escuela superior de ingenieria quÍmica e industrias

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA QUÍMICA E

INDUSTRIAS EXTRACTIVAS

ALTERNATIVAS TECNOLOGICAS PARA REDUCIR LA

PRODUCCION DE COMBUSTOLEO

TESIS COLECTIVA

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE

INGENIERO QUIMICO PETROLERO

PRESENTAN

CHÁVEZ SALGUERO VICTOR DANIEL

REGALADO MARTÍNEZ ELIZABETH

DIRECTOR DE TESIS: ING. ARIEL DIAZBARRIGA

DELGADO

MÉXICO D.F., ENERO 2015

Agradecimientos

Al Instituto Politécnico Nacional por ser nuestra alma mater.

A la Escuela Superior de Ingeniería Química e Industrias Extractivas por

nuestra formación profesional.

Al Ing. Ariel Diazbarriga Delgado por su apoyo, esfuerzo, dedicación y

conocimientos para que este trabajo se realizará y llegará a buen término.

A los profesores que nos otorgaron sus conocimientos

Agradecimientos

A Dios, por haber sido mi luz y mi fuerza en momentos complicados. Por la vida

que me dio, el lugar en donde me puso y las personas tan extraordinarias que me

ha permitido conocer. Por ver cumplida una promesa más.

A mis padres, por su apoyo incondicional todo este tiempo, porque en medio de

todas nuestras dificultades pudimos salir adelante. Son mi ejemplo a seguir. A mi

mamá Rosa Martínez Bernal por su amor, su cuidado y ser inspiración para mí. A

mi papá Jorge Regalado Atilano por sorprenderme cada día con su

conocimiento, es para mí el hombre que más admiro.

A mi hermana Alejandra, por ser diferente de mí y ser una motivación para mí con

todas sus distinciones. Por la alegría de mis sobrinos Alexa y Juan que son el

recordatorio que la niñez es el mejor tiempo y que puede y debe prevalecer aun

siendo adultos. Su alegría me contagia y vuelve más alegres estos días.

A mis amigos que se convirtieron en mi familia, en especial a David y Magda por

estar en todo momento, por sus consejos, su sabiduría, por su amistad, por las

risas y las lágrimas.

Eli

Agradecimientos

A mis padres.

Por apoyarme en este largo camino, a mi madre; Esperanza Salguero Camacho,

por ser incondicional en todo momento, por su amor, comprensión, por estar

conmigo en aquellos momentos difíciles en los que sentía flaquear. A mi padre;

Apolonio Chávez Alanís, por estar conmigo siempre de una u otra forma, por

enseñarme el valor de la vida, mostrarme el camino correcto y esforzarse por

lograr que su hijo sea mejor día a día.

Padres gracias, ya que soy lo que soy debido a ustedes y este logro es en gran

parte de ustedes. Los amo.

A mis hermanos.

Alin, gracias hermana porque siempre has sido una inspiración para mí, por la

dedicación que muestras en cada una de las cosas que realizas y enseñarme a

buscar lo que deseo.

Edgar, gracias por soportarme en mis momentos difíciles y enojo, y verme

también como un amigo. Espero y cumplas con tus objetivos y que este trabajo

sea una inspiración para ti.

Gracias hermanos los amo y los respeto por cómo han sido conmigo.

A Kathya Paredes Almaraz.

Gracias Kathya por enseñarme el amor de pareja, gracias por ser un pilar

importante en mi vida, por empujarme a lograr cada una de mis metas y ser al

mismo tiempo un ejemplo a seguir por el compromiso y dedicación que pones en

tu vida.

Gracias Kathya por ser el amor en mi vida.

A Dios.

Por permitirme vivir, por darme la oportunidad de salir adelante y por apoyar a mi

familia en los momentos difíciles, para que a su vez lograran sacarme adelante en

la vida. Gracias Dios.

VICTOR

Alternativas tecnológicas para reducir la producción de combustóleo.

Índice General

Índice de figuras. 3

Índice de tablas. 4

Resumen 5

Introducción 6

I.- Generalidades. I.I.- El petróleo. I.II.- Refinación del petróleo. I.III.- Operaciones en la refinación. I.III.I.- Separación. I.III.II.- Conversión. I.III.III.- Afinación. I.IV.- Procesos fondo de barril. I.V.- Proceso de reducción de viscosidad. I.VI.- Proceso de coquización. I.VI.I.- El coque. I.VI.II.- Densidad API. I.VI.III.- Carbón Conradson. I.VII.- Proceso de Hidrodesintegración (H-Oil). I.VII.I.- Variables de operación.

8 8 10 10 12 12 12 12 13 13 14 17 17 17 18

II.- Historia de la refinación y producción de combustóleo. II.I.- El inicio de la refinación en México. II.II.- Petróleos Mexicanos y la transformación de la industria de la refinación. II.II.- Combustóleo. II.III.I.- Generalidades. II.III.II.- Composición.

20 22 25 28 28 28

III.- Refinación con crudo istmo, crudo maya o mezclas. III.I.- Refinación. III.II.- Descripción del proceso de refinación. III.III.- Demanda de gasolinas en México. III.IV.- Características de los crudos nacionales y su empleo en las refinerías mexicanas. III.V.- Refinación de crudos en México.

31 31 31 33 33 36

V.- Análisis de los procesos de producción de combustóleo. IV.I.- Viscorreducción. IV.I.I.- Descripción del proceso. IV.I.II.- Reacciones principales. IV.II.- Coquización retardada. IV.II.I.- Descripción del proceso. IV.II.I.I.- Separación del coque. IV.II.I.II.- Propiedades y usos del coque del petróleo. IV.II.II.- Rendimiento de la coquización retardada. IV.III.- Hidrodesintegración. IV.III.I.- Reacciones presentes en el proceso. IV.III.II.- Descripción del proceso.

39 39 40 41 44 44 47 47 52 54 56 58

Conclusiones. 61

Bibliografía. 63

Alternativas tecnológicas para reducir la producción de combustóleo

Índice de figuras

1.1 Diagrama de una refinería 11

1.2 Rendimiento general de la planta de Viscorreducción 14

1.3 Rendimiento general de la planta H-Oil 19

4.1 Unidad de Viscorreducción con Soaker 42

4.2 Integración de la unidad de Viscorreducción en un esquema de refinación 43

4.3 Unidad de coquización retardada convencional 45

4.4 Unidad de hidrodesintegración 60

Alternativas tecnológicas para reducir la producción de combustóleo

Índice de tablas

1.1 Ejemplos de parafinas 8

1.2 Ejemplos de olefinas 9

1.3 Ejemplos de naftenos 9

1.4 Ejemplos de aromáticos 9

1.5 Ejemplos de diolefinas 10

1.6 Rendimientos de la coquización cuando es conocido el carbón

Conradson 16

1.7 Rendimientos de la coquización cuando es conocida la densidad API 16

2.1 Producción, Ventas internas, Exportación e Importación del combustóleo 21

2.2 Producción, exportaciones y consumo nacional de petróleo crudo 24

2.3 Oferta y demanda de destilados y combustóleo, 1970 (MBD) 27

2.4 Componentes del combustóleo 29

2.5 Características de los residuos atmosféricos y de vacío 30

3.1 Densidades de destilados y residuos 32

3.2 Contenido en azufre de fracciones y residuos (% peso) 33

3.3 Características de los crudos nacionales 35

3.4 Datos globales de los crudos (Procedentes de REPSOL YPF) 35

4.1 Análisis característico de coque esponja 48

4.2 Relación de tiempos en la operación de la unidad de coquización

retardada 49

4.3 Relación de las variables de operación en la coquización retardada 51

4.4 Rendimientos en coque cuando el carbón Conradson 52

4.5 Composición del gas para la coquización retardada (base libre de azufre) 53

4.6 Distribución del azufre y del nitrógeno para la coquización retardada

(base: azufre y nitrógeno en el alimento al coquizador) 54

Resumen

5

Resumen

Mediante el presente trabajo de investigación bibliográfica se tuvo por objetivo

principal analizar las plantas alternativas para el tratamiento del residuo de la

planta de alto vacío y disminuir la producción de combustóleo, teniendo con esto

un impacto industrial significativo al lograr una reducción en los altos costos de

mantenimiento de equipos y traslado del mismo, así mismo se consigue un

impacto ambiental importante al cumplir las normas ecológicas actuales.

Como primer punto se presentó la historia de la refinación y producción de

combustóleo con los crudos existentes en México.

Como siguiente apartado se encontró una panorámica de la refinación de crudo

Istmo y la posterior refinación de la mezcla Istmo-Maya, así como el impacto de la

misma en la producción de combustóleo en el país.

Posteriormente se estudió la planta Reductora de Viscosidad como una de las

alternativas para llegar al objetivo mencionado, siendo esta una de las primeras en

los esquemas de las refinerías.

En un apartado siguiente se visualizó la factibilidad de la planta coquizadora como

una alternativa viable pero no idónea para resolver la problemática, ya que los

problemas que se presentan con el combustóleo se pueden llegar a tener y

probablemente ya se manifiestan con respecto al coque.

Para concluir con los procesos de tratamiento de combustóleo, se analizó la planta

de hidrodesintegración conocida también como H-Oil, como la principal alternativa

para resolver la problemática tratada en este trabajo de investigación, sus

condiciones de operación y los retos en la operación adecuada de dicha planta.

Introducción

6

Introducción

Una de las principales características del siglo pasado, fue el incremento en la

demanda de combustibles para los diferentes medios de transporte, lo que

provocó la exploración de nuevos campos petrolíferos en México.

Uno de los principales retos en el país, es la gran cantidad de petróleo crudo

pesado y extra-pesado, los cuales tienen menor valor agregado que los crudos

ligeros debido a que de estos no se obtiene una gran cantidad de productos de

mayor valor como son los combustibles.

Aunado a los problemas en el manejo y transporte de estos crudos está, también

el procesamiento de los mismos, ya que el contenido de impurezas como son: su

alto contenido de azufre, metales pesados, salmuera, entre otros los hacen muy

difíciles de tratar en una refinería. Por lo que se han tenido que implementar una

serie de procesos para poder obtener una mayor cantidad de productos de mayor

valor agregado y así obtener remuneraciones económicas por su tratamiento.

Sin embargo el tratamiento de este tipo de crudos o la mezcla de los mismos ha

generado una problemática que va en ascenso día con día. La producción de

combustóleo se ha incrementado al refinar el crudo pesado que se está

extrayendo de los pozos mexicanos y que, desafortunadamente, es el más

abundante en el país. Así también los constantes problemas ambientales que han

traído consigo nuevas leyes y normas para las compañías que utilizan

combustibles fósiles para generar energía, ya sea para consumo propio o externo,

ha generado que las mismas busquen combustibles más limpios para quemar

como es el caso del gas natural, lo que les reduce gastos en el mantenimiento de

sus equipos y el cumplimiento en las leyes de protección ambiental.

Esto ha generado una disminución significativa para el consumo de combustóleo

en el país. El estudio en las alternativas con las que se cuentan en las refinerías

para reducir la producción de combustóleo como son: la reducción de viscosidad,

la coquización y la hidrodesintegración, son de fundamental importancia para darle

solución a esta problemática.

Las plantas alternativas con las que se cuentan, se basan en la descomposición

térmica de cadenas complejas de hidrocarburos a componentes más ligeros como

es el caso del gas, la gasolina, entre otros.

Los procesos de desintegración térmica se descubrieron accidentalmente en 1861

cuando se dejó descuidada una unidad intermitente para la destilación del crudo,

provocando el incremento de la temperatura lo que ocasiono la producción de

fracciones más ligeras de hidrocarburos. A partir de esto se desarrollaron

Introducción

7

diferentes procesos. En 1910 se desarrolló un proceso intermitente, en 1925 se

desarrolló un proceso continuo, el objetivo principal de este proceso es reducir la

viscosidad de los residuos el cual es aplicado a los residuos de vacío.

El proceso de viscorreducción es un proceso térmico sencillo debido a su fácil

operación, lo que implica bajos costos. Durante dicho proceso se generan: gas,

gasolina, gasóleos ligeros de mayor valor económico que la carga de

alimentación; al reducir la viscosidad de los residuos se disminuye la cantidad de

disolventes para su tratamiento. Debido a estas condiciones en su operación, la

viscorreducción se clasifica como un proceso de desintegración térmica suave, a

diferencia de otros procesos como lo es la coquización.

La coquización puede ser considerada como un proceso severo de desintegración

térmica en el cual uno de los productos finales es el coque. Durante este proceso

se convierten cargas pesadas en coque sólido y en productos más ligeros. Estos

procesos permiten sostener el programa de producción en una refinería.

Otra alternativa son los procesos de hidrogenación para la conversión de

fracciones y productos del petróleo, éstos se clasifican en destructivos y no

destructivos. La hidrogenación destructiva, llamada también hidrogenólisis o

simplemente hidrodesintegración es un proceso que se desarrolló comercialmente

por I. G. Farben Industrie en 1927 en Alemania.

La primera hidrocraqueadora se puso en operación en 1958 por Chevron. Está

caracterizada por el rompimiento de los enlaces carbono-carbono, acompañado

por la saturación de los fragmentos con hidrógeno.

El aumento de la producción de combustóleo pone en peligro el cumplimiento del

programa de producción establecido, por lo que no se puede prescindir de la

planta reductora de viscosidad y coquizadora.

El objetivo de este trabajo es analizar los procesos de viscorreducción,

coquización e hidrodesintegración, como principales alternativas tecnológicas para

reducir la producción de combustóleo.

Realizar un estudio bibliográfico de las plantas: reductora de viscosidad,

coquizadora e hidrodesintegradora, así como las condiciones de operación y

configuración de las mismas en los esquemas de refinación.

Generalidades

8

Capítulo I

Generalidades

I.I El Petróleo

El petróleo crudo del latín petra-piedra, óleum-aceite, aceite de piedra es una

mezcla homogénea de compuestos orgánicos principalmente hidrocarburos

insolubles en agua. El petróleo está también compuesto de pequeñas cantidades

de nitrógeno, oxígeno y azufre así como trazas de metales3, 7.

En el petróleo crudo se encuentran varias series homólogas de hidrocarburos.

Otras series diferentes se producen cuando el crudo se somete a procesamiento

en las unidades de transformación química de la refinería. Las series homólogas

mejor conocidas son: las parafinas, olefinas, naftenos, aromáticos y diolefinas5.

Algunos compuestos de las series se muestran en las siguientes tablas.

Tabla 1.1 Ejemplos de parafinas.

CH4 Metano CH4

CH3-CH3 Etano C2H6

CH3-CH2-CH3 Propano C3H8

CH3-(CH2)3-CH3 Butano C4H10

CH3-(CH2)3-CH3 Pentano C5H12

CH3-(CH2)4-CH3 Hexano C6H14

CH3-(CH2)5-CH3 Heptano C7H16

CH3-(CH2)6-CH3 Octano C8H18

CH3-(CH2)7-CH3 Nonano C9H20

Generalidades

Página 9

Tabla 1.2 Ejemplos de olefinas.

Etileno CH2 = CH2

Propileno CH2 = CHCH3

1-Buteno CH2 = CHCH2CH3

1-Penteno CH2 = CH(CH2)2CH3

1-Hexeno CH2 = CH(CH2)3CH3

1-Hepteno CH2 = CH(CH2)4CH3

1-Octeno CH2 = CH(CH2)5CH3

1-Noneno CH2 = CH(CH2)6CH3

1-Deceno CH2 = CH(CH2)7CH3

Tabla 1.3 Ejemplos de naftenos C

Ciclohexano

14.3% H2

1,1 Dimetilciclopentano

14.3% H2

1,2,3 Trimetil Ciclohexano

14.3% H2

Decahidronaftaleno (Decalina)

13% H2

Tabla 1.4 Ejemplos de aromáticos.

Benceno

8.3% H2

Tolueno

8.7% H2

Ortoxileno

9.4% H2

Naftaleno

6.3% H2

Bifenilo

6.5% H2

Generalidades

10

Tabla 1.5 Ejemplos de diolefinas

7,7,8- Trimetil-3,5- nonadieno 3,3- Dietil- 1,4- hexadieno

I.II Refinación del petróleo7.

Los antecedentes de la refinación del petróleo se remontan a los siglos XIX y XX,

donde se pueden considerar tres corrientes de desarrollo tecnológico en el orbe, el

desarrollo europeo, el desarrollo asiático y el desarrollo americano. Por su

posición geográfica, la refinación en México pertenece a la corriente del desarrollo

americano.

El petróleo es sometido a un proceso de conversión de materia y energía primaria

y secundaria al cual se le denomina refinación. Se le conoce como refinación al

conjunto de procesos que se aplican al petróleo crudo con la finalidad de separar

sus componentes útiles de mayor valor agregado, además de adecuar las

características de los productos terminados para el uso de la sociedad.

Del petróleo se obtienen diversos productos, desde gases y líquidos volátiles

como la gasolina, hasta fluidos muy viscosos como el asfalto y aun sólidos como

las ceras. Los principales productos obtenidos de la refinación del petróleo son:

metano, etano, propano, butano, gasolina de motor, gasolina de aviación,

keroseno, gasóleo (gas-oíl), diésel, solventes, bases lubricantes, parafinas,

combustible pesado (fuel-oíl) y asfalto.

I.III Operaciones en la refinación7.

Existen tres etapas fundamentales en la refinación del petróleo que son:

separación, conversión y purificación, obteniendo de estas: gas LP, gasolina,

diesel, turbosina, asfalto, coque, combustóleo, entre otros productos que pueden

ser utilizados como materia prima para la industria. Estas etapas incluyen otras

operaciones de transformación física y química como se muestra en la Figura 1.1.

Generalidades

11

Planta de Gas

Destilación Atmosférica

Destilación al Vacio

Desasfaltizadora

Extracción con Solventes

Petróleo Crudo

Hidrodesintegradora

Reductora de Viscosidad

Hidrodesintegradora

Soluble

Desintegración Catalítica

Alquilación

Hidroterminado

Reformadora

Hidroterminado

Hidroterminado

Coquizadora

Desintegración Catalítica

LPGGas Combustible

Alimentación a Petroquímica

Gasolina

Hidrógeno

Turbosina

KerosinaDestilados Intermedios

Nafta, Kerosina

Aceite de Calentamiento

Aceite Combustible

Gasolina, Kerosina,Diesel

Aceite Combustible

Hidrotratadora

Ligeros

Nafta, Kerosina

Gasolina, Kerosina

Coque

Asfalto

Insoluble

Aceite Cíclico

Aceite Lubricante, Cera, Grasa

Separación Conversión Afinación Productos

Diagrama de una Refinería

Figura 1.1 Diagrama de una refinería6.

Generalidades

12

I.III.I Separación:

Son los procesos donde se descompone el petróleo crudo en compuestos de

hidrocarburos de distintos intervalos de puntos de ebullición llamados fracciones o

cortes.

I.III.II Conversión:

Los procesos de conversión cambian el tamaño y/o estructura de las moléculas de

hidrocarburos, estos procesos incluyen:

Descomposición: Craqueo térmico y catalítico.

Unificación: Alquilación y polimerización.

Alteración: Isomerización y reformado catalítico.

I.III.IV Afinación:

Los procesos de afinación buscan preparar las corrientes de hidrocarburos para

procesos adicionales y para elaborar productos finales. El tratamiento puede

incluir la remoción o separación de aromáticos y naftenos, así como impurezas y

contaminantes indeseables.

Existen procesos diseñados para separar las fracciones más pesadas del crudo,

dichos procesos son parte fundamental en la estructura de procesamiento en

cualquier instalación de refinación, se diseñan y utilizan para tratar cargas

provenientes de las corrientes residuales de las unidades de destilación primaria y

secundaria con el objetivo de romper las cadenas más pesadas de hidrocarburos y

obtener así una mayor cantidad de productos de mayor valor agregado. Dichos

procesos son conocidos como procesos de fondo de barril.

I.IV Procesos de fondo de barril

El considerable aumento en la producción de combustóleo al refinar el petróleo

que se extrae de los pozos mexicanos, ha traído consigo la implementación de

procesos que permitan mantener el programa de producción establecido de las

refinerías, dichos procesos como la reducción de viscosidad y la coquización son

de vital importancia para tal propósito, logrando con esto mantener el programa de

producción en una refinería y a su vez disminuir la producción de combustóleo.

Durante la refinación de petróleo crudo ligero en el país las cifras que se tenían en

la producción de combustóleo eran aproximadamente de un 20% con respecto a la

carga alimentada a los procesos, la disminución de yacimientos de crudo ligero y

el aumento de yacimientos de crudo pesado trajo consigo el aumento en la

producción de combustóleo llegando alcanzar cifras de 32% a 35% de la

alimentación, por lo que se ha optado por realizar mezclas de dichos crudos para

Generalidades

13

lograr una disminución de la producción de combustóleo considerable, previo al

tratamiento del mismo.

I.V Proceso de reducción de viscosidad7.

Definición.

Viscorreducción (Reducción de viscosidad, rompimiento de viscosidad,

Visbreaking) es una operación de rompimiento térmico relativamente leve usado

para reducir la viscosidad del residuo de la destilación de alto vacío para producir

combustóleo que cumpla con las especificaciones comerciales, dicha carga de

residuos es algunas veces mezclada con hidrocarburos más ligeros para producir

combustóleos de una viscosidad más aceptable en los multiples usos comerciales.

Al reducir la viscosidad de la fracción no volátil, la viscorreducción reduce la

cantidad de los hidrocarburos valiosos que son requeridos en mezclas para

cumplir con las especificaciones del combustible.

El proceso de viscorreducción utiliza la relación de un rompimiento térmico leve a

relativo bajo costo y baja severidad, esto mejora las características de viscosidad

de los residuos sin una significativa conversión a destilados. Se requiere poco

tiempo de residencia en los tubos del horno para evitar la formación de coque.

Horno de calentamiento.

Horno y serpentín: Altas temperaturas de salida del horno de fuego directo (473-

500 °C), y tiempos de reacción de uno a tres minutos. Tiempo de corrida de 3 a 6

meses.

La conversión ocurre a muy alta temperatura durante un intervalo de tiempo muy

corto. El tiempo de residencia en la zona de reacción (T>450°C) es

aproximadamente de un minuto.

La película de fluido en los tubos está a una temperatura más alta que la

temperatura promedio del fluido y el tiempo de residencia es relativamente largo,

eso causa sobre-craqueo que tiende a distorsionar los rendimientos y a formar

coque.

Actualmente existen algunos aditivos que fueron desarrollados en la planta piloto

viscorreductora del Instituto Colombiano del Petróleo y patentados por Ecopetrol,

un laboratorio colombiano al cual se le otorgó la licencia para la explotación única

de dos aditivos que ayudan a disminuir las partículas causantes de los depósitos

de coque en los tubos del horno.

El rendimiento aproximado de la planta se muestra en la Figura 1.2.

Generalidades

14

Fig. 1.2 Rendimiento general de la planta de Viscorreducción7.

I.VI Proceso de coquización7.

Las plantas de coquización convierten cargas pesadas en coque sólido e

hidrocarburos que pueden ser alimentados a otras unidades de refinación para su

conversión en combustibles de alto valor agregado (gasolina, querosina, turbosina

y diesel).

La coquización puede ser considerada como un proceso severo de desintegración

térmica, en el cual uno de los productos finales es el coque. Existen tres tipos de

coquización de las cuales dependerá el tipo de coque que se produce.

Coquización retardada, coquización fluida y flexi coquización.

I.VI.I El coque.

El coque es un material carbonáceo con un contenido bajo de hidrogeno. Este

material contiene algunos hidrocarburos de alto peso molecular que son producto

de las reacciones de carbonización.

Al coque del petróleo producido durante el proceso de coquización se le conoce

como “coque verde” el cual es usado como combustible, sin embargo este uso ha

Generalidades

15

disminuido debido a su alto contenido de contaminantes, principalmente azufre y

metales.

El contenido de azufre en el coque del petróleo varía dependiendo de la

alimentación a la planta coquizadora: de 0.3 a 1.5% peso, llegando hasta 8%

peso. Los usos principales del coque son:

1.- Combustible.

2.- Elaboración de electrodos.

3.- Uso directo como fuente de carbón químico.

4.- Elaboración de grafito.

En México se cuentan con plantas de coquización retardada por lo tanto a

continuación se mencionan sus generalidades.

La coquización retardada (delayed coking) es un proceso semi-continuo en el cual

la carga pre-calentada hasta la temperatura de desintegración se transfiere a un

gran recipiente mojado, el reactor que provee el tiempo de residencia necesario

para que las reacciones de desintegración procedan hasta su terminación. Los

tipos de coque que se produce en este proceso son coque esponja, coque bala y

coque aguja.

El proceso requiere tiempos de reacción grandes y en fase liquida para convertir a

los hidrocarburos residuales a gases, destilados y coque.

Horno de calentamiento.

Los fondos de la columna fraccionadora, incluida la corriente de recirculación

(interna) de producto pesado se calientan en un horno A fuego directo cuya

temperatura de salida está entre 480 y 515 °C (895-960 °F).

El horno de calentamiento está diseñado para elevar la temperatura de los

residuos pesados arriba del punto de coquización sin una formación de coque en

los tubos de calentamiento. Lo anterior requiere altas velocidades de flujo, es decir

un tiempo mínimo de contacto. Las temperaturas típicas del efluente del horno son

de 900-930 °F. A mayores temperaturas, mayor es la tendencia de producir coque,

y menor es el tiempo antes de que el horno deba ser des-coquizado.

Los rendimientos para la coquización retardada en función del carbón Conradson

y de los °API se muestran en la Tabla 1.6 y 1.7 respectivamente.

Generalidades

16

Tabla 1.6

Rendimientos de la coquización cuando es conocido el carbón Conradson4.

Rendimientos cuando es conocido el carbón Conradson

Coque %Peso 1.6*(% Peso de carbón Conradson)

Gas (C4) %Peso 7.8*0.144(% Peso de carbón

Conradson)

Gasolina %Peso 11.29+0.343(% Peso de carbón

Conradson)

Gasóleo %Peso 100-%Peso coque-%Peso gases-

%Pesos gasolina

Gasolina %Volumen [186.5/(131.5+°API)]*(%Peso de

Gasolina)

Gasóleo %Volumen [155.5/(131.5+°API)]*(%Peso de

gasóleo)

Nota: Estas correlaciones de rendimiento se basan en las siguientes condiciones:

1. Presión del tambor de coque de 35 o 45 psig. (2.46 a 3.16 Kg/cm2)

2. El alimento es el residuo directo.

3. Punto final del gasóleo de 875 a 925°F. (468 a 496 °C)

4. Punto final de la gasolina 400°F. (204 °C)

Utilizar el carbón Conradson real cuando esté disponible.

Todos los °API son los correspondientes a la alimentación nueva neta del

coquizador.

Tabla 1.7

Rendimientos de la coquización cuando es conocida la densidad API4.

Rendimientos cuando es conocida la densidad °APIᴬ

Coque %Peso 45.76-1.78*°API

Gases(C4) %Peso 11.92-0.16*°API

Nafta %Peso 20.5-0.36*°API

Gasóleo %Peso 21.82-2.30*°API

Nafta %Volumen [186.5/(131.5+°API)]*(%Peso

de Gasolina)

Gasóleo %Volumen [155.5/(131.5+°API)]*(%Peso

de Gasóleo)

ᴬ Residuos de petróleo crudo “West Texas”

Generalidades

17

I.VI.II Densidad, °API

La densidad de los aceites se expresa en términos de densidad API mejor que en

términos de peso específico; se relaciona con el peso específico de tal manera

que un incremento en la densidad API corresponde a un descenso en el peso

específico. Las unidades de densidad API con °API pueden ser calculadas a partir

del peso específico mediante la siguiente ecuación:

°𝐴𝑃𝐼 =(141.5)

𝑃𝑒𝑠. 𝑒𝑠𝑝.− 131.5

Ambos, el peso específico y la densidad API, se refieren al peso por unidad de

volumen a 60°F. El peso específico de los crudos de petróleo puede variar desde

menos de 10 °API a más de 50 °API pero la mayoría de los crudos se hallan

comprendidos en el intervalo de 20 a 45°API.

I.VI.II Carbón Conradson

Ensayo utilizado para determinar la cantidad de residuo de carbón que queda

después de la evaporación y pirólisis de un aceite bajo condiciones especificadas.

Se expresa como porcentaje en peso: ASTM D-189

I.VII Proceso de hidrodesintegración (H-Oil)7.

Los procesos de hidrogenación para la conversión de fracciones y productos del

petróleo, se clasifican en destructivos y no destructivos.

La hidrogenación destructiva, llamada también hidrogenólisis o simplemente

“hidrodesintegración” (hydrocracking), está caracterizada por el rompimiento de los

enlaces carbono-carbono, acompañado por la saturación de los fragmentos con

hidrógeno, para producir compuestos de más bajo punto de ebullición. La

hidrodesintegración es un proceso térmico (>350°C) en el cual se realizan las

reacciones de hidrogenación y desintegración simultáneamente. En el proceso se

emplean altas presiones (de 140 a 220 atm) dependiendo del reactor. Cuando la

hidrodesintegración se acompaña con catalizadores se puede obtener un amplio

intervalo de productos.

El proceso H-Oil es un proceso catalítico diseñado para la hidrogenación y la

desintegración de residuos y otras cargas pesadas, en un reactor multifasico de

retro mezclado denominado reactor de lecho “ebullente” (ebullating bed), con el fin

de elevar el rendimiento a productos valiosos en una refinería (combustibles de

transporte).

Generalidades

18

La denominación de lecho ebullente se refiere a la hidrodinámica del sistema

reaccionante.

El sistema reaccionante proporciona una conversión eficiente al poner en contacto

a tres fases, asegurando una distribución uniforme entre los hidrocarburos

líquidos, el gas rico en hidrógeno y el catalizador sólido. El sistema opera en

condiciones esencialmente isotérmicas y el calor generado por las

hidrogenaciones es utilizado para mantener la carga y al hidrógeno de reposición

lo más cercano a la temperatura de reacción.

El proceso convierte todo tipo de cargas pesadas en productos destilables, y al

mismo tiempo desulfuriza y desmineraliza a los residuos con el objetivo de

alimentarlos a procesos de coquización o procesos FCC.

El proceso de hidrodesintegración tiene por objeto principal la conversión de

destilados de vacío y residuos en productos destilados. Es un proceso de craqueo

catalítico en presencia de hidrógeno. En la alimentación compite con la de FCC

pero sus productos al ser hidrogenados presentan una mejor calidad, en especial

los destilados medios. La nafta ligera tiene un número de octano del orden de 78 a

85 RON, inferior al de la nafta de FCC, pero no presenta olefinas y un muy bajo

contenido de azufre. La nafta pesada de carácter marcadamente nafténico es una

buena alimentación al reformado catalítico y los destilados medios presentan un

elevado número de cetano entre 66-70. El residuo, altamente hidrogenado puede

utilizarse como alimentación al FCC y también para la obtención de bases

lubricantes de tipo III.

I.VII.I Variables de operación.

Los rendimientos y características de los productos obtenidos en el proceso de

hidrodesintegración dependen de varios factores:

- Configuración física del proceso.

- Relación alimentación/reciclo del residuo.

- Características de la alimentación.

- Grado de conversión.

- Tipo de catalizador.

El rendimiento general de la planta se muestra en la Figura 1.3.

Generalidades

19

Figura 1.3 Rendimiento general de la planta H-Oil7.

Historia de la refinación y producción de combustóleo

20

Capítulo II

Historia de la Refinación y producción de combustóleo.

En México la cada vez mayor disponibilidad de crudos pesados, con altos

contenidos de azufre y metales y bajos rendimientos de destilados primarios, hace

necesario el contar con unidades de proceso que permitan modificar estos

rendimientos de conformidad con la demanda, produciendo así combustibles que

cumplan con normas ecológicas cada vez más rigurosas11.

Es por ello que diversas instituciones nacionales y extranjeras se han dedicado al

estudio de diversas opciones para el tratamiento y separación de estos destilados.

Entre estas opciones de tratamiento se encuentran las orientadas a la producción

de combustibles con bajo contenido de azufre, siendo uno de los principales para

este fin el hidrotratamiento de residuos, así también se cuentan con procesos

como la hidrodesintegración severa con catalizadores y la coquización para

disminuir la producción de combustóleo y aumentar así el rendimiento a

destilados.

Los combustóleos son clasificados en diversas formas pero generalmente pueden

ser divididos en dos tipos principales: combustóleo destilado y combustóleo

residuo. El combustóleo destilado se vaporiza y se condensa durante el proceso

de destilación y por lo tanto tienen un intervalo definido de puntos de ebullición y

no contiene aceites de alto peso molecular y componentes asfálticos. Un

combustóleo que contiene cualquier cantidad de residuo de la destilación cruda

del craqueo térmico es un combustóleo residual. Los términos combustóleo

destilado y combustóleo residual perdieron su significado, desde que el

combustóleo se hizo para usos específicos y puede ser ya sea destilado o residual

e incluso una mezcla de ambos. Los términos combustóleos domésticos,

combustóleos diésel y combustóleos pesados, fueron los términos más

representativos de los usos de los combustóleos.

El combustóleo domestico es un combustóleo que se usaba principalmente en el

hogar. Esta categoría de combustóleo incluía queroseno, aceite para estufa y

aceite combustible para hornos, estos eran combustóleos destilados. El

combustóleo diésel o mejor dicho el aceite combustible diésel también es un

aceite destilado. Un aceite residual ha sido exitosamente usado como diésel de

poder para motores marinos. Mezclas de aceite destilado y aceite residual se han

utilizado en motores diésel de locomotoras.

Los combustóleos pesados incluyen una variedad en el intervalo entre aceites

destilados y aceites residuales que deben ser calentados hasta 260°C (500°F) o

más antes de que puedan ser usados. En general, los combustóleos pesados


21

consisten en aceites residuales mezclados con aceites destilados para adaptarlos

a necesidades específicas.

La fabricación de combustóleos implicó en gran parte el uso de lo que se quedó

después de remover productos deseados del petróleo crudo. Ahora la fabricación

del combustóleo es un asunto complejo de selección y mezclado de varias

fracciones del petróleo para cumplir especificaciones definidas, la producción de

un combustóleo estable y homogéneo, requiere de experiencia respaldada por

control de laboratorio6.

Por lo tanto el problema a atacar es el combustóleo en las refinerías por las

cantidades que se producen. Estas cantidades actualmente ascienden a 273.4

miles de barriles diarios13. En la Tabla 2.1 se encuentra la información referente a:

la producción del combustóleo, las ventas internas en Pemex, la exportación del

mismo con un alto contenido de azufre y la importación con una bajo contenido de

azufre; de 1990 al 2013. El problema radica esencialmente en que su consumo

como combustible en la actualidad no es rentable debido que al utilizarlo, el

ensuciamiento de equipos como calderas, calentadores, etc. es alto, por lo que en

ocasiones se tienen que sacar de operación provocando pérdidas económicas

significativas. Es por ello que se ha optado por quemar gas natural6.

Tabla 2.1. Producción, Ventas internas, Exportación e Importación del

combustóleo13.

Combustóleo

Año Producción

(MBD)

Ventas

internas

(MBD)

Exportación

(alto contenido

de azufre)

Importación

(bajo contenido

de azufre)

1990 425 421 7.7 51.8

1991 413 409 7.7 46.6

1992 407 391 22.9 53.3

1993 419 381 39.8 53.3

1994 420 453 1.7 81.3

1995 417 391 14.4 30.4

1996 418 411 0.1 40.0

1997 426 454 - 80.1

1998 446 489 1.3 91.1

1999 428 471 0.9 93.1

2000 423 492 0.1 116.5

2001 435.9 475 3.9 85.2


22

2002 436.1 406 24.9 16.4

2003 481.1 355 21.4 18.6

2004 356.5 332 2.6 17.7

2005 337.9 341 0.8 26.4

2006 323.3 264 35.6 14.3

2007 301.5 257 33.6 17.0

2008 288.7 220 59.0 32.9

2009 316.2 209 120.7 39.2

2010 232.3 185 122.3 11.0

2011 370.5 201 100.9 25

2012 273.1 214 69.7 44.6

Nota. MBD: Miles de Barriles Diarios.

II.I El inicio de la refinación en México1.

Algunas etapas de la refinación del petróleo se iniciaron en México cuando sólo

habían transcurrido 21 años desde que se construyeron las primeras refinerías en

el mundo. En 1870, el doctor Autrey (anglosajón-americano, radicado en México)

instaló un alambique en Papantla, Veracruz, para obtener kerosina por destilación

del crudo proveniente de numerosas “chapopoteras”. Pese a que el uso de la

kerosina como aceite de iluminación se había generalizado rápidamente a partir

de mediados del siglo XIX, las ventas de esta pequeña refinería no alcanzaron la

importancia que hubiera permitido su desarrollo y, en 1887, la planta dejó de

operar. En 1876, un capitán de navío originario de Boston fracasó en su intento de

instalación de una refinería. Cerca del puerto de Tuxpan, Veracruz.

Una operación más exitosa de refinación se inició en 1886, cuando la Compañía

Mexicana de Petróleo empezó a producir kerosina en una planta de 400 BD de

capacidad, con crudo importado de Estados Unidos. Dos años después, dicha

planta fue absorbida y eliminada por la Waters Pierce Oil Co., subsidiaria de la

Standard Oil, que estableció una nueva refinería en el puerto de Veracruz. Su

capacidad inicial de proceso 259 BD (barriles diarios) se fue elevando

progresivamente, a la vez que se diversificó la producción; en 1907, además de

kerosina, se elaboraba gasolina, lubricantes, parafinas, grasa y combustóleo. En

1896, la misma compañía norteamericana construyó otras plantas en Árbol

Grande, en los suburbios de Tampico, para procesar 2 MBD (mil barriles diarios)

de crudo. La Waters Pierce Oil Co., que importaba el petróleo de Estados Unidos,

se encargaba de surtir kerosina para alumbrar todas las poblaciones de México.

Con la valiosa colaboración del geólogo mexicano Ezequiel Ordóñez, la Mexican

Petroleum Co. comenzó a extraer petróleo crudo de los campos de Ébano, San


23

Luis Potosí, donde empezó a funcionar en 1903 la primera refinería para producir

asfaltos con una capacidad de 2 MBD.

Así, estas primeras refinerías rudimentarias, construidas antes de los grandes

descubrimientos de petróleo en México, tuvieron como principal función la

elaboración de kerosina y asfaltos para el mercado nacional.

En 1904, la compañía Pearson and Son Limited, de origen inglés, que había

llegado en 1899 a México a invitación del gobierno porfirista para construir el

ferrocarril de Tehuantepec y los puertos de Salina Cruz y Coatzacoalcos, realizaba

perforaciones en la zona de San Cristóbal en las cercanías de Minatitlán. Por los

excelentes resultados que se obtuvieron se decidió invertir en una refinería

experimental que fue la primera en su género en nuestro territorio. Esta constaba

de alambiques para petróleo y vapor de agua con sus condensadores y

accesorios, agitador, 8 tanques de almacenamiento, caldera de 25 HP, compresor

de aire, bombas para crudo, productos y ácido y un laboratorio químico para

estudios.

Esta planta, localizada a un kilómetro y medio de Minatitlán, inició sus operaciones

en 1906 y dio origen en 1908 a la formación de la compañía de petróleo “El

Águila”, S. A.

Alrededor de 1909 la cantidad de petróleo producido superaba el consumo

nacional, por lo que la Huasteca Petroleum Company, formada por Doheney en

1907, inició las exportaciones de crudo mexicano mediante un embarque de

30,262 barriles a Sabine, Texas. A partir del año 1915 la capacidad de refinación

se desarrolló rápidamente en México, especialmente en el periodo comprendido

entre 1916 a 1926, esto gracias a que el número de instalaciones para el

procesamiento de hidrocarburos se elevó de 4 a 20, 2 de las cuales se

encontraban entre las mayores del mundo. En 1921, México fue el segundo

productor mundial de crudo, con una producción de 530 MBD. A partir del año

siguiente y hasta 1932 la producción registró una fuerte disminución, aunque al

descubrirse nuevos yacimiento en Poza Rica, en 1933, la capacidad de refinación

volvió a ascender.

Muchas de las llamadas refinerías comprendían únicamente plantas

despuntadoras de crudo (topping plants), de las que se extraía petróleo

combustible; las que realizaban una destilación más elaborada no fueron

completadas con equipo de desintegración, ya que resultaba más económico para

las compañías extranjeras efectuar este último proceso en su país de origen. Fue

sólo a principios de los años 30’s que se construyeron instalaciones

específicamente dirigidas al abastecimiento del interior del país. La cía. Mexicana


24

de petróleo “El Águila” conectó los campos de Poza Rica con el noroeste del

Distrito Federal por medio de un oleoducto de 7.5 MBD de capacidad, al mismo

tiempo que instaló una planta de refinación en Azcapotzalco con una capacidad

similar a la inicial del oleoducto, estas unidades empezaron a funcionar en 1932.

La relación de producción, exportación y consumo nacional de 1920 a 1937 se

muestran en la Tabla 2.2.

Tabla 2.2

Producción, exportaciones y consumo nacional de petróleo crudo.

(1920-1937)1,13

Año Producción

MBD

Exportaciones Consumo Interno

MBD %producción MDB %producción

1920 429 398 93 31 7

1921 530 472 89 58 11

1922 499 496 99 3 1

1923 410 372 91 38 9

1924 382 354 93 29 7

1925 317 264 83 53 17

1926 248 221 89 27 11

1927 176 133 76 43 24

1928 137 91 66 46 34

1929 122 73 60 49 40

1930 108 74 69 34 31

1931 91 62 68 29 32

1932 90 62 69 28 31

1933 96 60 63 36 37

- - - - - -

1937 128 78 61 50 39

- - - - - -

1990 2548 1277 51.3 1271 49.9

1991 2676 1369 50.0 1307 48.8

1992 2668 1368 48.7 1300 48.7

1993 2673 1337 49.9 1336 50.0

1994 2685 1307 54.0 1378 51.3

1995 2617 1305 56.9 1312 50.1

1996 2858 1544 56.7 1314 46.0

1997 3022 1721 53.4 1301 43.1


25

1998 3070 1741 54.8 1329 43.3

1999 2906 1553 56.2 1353 46.6

2000 3012 1652 53.7 1360 45.2

2001 3127 1756 54.7 1371 43.8

2002 3177 1705 55.3 1472 46.3

2003 3371 1844 54.5 1527 45.3

2004 3383 1870 55.1 1513 44.7

2005 3333 1817 35.3 1516 45.5

2006 3256 1793 50.3 1463 44.9

2007 3076 1086 47.0 1990 64.7

2008 2792 1403 52.8 1389 49.7

2009 2601 1222 52.4 1379 53.0

2010 2577 1361 49.3 1216 47.2

2011 2553 1338 51.3 1271 49.9

2012 2548 1256 50.0 1307 48.8

Nota: MBD. Miles de Barriles Diarios

II.II Petróleos mexicanos y la transformación de la industria de la refinación1.

La nacionalización de la industria petrolera el 18 de marzo de 1938 y la creación

de Petróleos Mexicanos el 7 de junio del mismo año cambio radicalmente su

orientación: el estado asignó a Pemex la función prioritaria de asegurar, en forma

oportuna y eficiente, el abastecimiento de combustibles requeridos por los

diferentes sectores de la economía, con el fin de impulsar el desarrollo del país.

Para poder cumplir este mandato, la nueva empresa se enfrentó a problemas de

tres tipos en el área de refinación: A) la obsolescencia de las instalaciones

expropiadas a las empresas extranjeras; B) la ubicación de la gran mayoría de las

refinerías existentes en regiones alejadas de los principales centros de consumo,

con muy escasos medios de transporte y distribución, y C) La inadecuación de la

diversidad de la producción de petrolíferos a los requerimientos internos

específicos.

De acuerdo con informes oficiales de Pemex, la capacidad de destilación primaria

totalizaba 102 (MBD) en 1938, repartido en las siguientes refinerías:

- La refinería de Ciudad Madero, Tamaulipas. Con una capacidad de

destilación primaria de 43 MBD era la mayor del país, y contaba también

con una reformadora (4.5 MBD).

- La refinería de Minatitlán, Veracruz, con una planta de destilación primaria

de 27 MBD y una unidad desintegradora Dubbs de 2.5 MBD.


26

- La refinería de Mata Redonda, Veracruz, con 8 MBD de capacidad. Se

combinaba con una unidad de desintegración Kellogg (3.5 MBD), la más

moderna en México.

- La refinería de Árbol Grande, Tamaulipas, con una capacidad de

procesamiento de 11.5 MBD.

- La refinería de Azcapotzalco, Distrito Federal, que consistía únicamente en

una planta despuntadora de crudo de 11 MBD de capacidad.

- La refinería de Bella Vista, construida por el gobierno antes de la

nacionalización, que comprendía una pequeña planta despuntadora (1.5

MBD) y una unidad de desintegración térmica (1.1 MBD).

- La refinería de Poza Rica, Veracruz, en construcción con una capacidad

prevista de 5 MBD.

En contraste con la situación prevaleciente antes de la nacionalización de la

industria petrolera, para 1970 la planta refinadora se orientaba al abastecimiento

del mercado nacional. Dado el limitado número de refinerías, éstas se conectaban

mediante ductos con las fuentes de suministro de materia prima y los centros de

consumo. El sistema de alimentación de las refinerías tenía una extensión de

alrededor de 1700 Km y operaba en la siguiente forma: la producción de crudo y

una parte de los líquidos de absorción de Poza Rica alimentaba las refinerías de

Salamanca, Azcapotzalco y, en una forma parcial, Ciudad Madero; el crudo

complementario para esta última provenía de los campos del sur de Tamaulipas y

de la zona sur; la refinería de Minatitlán era abastecida por la producción de

campos situados en el estado de Tabasco y el sur de Veracruz; mientras que el

centro productor de Reinosa procesaba el crudo y, fundamentalmente, el gas

natural de la misma región.

En 1970 se procesaron 485 MBD (Miles de Barriles Diarios) de crudo y líquidos

del gas, con lo cual la capacidad nominal del sistema de refinación fue

aprovechada en 82%. En la Tabla 2.3 se muestra la oferta y demanda para este

año por región.

En cuanto a las zonas de influencia de cada refinería, éstas se fueron

determinando durante el proceso de modernización del aparato productivo.

Convencionalmente, Pemex y el IMP dividieron el territorio nacional en seis

regiones de acuerdo con la localización de las agencias de ventas y de las

refinerías que las abastecían:

- El Noreste (Región I) abarcaba la refinería de Reinosa y las agencias de

ventas comprendidas entre Ciudad Juárez y Monterrey;

- El Este (Región II) comprendía las agencias de venta de Ciudad Victoria,

Ciudad Mante y Ciudad Valles, y la refinería de Ciudad Madero;


27

- El Centro (Región III) incluía las refinerías de Poza Rica y Azcapotzalco y

se extendía de Poza Rica al Distrito Federal y alrededores;

- El Centro Norte (Región IV) cubría las agencias de ventas que rodeaban a

la refinería de Salamanca, principalmente Guadalajara y las situadas desde

Querétaro Hasta San Luis Potosí, a Tepic y Zacatecas;

- El Sureste (Región V) correspondía a la refinería de Minatitlán y abarcaba

las agencias comprendidas entre Puebla y Mérida, incluyendo la mayor

parte del estado de Veracruz;

- El Pacífico (Región VI) abarcaba las agencias comprendidas en la franja

occidental del país, desde Rosarito hasta Tapachula.

Tabla 2.3

Oferta y demanda de destilados y combustóleo por región, 19701.

Regiones (refinerías)

Producción por

refinería/región (MBD) Ventas regionales (MBD)

Destilados Combustóleo Destilados Combustóleo

I-Noreste (Reynosa)

6.0 0.5 40.3 8.9

II-Este (Ciudad Madero)

62.0 40.0 10.4 4.0

III-centro (Poza Rica,

Azcapotzalco)

53.0 26.0 84.0 27.4

IV-Centro Norte (Salamanca)

41.0 25.5 44.9 13.4

V-Sureste (Minatitlán)

92.0 38.0 28.4 13.1

VI-Pacifico

0.0 0.0 50.3 15.9

Total 254.0 130.0 258.4 82.7

Pérdidas y auto

consumo de Pemex -13.0 -6.5 - -

Importación

15.0 4.1 - -

Exportación

0.0 -47.7 - -

Total disponible para

ventas internas 256.0 79.9 - -


28

II.III Combustóleo.

II.III.I Generalidades4.

El combustóleo es el combustible más pesado de los obtenidos de la refinación del

crudo de petróleo, desde el punto de vista de su formulación es un producto

constituido básicamente por un residuo procedente de destilación de crudo o

procedente de un proceso de conversión que por mezcla con productos

destilados más ligeros se ajusta en calidad, especialmente viscosidad y contenido

en azufre.

Por su utilización se divide en dos grandes grupos: combustóleo para consumos

en hornos y calderas industriales y combustóleo marino. El combustóleo marino se

utiliza en mezcla con gasóleo tanto para calderas como, para un previo

precalentamiento, en grandes motores diésel para buques de gran tonelaje. Los

barcos de pequeño y medio tamaño utilizan como combustible gasóleo bunker.

La viscosidad, el contenido de azufre y el contenido de metales suelen ser las

características limitantes. Existen dos tipos básicos de combustóleo en el mercado

internacional: el combustóleo de bajo azufre, con un contenido máximo del 1% en

peso y un combustóleo de alto azufre con un contenido máximo del 3.5 % en

peso, en ambas calidades la viscosidad es de 380 cSt como máximo medida a

50°C.

La posibilidad de utilizar un tipo u otro de combustible depende de las limitaciones

de emisiones de Dióxido de azufre (SO2) impuestas por la legislación

medioambiental. Los límites de emisiones pueden conseguirse de dos formas,

limitando el contenido en azufre del combustóleo a quemar o bien tratando los

gases de combustión antes de su emisión a la atmosfera para eliminar el Dióxido

de azufre (SO2).

II.III.II Composición4.

Como se ha indicado anteriormente, el componente básico del combustóleo es un

residuo con un punto de corte entre los 345-560 °C según sea de destilación

atmosférica o de vacío, con valores de azufre, viscosidad y metales variables

según el tipo y el origen del crudo. Según su viscosidad pueden necesitar una

dilución con productos destilados (cutter) para ajustar sus características, los

productos utilizados para ello son las extracciones laterales de destilación directa

o bien otras fracciones procedentes de unidades de conversión como LCO y

decant oil de FCC, gasóleo de coquización, entre otras. En la Tabla 2.4 se puede

ver la composición del combustóleo.


29

Tabla 2.4

Componentes del combustóleo4

Azufre % peso

Viscosidad cSt @ 50°C

Vanadio Ppm

Res. Atm. AMNA 0.29 244 2

Res. Vacío AMNA 0.38 14,180 5

Res. Atm. MAYA 4.45 90,800 568

Res. Vacío MAYA 5.19 20,000,000 845

Res. Visbreaking Reducción del 90% de la viscosidad del residuo de vacío

1a extracción 0.1-0.6 1.2



LCO 0.3-2.5 4.5

Decant oil 0.7-3.5 13

Gasoil Pesado Coquer

0.3-2.5 5

Notas: Visbreaking.- Proceso de reducción de viscosidad de residuos.

LCO.- Aceite Cíclico Ligero procedente de FCC.

Decant Oil.- Aceite decantado procedente de FCC.

Gasoil.- Gasóleo pesado de coquización.

Características relacionadas con la calidad de combustión.

- Viscosidad

- Poder calorífico

Características relacionadas con su manipulación y almacenamiento.

- Viscosidad

- Punto de congelación o vertido

- Punto de inflamación

- Agua

Características relacionadas con la emisión de contaminantes.

- Azufre

Características relacionadas con la limpieza y corrosión en equipos.


30

- Carbón Conradson

- Metales

- Cenizas

Otras características.

- Color

- Densidad

Metales:

En cuanto a contenido de metales se consideran varios orígenes: en primer lugar

los que proceden del petróleo crudo y que se encuentran en las moléculas de

hidrocarburos de alto peso molecular, es el caso del vanadio y níquel, otros como

sodio y sílice proceden de los propios tratamientos de la refinación. Por último,

otros metales como zinc, fósforo y calcio provienen de los aceites lubricantes

usados que contienen estos metales en aditivos y que pueden ser incorporados en

mezcla al combustóleo.

En la Tabla 2.5 se muestran las características de los residuos atmosféricos y de

vacío, haciendo una comparación entre los residuos de crudo Brent y Maya.

Tabla 2.5

Características de los residuos atmosféricos y de vacío1.

BRENT MAYA

R. AT R. VC R. AT R. VC

Densidad Kg/l 0.9321 0.9839 1.0272 1.0774

Azufre % peso 0.831 1.256 4.46 5.19

P. de Inflamación

°C 189.3 262 205 277

Visc. @ 50°C cSt 189.2 25232 90765 2x107

Visc. @ 100°C cSt 20.9 390 991 144734

Níquel mg/kg 2.8 8 77.5 115

Vanadio mg/kg 13.1 36 568 844

Carbono Conradson

% peso 5.06 13.7 19.4 28.7

Refinación con crudo Istmo, crudo Maya o mezclas

31

Capítulo III

Refinación con crudo Istmo, crudo Maya o mezclas.

III.I Refinación.

Se conoce como refinación al conjunto de procesos que se aplican al petróleo

crudo con la finalidad de separar sus componentes útiles y además adecuar sus

características a las necesidades de la sociedad, en cuanto a productos

terminados. Dichos procesos son llevados a cabo en una refinería, la cual es una

instalación industrial donde se refina un producto; es decir hacer más fino o más

puro algo, separando cualquier impureza12. La función de una refinería es

transformar el petróleo en productos derivados que satisfagan las necesidades de

la sociedad. Una refinería es un centro de trabajo donde el petróleo crudo se

transforma en sus derivados. La industria de la refinación del petróleo engloba una

serie de procesos físicos y químicos a los que se somete el petróleo crudo para

obtener de él por destilación y transformación química, las diversas familias de

hidrocarburos9.

III.II Descripción del Proceso de Refinación9.

Una vez que el crudo es extraído, se transfiere a depósitos donde se separa el

agua, residuos sólidos y el gas, el cual tiene una composición aproximada de 80%

metano, 10% de etano y 10% de propano más butano; luego es transportado

hacia las refinerías a través de oleoductos o barcos.

En las refinerías se efectúan las separaciones en torres de fraccionamiento,

sometiéndolo a una destilación fraccionada conocida como proceso de destilación

primaria. El fundamento de estas separaciones es aprovechar los diferentes

puntos de ebullición de los componentes presentes en una mezcla líquida.

En las refinerías el proceso empieza al bombear continuamente el petróleo y

calentarlo a temperaturas entre 370-400 °C en un horno de calentamiento para

que ingrese a la torre de despunte.


32

Los vapores suben a través de las etapas de separación y durante el ascenso se

van enfriando y condensando las diferentes fracciones en los distintos niveles

según la temperatura a la que condensan.

Las fracciones más ligeras se condensan en los platos superiores más fríos,

algunos gases salen y otros son condensados, un porcentaje del condensado es

regresado como reflujo. En los niveles inferiores se condensan las fracciones más

pesadas y en la base queda el residuo no vaporizado.

El residuo, se somete a una nueva destilación conocida como destilación a alto

vacío. Mediante esta destilación se consigue que estos hidrocarburos pesados

destilen a más baja temperatura evitando así la descomposición térmica. En dicho

proceso se obtienen dos fracciones, destilado y residuo.

De la fracción destilada se obtienen: combustibles, lubricantes para motores de

automóviles y de aviones. El residuo contiene asfalto y coque, utilizable este

último como combustible en los altos hornos. Una parte considerable del petróleo

que se procesa en las refinerías es destinado a ser usado como combustible y la

parte restante es destinada a la industria petroquímica.

En las Tablas 3.1 y 3.2 se ven las densidades de los destilados y residuos,

también el contenido de azufre de las diferentes fracciones.

Tabla 3.1

Densidades de destilados y residuos2.

Crudo C5 77°

77 160°C

160 240°C

240 299°C

299 335°C

335 370°C

370 538°C

370+ °C

538+ °C

Brent 0.668 0.751 0.802 0.839 0.859 0.872 0.905 0.932 1.256

Istmo 0.663 0.744 0.797 0.841 0.861 0.884 0.913 0.960 1.015

Maya 0.662 0.746 0.800 0.851 0.876 0.897 0.937 1.020 1.077


33

Tabla 3.2

Contenido en azufre de fracciones y residuos (% peso)2.

Crudo 160 240 °C

240 299°C

299 335°C

335 370°C

370 538°C

370+ °C 588+ °C

Brent 0.02 0.10 0.32 0.44 0.59 0.83 1.26

Istmo 0.09 0.67 1.02 1.42 1.65 2.30 3.18

Maya 0.62 1.77 2.15 2.56 2.96 4.46 5.19

III.III Demanda de gasolinas en México.

Como se ha mencionado, el considerable aumento de los yacimientos de crudo

pesado en México ha traído consigo la disminución en el rendimiento a productos

de mayor valor agregado, esta situación ha impactado principalmente en la

producción de combustibles para transporte la gasolina, la demanda de gasolinas

en México se ha incrementado notablemente en los últimos años, en el año 2000

se consumieron 572 MBD del petrolífero (SENER, 2000) y para 2009 este fue 248

MBD mas (SENER, 2009). Debido a esta situación se han realizado diferentes

investigaciones para crear escenarios posibles de consumo de combustible para

los próximos años, sin embargo para producir las gasolinas que posiblemente se

demandaran en los próximos años, se requieren grandes inversiones que permitan

aplicar tecnologías de alta conversión que procesen el petróleo crudo de mayor

reserva en nuestro país (Maya), obteniendo rendimientos superiores a los actuales

del petrolífero.

III.IV Características de los Crudos Nacionales y su empleo en las refinerías

mexicanas8.

La mayoría de las reservas de los crudos nacionales se encuentran en la llamada

Sonda de Campeche y en el área del Mesozoico en los estados de Tabasco y

Chiapas, donde se localizan también los principales campos de producción de


34

crudos. Comercialmente existen tres tipos de crudos mexicanos: crudo Maya,

crudo Istmo y crudo Olmeca.

El crudo Maya es un crudo pesado con gravedad API de 22, con elevado

contenido de contaminantes como azufre, metales, carbón Conradson y

asfaltenos, se puede ver en la Tabla 3.3. Se produce en el área del golfo (sonda

de Campeche) y es de naturaleza intermedia entre parafínica y nafténica como lo

indica su factor de caracterización de 11.7.

En el área del Mesozoico se producen crudos de diferente calidades los cuales

son mezclados para producir crudo Istmo y Olmeca. El crudo Istmo es

considerado también como crudo intermedio de naturaleza mixta: entre parafínica

y nafténico con un factor de caracterización de 11.9. Contiene niveles medios de

contaminantes como se muestra en la Tabla 3.3.

Por lo que respecta al crudo Olmeca, es el más ligero de los crudos comerciales

nacionales, contiene un mínimo de contaminantes y su destilación proporciona un

rendimiento mayor en destilados valiosos como gasolina sus características se

muestran en la Tabla 3.3.

Las refinerías de México han introducido de manera gradual una mezcla de crudos

comerciales, eliminando en la actualidad los crudos ligeros, debido a la

disminución paulatina de sus reservas y a la aparición de yacimientos de crudos

de tipo pesado. La mezcla comúnmente empleada incorpora al menos 30% de

crudo Maya y el resto como crudo Istmo. Las propiedades de esta mezcla se

muestran también en la Tabla 3.3.

El empleo de volúmenes cada vez mayores de crudo pesado con respecto al

crudo ligero, trae como consecuencia la menor producción de gasolina y

fracciones intermedias y un considerable aumento de los fondos residuales. En la

Tabla 3.4 también se exponen datos globales de los crudos Maya e Istmo, así

como el Brent.


35

Tabla 3.3 Características de los crudos nacionales8

Características Olmeca Istmo Maya

30% Maya 70%

Istmo

Peso Específico,@20/4 °C 39.8 34.8 22.2 32.0

Factor de caracterización K 12 11.9 11.7 11.8

Azufre, % peso 0.8 1.5 3.3 2.4

Viscosidad Cinemática, cSt @20°C

4.1 7.4 205 94.5

Vanadio, ppm 0.9 41 314 120

Níquel, ppm 0.1 7 52 21

Asfaltenos, %vol 1.0 0.2 12.0 6.8

Carbón Conradson, %peso 1.5 4.0 12.0 6.4

Rendimiento de Destilados, %vol.:

Gasolina (C5-175°C) 28.0 25.6 15.6 22.6

Kerosina (260-360°C) 18.5 16.0 11.6 14.7

Diésel (260-360°C) 16.8 15.0 14.6 14.9

Gasóleo (360-540°C) 25.7 23.5 19.7 22.3

Residuo(540°C+) 10.0 19.5 38.5 25.2

Tabla 3.4 Datos globales de los crudos (Procedentes de REPSOL YPF)2.

Crudo Origen Densidad (Kg/L)

°API Azufre

(% Peso)

Congelación (°C)

Visc @50°C (cSt)

Metales

(mg/Kg)

Brent Mar del Norte

0.8339 38.18 0.38 0 4 6

Istmo México 0.8592 33.19 1.28 -36 6 64

Maya México 0.9252 21.44 3.17 -36 73 405


36

III.V Refinación de crudos en México.

Hace algunos años que la subsidiaria de Pemex en el sector de refinación, desafía

situaciones complejas que no han permitido abastecer los productos refinados de

mayor demanda en el país, debido a la falta de planeación que requiere este

sector y en gran medida a la complejidad de los petróleos en el país, así mismo

existen limitantes en el financiamiento de programas para la expansión de

procesos que permitan el incremento en el volumen de petrolíferos, como la

gasolina, la cual presenta un consumo considerable en los últimos años

principalmente en el sector de transporte.

Esta situación ha propiciado un incremento sustancial de las importaciones de

combustibles, de esta manera, se imposibilita aún más el crecimiento con la

infraestructura actual de producción, representando un riesgo para la autonomía

energética del país.

Del programa de reconfiguración del sistema nacional de refinación (SNR) que fue

autorizado desde el año 1999, se consideró la necesidad de construir nuevas y

modernas plantas de proceso, así como la ampliación y modernización de las ya

existentes. Esto permitiría incrementar el volumen de proceso de crudo en 89 mil

barriles diarios, “MBD”, y de 145 MBD en la producción de gasolinas (PEMEX,

2004).

Con base en esto y debido a que el problema persiste, el Estado Mexicano por

medio de sus instituciones envió una propuesta que quedó integrada en el

Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) para el año 2008 en el siguiente

artículo:

Artículo Transitorio Décimo Noveno (Diario Oficial de la Federación, 2007):

Petróleos mexicanos deberá elaborar y enviar a la Cámara de Diputados a más

tardar el treinta de julio de 2008 un estudio de viabilidad y pre-factibilidad para

determinar la necesidad de construir una nueva refinería para el sistema nacional

de refinación del organismo subsidiario PEMEX Refinación.


37

La nueva refinería deberá tener una capacidad de proceso de 300 MBD,

procesando crudo Maya (pesado) con un sistema de configuración de coquización,

produciendo 142 MBD de gasolina y estimándose la inversión en 12 000 millones

de dólares, tomando en cuenta solamente las unidades de proceso (PEMEX

2008).

Actualmente México cuenta con seis refinerías (Minatitlán, Cadereyta, Madero,

Salina Cruz, Salamanca y Tula) y tres tipos de petróleo reportados en documentos

oficiales de PEMEX: Olmeca, Istmo y Maya (PEMEX, 2012). Para el año 2009 se

utilizó solamente 84% de la capacidad nominal de proceso de crudo en la plantas

primarias, refinándose 1294.9 MBD de una Mezcla de crudos (33.89% fue crudo

Maya y 66.11% de crudo Istmo). El rendimiento promedio de producción de

gasolinas fue de 35%, produciéndose 455 MBD de gasolinas (PEMEX, 2010),

existiendo un déficit de 344 MBD del petrolífero con respecto a la demanda

(SENER, 2009).

El rezago de la industria de refinación de petróleo en México es evidente. En el

área de América del Norte las proyecciones de construcción de esta industria

muestran a Estados Unidos como el país que más invertiría en la construcción y

expansión de diferentes procesos de refinación, contando hasta ese momento con

un total de 132 refinerías. Canadá por su parte, también proyectó invertir en la

construcción y expansión de los procesos de refinación, como el proceso de

coquización, con una capacidad de 124.3 MBD para 2007, así como en unidades

de destilación primaria, craqueo térmico, hidrocraqueo, hidrotratadores y

reformadores, contando hasta ese momento con 21 refinerías. México por su

parte, solo planearía expender los procesos de isomerización con una capacidad

de 12.5 MBD y contando con solo seis refinerías (Oil and Gas Journal, 2004).

Además y de acuerdo a la prospectiva del mercado de petróleo crudo 2008-2017,

del total disponible, lo que se destinara a proceso de refinación se incrementará de

54.6% en 2010 a 70.6% en 2017, incrementándose de 35.5% a 61.9% el proceso

de crudo Maya y disminuyendo el proceso de crudo ligero Istmo 64.6% a 38%,

respectivamente (SENER, 2011).


38

En este contexto, es necesario realizar proyecciones de refinación de petróleo

crudo que modelen la utilización de diferentes tipos de refinerías con base en sus

procesos característicos. También, dichas proyecciones deben de tender a

incrementar el rendimiento de gasolinas para cubrir los posibles escenarios de

demanda, simulando el tipo de rendimiento de combustible por tipo de refinería y

crudo procesado, así como la inversión requerida para cada tipo de refinería

propuesta.

Análisis de los procesos de producción de combustóleo

39

Capítulo IV

Análisis de los procesos de producción de combustóleo.

IV.I Viscorreducción

La reducción de viscosidad (visbreaking) es un proceso de desintegración térmica

relativamente suave que se usa para reducir las viscosidades y los puntos de

escurrimiento (Pour Point) de residuos de vacío para obtener aceite de

calentamiento (No. 6 fuel Oil), o también para reducir la cantidad de cortes

diluyentes para residuo7.

La fracción de gasolina que se produce, en ocasiones se adiciona a la

alimentación de la desintegradora catalítica con el fin de aumentar el rendimiento

general de una refinería.

La causa principal de los altos puntos de escurrimiento y de las altas viscosidades

de los residuos de vacío son las grandes cadenas de parafinas laterales a los

anillos aromáticos.

El proceso de reducción de viscosidad se lleva a cabo bajo tales condiciones que

permite optimizar el rompimiento de estas cadenas laterales y su desintegración

subsecuente.

El objetivo de la planta es obtener moléculas con mayor escurrimiento y menor

viscosidad.

Químicamente el proceso de Viscorreducción corresponde a una primera fase de

las reacciones de craqueo térmico, en la que se limita la conversión para prevenir

la formación de coque. Dentro de la gran mayoría de especies química que

componen un residuo de vacío, se encuentra un grupo constituido por sustancias

polares poli-aromáticas, que a su vez se pueden clasificar en resinas y aslfaltenos.

Los asfaltenos tienen una estructura compuesta por un agregado de anillos

aromáticos condensados y sustituidos por grupos alifáticos y nafténicos. Dentro de

esta estructura se encuentran heteroátomos como nitrógeno (N), azufre (S) y

oxígeno (O), y también metales como níquel (Ni), vanadio (V), hierro (Fe). Las

resinas poseen estructuras parecidas a las de los asfaltenos, pero tienen un

tamaño menor y una proporción mayor de cadenas alquilaromáticas y de menor

polaridad que los asfaltenos. Las resinas cubren las superficies de los asfaltenos

formando una partícula coloidal denominada micela. Debido a la polaridad

intermedia de la resina, estos compuestos hacen de interfase entre los asfaltenos,

de alta polaridad y el resto de componentes del residuo de tipo parafínico y

aromático y por tanto de baja polaridad, dando estabilidad al conjunto2.


40

Cuando este equilibrio de concentración de asfaltenos, resinas y material no polar

se rompe, bien sea por alquilación, vía craqueo, de las cadenas sustituidas de los

aromáticos condensados de las estructuras asfálticas o resínicas, produciendo un

incremento de la proporción de compuestos de tipo asfálticos o bien mediante un

incremento de la proporción de componentes no polares vía dilución por mezcla

con otro tipo de fracción de petróleo, se produce la precipitación de asfaltenos.

Por estas razones la conversión, y por lo tanto la reducción de viscosidad que esto

conlleva, dependerá además de las variables de operación, de la composición

química inicial de la alimentación, para evitar en todo momento la precipitación de

asfaltenos.

IV.I.I Descripción del Proceso2

El proceso es bastante simple y tiene dos versiones, ya sea que la reacción se

produzca en un horno o bien que se inicie en un horno y se termine en un

recipiente denominado soaker, este es un recipiente en el que se controla la

presión, regulada por una válvula reguladora de presión, lo cual equivale a

controlar el tiempo de residencia y por lo tanto el progreso de la reacción. En la

Figura 4.1 se muestra el diagrama de una unidad de Viscorreducción con soaker.

En el sistema sin soaker el residuo de vacío se alimenta al horno a una

temperatura del orden de los 450 °C, y durante un corto tiempo de residencia, del

orden de un minuto, tiempo suficiente para que se completen las reacciones de

craqueo. Cuando se utiliza soaker, la temperatura en el horno es entre 30 y 40 °C

más baja y las reacciones se completan en el soaker donde el tiempo de

residencia suele ser del orden de 10-20 minutos.

A la salida del horno/soaker (según sea el caso) el efluente debe enfriarse para

“congelar” la reacción, lo que se consigue por mezcla con un reciclo frío del fondo

de la torre de fraccionamiento. La mezcla pasa a la zona de fraccionamiento, en la

que aparte del gas, se obtiene un corte de nafta, muy olefínica y de baja calidad,

que es necesario hidrotratar inmediatamente. Se obtiene también un gasóleo, que

dependiendo de los esquemas de fraccionamiento que se utilicen puede ir al pool

de destilados para su hidrotratamiento o utilizarse como fluidicante para el propio

residuo de la Viscorreducción. Otra opción es una destilación a vacío del residuo

para obtener un gasóleo de vacío que pueda utilizarse como alimentación a una

unidad de FCC. En este caso el residuo de esta destilación a vacío necesitará un

mayor grado de fluidificación.

En cuanto a la calidad de producto, la distribución de azufre es directamente

proporcional al rendimiento y al azufre de la carga dada la poca cantidad de


41

sulfhídrico que se produce. Con respecto a la viscosidad del residuo, su reducción

es función de la severidad de la operación.

El proceso de Viscorreducción es de los más antiguos de la industria de refinación

y no pierde actualidad, aunque en estos momentos la tendencia es utilizarlos

como productor de carga a grandes unidades de ciclo combinado vía oxidación

parcial más que como combustible y obtención de la misma cantidad posible de

gasóleo de vacío para conversión. En estas condiciones la calidad del residuo no

es determinante.

La integración del proceso de Viscorreducción en un esquema de refinación se

muestra en la Figura 4.2.

Existe una variante del proceso, desarrollado por Shell, denominado de conversión

térmica profunda (deep thermal conversion), en el que la conversión es superior al

50 % en productos ligeros, y el residuo está tan carbonizado que en realidad se

trata de un coque líquido (liquid coke). Este residuo no tiene aplicación como

componente de combustóleo y su aprovechamiento se basa en su gasificación vía

oxidación parcial para producir gas de síntesis.

IV.I.II Reacciones Principales7.

1.- Desintegración de las cadenas laterales unidas a las ciclo parafinas y anillos

aromáticos, en o cerca del anillo. Las cadenas son eliminadas o reducidas a

grupos metilos o etilos (C1 o C2).

2.- Desintegración de las resinas a hidrocarburos ligeros, principalmente olefinas,

y a compuestos que se convierten en asfáltenos.

3.- Si la temperatura es mayor a 480°C se produce cierta desintegración de

naftenos.


42

Figura 4.1 Unidad de Viscorreducción con Soaker2.


43

Figura 4.2 Integración de la Unidad de Viscorreducción en un Esquema de Refinación2.


44

IV.II Coquización retardada4.

El proceso de coquización retardada se desarrolló para minimizar los rendimientos

en combustóleo residual por el craqueo térmico de los productos como residuos

de vacío y alquitranes térmicos. En las primeras refinerías, del craqueo térmico de

tales productos, resultaban depósitos indeseables en los calentadores. Debido a la

evolución gradual de la ciencia se encontró que los calentadores podrían

diseñarse para alcanzar temperaturas de los productos residuales por encima del

punto de coque sin formación significante de coque en los calentadores. Esto

requería altas velocidades (tiempos de retención mínimos) en los calentadores.

Mediante un tambor compensador aislado en el efluente calefactor se conseguía

un tiempo suficiente para que la coquización tuviera lugar antes del proceso

subsiguiente y de ahí el término de coquización retardada.

Desde un punto de vista de reacción química la coquización puede considerarse

como un proceso de craqueo térmico enérgico en el cual uno de los productos

finales es carbón (es decir, COQUE). En realidad, el coque formado aún contiene

materia volátil o hidrocarburos de alto punto de ebullición. Para eliminar toda la

materia volátil del coque de petróleo debe de calcinarse de 2000 a 2300°F

aproximadamente. Cantidades menores de hidrógeno permanecen aún en el

coque después de la calcinación lo que da credibilidad a la teoría sostenida por

algunos autores de que el coque es en este punto un polímero.

Durante el periodo de 1940 a 1960 la coquización retardada se utilizó

principalmente como un pre-tratamiento de los residuos de vacío para preparar

corrientes de gasóleo de coque adecuadas como alimentación para un craqueador

catalítico. Esto reducía la formación de coque sobre el catalizador de craqueo, lo

que permitía un aumento en el rendimiento del craqueador; reducía también el

rendimiento neto de la refinería en combustibles residuales de bajo precio. Por

reducción del contenido en metales de las materias primas del craqueador

catalítico se obtuvo un beneficio adicional.

La coquización también se ha utilizado para la preparación de materias primas

para el craqueador con hidrógeno, y para la preparación de “coque aguja” de alta

calidad a partir de materias como aceite pastoso del craqueador catalítico. Los

alquitranes del carbón se procesan también en unidades de coquización

retardada.

IV.II.I Descripción del proceso4:

En el siguiente diagrama de flujo (Fig. 4.3) se muestra el proceso de coquización

retardada convencional, que es descrito posteriormente.


45

Figura 4.3 Unidad de coquización Retardada Convencional4.


46

La alimentación líquida caliente se carga a la columna de fraccionamiento dos a

cuatro platos encima de la zona de vapor del fondo. De esta forma se consigue

que:

1. Los vapores calientes del tambor de coque se enfríen por la alimentación

líquida más fría previniendo así la formación de cualquier cantidad

significativa de coque en la columna de fraccionamiento y,

simultáneamente, se condensa una porción de los fondos más pesados los

cuales son reciclados.

2. Cualquier sustancia remanente más ligera que la conveniente para el

tambor de coque se agote (vaporice) de la alimentación nueva.

3. La alimentación nueva líquida sea además precalentada.

La alimentación restante se combina con el reciclado condensado y se bombea

desde el pie de la columna de fraccionamiento a través del calentador del

coquizador, donde se vaporiza parcialmente y luego hacia uno de los tambores de

coque. Normalmente se introduce vapor en los tubos del calentador para controlar

las velocidades y de esta forma minimizar el depósito de coque. La porción no

vaporizada del efluente del calentador se sedimenta en el tambor de coque, donde

el efecto combinado del tiempo de retención y la temperatura dan lugar a la

formación de coque.

Los vapores del domo del tambor de coque vuelven a la base de la columna de

fraccionamiento. Estos vapores están formados por agua y por los productos de la

reacción de craqueo térmico: gas, nafta y gasóleos. Los vapores fluyen hacia

arriba a través de los platos de enfriamiento previamente descritos. Por encima de

la entrada de alimento nuevo en la columna de fraccionamiento hay normalmente

dos o tres platos por debajo del plato de extracción de gasóleo. Estos platos con el

reflujo de gasóleo parcialmente enfriado proporcionan un buen control del

equilibrio del punto final del gasóleo y minimizan el arrastre de alimento nuevo

líquido o de líquido reciclado de gasóleo producido.

La extracción lateral de gasóleo es una configuración convencional que emplea

columnas de agotamiento de seis a ocho platos con introducción de vapor por

debajo del plato base, para vaporizar los fondos ligeros y controlar el punto de

ebullición inicial (PEI) del gasóleo.

El vapor y los domos ligeros vaporizados se devuelven desde la cabeza del

separador de gasóleo a la columna de fraccionamiento, uno o dos platos por

encima del plato de extracción. Para recuperar calor a un nivel de temperatura alto

y minimizar el calor de bajo nivel de temperatura eliminado de los condensadores

de cabeza, se coloca un sistema de reflujo por bombeo en el plato de extracción.


47

Este calor de bajo nivel de temperatura no se puede recuperar normalmente en los

cambiadores de calor y se expulsa a la atmósfera a través de las columnas de

enfriamiento de agua o de los enfriadores de aire.

Entre la extracción de gasóleo y la extracción de nafta o domo de la columna se

utilizan normalmente de ocho a diez platos. Si se emplea una extracción lateral de

nafta se precisan platos adicionales por encima del plato de extracción de la nafta.

IV.II.I.I Separación del coque4.

Cuando el tambor de coque en servicio se llena hasta un margen de seguridad de

la parte superior, el efluente del calentador se cambia al tambor de coque vacío y

se aísla el tambor lleno, se le inyecta vapor para eliminar los vapores de

hidrocarburos, se enfría mediante llenado con agua, se abre, se desagua y se

retira el coque.

La operación de descoquizar se usa en algunas plantas mediante un taladro

mecánico o escariador, sin embargo, la mayoría de las plantas ocupan un sistema

hidráulico. El sistema hidráulico consiste simplemente en un determinado número

de chorros de agua a alta presión (de 2000 a 2500 psig) que descienden al lecho

de coque en un vástago giratorio. Utilizando un chorro especial se practica,

siempre en primer lugar, un agujero de diámetro pequeño, denominado “ratonera”,

desde la parte superior del lecho hasta la parte inferior. Esto se realiza para

permitir el movimiento a través del lecho de coque del agua y del vástago

principal.

La masa principal de coque se separa entonces del tambor, empezando

normalmente de la base. Algunos operarios prefieren empezar por la parte

superior del tambor para evitar el desprendimiento de fragmentos grandes de

coque, lo que daría lugar a problemas en el manejo del mismo.

A menudo el coque que desciende del tambor se recoge sobre vagonetas.

Alternativamente se canaliza o bombea como agua pastosa hacia una pila de

almacenamiento.

IV.II.I.II Propiedades y usos del coque de petróleo.

La mayor parte del coque de petróleo se produce como pedazos sólidos, porosos,

irregulares, cuyo tamaño abarca desde las 20” hasta polvo fino. Este tipo de coque

se denomina coque esponja debido a su apariencia. En la Tabla 4.1 se expone el

Análisis Característico del Coque Esponja.

Los usos principales del coque esponja del petróleo son los siguientes:


48

1.- Fabricación de electrodos para uso en hornos eléctricos para la producción de

Fósforo Elemental, Dióxido de Titanio, Acero, Carburo Cálcico y Carburo de Silicio.

2.- Fabricación de ánodos para la reducción electrolítica de la alúmina.

3.- Uso directo como fuente de productos químicos de carbono para la fabricación

de Fósforo Elemental, Carburo Cálcico y Carburo de Silicio.

4.- Fabricación de grafito.

Es importante resaltar que el coque de petróleo no tiene la suficiente consistencia

para ser utilizado en los altos hornos para la producción de hierro crudo, ni

tampoco para su utilización como coque de fundición para estos fines se utiliza

coque derivado del carbón.

Tabla 4.1

Análisis característico de coque esponja4.

%peso (como producto) %pesos (después de

calcinar)

Agua 2-4 Nulo

Materia Volátil 7-10 2-3

Carbón Fijo 91-85 95+

Cenizas 0, 5-1, 0 1-2

El contenido en azufre del coque de petróleo varía con el contenido en azufre de la

materia prima del coquizador. Normalmente se sitúa en el intervalo del 0.3 y al

1.5% en peso. Sin embargo, en algunas ocasiones puede llegar al 6%. El

contenido en azufre no se reduce significativamente en la calcinación.

Una segunda forma de coque de petróleo que se está produciendo en cantidad

CRECIENTE es el coque aguja. El nombre del coque aguja deriva de su estructura

cristalina elongada. El coque aguja se produce a través de materias primas

altamente aromáticas cuando la unidad de coquización opera a presiones

elevadas (100 psig) y razones de reciclado altas (1:1). El coque aguja es preferible

al coque esponja en su utilización para la fabricación de electrodos debido a su

menor resistividad eléctrica y a su menor coeficiente de dilatación.


49

Ocasionalmente se produce un tercer tipo de coque involuntariamente. Este coque

se denomina “coque perdigón o coque bala” debido a las agrupaciones de bolitas

del tamaño de un perdigón que lo caracterizan. Se produce normalmente durante

desajustes operacionales, probablemente como resultado de temperaturas bajas

en el tambor de coque o de bajas presiones.

Operación.

Tal como se indicó en el párrafo que describe la eliminación de coque, los

tambores de coque se llenan y se vacían durante un ciclo. El fraccionamiento

opera continuamente. Normalmente se instalan dos tambores de coque, pero no

son raras las unidades con cuatro tambores. La relación de tiempos de la Tabla

4.2 es característica.

Tabla 4.2

Relación de tiempos de operación en la unidad de coquización retardada4.

Operación Horas

Llenado del tambor con coque 24

Cambio del tambor e inyección del tambor

3

Enfriado 3

Drenaje 2

Inversión y extracción del coque 5

Posición normal y pruebas 2

Calentamiento 7

Tiempo muerto 2

Total 48

Las principales variables de operación en la coquización retardada (Tabla 4.3) son

la temperatura de salida del calentador, la presión de la columna de

fraccionamiento, la temperatura de los vapores que alcanzan el plato de extracción

de gasóleo y el contenido en carbón “libre” de la alimentación determinado

mediante el ensayo de carbón Conradson. Como era de esperar, las temperaturas

altas de salida del calentador incrementan las temperaturas de coquización y de


50

craqueo, incrementando, consiguientemente, los rendimientos de gas, nafta y

coque y disminuyendo el rendimiento en gasóleo.

Un incremento de la presión en la columna de fraccionamiento produce el mismo

efecto que un incremento en la temperatura de salida del calentador, esto es

debido al hecho de que se condensa más reciclado en la columna de

fraccionamiento y se devuelve al calentador y a los tambores de coque. La

temperatura de los vapores que alcanzan el plato de extracción de gasóleo se

controla para obtener el deseado punto final del gasóleo. Si se incrementa esta

temperatura, se extraerán más pesados en el gasóleo dejando menos materia

para el reciclado. De este modo, el rendimiento en gasóleo aumenta y los

rendimientos en gas, nafta y coque disminuyen. De un incremento en el contenido

de carbón Conradson de la alimentación, resultan: un incremento en los

rendimientos de coque, gas y nafta y una reducción en el rendimiento en gasóleo.

Las materias de alto punto de ebullición en los vapores condensados en el tambor

de coque de la base de la columna de fraccionamiento se denominan reciclado.

Se establece frecuentemente que un aumento en el reciclado aumenta la reacción

de craqueo, resultando por consiguiente una mayor producción de gas, nafta y

coque y una menor de gasóleo. Lo antes dicho es cierto; sin embargo falla un

poco debido a que la cantidad de reciclado no es una variable independiente.

Para una alimentación dada, la cantidad de reciclado se determina por la presión

de la columna de fraccionamiento y por la temperatura de los vapores que

alcanzan el plato de extracción de gasóleo. Las relaciones de las variables

independientes de operación con las propiedades y rendimientos de los productos

se muestran en la Tabla 4.3. En esta tabulación, un (+) indica un incremento en la

variable y un (-) indica una reducción. “C” Para estos casos, la temperatura de

salida del calentador y el contenido en carbón no tienen de por sí un efecto

independiente significativo.

Notas de tabla 4.3:

a La temperatura del domo es la temperatura de los vapores que alcanzan el plato

de extracción de gasóleo en la columna de fraccionamiento.

b El contenido de carbón es el determinado por el ensayo del carbón Conradson.


51

Tabla 4.3

Relación de las variables de operación en la coquización retardada4.

Variable

Variables independientes

Temperatura de Salida del Calentador

Presión de la columna de fraccionamiento.

Temperatura de cabezaa Contenido de carbón en el alimentob

+ - + - + - + -

Rend. Gas + - + - - + + -

Rend. Nafta + - + - - + + -

Rend. Coque + - + - - + + -

Rend. Gasóleo - + - + + - - +

Punto final del gasóleo C C - + + - C C

Contenido en metales del gasóleo

C C - + + - C C

Contenido en metales del coque

C C + - - + C C

Cantidad reciclada C C + - - + C C


52

IV.II.II Rendimiento de la coquización retardada.

Los rendimientos para las operaciones convencionales de coquización retardada,

pueden calcularse a partir de las siguientes ecuaciones. Se exponen tres

conjuntos de ecuaciones en la Tabla 4.4:

1. Un conjunto generalizado en el que los rendimientos de coque y de gas se

calculan sobre la base del contenido real del carbón Conradson de la

alimentación al coquizador.

Tabla 4.4

Rendimientos en coque cuando el carbón Conradson es conocido

% peso coque = 1.6*%p. carbón Conradsona

% peso gas (C4) = 7.8 + 0.144% p. carbón Conradsona

% peso gasolina = 11.29 + 0.343 % p. carbón Conradsona

% peso gasóleo = 100 — %peso coque — % peso gas — % pesos

gasolina

% vol. gasolina = (186.5

131.5 + °𝐴𝑃𝐼) (%𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑔𝑎𝑠𝑜𝑙𝑖𝑛𝑎)𝑏

% vol. gasóleo = (155.5

131.5 + °𝐴𝑃𝐼) (%𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑔𝑎𝑠ó𝑙𝑒𝑜)𝑏

Nota: Estas correlaciones de rendimiento se basan en las siguientes condiciones:

1. Presión del tambor de coque de 35 a 45 psig.

2. La alimentación es el residuo directo.

3. Punto final del gasóleo de 875 a 925 °F.

4. Punto final de la gasolina 400 °F.

a Utilizar el carbón Conradson real cuando esté disponible

b Todos los °API son los correspondientes a la alimentación nuevo neto del

coquizador.

2. Rendimientos para la coquización de residuos de crudos característicos del

este de Texas.


53

Estos datos sobre rendimientos se han desarrollado a partir de datos de plantas

reales y de datos de plantas piloto. Los valores calculados a partir de estas

ecuaciones son lo suficientemente precisos para unos estudios preliminares de

evaluación económica; sin embargo, para el diseño de una unidad específica de

coquización los rendimientos deben determinarse mediante experimenación en

planta piloto. En todos los casos, los porcentajes en peso y volumen dados se

basan en la alimentación nueva neta a la unidad de coquización y se limitan a

materias primas que poseen densidades inferiores a 18°API. Los rendimientos

mostrados variarán significativamente si la alimentación del coquizador deriva de

otras materias que no sean de las de los residuos del primer destilado del crudo.

Los valores numéricos en las ecuaciones no poseen un alto grado de precisión,

pero se incluyen con el propósito de establecer un balance completo en pesos.

Las Tablas 4.5 y 4.6 exponen las composiciones del gas y las distribuciones de

azufre y de nitrógeno características en los productos elaborados por coquización

retardada de crudos.

Tabla 4.5

Composición del gas para la coquización retardada

(Base libre de azufre)4.

Componente %mol

Metano 51.4

Eteno 1.5

Etano 15.9

Propeno 3.1

Propano 8.2

Buteno 2.4

i-Butano 1.0

n-Butano 2.6

H2 13.7

CO2 0.2

100


54

Tabla 4.6

Distribución del azufre y del nitrógeno para la coquización retardada

(Base: azufre y nitrógeno en la alimentación al coquizador)4.

% Azufre % Nitrógeno

Gas 30 -

Nafta 5 1

Queroseno 35

2

Gasóleo 22 24

Coque 30 75

Total 100 100

IV.III Hidrodesintegración6.

La Hidrodesintegración es una tecnología de refinación, como el hidrotratamiento,

también está dentro del grupo del hidroprocesamiento. El resultado es la

conversión de una variedad de materias primas a una amplia gama de productos;

para que se cumpla con este objetivo, las unidades se pueden encontrar en varios

puntos en una refinería.

La hidrodesintegración es un proceso térmico (>350°C, >660°F) en el cual el

rompimiento se acompaña de una hidrogenación, se emplean presiones

relativamente altas (100-2000 psi).

La amplia gama de productos de la hidrodesintegración es el resultado de las

reacciones del craqueo catalítico con hidrogenación. Las reacciones son

catalizadas por catalizadores de doble función en los cuales la función de craqueo

la proveen los catalizadores de silica-alumina (o Zeolita) y platino, el óxido de

tungsteno, o níquel proveen la función de hidrogenación.

Esencialmente todas las reacciones iniciales del craqueo catalítico ocurren, pero

algunas de las reacciones secundarias son inhibidas o detenidas por la presencia

del hidrógeno. Por ejemplo, los rendimientos de las olefinas y las reacciones

secundarias que resultan de la presencia de estos materiales son sustancialmente

disminuidos.

El efecto del hidrógeno en los hidrocarburos nafténicos es principalmente el

rompimiento del anillo seguido de una saturación inmediata de cada extremo de

los segmentos producidos. El anillo se rompe preferencialmente en posiciones


55

favorecidas, aunque generalmente todas las posiciones de enlace carbono-

carbono son atacadas hasta cierto punto.

Los hidrocarburos aromáticos son resistentes a la hidrogenación en condiciones

suaves, pero bajo condiciones más severas las reacciones principales son

conversión del aromático a anillos nafténicos y rompimientos dentro de las

cadenas laterales del alquilo. Los naftenos son también convertidos en parafinas.

La historia del proceso empieza a finales de la década de 1920, cuando se vio que

se necesitaba gasolina con una calidad más alta que la que se obtenía de la

destilación primaria; lo que condujo al desarrollo del proceso de

hidrodesintegración. Una de las primeras plantas en utilizar la hidrodesintegración

y seleccionada parala hidrogenación comercial del carbón fue en Leuna,

Alemania.

El proceso de hidrodesintegración permite a la refinación obtener productos de

bajo peso molecular y un alto contenido de hidrógeno y un bajo margen de coque.

Es un proceso cuyo mecanismo implica la ruptura de las cadenas carbono-

carbono de los hidrocarburos en presencia de hidrógeno. Así también, implica

reacciones de hidrogenólisis que permiten la conversión de azufre en ácido

sulfhídrico y otras reacciones que dan lugar a la eliminación de elementos como el

nitrógeno y oxígeno, tanto como metales presentes en los hidrocarburos. En

resumen, las instalaciones de la hidrodesintegración le dan flexibilidad al proceso

de refinación.

La hidrodesintegración es más severa que el hidrotratamiento, siendo la intención

de la hidrodesintegración, el convertir la alimentación en productos de bajo punto

de ebullición, más que el de tratar la alimentación para remover únicamente los

hetero-átomos y metales.

El proceso de hidrodesintegración es extremadamente versátil y puede ser usado

de muchas maneras diferentes, y una de las ventajas de la hidrodesintegración es

su capacidad para romper aromáticos de alto punto de ebullición, producidos en la

hidrodesintegración catalítica o en la coquización. Para obtener una amplia ventaja

de la hidrodesintegración, el proceso debe ser integrado en una refinería junto con

otras unidades de proceso. En la producción de gasolina, por ejemplo, el producto

hidrodesintegrado debe ser reprocesado en un reformador catalítico, ya que tiene

un alto contenido de naftenos y un relativamente un bajo contenido de octanos. El

alto contenido de naftenos hace de la gasolina hidrodesintegrada una excelente

alimentación para la reformación catalítica y se pueden obtener buenos

rendimientos a gasolina con un alto número de octano.


56

También permite procesar desde cargas muy ligeras como las gasolinas hasta

cargas residuales, el control de las condiciones de operación permite orientar las

reacciones y dar selectividad de productos.

IV.III.I Reacciones presentes en el proceso8.

A pesar de que ocurren cientos de reacciones simultaneas en el proceso, existe la

opinión generalizada de que el mecanismo de la hidrodesintegración es el mismo

de craqueo catalítico seguido de una hidrogenación. La hidrodesintegración

catalítica es la ruptura de enlaces carbono-carbono provocada por la acidez del

catalizador y la hidrogenación es la saturación con hidrógeno de las moléculas de

carbono-carbono formadas.

Existen tres tipos de reacciones en la hidrodesintegración dependiendo del enlace

atacado.

1. Reacciones de Hidrodesintegración Simple.

Ocurre el ataque al enlace carbono-carbono en una cadena.

Ejemplo:

𝑅 − 𝐶𝐻2 − 𝐶𝐻2 − 𝑅′ + 𝐻2 → 𝑅 − 𝐶𝐻3 + 𝑅′ − 𝐶𝐻3

En las operaciones industriales la mayor importancia la tienen los factores

cinéticos y por lo tanto la velocidad de ruptura de los enlaces C-C dependerá del

catalizador empleado. Es posible cualquier ruptura de enlace pero la mayor

constante de equilibrio corresponde a la formación de metano.

2. Reacciones de Hidrodesalquilación.

Tienen lugar cuando se lleva a cabo el rompimiento C-C adyacente a un anillo.

Ruptura de Compuestos Cíclicos.

Ejemplo.


57

3. Reacciones Paralelas.

En el proceso de hidrodesintegración se llevan a cabo numerosas reacciones

paralelas.

Una de las reacciones más importantes en la hidrodesintegración es la

hidrogenación parcial de aromáticos poli-cíclicos, seguida de la ruptura del anillo

saturado para formar aromáticos mono-cíclicos. Es deseable que para evitar una

excesiva actividad de hidrogenación del catalizador, los aromáticos mono-cíclicos

se conviertan en naftenos. No obstante, una hidrogenación repetida deriva en una

pérdida en el número de octano, lo que incrementa los requerimientos de la

reformación catalítica para procesar la nafta hidrodesintegrada7.

Las cadenas laterales de tres o cuatro átomos de carbono son removidas

fácilmente del anillo aromático durante la desintegración catalítica, pero la

reacción de los anillos aromáticos con pequeñas cadenas laterales son diferentes.

Por ejemplo, la hidrodesintegración de aromáticos de anillo simple que contienen

cuatro o más grupos metilo produce iso-butano y benceno.

En conjunto, la formación de coque es muy baja en la hidrodesintegración como

una reacción secundaria y la formación del precursor del coque es suprimida

conforme la presión de hidrógeno se alimenta.

Cuando se aplica a los residuos, la hidrodesintegración puede ser usada para

procesos como:

1. Desulfuración del combustóleo

2. Conversión de residuo a destilados de bajo punto de ebullición.

Los productos de la hidrodesintegración están formados de compuestos saturados

o aromáticos, no se encuentran olefinas. En la obtención de gasolina, las pocas

parafinas formadas tienen altos números de octanos, por ejemplo, las fracciones

de cinco y seis carbonos tienen un RON de 99 a 100. La gasolina remanente tiene

excelentes propiedades como alimentación a la reformación catalítica,

produciendo una gasolina altamente aromática que es capaz de tener un alto

número de octano. Ambos tipos de gasolina son adecuados para motores de

gasolina con grado Premium.

Otra característica atractiva de la hidrodesintegración es el bajo rendimiento a

componentes gaseosos, como metano, etano y propano, que son menos

deseables que la gasolina. Cuando se fabrica la turbosina, es utilizada una mayor

actividad de hidrogenación del catalizador, ya que la turbosina tiene más

componentes saturados que la gasolina.


58

Las composiciones físicas y químicas de la alimentación son las que juegan un

papel importante no sólo en la determinación de la naturaleza de los productos

que surgen de las operaciones de refinación, sino también en determinar la

manera precisa por la que una alimentación particular debe ser procesada.

IV.III.II Descripción del Proceso7.

El concepto de adición de hidrógeno es ilustrado por el proceso de la

hidrodesintegración (Fig. 4.4) en el cual el hidrógeno es usado en un intento de

estabilizar los fragmentos reactivos producidos durante el craqueo, de este modo

disminuyendo su potencial de recombinación a productos pesados y por último a

coque. La elección de los esquemas de reprocesamiento para una aplicación de

hidrodesintegración dada depende de la naturaleza de la alimentación, así

también de los requerimientos del producto. El proceso puede ser ilustrado

simplemente como una operación de etapa simple o etapa doble.

El proceso de etapa simple puede ser usado para producir gasolina pero es más

comúnmente usado para producir destilados medios de los gasóleos pesados de

vacío (VGO). El proceso de doble etapa fue desarrollado primeramente para

producir altos rendimientos a gasolina provenientes de gasóleos de destilación

directa y la primera etapa puede ser, de hecho, una etapa de purificación para

remover el contenido de sulfuros, así como el contenido de hidrógeno y materiales

orgánicos.

Mientras que todas las familias de catalizadores son requeridas dependiendo de la

alimentación disponible y los productos deseados o características de productos,

el número de etapas de proceso es también importante para la elección de

catalizadores.

La hidrodesintegración adiciona flexibilidad y ofrece un proceso de refinación que

puede manejar una variedad de alimentaciones y operar bajo diversas condiciones

de procesos. Utilizando diferentes tipos de catalizadores se pueden modificar la

selectividad de los productos obtenidos. El diseño del reactor y el número de

etapas de procesamiento juegan un rol importante en esta flexibilidad. Finalmente,

el objetivo de cualquier proceso es el de convertir alimentaciones pesadas en

productos de valor agregado reduciendo sus hetero-átomos (nitrógeno, oxígeno y

azufre) y el contenido de metales, modificando la estructura de los constituyentes

de asfaltenos, reduciendo los precursores de coque y convirtiendo largas

moléculas de especies polares de alto peso molecular en productos de bajo peso

molecular y bajo punto de ebullición.

Los problemas que presenta el proceso es el elevado contenido de metales y de

nitrógeno en la alimentación; los metales, al depositarse sobre el catalizador,


59

provocan su pérdida de actividad, mientras que el nitrógeno se transforma en

compuestos amínicos, de carácter básico que neutralizan los puntos ácidos del

catalizador de craqueo. Para solucionarlo, se siguen dos procedimientos distintos,

en un caso se utiliza un primer reactor guarda cuyo objetivo es la des-nitrificación

y des-metalización del residuo con catalizadores típicos de níquel-molibdeno (Ni-

Mo) sobre alúmina (los catalizadores níquel-molibdeno <Ni-Mo> tienen un poder

des-nitrogenante superior a los de cobalto-molibdeno <Co-Mo>). La mayor parte

de los metales de la alimentación se depositan sobre el catalizador al mismo

tiempo que se produce una importante disminución de su residuo carbonoso.

El otro procedimiento es utilizar un reactor del tipo de lecho de ebullición. En un

reactor de este tipo el catalizador no está fijo. La alimentación se introduce por el

fondo del reactor y fluye verticalmente a través del catalizador, que se mantiene en

suspensión por la presión del flujo de la alimentación. La función del catalizador en

este caso es doble, por un lado elimina los contaminantes: azufre, nitrógeno y

metales y por otro lado favorece las reacciones propias de craqueo. Para

mantener la actividad del catalizador existe un aporte continuo de catalizador

fresco y una retirada equivalente de catalizador usado.

La conversión obtenida varía según el proceso, alimentación y condiciones de

operación, pero se puede mencionar que para lecho fijo se trabaja con

conversiones del orden del 50 % sobre el residuo a 565 °C y hasta conversiones

entre el 50-90 % para los procesos de lecho móvil. Aproximadamente del 30 al 50

% de producto convertido lo constituye la fracción de 370-550 °C que se procesa

posteriormente en FCC o en hidrodesintegración convencional.


60

Figura 4.4 Unidad de Hidrodesintegración

Conclusiones

61

Conclusiones.

Las dificultades en el tratamiento de cargas pesadas, han obligado a la

implementación de procesos que permitan mantener la productividad y los

rendimientos en una refinería, necesarios, para cumplir con la demanda de

hidrocarburos apropiados para el uso de la sociedad. Sin embargo, la

implementación de dichos procesos no son del todo la solución al problema, el

diseño, configuración y residuos son algunas de las variables que deben tomarse

en cuenta al incluir, en los esquemas de refinación, nuevos procesos o plantas, los

cuales permitan disminuir el rendimiento a hidrocarburos residuales y aumentar los

rendimientos a hidrocarburos ligeros para uso de la sociedad.

Actualmente, las unidades de refinación en México nos permiten tratar únicamente

alimentaciones de una determinada gravedad API, por lo que se ha optado por

realizar mezclas de crudos que permitan cumplir con las especificaciones de

procesamiento, la antigüedad de algunos de los equipos en las plantas de

tratamiento hace que el procesamiento de cargas sea cada vez más pesadas, se

complique, es por esto de la necesidad de estudiar la factibilidad de procesos que

nos permitan disminuir la producción de hidrocarburos residuales.

Esto ha traído una evolución en los esquemas de procesamiento que acomodan

las cargas más pesadas y permiten el tratamiento de las mismas.

El proceso de viscorreducción, nos permite tratar hidrocarburos residuales con una

relativa sencillez en su operación y baja inversión económica, sin embargo es un

proceso el cual la conversión de la alimentación a destilados ligeros no es el

principal objetivo, siendo su principal función reducir la viscosidad del combustóleo

y lograr cumplir las especificaciones de consumo. Es por esto que el proceso de

viscorreducción no es la alternativa que nos permita disminuir la producción de

combustóleo.

Por otra parte, la coquización retardada es un proceso que cuyas características

de equipos presenta una complejidad mayor en su operación y un aumento

significativo en la inversión económica, no obstante el proceso nos permite tratar

alimentaciones con las mismas características que la planta de viscorreducción,

pero con una importante conversión de la alimentación a productos gaseosos y

destilados líquidos y una disminución importante en la producción de combustóleo.

Sin embargo es importante tomar en cuenta que en el proceso obtenemos también

como producto el coque, el cual, por su composición no es una opción viable para

ser usado como combustible, por lo tanto la coquización retardada no debe ser

tomada como la alternativa más viable para el tratamiento de cargas residuales.

Conclusiones

62

El proceso de hidrodesintegración nos da la facilidad de manejar una amplia gama

de alimentaciones, usando catalizadores apropiados para las mismas. A pesar de

ser aún más complejo en su operación que la coquización retardada y la

viscorreducción, es un proceso cuya función principal es la conversión de cargas

residuales a productos destilados con un bajo punto de ebullición, esto nos

permite disminuir significativamente la producción de combustóleo y de coque,

aunado a esto el proceso nos permiten dar selectividad a productos deseados,

únicamente controlando las condiciones de operación, nos permite también

desmetalizar y remover heteroátomos como: azufre (S), nitrógeno (N), oxigeno

(O). Es por esto, que el proceso de hidrodesintegración es la alternativa

tecnológica más viable para tratar cargas residuales y reducir la producción de

combustóleo.

Es evidente que la conversión de aceites pesados y residuos requieren nuevas

líneas para desarrollar escenarios de procesamiento apropiados. Por lo tanto y

teniendo en cuenta la información recabada, el uso de procesos térmicos

(rompimiento de enlaces de carbono) en conjunto con procesos hidrotérmicos

(adición de hidrógeno), deberán ser inherentes en el diseño de refinerías para

procesar cargas residuales y lograr una reducción en productos residuales

aumentando así el rendimiento de productos destilados ligeros para ser usados

como combustibles por la sociedad.

Bibliografía

63

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escuela superior de ingenieria quÍmica e industrias

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