................. .............................................................................................. ............................................. 14 7.2. 8. 8.1. 8.2. 8.3. 8.4. 8.5. 8.6. 9. 9.1. 9.2. 9.3. 9.4. 9.5.
CONSUMO MUNDIAL ........................................................................................................ 16 UBICACIÓN Y EMPLAZAMIENTO ............................................... ................................................................................... .................................... 17 UBICACIÓN DE LA PLANTA .................................................................................................. 17 DISPONIBILIDAD DE LA MATERIA ...................................................... .................................... 19 MERCADOS ................................................................................................................ 19 DISPONIBILIDAD DE ENERGÍA .............................................................................................. 20 CLIMA........................................................................................................................... 20 MANO DE OBRA .............................................................................................................. 20 DESARROLLO DEL PROCESO ......................................................................................... 21 FUNCIÓN E IMPORTANCIA DEL PROCESO . ............................................................................... 21 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO. .................................................... .................................... 23 UNIDADES FCC ACTUALES...................................................... ............................................ 27 CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA . .......................................................................................... 28 DESCRIPCION DE LA MATERIA PRIMA. .......................................................................... 29
9.5.1. ZSM-5, ....................................................................................................................... 32 9.5.2. ESTRUCTURA ............................................... .................................................................................................... ..................................................... .......... 32 9.6. 9.7.
CARACTERÍSTICAS DEL CATALIZADOR. ............................................... .......................................................................... ........................... 32 CARACTERÍSTICAS DE LOS PRODUCTOS Y SUBPRODUCTOS. ........................................... 34
9.8. QUÍMICA DE LA DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA. ............................................................ 36 10. DIAGRAMAS ................................................. ...................................................................................................... ..................................................... .......... 40 10.1. DIAGRAMA DE FLUJO MODELADO EN EL SIMULADOR ASPEN HYSYSS V9.0 ..................... 40 10.2. DIAGRAMA DE PROCESO INSTRUMENTADO. ................................................................ 41 10.2.1. SECCIÓN DEL REACTOR FCC ................................................... ................................................................................................ ............................................. 41 41 10.2.2. ABSORBEDOR PRINCIPAL ...................................................... .................................... 42 10.2.3. DESBUTANIZADOR........................................................ ............................................ 43 11. 11.1. 11.2. 11.3. 11.4. 11.5. 11.6. 12. 12.1. 13. 14. 14.1. 15.
BALANCE DE MASA Y ENERGIA ..................................................................................... 44 REACTOR RISER ........................................................................................................... 44 FRACCIONADOR PRINCIPAL FCC ................................................................................... 45 PARTE DE SEPARACION ................................................... ................................................................................................ ............................................. 46 46 TORRE DE ABSORCIÓN SECUNDARIA ..................................................................................... 47 STRIPPER ....................................................................................................................... 48 DESBUTANIZADOR ........................................................................................................... 49 TREN DE SEPARACION...................................................... ............................................ 50 HEURÍSTICAS .................................................................................................................. 52 ANALISIS ECONOMICO ..................................................... ............................................ 51 CONCLUSIONES ...................................................... .................................................... . 54 OBSERVACIONES .................................................... .................................................... . 57 BIBLIOGRAFIA .............................................. ................................................................................................... ..................................................... .......... 57
9.8. QUÍMICA DE LA DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA. ............................................................ 36 10. DIAGRAMAS ................................................. ...................................................................................................... ..................................................... .......... 40 10.1. DIAGRAMA DE FLUJO MODELADO EN EL SIMULADOR ASPEN HYSYSS V9.0 ..................... 40 10.2. DIAGRAMA DE PROCESO INSTRUMENTADO. ................................................................ 41 10.2.1. SECCIÓN DEL REACTOR FCC ................................................... ................................................................................................ ............................................. 41 41 10.2.2. ABSORBEDOR PRINCIPAL ...................................................... .................................... 42 10.2.3. DESBUTANIZADOR........................................................ ............................................ 43 11. 11.1. 11.2. 11.3. 11.4. 11.5. 11.6. 12. 12.1. 13. 14. 14.1. 15.
BALANCE DE MASA Y ENERGIA ..................................................................................... 44 REACTOR RISER ........................................................................................................... 44 FRACCIONADOR PRINCIPAL FCC ................................................................................... 45 PARTE DE SEPARACION ................................................... ................................................................................................ ............................................. 46 46 TORRE DE ABSORCIÓN SECUNDARIA ..................................................................................... 47 STRIPPER ....................................................................................................................... 48 DESBUTANIZADOR ........................................................................................................... 49 TREN DE SEPARACION...................................................... ............................................ 50 HEURÍSTICAS .................................................................................................................. 52 ANALISIS ECONOMICO ..................................................... ............................................ 51 CONCLUSIONES ...................................................... .................................................... . 54 OBSERVACIONES .................................................... .................................................... . 57 BIBLIOGRAFIA .............................................. ................................................................................................... ..................................................... .......... 57
INDICE DE FIGURAS
Figura 1 Planta de Craqueo Catalitico Fluidizado ______________ ______________________ ________________ ________________ ________________ __________ __ 5 Figura 2 Mapa de Conexion del Oleoducto en Bolivia _______________ _______________________ ________________ _________________ ____________ ___ 18 Figura 3 Distribuidor Distrib uidor de Gasolina Gasolin a _______________________________________________ ________________________ ___________________________________ ____________ 19 Figura 4 Conexiones Electricas principales de Bolivia. _______________ _______________________ ________________ _________________ ____________ ___ 20 Figura 5 Diagrama de Bloques de la refinacion del Petroleo crudo ___________________ ___________________________ ______________ ______ 22 Figura 6 Diagrama de Bloques sistematica de un planta FCC ________________ ________________________ _________________ _____________ ____ 22 Figura 7 Diagrama de Flujo, planta FCC ______________________________________________________ ______________________________________ ________________ 23 Figura 8 Tipos de arreglos mecánicos en UFCC. A. Unidad disgregada. B. Unidad Unidad aglomerada. __________ __________ 28 Figura 9 E structura del catalizador ZMR-5 _______________________ _______________________________ ________________ ________________ _____________ _____ 32 Figura 10 Diagrama Diagrama de flujo correspondiente ala diseño en simulador simulador ASPEN HYSYSS V 9. _____________ _____________ 40 Figura 11 Diagrama de Flujo instrumentado de la seccion del Reactor FCC ________________ ________________________ __________ __ 41 Figura 12 Diagrama Diagrama de flujo e instrumentado de la seccion seccion del Absorvedor ________________ ________________________ _________ _ 42 Figura 13 Diagrama de flujo instrumentado de la seccion del Desbutanizador ________________ _______________________ _______ 43 Figura 14 Separadores Separad ores de componentes compone ntes _______________________ ______________________________________________ _______________________________ ________ 50 Figura 15 Columna de Strippe r _________________________________________ __________________ ___________________________________________ ____________________ 51 Figura 16 Columna Desbutanizador Desbuta nizadora a ____________________________________________________ _____________________________ ___________________________ ____ 52 52
INDICE DE TABLAS Tabla Nº 1 Diagrama de Gant ___________________________________________________________ 11 Tabla Nº 2 Exportaciones e Importaciones Mundial de productos derivados del Petroleo por region y principales paises ________________ ________________________ ________________ ________________ ________________ ________________ _________________ ________________ _______ 14 Tabla Nº 3 Demana Mundia de Principales derivadors del petroleo ______________________ ______________________________ __________ __ 16 Tabla Nº 4 Toma de decisiones decisiones para posible ubicacion del proyecto proyecto ________________ ________________________ _______________ _______ 18 Tabla Nº 5 Caracteristicas Caracter isticas de Productos Product os _______________________ ______________________________________________ _______________________________ ________ 30 Tabla Nº 6 Componentes Parafinicos del Vacuum Gasoil ________________ ________________________ _________________ ________________ _______ 30 Tabla Nº 7 Componentes Naftenicos del Vaccum Gasoil ________________ ________________________ _________________ _________________ ________ 31 Tabla Nº 8 Componentes Aromaticos del Vacuum Gasoil ________________ ________________________ _________________ ________________ _______ 31 Tabla Nº 9 Costos unitarios de los productos ____________________ ____________________________ ________________ ________________ ______________ ______ 53 Tabla Nº 10 Diagrama de barras en volumen de produccion ________________ ________________________ _________________ _____________ ____ 53 Tabla Nº 11 Requerimiento de personal con sus posibles sueldos correspondientes ___________________ ___________________ 54 Tabla Nº 12 Flujo de caja e stimada en 20 años ________________ ________________________ _________________ _________________ _______________ _______ 55 Tabla Nº 13 Comportamiento del Flujo de caja en diagrama de barras. ________________ ________________________ _____________ _____ 56
1. R ES UMEN UMEN EJ EC UTIVO UTIVO El craqueo catalítico de hidrocarburos en reactores de lecho fluidizado (FCC) es el proceso de conversión más importante en las refinerías, dada su eficiencia y versatilidad en el aprovechamiento de hidrocarburos de bajo valor mediante su transformación en productos valiosos. El proceso produce combustibles líquidos (gasolina, GLP, Diesel), y también genera materias primas para procesos petroquímicos, como olefinas livianas o isobutano
2. INTR IN TR ODUC OD UC C IÓN IÓ N El craqueo catalítico de hidrocarburos en reactores de lecho fluidizado (FCC) es el proceso de conversión más importante en las refinerías, dada su eficiencia y versatilidad en el aprovechamiento de hidrocarburos de bajo valor mediante su transformación en productos valiosos1. El proceso produce combustibles líquidos (gasolinas, GLP, Diesel) Los procesos de cracking catalítico son el corazón de la refinería moderna. Estos procesos son los principales productores de naftas de alto número
Figura 1 Planta de Craqueo Catalitico Fluidizado
de octano (RON) a partir de corrientes de petróleo pesadas y de bajo valor económico, como el gas oíl pesado de vacío (GOPV). Además de gasolina, el proceso genera Diesel Oíl, y olefinas livianas que pueden ser convertidas en naftas de alto octano mediante alquilación, y/o pueden emplearse como materias primas petroquímicas. En el cracking catalítico, las reacciones se llevan a cabo sobre la superficie de un catalizador del tipo adsorbente que libera los productos craqueados livianos y retiene los productos asfálticos transformándolos en coque. El coque se elimina luego del catalizador en la etapa de regeneración y el catalizador se retorna al proceso.
Las primeras versiones de cracking catalítico utilizaban dispositivos mecánicos para hacer circular al catalizador entre el reactor y el regenerador. La segunda generación de crackers catalíticos empleaba aire para hacer circular el catalizador más rápidamente, logrando conversiones más altas de gas oíl pesado en nafta y productos livianos que los sistemas mecánicos. El proceso FCC representa la tercera generación del cracking catalítico, y ha sustituido casi completamente a las formas anteriores. Dentro de la industria de refinación del petróleo, el proceso de desintegración catalítica es uno de los más complejos, dado que está constituido por una serie de etapas que interactúa dinámicamente estableciendo equilibrios químicos, térmicos y mecánicos. Por lo tanto, para el entendimiento del proceso FCC en esta sección se discuten las generalidades del mismo; entre ellas, su descripción, la caracterización de la alimentación, las características del catalizador y la química de la desintegración de la alimentación.
2.1.
ANTE CE DE NTE S
La descomposición térmica, “cracking (craqueo)” o pirolisis de los hidrocarburos del petróleo es conocida desde los inicios de la industria, si bien en la actualidad, salvo los antiguos procesos que aún quedan en operación, solo se construyen unidades importantes de coquificacion retardada. El “cracking” térmico o proceso de desintegración, ha sido diseñado para valorizar
el procesamiento de un petróleo, permitiendo transformar fracciones pesadas en productos más livianos y valiosos. La formación de carbón en los tubos de los hornos reactor, dadas las altas temperaturas de trabajo, obliga a frecuentes interrupciones de la operación para evitar el quemado de los tubos. La baja presión utilizada evita la polimerización, precursora de la carbonización y de pérdidas en el rendimiento. A los efectos de hacer el proceso de coquificacion continuo, la tecnología llevo a la aplicación de los lechos fluidos, que permiten retirar el coque en la medida que se produce. La formación de carbón de petróleo (coque) en los hornos y equipos de craqueo térmico y la necesidad de una gasolina de elevado octanaje, fue una de
las causas principales para que dejara de usarse y la razón fundamental para la sustitución del craqueo térmico por el catalítico. La aparición de los procesos de craqueo catalítico a finales de 1920, sufrió limitaciones en ya que contaba con reactores a lecho fijo. Si bien la eliminación del carbón era más fácil, limitaba los tiempos de operación por las necesarias interrupciones para reemplazar, reactivar o regenerar el catalizador contaminado por el carbón (en realidad se trata de productos de alta transformación, similares al coque, genéricamente denominados carbón). La primera unidad con real suceso en su aplicación comercial, el proceso “Houdry” (1936), empleaba una serie de cámaras de reacción, unas en servicio y otras en limpieza y regeneración. Los primeros catalizadores para el craqueo catalítico fueron arcillas naturales, silicatos de aluminio amorfos, o sea compuestos de sílice, alúmina. Actualmente se obtienen en forma sintética, siendo los más modernos los denominados de alta alúmina. Parte de los silicatos amorfos han sido reemplazados por silicatos cristalinos, zeolitas, dando como resultado catalizadores más estables y resistentes a la desactivación por venenos, como los metales pesados. La rápida desactivación de los catalizadores ácidos en los procesos discontinuos, con la consiguiente limitación en la producción y la necesidad creciente de motonaftas tanto en cantidad como en calidad, obligaron a cambios tecnológicos en el craqueo catalítico. El desarrollo espectacular del craqueo catalítico ocurre cuando comienzan a utilizarse en los años 1940, los lechos fluidizados para la manipulación del catalizador. La posibilidad de reciclar el catalizador entre la zona de reacción y la de regeneración, permitió hacer continuo el proceso de craqueo propiamente dicho, con operaciones de más de dos años sin interrupciones para mantenimiento Sin embargo, la verdadera revolución en catalizadores lo constituyo el descubrimiento de las zeolitas, las cuales son mucho más activas y selectivas a gasolina que cualquier otro catalizador amorfo de silica - alúmina. Otro factor influyente en el mejor desempeño de los catalizadores lo constituyo la introducción de las tierras raras intercambiadas dentro de la zeolita, con lo cual se marcó el
punto de partida del efecto sinérgico entre el proceso y el diseño del catalizador que quedo establecido finalmente como la tecnología FCC.2 Para aumentar la producción de gasolina a partir del barril de crudo, durante la década de 1930, se incorporan otros dos procesos, la alquilación y el craqueo catalítico. Es considerado como uno de los grandes inventos del siglo XX, dada la importancia del mismo para el desarrollo tecnológico principalmente de los medios de transporte. El gran salto dado en la conversión de las fracciones pesadas del crudo en otras más ligeras, elevo en un altísimo porcentaje la producción de combustibles. La gasolina es un producto obtenido de diversos procesos dentro de una refinería moderna, que contempla la isomerización, hidrodesulfuracion, alquilación, y desintegración catalítica en reactores FCC (craqueo catalítico en lecho fluido). Este último surge como una alternativa para la obtención de gasolina durante el desarrollo de la II Guerra Mundial, pues se necesitaba mejorar su calidad mediante un incremento en su octanaje, esto contribuyo a elevar su rendimiento de un 20% a un 60% (desintegración térmica), que no era lo suficiente para reducir el alto contenido de olefinas y diolefinas que reaccionaban lentamente a la adición de compuestos antidetonantes (tetraetilo de plomo). Esto trajo consigo la evolución del proceso, que implico una diversidad de configuraciones mecánicas, donde el uso de catalizadores solidos es fundamental para convertir hidrocarburos pesados a ligeros mediante la reacción con una porción cruda de gasóleo (que hierve a un rango de temperatura de 330°-550°C) que contiene una diversidad de mezcla de parafinas, naftenos, aromáticos y olefinas. La Standard Oíl desarrollo, el inicio del proceso catalítico conjuntamente con la M.W. Kellogg y la Standard Oíl de Indiana, sin embargo, otras empresas contribuyeron notablemente en investigación y desarrollo como son las firmas: Anglo Iridian Oíl, Shell, Texaco, y Universal Oíl (UOCP) quienes establecieron los fundamentos para que en mayo de 1942 se instalara la primera desintegradora de tipo fluido ESSO (Modelo I o flujo ascendente) en la refinería de Baton Rouge, Lousiana (Standard Oíl Co. de .J.) donde se usaron partículas muy pequeñas de catalizador de baja alúmina (13% de alúmina) fabricado por la Davison Chemical.
Las unidades que usan son del tipo Orthoflow, cuya configuración consta de un reactor formado por un tubo vertical externo (que contiene un sistema multiboquillas) doblado en la parte superior, un sistema de separación de los sólidos por inercia en la descarga dentro del desenganchador y dos etapas de regeneración.
3. OBJETIVOS
3.1.
OB J E TIVO GE NE R A L:
Realizar el estudio técnico y de factibilidad en la implementación de una unidad FCC, con la finalidad de dar mayor valor agregado a los hidrocarburos de alto peso molecular provenientes de las refinerías.
3.2.
OB J E TIVOS E S PE CÍF IC OS :
a) Plantear un sistema de planificación del proyecto en función a trabajos semanales. b) Plantear una ruta de procesamiento y purificación del gas oíl pesado de vacío para la obtención de GLP, Gasolina Blanca y diésel. c) Definir el emplazamiento de la planta FCC según normas de toma de decisiones. d) Plantear un sistema de separación aplicando criterios de diseños heurísticos e) Realizar la simulación del proceso FCC en el programa Aspen HYSYS v9. f) Diseñar diagramas PFD Y P&ID en base normas en el programa Microsoft Visio. g) Analizar la factibilidad económica de la planta FCC, en función a índices Costo-Beneficio (TIRM Y VAN).
4. ALCANCES El grupo pretende mediante el siguiente trabajo el diseño y análisis de una planta FCC, alcanzando conocimientos y criterios basados en normas.
De igual manera se pretende diseñar dicha planta para una capacidad acorde al RECOM producido por el país, para lo cual se asumió que todo el Vacuum gas oíl proviene del mismo. Se diseñará una simulación del proceso FCC tomando en cuenta parámetros y cualidades estimadas y recabadas de distintas plantas emplazadas en diferentes refinerías del mundo. Se analizará la factibilidad del emplazamiento de dicha planta en el país.
5. ACTIVIDADES
5.1.
DI AG R A MA D E G ANTT MARZO Semana 1
ACTIVIDADES
Semana 2
Semana 3
ABRIL Semana 4
Semana 1
Semana 2
Semana 3
MAYO Semana 4
Semana 1
Semana 2
Semana 3
SELECCIÓN DEL TEMA PLANIFICACIÓN DE LA PROPUESTA DE TRABAJO RECABAR INFORMACIÓN DE LA PROPUESTA DE TRABAJO SÍNTESIS DEL PROCESO PRELIMINAR DISEÑO DE DIAGRAMA DE BLOQUES DISEÑO DE DIAGRAMA DE FLUJO PRELIMINAR DISEÑO DE UN SISTEMA DE SEPARACIÓN DISEÑO DE DIAGRAMA DE FLUJO COMPLETO E INSTRUMENTACIÓN SIMULACIÓN DEL PROCESO EN EL PROGRAMA ASPEN HYSYS V9 ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD ECONÓMICA CONCLUSIÓN DEL PROYECTO DEFENSA DEL PROYECTO Tabla Nº 1 Diagrama de Gant
6. JUSTIFICACIÓN El motivo por el cual se decidió realizar el análisis fue realizar la factibilidad – económica de la implementación de una planta de conversión del Vacuum Gas Oíl para producir 8600 barriles por día (BPD) de gasolina y otros productos en CBBA a partir del Vacuum Gas Oíl de las refinerías del país para consumo nacional. El proceso evaluado por el grupo fue el método de FCC que tiene 94% de rendimiento.
7. ESTUDIO DE MERCADO Observando el escenario prometedor para los productos derivados del proceso
Semana 4
6. JUSTIFICACIÓN El motivo por el cual se decidió realizar el análisis fue realizar la factibilidad – económica de la implementación de una planta de conversión del Vacuum Gas Oíl para producir 8600 barriles por día (BPD) de gasolina y otros productos en CBBA a partir del Vacuum Gas Oíl de las refinerías del país para consumo nacional. El proceso evaluado por el grupo fue el método de FCC que tiene 94% de rendimiento.
7. ESTUDIO DE MERCADO Observando el escenario prometedor para los productos derivados del proceso FCC como ser la gasolina, diésel, gas licuado de petróleo, debido a que el país produce crudo reducido en exceso, se vio necesaria establecer si una planta de este tipo puede ser rentable. Los derivados del Vacuum Gas Oíl como la gasolina es muy utilizado a nivel mundial, en países asiáticos como ser Taiwán y Japón importan volúmenes grandes de esta materia prima a pesar de contar con plantas que se dedican a obtener esta materia prima, en América el principal consumidor de gasolina es EEUU, que al igual que los dos anteriores países importa la gasolina. Apreciando la tendencia de los mercados nacionales e internacionales es fácil concluir que el uso de productos como la gasolina , diesel etc., tienen y seguirán teniendo un uso creciente ya que en la actualidad los productos sustitutos presentan la desventaja de tener precios superiores ; es en este sentido y considerando que en la actualidad el país se perfila como un exportador de crudo reducido
es necesario conocer las ganancias que una planta FCC
lograría
generar al transformar el Vacuum Gas Oíl en productos tales como: gasolina , diésel, GLP, etc.
7.1.
ANÁLIS IS DE LA OFER TA Y DEMANDA
7.1.1. Análisis de oferta EEUU se ha convertido en un exportador neto de productos derivados. Las refinerías de Estados Unidos poseen las configuraciones más complejas a nivel mundial, y actualmente producen un excedente de destilados intermedios, principalmente Diesel y algunos destilados ligeros. Mientras que la mayor parte del diésel ha sido enviado a Europa, la gasolina se ha exportado a América del Sur. En cuanto a exportaciones de derivados, después de Estados Unidos, le siguen en orden de importancia Rusia, Países Bajos, y Singapur, En el caso de Rusia, este país busca capturar mayor valor al exportar productos derivados empleando su producción doméstica de crudo. Por el contrario, los Países Bajos y Singapur son países netamente importadores de crudo, mismo que procesan en sus refinerías y exportan los petrolíferos resultantes. Por último, en los tres casos, a diferencia de los Estados Unidos, los países han mantenido prácticamente constantes sus niveles de exportaciones en los últimos años. El quinto lugar en importancia es ocupado por Arabia Saudita, históricamente este país es el principal exportador de crudo, sin embargo, en la última década, ha invertido fuertemente en la refinación con la intención de capturar mayores ganancias al exportar productos derivados como el diésel y productos ligeros como la gasolina. Por último, vale la pena mencionar el caso de China que, aun cuando sigue siendo un importador neto de productos de petróleo, se convirtió en un exportador neto de combustible diésel y gasolina a mediados de 2012, principalmente a otros países de Asia, conforme el crecimiento de la demanda nacional de este derivado se desaceleró. Debido al rápido crecimiento en la capacidad de refinación, aunque a un ritmo mucho más lento durante los próximos dos años, las exportaciones de productos, en particular la gasolina, turbosina y diésel, tienden a crecer.
Tabla Nº 2 Exportaciones e Importaciones Mundial de productos derivados del Petroleo por region y principales paises
7.1.2. Anális is de demanda La industria de refinación mundial ha cambiado radicalmente en los últimos 15 años, ya que la demanda de productos refinados en los países de la OCDE se ha reducido, mientras que la demanda en los países fuera de la OCDE ha experimentado un crecimiento en todos los tipos de destilados. Considerando que los precios de la gasolina y el gasóleo dependían de la demanda de países OCDE, a saber, Estados Unidos y Europa Occidental, el cambio en los patrones de consumo ha hecho que los precios se correlacionan más estrechamente con la demanda fuera de la OCDE. Asia se convirtió en el motor del crecimiento mundial de la demanda de petrolíferos, liderado por los países en desarrollo como China y la India. El crecimiento económico en estos países se traduce en una mayor demanda de productos ligeros, como el diésel y gasolina. Sin embargo, las tasas de crecimiento de la demanda han comenzado a disminuir a la par de la
desaceleración económica. Además, la demanda de países desarrollados como Corea y Japón presenta una tendencia la baja. De igual forma, Europa reduce su demanda de manera sostenida debido al envejecimiento de la población y un fuerte compromiso con el Protocolo de Kyoto que está obligando a los fabricantes de automóviles a producir vehículos de bajas emisiones. La demanda de combustibles varía ampliamente dependiendo de la región y las condiciones económicas. Por ejemplo, en Estados Unidos, la gasolina representa casi la mitad de la demanda total de productos petrolíferos. Por ello, con la intención de controlar el crecimiento en la demanda, el gobierno de ese país impulsa políticas que reduzcan el consumo de combustibles por parte del sector transporte. El CAFE (Corporate Average Fuel Economy) que comenzó en 1975, establece límites en las tasas de consumo de combustibles a los fabricantes de automóviles de pasajeros. Actualmente, el nivel de consumo de combustible depende del tipo de vehículo y tamaño. De acuerdo con las normas vigentes el consumo medio de combustible para los vehículos producidos en 2016 es 31,1 millas/galón (equivalente a 13.22 km/lt). En gran parte del resto del mundo, la demanda de diésel, queroseno y otros destilados medios excede la demanda de gasolina. En Europa Occidental, como resultado de la política gubernamental de fomento a motores diésel en los vehículos, la dinámica de la demanda es la opuesta a la de Estados Unidos, razón por la cual los destilados intermedios constituyen la mayor proporción de la demanda. En Asia Pacífico, la demanda se distribuye uniformemente entre los destilados intermedios y ligeros. En tanto China como la India, el uso de diésel en la agricultura y la generación de electricidad es el principal impulsor de la demanda de destilados medios. A nivel mundial, en 2014, los destilados ligeros representaron 27.9% de la demanda total de petrolíferos; los destilados intermedios representaron la mayor proporción de la demanda con 36.7%, y los destilados pesados se ubicaron en la tercera posición con una participación de 12.6%,(véase Figura 2. 14).
A nivel nacional
según YPFB Corporación, el Diésel Oíl es el segundo
combustible de mayor producción de las refinerías después de la Gasolina Especial. Para el primer semestre del 2015, el 93,20% de la producción de este combustible se realizó en las refinerías de YPFB Refinación S.A. y el restante 6,80% en la Refinería Oro Negro. La producción promedio para el primer semestre del 2015 alcanzó 17.310 Bbl/día, volumen que superó a la producción promedio del 2014 en 15,2%. En ese contexto la gasolina especial es el segundo combustible de mayor consumo en el mercado interno (Bolivia). El reporte de la entidad estatal señala que en el primer semestre de 2015 se comercializó un promedio de 25.274 barriles diarios (Bbl/día), superior en 9,01% a similar periodo del 2014. En todo caso, el consumo interno de Diésel Oíl, se encuentra en 140 millones de litros al mes. La producción nacional llega a la mitad.
Tabla Nº 3 Demana Mundia de P rincipales derivadors del petroleo
7.2.
Cons umo mundial
Se pronostica que el consumo mundial de productos refinados va a crecer a una tasa promedio anual de 12%, por año, entre 2014 y 2020. A mediano plazo, el sector transporte en los países en desarrollo seguirá siendo el principal responsable del crecimiento de la demanda de petrolíferos. Se espera que China,
que es el mercado más importante para vehículos, lideré el crecimiento en la demanda, asociado a las altas tasas de crecimiento en la propiedad de automóviles de ese país y las previsiones de que, en 2025, el número total de automóviles en China alcanzará 266 millones. El crecimiento en el número de vehículos fuera de la OCDE, combinado con el aumento de las normas de emisión en algunos de estos países, se traducirá en un aumento de la demanda de destilados ligeros e intermedios. El crecimiento de la flota de automóviles de Asia impulsará el crecimiento de la demanda de gasolina, mientras que el transporte comercial sector contribuirá al crecimiento de la demanda de diésel. Por otro lado, en los países desarrollados se estima que la demanda permanecerá sin grandes cambios ya que han llegado a su punto máximo en cuanto a consumo de petrolíferos. Tanto Europa y como Estados Unidos se encuentran en un etapas en donde su mercado de automóviles está a punto de alcanzar la saturación. Además, las mejoras en la economía de combustible limitarán el crecimiento en el consumo de gasolinas y diésel. En general, la demanda mundial de diésel será la que presente las tasas de crecimiento más altas de entre los petrolíferos, incrementando su participación de 32% en 2013, a 37% en 2025.
8. UBICACIÓN Y EMPLAZAMIENTO
8.1.
Ubicación de la planta
El objetivo primario del estudio fue realizar la prefactibilidad técnico –económica de la implementación de una planta de conversión del crudo reducido para producir 4.000 barriles por día (BPD) de diésel oíl en Cochabamba a partir del crudo reducido de las refinerías del país para consumo nacional. La tecnología escogida fue Hydrocracking de la UOP de Estados Unidos que tiene 94% de rendimiento. El hydrocracking, es un proceso de hidrotratamiento a alta severidad en el cual un hidrocarburo reacciona con hidrógeno en presencia de un catalizador bifuncional para producir la ruptura de moléculas pesadas e hidrogenación y así convertirlos parcial o totalmente en Diesel oíl.
Figura 2 Mapa de Conexion del Oleoducto en Bolivia
A continuación se presenta la tabla de toma de decisiones para la ubicación y la propuesta de ampliación de una refinería añadiendo la unidad FCC en plantas de Cochabamba y Santa Cruz, mediante un método de selección estándar. Factores
Peso Santa Cruz
Cochabamba
Calificación Ponderación
Calificación
Ponderación
Materia prima disponible e insumos
0,2
5
1
4
0,8
Cercanía del mercado
0,15
4
0,6
6
0,9
Infraestructura vial y transporte
0,12
8
0,96
9
1,08
Comunicaciones
0,05
8
0,4
9
0,45
Infraestructura de manejo de desechos
0,1
7
0,7
8
0,8
abastecimiento de energía eléctrica y gas 0,07
8
0,56
9
0,63
disponibilidad de agua, alcantarillado
0,07
6
0,42
6
0,42
Disponibilidad de mano de obra
0,1
6
0,6
7
0,7
Costo de terreno
0,05
8
0,4
6
0,3
Incentivos industriales
0,02
7
0,14
5
0,1
antecedentes de conflictos sociales
0,04
8
0,32
3
0,12
entorno industrial favorable
0,03
7
0,21
5
0,15
Total
1
6,31
Tabla Nº 4 Toma de decisiones para posible ubicacion del proyecto
6,45
Bajo los resultados de la anterior tabla se llega a concluir que el lugar más optimo es la ciudad de Cochabamba que a partir de esa sección se llega a distribuir a distintas sección es de Bolivia.
8.2.
Dis ponibilidad de la materi a
Considerando que nuestro país posee grandes reservorios de petróleo, el cual al ser procesado (destilación atmosférica) genera un gran remanente de crudo reducido el cual es transportado a través del oleoducto OSSA-ll. En ese sentido la ubicación de la planta fue situada estratégicamente de tal modo que el oleoducto proporcione materia prima (crudo reducido) constantemente a nuestra planta de FCC para darle el valor agregado al crudo reducido.
8.3.
Mercados
La planta FCC genera múltiples productos que son de elevada demanda tanto como nacional e internacional. Partiendo de una materia prima poco apreciada actualmente (crudo reducido), la planta FCC produce solventes industriales, combustibles para el parque automotor, grasas lubricantes entre otros, adquiriendo así un elevado valor agregado y proporciona una solución a los problemas de demanda de combustibles que en la actualidad son importados y por lo tanto exigen ser subsidiados por el gobierno.
Figura 3 Distribuidor de Gasolina
8.4.
Dis ponibilidad de energ ía
La energia es uno de los elementos mas importantes para el funcionamiento de cualquier planta. En el caso especifico de nuestra planta la ubicación fue seleccionado en un lugar estrategico ya que por el lugar pasa una red electrica de alta tension, el cual proporcinar energia electrica constante de esta manera no existira inconveniente ante cualquier corte electrico o caida de tension.
Figura 4 Conexiones Electricas principales de Bo livia.
8.5.
Clima
Todos los factores ambientales son de estudio a la hora de decidir la ubicación de una planta industrial. Los climas extremos son, un factor limitante para la localización de la industria, ya que afectan de forma directa a los equipos que intervienen en el proceso. Por lo cual la planta de FCC debe situarse en un clima no muy extremo y tiene que contar con los insumos necesarios para el proceso a parte de nuestra materia prima.
8.6.
Mano de obra
La mano de obra para la operación de la planta es primordial, considerando que se encuentra en un lugar céntrico.
9. DESARROLLO DEL PROCESO
9.1.
Función e importancia del proces o.
La función del proceso FCC es convertir fracciones pesadas de petróleo y de bajo valor comercial en productos de alta calidad, como la gasolina de alto octano y las olefinas, a partir del uso de un catalizador de naturaleza zeolítica. Además, como subproductos se obtienen aceites pesados y gases ligeros que son utilizados como combustible dentro y fuera de la refinería. El proceso FCC es también considerado clave en la rentabilidad del proceso de refinación del petróleo y determina la competitividad de las refinerías dentro del mercado actual. Las principales virtudes del proceso son la adaptación a cambios continuos en las demandas de sus productos y la capacidad para el procesamiento de cargas pobres y pesadas. En la figura 5, se puede observar el diagrama de bloques completo de la refinación del petróleo, indicando también la parte del proceso FCC.
Figura 5 Diagrama de Bloques de la refinacion del Petroleo crudo
Figura 6 Diagrama de Bloques sistematica de un planta FCC
En la figura 6, se describe el proceso FCC en diagrama de bloques simplificado en el cual los productos más importantes de salida es GLP, GASOLINA, DIESEL.
Figura 7 Diagrama de Flujo, planta FCC
A nivel internacional, la desintegración catalítica provee casi la mitad de las gasolinas que entran en la sección de mezcla, conocida técnicamente como pool de gasolinas. Además, el 90% de las olefinas contenidas en la gasolina provienen del proceso FCC ejerciendo una marcada influencia en la calidad y cantidad de las gasolinas.
9.2.
DES CR IPCIÓN DEL PR OCES O.
El proceso FCC está constituido de varias etapas: precalentamiento de la carga FCC, vaporización, reacción de desintegración catalítica, separación de los productos FCC del catalizador, agotamiento del catalizador, regeneración, y separación de los gases de combustión del catalizador. La carga o alimentación FCC es generalmente una porción de crudo que consiste en una mezcla de parafinas, aromáticos, naftenos y, en ciertos casos, olefinas. Esta carga puede ser gasóleo proveniente de la destilación atmosférica, torre de
vacío o coquizadora, o bien una mezcla de estas corrientes con residuos atmosféricos o de vacío. La alimentación se calienta entre 400 y 630 K. Las fuentes de calor son el intercambio de calor con los fondos de la columna de destilación fraccionada o con hornos directos. Esta temperatura puede usarse como perturbación del sistema regulando el flujo de combustible al horno o el flujo de los fondos en el intercambiador según sea el caso. El reactor-regenerador es el corazón del proceso FCC. En un principio, el catalizador FCC no poseía la alta actividad que poseen las zeolitas modernas por lo que las reacciones se llevaban a cabo en un lecho fluidizado a bajas velocidades tal y como ocurre en el regenerador. Por ello, el tiempo de residencia del hidrocarburo era alto, de varios minutos, para asegurar una buena conversión del gasóleo. En años siguientes, la experiencia demostró que ocurría una conversión considerable del gasóleo en el tubo vertical denominado riser cuya función original era transportar el catalizador hacia el reactor. Cuando comenzaron a utilizarse los catalizadores zeolíticos, se aprovechó esta experiencia y el diseño de las unidades modernas se orientó a realizar la conversión del gasóleo dentro del riser. En la actualidad, las reacciones se llevan a cabo totalmente en el riser, con un tiempo de contacto corto antes de que el catalizador y los productos sean separados aunque pudieran ocurrir posteriormente algunas reacciones térmicas indeseables. La alimentación entra en la base del riser poniéndose en contacto con el catalizador regenerado. La relación en peso catalizador/aceite (C/A) varía de 4 a 9. El calor de reacción total en el riser es endotérmico por lo que el catalizador caliente provee la energía necesaria para la reacción. Las reacciones catalíticas ocurren convenientemente en fase vapor por lo que es necesaria la atomización de la carga a la entrada del riser. Esta atomización se obtiene con ayuda de vapor de agua promoviendo con ello que el hidrocarburo llegue a los sitios ácidos del catalizador. La expansión de los vapores del hidrocarburo provoca la elevación del catalizador a través del riser.
Puesto que las reacciones se llevan a cabo en el riser, el equipo conocido antiguamente como reactor tiene en la actualidad dos funciones: proporciona espacio para la separación del catalizador y los productos FCC a través de separadores tipo ciclón, y sirve como hogar para la etapa de agotamiento. La mayoría de las unidades usan ciclones de una o dos etapas que separan el resto del catalizador de los productos con una eficiencia típica superior a 99.995%. Después de la separación inercial, el catalizador contiene aún hidrocarburos atrapados en su superficie. Estos hidrocarburos se separan en el agotador usando vapor de agua cuyo contacto con el catalizador es en contracorriente con una 2
velocidad del vapor de 0.25 m/s y un flujo de catalizador de 40 a 60 kg/s m . Una parte de estos hidrocarburos se mantiene en los poros del catalizador y es irremediablemente quemado en el regenerador trayendo como consecuencia una pérdida de productos, un incremento en la temperatura del regenerador debido a la combustión de hidrógeno, y una pérdida de actividad ya que la combinación de temperaturas altas con la formación de vapor destruye la estructura cristalina del catalizador. El regenerador tiene dos funciones: Restaurar la actividad del catalizador y suministrar el calor para la desintegración. El catalizador pierde su actividad debido a que, como consecuencia de la desintegración catalítica, una especie deficiente de hidrógeno denominada coque se deposita sobre su superficie. El catalizador entra al regenerador con 0.8 a 2.5% de coque dependiendo del tipo de alimentación. El aire es la fuente de oxígeno para la combustión del coque. El compresor de aire posee una velocidad y presión tal que mantiene un estado fluidizado al lecho catalítico. El aire entra al regenerador por un distribuidor localizado al fondo de éste y cuyo diseño es tal que permite un suministro uniforme. Desde el punto de vista de la densidad de partículas catalíticas existen dos regiones en el regenerador: el lecho denso, situado encima del distribuidor, y el lecho diluido, situado en la entrada de los ciclones y que contiene menos cantidad de catalizador. El gas de combustión acarrea pequeñas porciones de catalizador
cuando abandona el lecho denso. Esta cantidad depende de la velocidad de salida de los gases. Las partículas grandes (50 a 90μ) se mantienen en el lecho denso, pero las pequeñas (0 a 50μ) s on suspendidas constituyendo al lecho diluido. Por lo
tanto, se usa un conjunto de ciclones en serie (de 6 a 16, primarios y secundarios) diseñados para retener partículas menores de 20μ. De esta manera el catalizador
recuperado retorna al regenerador y el gas de combustión sale de los ciclones dirigiéndose a un precipitador electrostático para la remoción de partículas contaminantes y es finalmente enviado a un sistema de recuperación de energía. La distancia encima del lecho, donde la velocidad de este gas es constante, se llama altura de separación de transporte (Acrónimo en inglés: TDH). A esta distancia el catalizador ya no cae hacia el lecho por la acción gravitatoria, por lo que la entrada a la primera etapa de los ciclones debe estar a un TDH mayor. En caso contrario podrían perderse grandes cantidades de catalizador. Existen dos formas de operar al regenerador: Combustión parcial o completa. La combustión parcial implica que el coque no es convertido totalmente a CO 2 y la temperatura en el regenerador se mantiene en intervalos moderados permitiendo manejar cargas más pesadas que, consecuentemente, producen más coque. La oxidación de CO a CO2 produce 2.5 veces más calor que de C a CO por lo que, al no existir una conversión total a CO2, la temperatura del regenerador se mantiene a niveles bajos. Por su parte, la combustión total o completa usa un exceso de O2 para quemar todo el CO disminuyendo el contenido de coque en el catalizador a menos de 0.1% en peso, aumentando la actividad y la selectividad. La combustión completa puede conseguirse térmicamente con un diseño apropiado del regenerador o, si las condiciones ideales no son alcanzadas, a través de un promotor de combustión que contiene trazas de platino, paladio u osmio. Finalmente, dada la conversión total del coque en CO 2, la temperatura del regenerador aumenta considerablemente por lo que el flujo de aire es usado para mantener a ésta en límites aceptables. La tubería de retención es una línea de transferencia que provee la presión necesaria para que el catalizador circule. En los casos donde la tubería se
encuentra dentro del regenerador se coloca un retenedor de catalizador, de una forma cónica invertida, antes de penetrar a la tubería de retención con el propósito de aumentar el tiempo de aireación para el catalizador regenerado. La aireación se asegura inyectando gas suplementario, ya sea aire, gas, N2 o gas combustible, a lo largo de la tubería. Los flujos del catalizador agotado y regenerado se regulan automáticamente a través de válvulas de deslizamiento semejantes a placas de orificio variable cuyo objetivo depende de su ubicación. La válvula de deslizamiento para catalizador agotado regula la cantidad de catalizador que ingresa al regenerador. Por su parte, la válvula de deslizamiento del catalizador regenerado se encarga de suministrar suficiente catalizador para calentar la alimentación y alcanzar la temperatura deseada en el riser. Además de estas válvulas, existen diversas válvulas que regulan otros flujos que entran y salen de la unidad tales como gasóleo, aire, gases de combustión y productos FCC Una vez que los productos FCC abandonan al convertidor catalítico, éstos son enviados a una planta de recuperación de gas constituida principalmente por una torre de absorción y una columna de destilación fraccionada. La columna de destilación fraccionada es conocida como fraccionador principal. Como su nombre lo indica, su función es separar físicamente a los productos FCC de acuerdo a sus puntos de ebullición para que, posteriormente, sean trasladados a otras partes de la refinería para su uso interno o bien hacia alguna otra etapa para que los productos alcancen las características necesarias para su comercialización.
9.3.
Unidades FC C actuales.
Existen diferentes configuraciones en los convertidores FCC. Las configuraciones actuales más importantes son fabricadas por UOP, Kellogg, Exxon y ESSO. Cada configuración presenta variaciones en aspectos mecánicos, hidrodinámicos y de diseño. Estas características permiten clasificar a las unidades FCC (UFCC) en dos tipos de acuerdo al arreglo de los equipos y accesorios: la unidad aglomerada (stacked unit) y la unidad disgregada (side-by-side unit). En particular, una de las
unidades UFCC más utilizadas del tipo de unidades aglomeradas es la unidad Orthoflow de Kellogg.
Figura 8 Tipos de arreglos mecánicos en UFCC. A. Unidad disgregada. B. Unidad aglomerada.
9.4.
Caracterís ticas de la carg a.
La carga FCC es comúnmente denominada gasóleo el cual es un corte de petróleo que ebulle entre 600 y 820 K. Las propiedades de la carga FCC dependen íntimamente tanto del origen del crudo del cual provienen como del proceso de refinación previo En la caracterización de la carga es importante conocer el tipo de familias químicas que la constituyen, así como las impurezas que afectan la calidad de la misma. La clasificación de los hidrocarburos es conocida en el campo de la refinación como análisis PONA, que agrupa a los hidrocarburos en parafinas, olefinas, naftenos y aromáticos. Las parafinas o alcanos son hidrocarburos de cadena lineal o ramificada con fórmula CnH2n+2. La alimentación FCC es predominantemente parafínica (del 50 al 65% en peso de la alimentación). Las alimentaciones parafínicas son fáciles de desintegrar produciendo mayores rendimientos cuya mayor proporción es gasolina. Las olefinas o alquenos son hidrocarburos insaturados de fórmula C nH2n, de naturaleza inestable y que pueden reaccionar consigo mismos o con otros
componentes como el oxígeno y el bromo en solución. Las olefinas no existen naturalmente sino que aparecen como resultado del preprocesamiento de la carga. Estos procesos incluyen la desintegración térmica y otras operaciones de desintegración catalítica. Las olefinas producen compuestos indeseables como el coque. Se encuentra en baja proporción (5% en peso de la carga). Los naftenos o cicloalcanos son compuestos saturados y cíclicos que poseen la misma fórmula de las olefinas pero con características diferentes y son deseables porque producen gasolina de alto octano. La gasolina proveniente de naftenos es más pesada y con más aromáticos que aquélla proveniente de parafinas. Los aromáticos, de fórmula CnH2n-6, son parecidos a los naftenos pero con un anillo insaturado estable. Los aromáticos contienen al menos un anillo bencénico y son indeseables porque la mayoría no se desintegran. En comparación con las parafinas, los aromáticos producen poca gasolina con menos ganancia del volumen de los productos y gasolina de alto octano. Las alimentaciones FCC actualmente son más pesadas y contienen altos niveles de N, S y metales los cuales tienen efectos negativos en el desempeño de la unidad. Los metales como Ni, V y Na desactivan permanentemente al catalizador, mientras que el nitrógeno disminuye la actividad temporalmente. El azufre, por su parte, aumenta los costos del proceso pues es necesario un tratamiento para disminuir su contenido y cumplir con las disposiciones ambientales. Este tratamiento, como los procesos de hidrotratamiento, es comúnmente realizado antes de entrar al proceso FCC.
9.5.
DES CR IPCION DE LA MATER IA PR IMA.
En el proceso de la destilacion atmosferica del petroleo crudo se generan multiples productos los cuales son usados en diferentes procesos petroquimicos. Con este fin nos enfocaremos en el Gasoil Pesado Vacío. Acontinuacion se presenta una tabla con los productos de mayor interes.
Tabla Nº 5 Caracteristicas de Productos
Considerando que la materia prima para el craqueo catalítico fluidizado es el gasoil pesado el cual está compuesto por una mezcla de hidrocarburos pesados obtenidos mediante destilación al vacío del crudo reducido de petróleo. En este sentido se presenta una lista de los compuestos estándar que componen el gasoil pesado al vacío (GOPV), presentando múltiples de sus propiedades.
Tabla Nº 6 Componentes Parafinicos del Vacuum Gasoil
Tabla Nº 7 Componentes Naftenicos del Vaccum Gasoil
Tabla Nº 8 Componentes Aromaticos del Vacuum Gasoil
9.5.1. ZSM-5, (en inglés Zeolita Socony Mobil - 5) es una zeolita mineralSu fórmula
química es
Nan AlnSi96-nO192·16H2O
(0
es
ampliamente utilizado en la industria del petróleo como catalizador heterogéneo de reacciones de isomerización de hidrocarburos.
9.5.2. ESTRUCTURA ZSM-5 se compone de varias unidades pentasil unidos entre sí por puentes de oxígeno para formar cadenas pentasil. Una unidad se compone de ocho pentasil anillos de cinco miembros. En estos anillos, los vértices son Al o Si y una O se supone que es en régimen de servidumbre entre los vértices. Las cadenas pentasil están interconectadas por puentes de oxígeno para formar láminas con agujeros de 10 anillos. Cada lámina está conectada por puentes de oxígeno para formar una estructura con "recta de 10 canales de anillo que corre paralela a las ondulaciones sinusoidales y canales de 10-anillo perpendicular a las hojas". Las capas adyacentes a las láminas están relacionadas por un punto de inversión. El tamaño de poro estimado del canal que va paralelo a las ondulaciones es 5.4-5.6 Å.
Figura 9 Estructura del catalizador ZMR-5
9.6.
CA R AC TER ÍSTICAS DEL CA TALIZADOR.
Un catalizador es una sustancia que acelera o reduce la velocidad de una reacción. De las propiedades del catalizador depende la selectividad y el
rendimiento de productos repercutiendo directamente en la rentabilidad económica de las plantas de proceso. Para el proceso FCC el catalizador se formula con materiales clasificados como: componente activo, matriz y aditivos. La proporción de estos componentes depende de los objetivos de operación tales como maximizar el índice de octano de las gasolinas o minimizar la producción de coque. Como componente activo se ocupa actualmente un silicoaluminato cristalino denominado zeolita. Existen más de 150 variedades de este tipo de catalizadores en el mercado que pueden exhibir diferencias muy significativas. En algunas unidades se utiliza una mezcla de zeolita-Y, zeolita-UY con un alto contenido de silicio y zeolitas con elementos de tierras raras (zeolita - HY-TR). El diámetro promedio de un catalizador FCC varía entre 50 y 70 micrómetros conformado principalmente por sílice, alúmina y tierras raras. Los catalizadores comerciales son fabricados con cristales de zeolita de 1 a 2 μm
de diámetro promedio, los cuales se dispersan sobre una matriz amorfa de sílice y alúmina. En estos catalizadores, la mayoría de los sitios activos se encuentran dentro de los poros y sólo el 3% de los sitios activos se encuentran en la superficie externa. Las moléculas pesadas difícilmente alcanzan a desintegrarse pues son incapaces de ingresar por los poros del catalizador. Puesto que la investigación en los catalizadores FCC ha sido la principal contribuyente en los avances tecnológicos de este proceso, existen esfuerzos continuos en mejorar el catalizador de acuerdo a las nuevas necesidades del mercado. Tal es el caso de un nuevo tipo de catalizador formulado a partir de cristales de zeolitas de diámetros menores a un micrómetro. Estos catalizadores, denominados catalizadores con zeolitas submicrón, abren una nueva ruta de investigación que ha sido impulsada por los diversos trabajos de Al-Khattaf y de Lasa (1999, 2002) y Al-Khattaf (2001). En los capítulos siguientes se establecerán las principales diferencias entre los catalizadores convencionales y los catalizadores submicrón. Por su parte, los aditivos del catalizador son materiales agregados con el propósito de mejorar el comportamiento de la unidad y tienen diferentes funciones como promover la combustión de coque en el regenerador, mejorar el octano de la
gasolina, maximizar el rendimiento de olefinas, reducir los gases SO x en los gases de combustión, y como trampas de vanadio para evitar que esta especie disminuya irreparablemente la actividad del catalizador. La desactivación temporal de los catalizadores FCC se debe a la deposición de coque sobre su superficie, reduciendo la actividad de los sitios activos del mismo. Aunque regularmente se supone que el coque es principalmente carbono, debe tomarse en cuenta que otros compuestos están presentes y son los causantes de las emisiones contaminantes de N y S. El otro mecanismo de la desactivación catalítica es la llamada desactivación permanente, por desaluminación y envenenamiento metálico. Este tipo de desactivación no puede recuperarse en el regenerador y es causada por metales pesados, especialmente níquel y vanadio. Por esta razón, es una práctica necesaria en las refinerías el adicionar diariamente determinada tasa de catalizador con el propósito de mantener una actividad del catalizador constante.
9.7.
CA R AC TER ÍSTICAS DE LOS PR ODUCTOS Y SUB PR ODUCTOS.
Hemos mencionado que los productos más importantes en el proceso FCC son las olefinas y la gasolina debido a su alto valor comercial. Mientras que las olefinas son la materia prima en petroquímica para la generación de polímeros y otros derivados, la gasolina constituye el combustible de transporte más ampliamente usado en el mundo. Además de estos productos, se obtienen subproductos con menor valor comercial como los aceites cíclicos y decantados, así como otros gases. La mayoría de éstos se emplean como combustible dentro de la refinería. A continuación se describe brevemente a cada uno de los productos FCC El gas (C2 y más ligeros) que deja la torre de absorción de hidrocarburos se refiere como gas seco y contiene hidrógeno, metano, etano, etileno y trazas de H 2S. Este gas es tratado con aminas para remover el H 2S y otros gases ácidos y posteriormente es enviado al sistema de gas combustible de la refinería. Si existe producción apreciable de H2 puede recuperarse por criogenia, absorción o
separación por membranas. Este hidrógeno se usa normalmente en el hidrotratamiento. El vapor de salida del desbutanizador o estabilizador, usualmente referido como GLP, es rico en propileno y butileno los cuales son útiles en la producción de gasolina reformulada. Además, los butilenos y pentenos son utilizados en la fabricación de aditivos para la gasolina. Típicamente consideramos a la gasolina como una mezcla de hidrocarburos predominantemente parafínicos que ebulle entre 310 y 500 K. La gasolina es el producto más importante de la desintegración catalítica y su calidad, medida en números de octano, depende de las condiciones de operación, la calidad de la carga al reactor y del tipo de catalizador usado. Los productos FCC más pesados son conocidos como aceites cíclicos. El aceite cíclico ligero (ACL) se usa como especie de licuefacción en aceite caliente y diesel; es útil en invierno como combustible cuando su valor es mayor que el de la gasolina, por lo tanto, las refinerías aumentan su producción. El aceite cíclico pesado (ACP) es una de las corrientes de la columna principal que ebulle entre el ACL y el aceite decantado, se usa para transferir calor a la alimentación o al rehervidor del desbutanizador, y es procesado en el hidrotratador o mezclado con el aceite decantado. El aceite decantado, llamado también aceite clarificado, fondos o residuo FCC, es el más pesado y barato de los productos FCC, se mezcla comúnmente con el aceite No. 6 que es un combustóleo para motores y calefacción, y se vende como carbón negro o se recicla para su desintegración. El coque es un conjunto de componentes de C, H y trazas de N y S que es en realidad necesario en la operación del proceso FCC pues su combustión compensa la pérdida de calor en el riser. Existen varios tipos de coque dependiendo de su origen:
Coque catalítico. Producido de la desintegración de la carga FCC a
productos más ligeros.
Coque contaminante. Producido por la presencia de metales como el níquel
y vanadio, depositados en el catalizador.
Coque en la alimentación. Proviene de la carga y cuyo contenido se mide
por pruebas como Ramsbottom o Conradson.
Coque de circulación. Es un coque rico en hidrógeno y proviene del reactor-
agotador.
9.8.
QUÍMICA DE LA DES INTEG R AC IÓN CA TALÍTICA.
La desintegración catalítica de gasóleo se efectúa básicamente mediante la formación de iones carbonio. Un ion carbonio tiene un átomo de carbono con carga positiva por una deficiencia en electrones. El comportamiento de los iones carbonio se basa en el hecho de que necesitan electrones para completar el octeto de carbono. Existe una comprensión muy pobre sobre las reacciones complejas que ocurren sobre la superficie catalítica. Las reacciones de desintegración involucran la ruptura de los enlaces carbono-carbono y son termodinámicamente favorecidas a altas temperaturas debido a su naturaleza endotérmica. Los productos primarios de la desintegración de gasóleos son parafinas y olefinas en el intervalo de ebullición de la gasolina (C5- C12), n-butano, butenos y propileno. Las parafinas y olefinas contenidas en la gasolina se desintegran posteriormente dependiendo de la conversión que se alcance durante la reacción. Los butenos se consideran productos primarios inestables y el propileno y el n-butano se denominan productos primarios estables. Las principales reacciones que ocurren en la desintegración catalítica son las siguientes:
Desintegración de parafinas a olefinas y parafinas ligeras.
Además de las anteriores, también ocurren reacciones de condensación y desproporción de olefinas de peso molecular bajo. Algunos ejemplos específicos de las reacciones que se llevan a cabo son: Desintegración de una parafina de alto peso molecular formando una parafina menor y una olefina.
La desintegración es endotérmica. Los naftenos sufren reacciones similares a las anteriores, mientras que los compuestos aromáticos sufren rompimientos produciendo una olefina y un nuevo aromático. Los aromáticos multianulares regularmente no se desintegran pero pueden sufrir transalquilaciones. Las parafinas y olefinas formadas pueden nuevamente desintegrarse por el mismo mecanismo de la formulas anteriores. Las olefinas pueden desintegrarse como en el caso siguiente:
aunque también pueden polimerizarse:
y pueden sufrir reacciones de transferencia de hidrógeno, tales como:
o bien
Además, se forman polímeros olefínicos y otros componentes de alto peso molecular con bajo contenido de hidrógeno y gases de peso molecular bajo (por ejemplo, metano e hidrógeno). Algunos de estos compuestos de alto peso molecular forman coque. De manera global puede escribirse:
En términos generales, mientras menor sea el peso molecular de una especie, mayor será la temperatura necesaria para conseguir la desintegración.
10. DIAGR AMAS 10.1. DIAGR AMA DE FLUJO MODELADO EN EL SIMULADOR AS PEN HYSY SS V9.0
Figura 10 Diagrama de flujo correspondiente ala diseño en simulador ASPEN HYSYSS V 9.
10.2. DIAGR AMA DE PROCE SO INSTRUMENTADO. 10.2.1.
S ección del reactor FC C
10.2. DIAGR AMA DE PROCE SO INSTRUMENTADO. 10.2.1.
S ección del reactor FC C
Figura 11 Diagrama de Flujo instrumentado de la seccion del Reactor FCC
10.2.2.
A bsorbedor principal
Figura 12 Diagrama de flujo e instrumentado de la seccion del Absorvedor
10.2.3.
Desbutanizador
Figura 13 Diagrama de flujo instrumentado de la seccion del Desbutanizador
11. BALANCE DE MASA Y ENERGIA
11.1. RE ACTOR RIS ER
Corriente Gaseosa
Fracción de vapor Temperatura Presión Flujo molar Flujo de masa Flujo volumétrico de liquido Flujo de calor
Unidad
EFLUENTE
C kPa kg mole/h kg/h m3/h
1,0 545,0 340,0 3492,2 226130,4 328,0
kJ/h
-188339556,1
11.2. FR AC CIONADOR PR INCIPAL FCC
Unidad
1,0
1
0
0
0
1
1
0
C
545,0
240,0
50,0
50,0
340,0
50,0
240,0
207,7
kPa
340,0
1351,3
255,0
255,0
301,7
255,0
1351,3
272,5
kgmole/h
3492,2
305,3
729,7
570,4
32,2
2185,0
20,5
301,3
Flujodemasa
kg/h
226130,4
5500,0
13145,3
55528,3
10999,8
92847,1
370,0
59489,6
Flujo volumétricode liquido Flujodecalor
m3/h
328,0
5,5
13,2
72,2
9,8
173,3
0,4
65,3
kJ/h
-188339556
-71752300
-65321566.5
-112499728,7
-17597716
-138197660,4
-4826972
-108004167,2
Fracciónde vapor Temperatura Presión Flujomolar
11.3. PAR TE DE SE PAR ACION
11.3. PAR TE DE SE PAR ACION
Unidad
Fracción de vapor Temperatura
C
Presión
kPa
Flujo molar
kg mole/h kg/h
Flujo de masa Flujo volumétrico de liquido Flujo de calor
m3/h
kJ/h
1
2
3
VAPOR (proveniente del separador de fases )
LIQUIDO LIGERO (gasolina en buen porcentaje)
AG UA
1,0
0,7
1,0
1,0
0,0
0,0
105,0 748,3 2185,0
35,0 748,3 2185,0
86,3 1802,0 1564,6
35,0 748,3 1564,6
35,0 748,3 527,5
35,0 748,3 92,9
92847,1 173,3
92847,1 173,3
57987,0 119,0
57987,0 119,0
33187,0 52,6
1673,2 1,7
129608801,7
157088104,2 71702161,7 76202363,6 54382707,0 26503033,7
11.4. Torre de abs orción s ecundaria
3
12
7
CORRIENTES DE FONDOS DEL AB SO RB ED OR AXUI LIA R
CORRIENTE GASEOSA DE V101
CORRIENTE DE RESIRCULACION DE GASOLINA AL AB SO RB ED OR AXUL IAR
T301_Ovhd
CORR IENTE DE RESIRCULACION (STRIPPER)
1,0
0,2
0,1
0,0
1,0
0,0
1,0
1,0
Unidad Fracción de vapor Temperatura
C
86,3
50,2
35,1
50,6
40,0
35,0
39,9
41,7
Presión
kPa
1802,0
1266,3
255,0
1322,3
1266,3
1202,3
1300,3
1266,3
Flujo molar
kg mole/h kg/h
1564,6
186871,2
10 97,9
146261, 5
32517,6
1 13315,8
658, 3
39045,0
57987,0
12765832,4
88715,2
11430786,8
1041500,0
10314963,6
14186,1
1277058,6
m3/h
119,0
19509,1
12 4,8
16322,3
2564,7
13670, 9
38,0
30 67,8
kJ/h
71702161,7
24779870366,0
166882435,7
22571909171,9
1606916970,0
20834679860,1
33695848,8
Flujo de masa Flujo volumétrico de liquido Flujo de calor
11.5. Stripper
2136259032,4
11.5. Stripper
13
15
AG UA PRODUCTOS DE V-101 DE STRIPPER
14
0,17
0,00
0,00
0,00
0,00
Unidad Fracción de vapor Temperatura
C
40,00
40,00
40,00
176,70
127,00
Presión
kPa
1266,33
1266,33
1266,33
1301,33
1301,33
Flujo molar
kg mole/h kg/h
186452,44
153934,89
0,00
114889,84
114889,84
12732636,63
11691136,65
0,00
10414078,00
10414078,00
m3/h
19460,51
16895,82
0,00
13828,01
13828,01
kJ/h
-25067795907,8
-23460878938
0,00
17665156697,4
18970843187,30
Flujo de masa Flujo volumétrico de liquido Flujo de calor
11.6. Desbutanizador
GAS LICUADO DE PETROLEO (GLP)
T304_Water_1
PROODUCTOS DEL PIE DE COLUMNA
16
PRODUCTO DE GASOLINA
6,35E-05
6,35E-05
0
0
0
Unidad Fracción de vapor Temperatura
C
50,432628
50,432628
174,012853
35
35
Presión
kPa
1171,325
1171,325
1202,325
1202,325
1202,325
Flujo molar
kg mole/h kg/h
1094,74682
0
113795,091
113795,091
479,300567
55484,3223
0
10358593,6
10358593,6
43629,9998
m3/h
99,2426474
0
13728,7686
13728,7686
57,8250477
kJ/h
67174839,2
0
-1,7694E+10
2,0923E+10
88126057,7
Flujo de masa Flujo volumétrico de liquido Flujo de calor
12. Tren de separación Este sistema constituye una unidad aparte y su principal función es separar la gasolina no estabilizada y los gases livianos de tope de la fraccionadora en gas combustible (C1, C2), GLP (C3, C3=, C4, iC4, C4=) y gasolina liviana. Generalmente esta unidad está constituida por un compresores de gas húmedo, un fraccionador principal, un absorbedor, un stripper y una desbutanizadora además separadores de fases. La corriente proveniente de los condensadores de tope de la columna principal, la cual contiene vapores, hidrocarburos líquidos y agua, fluyen al acumulador de tope en donde son separados. Los vapores de hidrocarburos fluyen al compresor de gas húmedo. El término gas húmedo se refiere a los componentes condensables que contiene el gas, ya que a las condiciones de operación del acumulador de tope, la corriente de gas al compresor contiene no sólo etano y livianos sino también alrededor de 90% de los C3’s y C4’s y el 10% de la gasolina producida.
Figura 14 Separadores de componentes
El vapor del separador de alta presión fluye al absorbedor primario donde se recuperan los compuestos C3’s y más pesados con una corriente de gasolina no
estabilizada y una de gasolina estabilizada. El vapor del absorbedor primario se envían al absorbedor secundario en donde la gasolina remanente C5’s y más
pesada es separada. Se emplea aceite de ciclo liviano como absorbente,
retornándose a la columna principal, mientras que el gas combustible se envía a una unidad columna de stripper la cual opera conjuntamente con el absorbedor primario.
Figura 15 Columna de Stripper
En la desbutanizadora
se separan las olefinas (C3 y C4) de la gasolina,
obteniéndose el primero como producto de tope, y la segunda, denominada gasolina estabilizada como producto de fondo. Las olefinas se envían a la unidad de aminas para la remoción de H2S y posteriormente se envían a la torre depropanizadora, donde se separa el propano/propileno por el tope, y olefinas C4/C5 por el fondo. El propano/propileno se envía a la torre secadora para eliminar humedad, antes de enviarse a la unidad de Alquilación.
Figura 16 Columna Desbutanizadora
12.1. Heurísticas Usos de las heurísticas •
Mejoran el proceso.
• Disminuyen costos. • Evitan accidentes. • Optimizan la planta. • Toma
de decisiones rápidas.
• Calidad
del producto.
13. ANÁLISIS ECONÓMICO Con la finalidad de conocer la factibilidad del emplazamiento de nuestra unidad FCC realizaremos un análisis económico en base a la tasa interna de retorno(TIR). A continuación, se presenta la tabla# en la cual se muestran los ingresos anuales máximos por los productos a producirse GLP, GASOLINA Y DIESEL. Gama de productos a obtener costo unidad de venta Costo unidad de venta unidades a producir ingreso bruto anual Bs $ maximo anual $ gas licuado de petroleo 2,25 0,321428571 77256000 24832285,71 gasolina especial 3,74 0,534285714 413568000 220963474,3 Diesel oil 3,72 0,531428571 406872000 216223405,7 462019165,7
Tabla Nº 9 Costos unitarios de los productos
Se puede presentar que el volumen a producirse de los diferentes productos puede presentarse en el siguiente gráfico. VOLUMENES DE PRODUCCION
450000000 400000000 350000000 300000000 250000000
GASOLINA
DIESEL
200000000 150000000 100000000 GLP
50000000 0 1
2
3
Tabla Nº 10 Diagrama de barras en volumen de produccion
A continuación se presentara el requerimiento del personal para la planta FCC con sus respectivos sueldos de acuerdo a sus áreas laborales. Se prevee que anualmente se trabajara 300 dias/año, 24 hr/dia distribuidos en tres turnos que serán rotativos. N°
Cargo
Sueldo
1
Gerente
2000
667,533333 2667,53333 34677,93333
1
34677,93333
2
Jefe de Producción
1000
333,766667 1333,76667 17338,96667
3
52016,9
3
Jefe de Comercialización 1000
333,766667 1333,76667 17338,96667
1
17338,96667
4
Operario de Planta
747
3238,2948
3985,2948
51808,8324
9
466279,4916
5
Secretaria - Contadora
300
100,13
400,13
5201,69
2
10403,38
6
Porte ro - Me nsaj ero
259, 34
86, 5590473 345,899047 4496, 687615
3
13490,06285
TOTAL
Beneficios
Sueldo final Sueldo anual personas por area Salario por area
594206,7344
Tabla Nº 11 Requerimiento de personal con sus posibles sueldos correspondientes
En el respectivo flujo de caja observamos las entradas de efectivo a su ves las salidas anuales durante un periodo de 20 años, en los cuales el primer años se trabajara con un 50% de capacidad de producción , luego progresivamente se incrementa la capacidad de produccion en 10 % por año de la planta. Apartir del año 6 la capacidad de la planta será de un 100% de funcionamiento.
PERIODO (AÑO)
0
1
2
3
4
5
6
Entrada de Efectivo
ingresos GLP ingresos gasol ina ingresos di esel
0 12416142,9 14899371,43 0 110481737 132578084,6 0 108111703 129734043,4
17382600 19865828,6 22349057,1 24832285,7 154674432 176770779 198867127 220963474 151356384 172978725 194601065 216223406
Total i ngre so de e fe cti vo
0
323413416
231009583 277211499, 4
369615333
415817249
462019166
Salida de efectivo
Vacuum gasoil Servicios Bacicos Depreciaciones equipamiento INTERESES Salarios impuestos incentivos de comercializacion
0 144000000 172800000 201600000 20000 100000 100000 100000 0 6500000 6500000 6500000 130000000 0 0 0 0 4305000 4110000 3915000 0 594206,734 623917,0712 655112,925 0 30031245,8 36037494,93 42043744,1 0 23100958,3 27721149,94 32341341,6
Totoal s al ida
130020000
287155199
326419395
365685229
404952783
-130020000 22378172,1 29318937,49 36258217,4 43195937,5 50132019,8 57066382,5
Flujo neto del periodo 7
208631411 247892561, 9
230400000 259200000 288000000 100000 100000 100000 6500000 6500000 6500000 0 0 0 3720000 3525000 3330000 687868,571 722262 758375,099 48049993,2 54056242,4 60062491,5 36961533,3 41581724,9 46201916,6
8
9
10
11
12
24832285,7
24832285,7
24832285,7
24832285,7
24832285,7
24832285,7
24832285,7
24832285,7
24832285,7
24832285,7
24832285,7
24832285,7
24832285,7
24832285,7
220963474
220963474
220963474
220963474
220963474
220963474
220963474
220963474
220963474
220963474
220963474
220963474
220963474
220963474
216223406
216223406
216223406
216223406
216223406
216223406
216223406
216223406
216223406
216223406
216223406
216223406
216223406
216223406
462019166
462019166
288000000
288000000
288000000
288000000
288000000
288000000
288000000
288000000
288000000
288000000
288000000
288000000
100000
100000
100000
100000
100000
100000
100000
100000
100000
100000
100000
100000
100000
100000
6500000
6500000
6500000
6500000
6500000
6500000
6500000
6500000
6500000
6500000
6500000
6500000
6500000
6500000
462019166
462019166
462019166
13
462019166
0
0
0
0
0
0
3135000
2940000
2745000
2550000
2355000
2160000
14
462019166
0
15
462019166
0
1965000
16
462019166
462019166
0
1770000
17
462019166
288000000
0
1575000
18
462019166
0
1380000
19
462019166
0
1185000
20
462019166
288000000
0
990000
0
795000
600000
796293,854 836108,547 877913,975
921809,673 967900,157 1016295,16
1067109,92 1120465,42 1176488,69 1235313,12 1297078,78 1361932,72
1430029,36 1501530,82
60062491,5
60062491,5
60062491,5
60062491,5
60062491,5
60062491,5
60062491,5
60062491,5
60062491,5
60062491,5
60062491,5
60062491,5
60062491,5
60062491,5
46201916,6
46201916,6
46201916,6
46201916,6
46201916,6
46201916,6
46201916,6
46201916,6
46201916,6
46201916,6
46201916,6
46201916,6
46201916,6
46201916,6
404795702
57223463,7
404640517
57378649,1
404487322
57531843,6
404336218
57682947,9
404187308
57831857,4
404040703
57978462,4
Tabla Nº 12 Flujo de caja estimada en 20 años
403896518
58122647,7
403754874
58264292,2
403615897
58403268,9
403479721
58539444,5
403346487
58672678,8
403216341
58802824,9
403089437
58929728,2
402965939
59053226,8
Con la información antes vista podemos demostrar que el comportamiento económico de la planta tendrá un comportamiento según muestra la imagen ##3
COMPORTAMIENTO DEL FLUJO DE CAJA 100000000
50000000
0 1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
-50000000
-1E+08
-1.5E+08
Tabla Nº 13 Comportamiento del Flujo de caja en diagrama de barras.
Mediante el criterio de la tasa interna de retorno podemos demostrar la factibilidad de nuestro proyecto.
TIR = 30% .\evaluación financiera FCC.xlsx
14. CONCLUSIONES Se logró culminar el proyecto en el tiempo establecido siguiendo el cronograma de grupo basado en la metodología prevista por el docente de la materia. Se logró diseñar un sistema de separación para la obtención de GLP, gasolina, Diesel partiendo del producto expulsado de la unidad FCC. El proyecto propone el emplazamiento para ampliar la refinería de valle hermoso ya que esta posee un destilador al vacío el cual nos proveería de la materia prima Vacuum gasoil.
Se logró establecer las heurísticas que poseen relevancia para la obtención de nuestros productos finales. Se logró simular correctamente el proceso FCC partiendo del Vacuum gasoil hasta la obtención de los productos deseados. Para diseñar diagramas PFD Y P&ID se recurrio a anexos de bibliografías externas para realizar el análisis
14.1. OBSERVACIONES Considerando la amplia gama de componentes de Vacuum gas oíl para la correcta simulación se recurrio al uso de compuestos hipotéticos. El programa de hysis maneja por defecto para la simulación de proceso FCC múltiples heurísticas que favorecieron a la rápida selección de separación. El diagrama P&ID tuvo no se pudo realizar ya que no se posee un simulador que nos permitiera diseñarlo personalmente.
15. BIBLIOGRAFIA. Refino Del Petróleo (VII): Craqueo Catalítico, FCC – Ingeniería Química https://www.ingenieriaquimica.net/articulos/320-refino-del-petroleo-vii craqueocatalitico-fcc Cracking Catalítico Fluido htt://gustato.com/petróleo/crackingcf.html Fraccionador Catalítico Fluidizado- FCC/FLEXIM htt:www.flexim.com/es/industria/petróleo-y-gas/soluciones-derefineria/fraccionador-catalitico-fluidizado-fcc Tb Craqueo Catalítico De Fluidos https://es.slideshare.net/mobile/luciapardo794/tb-craqueo-catalitico-de-fluidos Ing. Quím. Gonzalo Sánchez (2013-2017). Visible Body: ANCAP. https://www.fing.edu.uy/iq/cursos/qica/industria/Cracking.pdf https://www.osha.gov/dts/osta/otm/otm_iv/otm_iv_2.html FCC Conversion Technology. Exxon Mobil Reasearch and Engineering (Consulta: 4 de Octubre del 2014) http://www.exxonmobil.com/Apps/RefiningTechnologies/Files/sellsheet_07a_fcc.pdf Abou-Jeyab, R. A.; Gupta, Y. P. Control of the Fluidized Catalytic Cracking Process Using a Simplified Model Predictive Controller. Ind. Eng. Chem. Res. 1996
