Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 0
Integrantes del equipo
01/Diciembre/2008
7mo
“C”
PREPARACIÓN DEL PETRÓLEO CRUDO PARA
LOS PROCESOS DE DESTILACIÓN PRIMARIA
CARRERA: Ingeniería Química Petrolera.
ASIGNATURA: Tecnología del petróleo I.
CATEDRÁTICO: MC Carlos Augusto Reyes Sánchez.
Universidad Popular de la
Chontalpa
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera i
ÍNDICE GENERAL Índice de Figuras ------------------------------------------------------------------vi
Índice de Cuadros ----------------------------------------------------------------viii
I. Introducción----------------------------------------------------------------------1 II. Objetivos-------------------------------------------------------------------------2
III. Justificación---------------------------------------------------------------------3
IV. Deshidratación de crudos-------------------------------------------------------4
4.1 Agentes emulsionantes----------------------------------------------------5
4.1.1 Adsorción de diferentes partículas emulsionantes
en una gota de agua-----------------------------------------------5
4.1.2 Propiedades que intervienen en la estabilidad de la
Emulsión-------------------------------------------------------------6
4.1.3 Como prevenir la formación de la emulsión de agua en el
Petróleo--------------------------------------------------------------6
4.2 Métodos de tratamiento para la deshidratación--------------------------7
4.2.1 Pruebas de botella--------------------------------------------------8
4.3 Equipos utilizados en la deshidratación de crudos-----------------------9 4.3.1 De Acuerdo A La Presión-------------------------------------------9
4.3.2 Separadores gas-liquido-------------------------------------------10
4.3.3 Separadores gravitacionales--------------------------------------12
V. Desalación del crudo-----------------------------------------------------------13
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5.1 Problemas de la presencia de sal----------------------------------------13
5.2 Contenido De Sal---------------------------------------------------------14
5.3 Mezclador estático--------------------------------------------------------19
5.4 Desalinización-------------------------------------------------------------19
VI. Procesos de Separación del Petróleo Crudo ---------------------------------22
6.1 Destilación primaria------------------------------------------------------23
6.2 Destilación secundaria. (Cracking)--------------------------------------25
6.3 Destilación atmosférica--------------------------------------------------26
6.4 Destilación al vacío-------------------------------------------------------28
6.5 Columnas de destilación-------------------------------------------------29 6.6 Diferencias entre destilación atmosférica y al vació--------------------32
6.7 Procesos de craqueo-----------------------------------------------------33
6.7.1 Craqueo térmico---------------------------------------------------34
6.7.1.1 Ruptura de la viscosidad---------------------------------34
6.7.1.2 Craqueo en fase de vapor-------------------------------34
6.7.1.3 Coquización-----------------------------------------------35
6.7.1.3.1 Coquización retardada-----------------------35
6.7.1.3.2 Coquización continua------------------------36
6.7.2 Hidrocraqueo-------------------------------------------------------37
6.7.3 Craqueo Catalítico-------------------------------------------------39
6.7.3.1 Craqueo catalítico de líquidos----------------------------40
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6.7.3.2 Craqueo catalítico de lecho móvil------------------------41
6.7.3.3 Craqueo catalítico Termofor-----------------------------42
6.7.4 Procesos de combinación-----------------------------------------42
6.7.5 Polimerización-----------------------------------------------------42
6.7.6 Alquilación---------------------------------------------------------43
6.7.6.1 Alquilación del Acido Sulfúrico---------------------------44
6.7.6.2 Alquilación del Acido Fluorhídrico------------------------44
6.7.7 Proceso de Rectificación-------------------------------------------45
6.7.8 Reforma Catalítica-------------------------------------------------45
6.7.9 Isomerización------------------------------------------------------48 VII. Proceso De Desasfaltado-----------------------------------------------------49
7.1 Definición de los asfaltenos----------------------------------------------50
7.2 Composición de asfaltenos-----------------------------------------------50
7.3 Proceso de tratamiento con disolventes---------------------------------51
VIII. Procesos de Hidrotratamiento-----------------------------------------------53
8.1 Plantas de aminas (tratamiento de gas ácido) ------------------56
8.2 Desmercaptanización y secado------------------------------------------57
8.3 Recuperación de azufre--------------------------------------------------57
8.4 Hidrotratamiento de naftas----------------------------------------------59
8.5 Reacciones de Hidrotratamiento-----------------------------------------60
8.6 Metales en la carga------------------------------------------------------60
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8.7 Saturación de Olefinas---------------------------------------------------61
8.8 Desnitrificación-----------------------------------------------------------62
8.9 Remoción de Compuestos de Oxígeno----------------------------------63
8.10 Hidrocracking – isomax-------------------------------------------------63
8.10.1 Beneficios económicos del Hidrocracking-----------------------64
8.10.2 Tipo de reacciones en la unidad de Hidrocracking-------------65
8.10.3 Mecanismo Bifuncional del catalizador de Hidrocracking------66
8.10.4 Termodinámica de las reacciones de Hidrocracking-----------67
8.10.5 Cinética de las reacciones de Hidrocracking--------------------67
8.10.6 Variables de procesos: Hidrotratamiento e Hidrocracking-----68
8.11 Velocidad espacial (lhsv) ----------------------------------------------68
8.12 Presión parcial de hidrógeno-------------------------------------------69
8.13 Relación hidrógeno / hidrocarburo-------------------------------------69
8.13.1 Hidrotratamiento de Naftas-------------------------------------69
8.13.2 Hidrocrackig------------------------------------------------------69
8.14 Tipo de catalizadores utilizados en Hidroprocesos--------------------70
8.15 Tipo de Carga de los Catalizadores------------------------------------71
8.15.1 Carga tradicional con bolsa-------------------------------------71
8.15.2 Dense Loading---------------------------------------------------71
8.16 Activación del catalizador----------------------------------------------71
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8.17 Desactivación del catalizador------------------------------------------72
IX. Conclusiones------------------------------------------------------------------73
Anexos-----------------------------------------------------------------------------76
Bibliografía-------------------------------------------------------------------------79
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INDICE DE FIGURAS.
Figura 1. Microfotografia de una emulsión agua en petróleo crudo--------------4
Figura 2. Representación de la estabilización de una gota de
agua por agentes emulsionante presentes en petróleo crudo---------5
Figura 3. Prueba de botella---------------------------------------------------------9
Figura 4. Múltiple producción de una estabilización de crudo-------------------10
Figura 5. Representación esquemática de una estación
de flujo para deshidratar crudo----------------------------------------10
Figura 6. Tren de separación (separadores de alta presiona,
alta y prueba)-----------------------------------------------------------11
Figura 7. Separador vertical------------------------------------------------------12
Figura 8. Resultados de la desalacion del crudo---------------------------------15
Figura 9. Típico proceso de desasfaltado de una sola etapa--------------------15
Figura 10. Esquema electrostático de desalado---------------------------------16
Figura 11. Sistema de desalado en dos etapas----------------------------------16
Figura 12. Sistema de desalado en dos etapas por recirculación---------------17
Figura 13. Proceso de desalado de varias etapas--------------------------------17
Figura 14. Proceso de desalado de dos etapas,
Desalado-deshidrogenacion------------------------------------------18
Figura 15. Mezcladores estáticos-------------------------------------------------19
Figura 16. Proceso de desalinización (Tratamiento previo) --------------------22
Figura 17. Proceso de destilación Atmosférica-----------------------------------27
Figura 18. Esquema del proceso de Destilación Atmosférica-------------------28
Figura 19. Proceso de Destilación al Vacío---------------------------------------30
Figura 20. Esquema del proceso de Destilación al Vacío------------------------31
Figura 21. Proceso de coquización-----------------------------------------------37
Figura 22. Esquema de conversión con hidrocraqueo---------------------------39
Figura 23. Flujo Grama del proceso de Reformacion----------------------------48
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Figura 24. Proceso de desasfaltado----------------------------------------------49
Figura 25. Obtención de asfalto--------------------------------------------------53
Figura 26. Esquema del Proceso de Hidrodesulfuración-------------------------58
Figura 27. Proceso de Desmercaptanizacion y Tratamiento---------------------58
Figura 28. Hidrotratamiento de Naftas-------------------------------------------59
Figura 29. Reacción de saturación de olefinas-----------------------------------61
Figura 30. Desnitrificación--------------------------------------------------------62
Figura 31. Remoción de Oxigeno-------------------------------------------------63
Figura 32. Hidrocracking----------------------------------------------------------64
Figura 33. Formula para calcular la velocidad espacial--------------------------68
Figura 34. Formas de los catalizadores------------------------------------------70
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INDICE DE CUADROS.
Cuadro 1. Historia del uso de hidratantes-----------------------------------------8
Cuadro 2. Metales presentes en las cargas de hidrotratamiento---------------61
Cuadro 3. Termodinámica de las reacciones de hidrocracking------------------67
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I.- INTRODUCCIÓN.
El refino del petróleo comienza con la destilación o fraccionamiento de los
crudos en grupos de hidrocarburos separados. Los productos resultantes están
directamente relacionados con las características del petróleo crudo que se
procesa. La mayoría de estos productos de la destilación se convierten a su vez
en productos más útiles cambiando sus estructuras físicas y moleculares
mediante craqueo, reforma y otros procesos de conversión. A continuación,
estos productos se someten a diversos procesos de tratamiento y separación
(extracción, hidrotratamiento y desmercaptanización), para obtener productos
terminados. Mientras que las refinerías más sencillas se limitan generalmente a
la destilación atmosférica y al vacío, en las refinerías integradas se hace
fraccionamiento, conversión, tratamiento y mezcla con lubricante,
combustibles pesados y fabricación de asfalto, y, en ocasiones, procesado
petroquímico (García, 1970).
La primera refinería, inaugurada en 1861, producía queroseno mediante
destilación atmosférica simple. Pronto se descubrió que podían producirse
aceites lubricantes de alta calidad destilando petróleo al vacío. Con todo,
durante los 30 años siguientes el queroseno fue el producto de mayor
demanda. Hoy en día esto ha cambiado, ya que con la llegada de la segunda
guerra mundial se incrementaron el uso de los automóviles, convirtiendo así, a
la gasolina como el derivado del petróleo mas solicitado (García, 1970).
A continuación se presentan los enfoques más destacables en lo que respecta
al tema central del presente trabajo investigativo el cual es referente al tema
de la preparación del petróleo crudo para los procesos de destilación primaria.
Así pues se presentaran diversas definiciones conceptuales, mostrando figuras,
esquemas y fundamentos teóricos, procurando ser lo más explícito posible
para dar a conocer los procesos a los cuales es sometido el petróleo crudo.
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II.- OBJETIVOS.
Que el alumno tenga conocimiento de los procesos de destilación
primaria del petróleo crudo.
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III.- JUSTIFICACION.
El petróleo crudo es una mezcla compleja de muchos hidrocarburos que esta
compuesto principalmente por carbono y oxigeno, es una fuente primaria de
energía y de este se elaboran diferentes tipos de combustible. Llega a las
refinerías en su estado natural para su procesamiento. Aquí prácticamente lo
que se hace es cocinarlo. Por tal razón es que al petróleo también se le
denomina "crudo".
El primer paso de la refinación del petróleo crudo se cumple en las torres de
"destilación primaria" o "destilación atmosférica".
El presente trabajo se realizó con la finalidad de conocer las técnicas utilizas en
las refinerías para la preparación del petróleo crudo para los procesos de
separación primaria, ya que estos conocimientos nos servirán de base para
entender la serie de procesos por los que pasan los derivados del petróleo para
llegar a nuestras manos y que sin duda son los que hoy en día nos brindan una
vida mas cómoda.
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IV.- DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS.
La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el agua
asociada con el crudo, ya sea en forma emulsificada o libre, hasta lograr
reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado (Speight,
1999).
Existen 3 requisitos esenciales para formar una emulsión:
Dos líquidos inmiscibles, como el agua y el aceite.
Suficiente agitación para dispersar uno de los líquidos en pequeñas
gotas en el otro.
Un agente emulsionante para estabilizar las gotas dispersas en la
fase continúa.
Figura 1. Microfotografia de una emulsión agua en petróleo crudo (Speight,
1999).
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4.1.- Agentes Emulsionantes.
Compuestos naturales surfactantes tales como asfáltenos y resinas
conteniendo ácidos orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos
carboxílicos y otros surfactantes naturales de alto peso molecular
(Speight, 1999).
Sólidos finamente divididos, tales como arena, arcilla, finos de formación
lodos de perforación, parafinas, etc. (Speight, 1999).
Químicos de producción añadidos tales como inhibidores de corrosión,
biosidas, limpiadores, surfactantes, y agentes humectantes (Speight,
1999).
4.1.1.- Adsorción De Diferentes Partículas Emulsionantes En Una
Gota De Agua.
Figura 2. Representación grafica de la estabilización de una gota de agua por
agentes emulsionantes presentes en el petróleo crudo (Speight, 1999).
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4.1.2.- Propiedades que intervienen en la estabilidad de la
emulsión.
Tensión interfacial
Viscosidad de la fase externa
Tamaño de la gota
Relación de volumen de fases
Temperatura
Ph
Envejecimiento de la interfase
Salinidad de la salmuera
Tipo de aceite
Diferencia de densidad
Presencia de cationes
Propiedades reologicas interfaciales
4.1.3.- Como Prevenir La Formación De La Emulsión De Agua En
El Petróleo.
Las emulsiones se forman en el aparataje de producción del pozo y en las
instalaciones de superficie debido al cizallamiento, por lo que es recomendable
eliminar la turbulencia y remover el agua del aceite lo más pronto posible.
Algunos recomiendan inyectar el sulfactante al fondo del pozo para prevenir la
formación de la emulsión. Las recomendaciones anteriores no siempre son
posibles de lograr (Speight, 1999).
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4.2.- Métodos De Tratamiento Para La Deshidratación.
Dependen del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos. Pueden
combinarse cualquiera de los siguientes. Métodos típicos de deshidratación de
crudo: (Speight, 1999).
El tratamiento químico consiste en aplicar un producto desemulsionante
sintético denominado en las áreas operacionales de la industria petrolera como
“química deshidratante”, el cual debe ser inyectado tan temprano como sea
posible a nivel de superficie o en el fondo del pozo. Esto permite más tiempo
de contacto y puede prevenir la formación de emulsión corriente abajo. La
inyección de desemulsionante antes de una bomba, asegura un adecuado
contacto con el crudo y minimiza la formación de emulsión por la acción de la
bomba (Speight, 1999).
El tratamiento por calentamiento consiste en el calentamiento del crudo
mediante equipos de intercambio de calor, tales como calentadores de crudo y
hornos (Speight, 1999).
El tratamiento mecánico se caracteriza por utilizar equipos de separación
dinámica que permiten la dispersión de las fases de la emulsión y aceleran el
proceso de separación gravitacional. Entre ellos se encuentran los tanques de
sedimentación llamados comúnmente tanques de lavado (Speight, 1999).
Para el tratamiento eléctrico se utilizan equipos denominados deshidratadores
electrostáticos, y consiste en aplicar un campo eléctrico para acelerar el
proceso de acercamiento de las gotas de fase dispersa (Speight, 1999).
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Tabla 1. Historia del uso de deshidratantes (Speight, 1999).
.
4.2.1.-Pruebas de botella.
Debido a que los agentes desemulsionantes son tan numerosos y complejos.
Seleccionar el desemulsionante más adecuado es un arte. La selección está
basada en pruebas empíricas de laboratorio conocidas como Pruebas de
botella, las cuales se han estandarizado como técnica de selección de estos
productos en los laboratorios de la industria petrolera. Ayudan a determinar
cual química puede ser más efectiva para romper la emulsión de campo. Los
resultados de esta prueba indican la menor cantidad de química necesaria para
separar la mayor cantidad de agua de la emulsión W/O (Speight, 1999).
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Figura 3. Prueba de botella (Speight, 1999).
.
4.3.- Equipos utilizados en la deshidratación de crudos.
4.3.1.- De acuerdo a la presión.
Línea baja.
Línea alta.
Línea de prueba.
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Figura 4. Múltiple producción de una estación de flujo (Speight, 1999).
Figura 5. Representación esquemática de una estación de flujo para
deshidratar crudo (Mora, 1963).
4.3.2.- Separadores Gas-Liquido.
Se identifican 4 secciones:
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a) Separación primaria: Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-
gas (Mora, 1963).
b) Separación secundaria: Está representada por la etapa de separación
máxima de líquido por efecto de gravedad (Mora, 1963).
c) Extracción de neblina: Consiste en la separación de las gotas de líquido
que aún contiene el gas (Mora, 1963).
d) Acumulación de líquido: Está constituida por la parte inferior del
separador que actúa como colector, posee control de nivel mediante un
flotador para manejar volúmenes de líquidos obtenidos durante la
operación (Mora, 1963).
Figura 6. Tren de separación (separadores de alta presión, de baja y de
prueba) (Mora, 1963).
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4.3.3.- Separadores Gravitacionales.
El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados
tanques, sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de
agua libre (EAL ó “Free Water Knockout FWK”) (Mora, 1963).
Su funcionamiento consiste en que la emulsión entra al área de
desgasificación, donde se produce la liberación del gas remanente a través del
sistema de venteo. Seguidamente, la fase líquida desciende por el tubo
desgasificador y entra a la zona del agua de lavado a través de un distribuidor,
que se encarga de esparcir la emulsión lo más finamente posible favoreciendo
así la coalescencia de las partículas de agua. La emulsión fluye a través del
agua en el interior del tanque de lavado siguiendo la trayectoria forzada por
bafles internos que permiten incrementar el tiempo de residencia. El petróleo
por ser más liviano que la emulsión asciende pasando a formar parte de la
zona correspondiente al petróleo deshidratado (Mora, 1963).
Figura 7. Separador vertical FKW (Mora, 1963).
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V.- DESALADO DEL CRUDO.
Consiste en la mayoría de los casos en sal disuelta en agua (Mora, 1963)
Contenido de sal en agua producida: – 15.000 a 130.000 ppm (Mora,
1963)
1% de contenido de agua de 15.000 ppm en el crudo implica: 55
lb/1000 bbl crudo (PTB = 55) (Mora, 1963).
PTB = pounds of salt per thousand barrels of crude oil (API 12L) (Mora,
1963).
PTB requerido a la salida de planta de tratamiento:10 a 20 (Mora,
1963).
5.1.- Problemas De La Presencia De Sal.
El agua residual en el crudo contiene sales Minerales que trae los siguientes
inconvenientes: (Mora, 1963).
Corrosión (Mora, 1963).
Depósitos y posterior obstrucción en calentadores, intercambiadores,
platos de torres, bombas, etc. (Mora, 1963).
Envenenamiento de catalizadores en procesos de Refinería (Mora,
1963).
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5.2.- Contenido de sal del crudo.
cso = 0.35csw pw fw
cso: contenido de sal del crudo (lb/1000bbl)
csw: concentración de sal en el agua producida (ppm)
pw: gravedad específica del agua producida
fw: fracción en volumen de agua en crudo
Si la salinidad del agua producida no es muy grande, el contenido de
sal puede reducirse simplemente asegurando un bajo % de agua
Cso = 0.35Csw _w fw
Desalación = Tratamiento de Emulsión
Si la salinidad del agua producida es grande y no puede reducirse el %
de agua a valores muy bajos (0,2 a 0,25% es difícil de garantizar). En
este caso debemos bajar el Csw mezclando con agua de bajo contenido
(Mora, 1963)
Cso = 0.35Csw _w fw
Desalado = Dilución + Tratamiento de Emulsión.
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Figura 8. Resultados de la desalacion del crudo (Mora, 1963).
Figura 9. Típico proceso de desasfaltado de una sola etapa (Mora, 1963).
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Figura 10. Esquema electrostatico de desalado (Mora, 1963).
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Figura 11. Sistema de desalado en dos etapas (Mora, 1963).
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Figura 12. Sistema de desalado en dos etapas con recirculación(Mora, 1963).
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Figura 13. Proceso de desalado de varias etapas(Mora, 1963).
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Figura 14. Proceso de dos etapas de desalado-deshidrogenacion (Mora, 1963).
El equipo más usado para desalación es el tratador electrostático
Importante: mezcla del agua fresca (menor diámetro de gota, mayor
probabilidad de coalescencia con gotas de agua salada)
Problema: excesiva agitación al mezclar puede producir emulsión más
estable
Métodos de mezcla más usados:
Válvula
Tobera de Inyección más Válvula
Mezclador Estático
5.3.-Mezclador Estático.
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Ingeniería Química Petrolera 21
Figura 15. Mezcladores estáticos (Tipos de Petróleos
Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
Eficiencia de mezcla: fracción de agua fresca que se mezcla con el
agua producida
Valores usuales de la eficiencia de mezcla : 70 a 85 %
El resto del agua se separa como agua libre
5.4.- Desalinización.
El petróleo crudo suele contener agua, sales inorgánicas, sólidos en suspensión
y trazas metálicas solubles en agua. El primer paso el proceso de refino
consiste en eliminar estos contaminantes mediante desalinización
(deshidratación), a fin de reducir la corrosión, el taponamiento y la formación
de incrustaciones en el quipo, y evitar el envenenamiento de los catalizadores
en las unidades de proceso. Tres métodos usuales de desalinización del
petróleo crudo son la desalinización química, la separación electrostática y el
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 22
filtrado. En la desalinización química se añaden al crudo agua y surfactantes
químicos (desemulsificantes), se calientan para que las sales y otras impurezas
se disuelvan en el agua o se unan a ella, y después se dejan reposar en un
tanque, donde se decantan. En la desalinización eléctrica se aplican cargas
electrostáticas de alto potencial para concentrar los glóbulos de agua
suspendidos en la parte del fondo del tanque de decantación. Los surfactantes
se añaden sólo cuando el crudo contiene gran cantidad de sólidos en
suspensión. Un tercer proceso, menos común, consiste en filtrar el petróleo
crudo calentado utilizando tierra de diatomeas como medio filtrante. En la
desalinización química y electrostática, el crudo utilizado como carga se
calienta a una temperatura entre 66 °C y177 °C, para reducir la viscosidad y la
tensión superficial con objeto de facilitar la mezcla y la separación del agua. La
temperatura está limitada por la presión de vapor del crudo que sirve de
materia prima. Ambos métodos de desalinización son continuos (Tipos de
Petróleos Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
Puede añadirse un cáustico o un ácido para ajustar el pH del baño de agua, y
amoníaco para reducir la corrosión. El agua residual, junto con los
contaminantes, se descarga por el fondo del tanque de decantación a la
instalación de tratamiento de agua residual. El petróleo crudo desalinizado se
extrae continuamente de la parte superior de los tanques de decantación y se
envía a una torre de destilación atmosférica (fraccionamiento)de crudo (véase
la Figura 78.2). Una desalinización inadecuada origina incrustaciones en los
tubos de los calentadores y de los intercambiadores de calor de todas las
unidades de proceso de la refinería, lo que restringe el flujo de producto y la
transferencia térmica, y origina averías debido al aumento de presiones y
temperaturas. La presurización excesiva de la unidad de desalinización
provocará averías. También causa averías la corrosión, que se produce debido
a la presencia de ácido sulfhídrico, cloruro de hidrógeno, ácidos nafténicos
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Ingeniería Química Petrolera 23
(orgánicos) y otros contaminantes del petróleo crudo. La corrosión tiene lugar
cuando las sales neutralizadas (cloruros y sulfuros de amonio) se mojan por el
agua condensada. Al ser la desalinización un proceso cerrado, existe poco
riesgo potencial de exposición al petróleo crudo o las sustancias químicas de
proceso, a menos que se produzca una fuga o emanación. Es posible que se
origine un incendio a causa de una fuga en los calentadores, lo que permitiría
la liberación de componentes del crudo con bajo punto de ebullición. Durante
la desalinización hay posibilidad de exposición a amoníaco, desemulsificantes
químicos secos, sustancias cáusticas y/o ácidos. Cuando se utilizan
temperaturas elevadas en las operaciones de desalinización de crudos de
petróleo agrios (sulfurosos), hay ácido sulfhídrico. Dependiendo del crudo
utilizado como carga y de los productos químicos de tratamiento empleados, el
agua residual contendrá cantidades variables de cloruros, sulfuros,
bicarbonatos, amoníaco, hidrocarburos, fenol y sólidos en suspensión. Si se
utiliza tierra de diatomeas en la filtración, deberán minimizarse o controlarse
las exposiciones, ya que la tierra de diatomeas puede contener sílice con
partículas de granulometría muy fina, por lo que presenta un riesgo
respiratorio potencial (Tipos de Petróleos
Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
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Figura16. Proceso de desalinización (tratamiento previo) (Tipos de Petróleos
Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
VI.- PROCESOS DE SEPARACIÓN DEL PETRÓLEO
CRUDO.
El primer paso en el refino de petróleo es el fraccionamiento del crudo en
torres de destilación atmosférica y al vacío. El petróleo crudo calentado se
separa físicamente en distintas fracciones de destilación directa, diferenciadas
por puntos de ebullición específicos y clasificados, por orden decreciente de
volatilidad, en gases, destilados ligeros, destilados intermedios, gasóleos y
residuo (García, 1970).
El fraccionamiento funciona porque la gradación de temperatura desde el fondo
al extremo superior de la torre de destilación hace que los componentes con
punto de ebullición más alto se condensen primero, en tanto que las fracciones
con punto de ebullición más bajo alcanzan mayor altura en la torre antes de
condensarse. En el interior de la torre, los vapores ascendentes y los líquidos
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 25
descendentes (reflujo) se mezclan a niveles en los que sus composiciones
respectivas están equilibradas entre sí (García, 1970).
En dichos niveles (o fases) están dispuestos unos platos especiales que
extraen una fracción del líquido que se condensa en cada nivel. En una unidad
ordinaria de destilación de crudo en dos fases, la torre atmosférica, que
produce fracciones y destilado ligeros, va seguida inmediatamente de una torre
de destilación al vacío que procesa los productos residuales atmosféricos.
Después de la destilación, sólo unos pocos hidrocarburos son adecuados para
utilizarlos como productos acabados sin necesidad de un proceso ulterior
(García, 1970).
6.1.- Destilación Primaria.
En las destilerías se destila fraccionadamente el petróleo. Como está
compuesto por más de 1.000 hidrocarburos, no se intenta la separación
individual de cada uno de ellos. Es suficiente obtener fracciones, de
composición y propiedades aproximadamente constantes, destilando entre dos
temperaturas prefijadas (García, 1970).
La operación requiere varias etapas; la primera de ellas es la Destilación
Primaria o Topping (García, 1970).
El crudo se calienta a 350°C y se envía a una torre de fraccionamiento,
metálica y de 50 metros de altura, en cuyo interior hay numerosos "platos de
burbujeo"(García, 1970).
Un "plato de burbujeo" es una chapa perforada, montada horizontalmente,
habiendo en cada orificio un pequeño tubo con capuchón (García, 1970).
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Ingeniería Química Petrolera 26
De tal modo, los gases calientes que ascienden por dentro de la torre
atraviesan el líquido más frío retenido por los platos (García, 1970).
Tan pronto dicho líquido desborda un plato cae al inmediato inferior. La
temperatura dentro de la torre de fraccionamiento queda progresivamente
graduada desde 350°C en su base, hasta menos de 100°C en su cabeza. Como
funciona continuamente, se prosigue la entrada de crudo caliente mientras que
de platos ubicados a convenientes alturas se extraen diversas fracciones
(García, 1970).
Estas fracciones reciben nombres genéricos y responden a características bien
definidas, pero su proporción relativa depende de la calidad del crudo
destilado, de las dimensiones de la torre de fraccionamiento y de otros detalles
técnicos.
De la cabeza de las torres emergen gases. Este "gas de destilería" recibe el
mismo tratamiento que el de yacimiento y el gas seco se une al gas natural
mientras que el licuado se expende como "Supergas" o en garrafas (García,
1970).
Las tres fracciones líquidas más importantes son, de arriba hacia abajo, -es
decir, de menor a mayor temperatura de destilación: (García, 1970).
1) Naftas: Estas fracciones son muy livianas (densidad= 0,75 g/ml) y de baja
temperatura de destilación: menor de 175°C. Están compuestas por
hidrocarburos de 5 a 12 átomos de carbono (García, 1970).
2) kerosenes: Los kerosenes destilan entre 175°C y 275°C, siendo de densidad
mediana (densidad= 0,8 g/ml).Sus componentes son hidrocarburos de 12 a 18
átomos de carbono (García, 1970).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 27
3) Gas oil:El gas oil es un líquido denso (0,9 g/ml) y aceitoso, que destila entre
275°C y 325°C. Sus hidrocarburos poseen más de 18 átomos de carbono
(García, 1970).
Queda un residuo que no destila: el Fuel oil, que se extrae de la base de la
torre. Es un líquido negro y viscoso de excelente poder calórico: 10.000 cal/g.
Una alternativa es utilizarlo como combustible en usinastermoeléctricas,
barcos, fábricas de cemento y vidrio (García, 1970).
La otra es someterlo a una segunda destilación fraccionada: "La destilación
conservativa", o destilación al vacío, que se practica a presión muy reducida,
del orden de pocos milímetros de mercurio (García, 1970).
Con torres de fraccionamiento similares a las descriptas se separan nuevas
fracciones que, en este caso, resultan ser "aceites lubricantes" (García, 1970).
Estos son livianos, medios o pesados según su densidad y temperaturas de
destilación. El residuo final es el asfalto, imposible de fraccionar. Este se lo
utiliza para pavimentación e impermeabilización de techos y cañerías (García,
1970).
6.2.- Destilación Secundaria. (Cracking).
Los petróleos argentinos, en general, producen poca cantidad de naftas. El
porcentaje promedio respecto del crudo destilado es del 10%. Para aumentarlo
se emplea un tercer procedimiento: "La destilación secundaria, destilación
destructiva o cracking". Las fracciones pesadas como el gas oil y el fuel oil se
calientan a 500°C, a presiones del orden de 500 atm, en presencia de
sustancias auxiliares: catalizadores, que coadyuvan en el proceso; de allí que
se mencione el "cracking catalítico"(García, 1970).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 28
En esas condiciones la molécula de los hidrocarburos con muchos átomos de
carbono se rompe formando hidrocarburos mas livianos, esto es, de menor
número de átomos de carbono en su molécula (García, 1970).
La siguiente ecuación ilustra el hecho acaecido:
C18H38 = C8H16 + C8H18 + CH4 + C La ruptura de la molécula de 18 átomos
de carbono origina nuevos hidrocarburos, dos de ellos de 8 átomos de carbono
cada uno, iguales a los que componen las naftas (García, 1970).
Otro hidrocarburo formado es el Metano: CH4.Quedando un residuo carbonoso:
el Coque de Petróleo (García, 1970).
Las fracciones obtenidas mediante el Cracking se envían a torres de
fraccionamiento para separar: (García, 1970).
1) gases.
2) Naftas y eventualmente kerosene.
3) Y residuos incorporables a nuevas porciones de gas oil y de fuel oil.
Gracias al Cracking se eleva el rendimiento en naftas hasta el 40-50 %.
6.3.- Destilación Atmosférica.
En las torres de destilación atmosférica, el crudo desalinizado se precalienta
utilizando calor recuperado del proceso. Después pasa a un calentador de
carga de crudo de caldeo directo, y desde allí a la columna de destilación
vertical, justo por encima del fondo, a presiones ligeramente superiores a la
atmosférica y a temperaturas comprendidas entre 343 °C y 371 °C, para evitar
el craqueo térmico que se produciría a temperaturas superiores. Las fracciones
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 29
ligeras (de bajo punto de ebullición) se difunden en la parte superior de la
torre, de donde son extraídas continuamente y enviadas a otras unidades para
su ulterior proceso, tratamiento, mezcla y distribución (García, 1970).
Figura 17. Proceso de destilación atmosférica (Tipos de Petróleos
Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
Las fracciones con los puntos de ebullición más bajos (el gas combustible y la
nafta ligera) se extraen de la parte superior de la torre por una tubería en
forma de vapores. La nafta, o gasolina de destilación directa, se toma de la
sección superior de la torre como corriente de productos de evaporación. Tales
productos se utilizan como cargas petroquímicas y de reforma, material para
mezclas de gasolina, disolventes y GPL (García, 1970).
Las fracciones del rango de ebullición intermedio (gasóleo, nafta pesada y
destilados) se extraen de la sección intermedia de la torre como corrientes
laterales y se envían a las operaciones de acabado para su empleo como
queroseno, gasóleo diesel, fuel, combustible para aviones de reacción, material
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 30
de craqueo catalítico y productos para mezclas. Algunas de estas fracciones
líquidas se separan de sus residuos ligeros, que se devuelven a la torre como
corrientes de reflujo descendentes. Las fracciones pesadas, de alto punto de
ebullición (denominadas residuos o crudo reducido), que se condensan o
permanecen en el fondo de la torre, se utilizan como fuel, para fabricar betún o
como carga de craqueo, o bien se conducen a un calentador y a la torre de
destilación al vacío para su ulterior fraccionamiento (García, 1970).
Figura 18. Esquema del proceso de destilación atmosférica (Mora, 1963).
6.4.- Destilación Al Vacío.
Las torres de destilación al vacío proporcionan la presión reducida necesaria
para evitar el craqueo térmico al destilar el residuo, o crudo reducido, que llega
de la torre atmosférica a mayores temperaturas. Los diseños internos de
algunas torres de vacío se diferencian de los de las torres atmosféricas en que
en lugar de platos se utiliza relleno al azar y pastillas separadoras de partículas
aéreas. A veces se emplean también torres de mayor diámetro para reducir las
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 31
velocidades. Una torre de vacío ordinaria de primera fase produce gasóleos,
material base para aceites lubricantes y residuos pesados para desasfaltación
de propano. Una torre de segunda fase, que trabaja con un nivel menor de
vacío, destila el excedente de residuo de la torre atmosférica que no se utiliza
para procesado de lubricantes, y el residuo sobrante de la primera torre de
vacío no utilizado para la desasfaltación. Por lo común, las torres de vacío se
usan para separar productos de craqueo catalítico del residuo sobrante.
Asimismo, los residuos de las torres de vacío pueden enviarse a un
coquificador, utilizarse como material para lubricantes o asfalto, o desulfurarse
y mezclarse para obtener fuel bajo en azufre (García, 1970).
6.5.- Columnas De Destilación.
En las refinerías hay muchas otras torres de destilación más pequeñas,
denominadas columnas, diseñadas para separar productos específicos y
exclusivos, todas las cuales trabajan según los mismos principios que las torres
atmosféricas. Por ejemplo, un despropanizador es una columna pequeña
diseñada para separar el propano del isobutano y otros componentes más
pesados. Para separar el etilbenceno y el xileno se utiliza otra columna más
grande. Unas torres pequeñas de “burbujeo”, llamadas torres rectificadoras,
utilizan vapor para eliminar vestigios de productos ligeros (gasolina) de
corrientes de productos más pesados (Mora, 1963).
Las temperaturas, presiones y reflujo de control deben mantenerse dentro de
los parámetros operacionales para evitar que se produzca craqueo térmico
dentro de las torres de destilación. Se utilizan sistemas de descarga dado que
pueden producirse desviaciones de presión, temperatura o niveles de líquidos
si fallan los dispositivos de control automático. Se vigilan las operaciones para
evitar la entrada de crudo en la carga de la unidad de reforma (Mora, 1963).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 32
Los crudos utilizados como materia prima contienen a veces cantidades
apreciables de agua en suspensión que se separa al principio del proceso y
que, junto con el agua procedente de la purga de vapor que queda en la torre,
se deposita en el fondo de ésta. Es posible que esta agua se caliente hasta
alcanzar el punto de ebullición, originando una explosión por vaporización
instantánea al entrar en contacto con el aceite de la unidad (Mora, 1963).
Figura 19. Proceso de destilación al vacío (Tipos de Petróleos
Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
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Ingeniería Química Petrolera 33
Figura 20. Esquema del proceso de destilación al vacío (Mora, 1963).
El intercambiador de precalentamiento, el horno de precalentamiento, el
intercambiador de calor de residuos, la torre atmosférica, el horno de vacío, la
torre de vacío y la sección superior de evaporación sufren corrosión por efecto
del ácido clorhídrico (HCl), el ácido sulfhídrico (H2S), el agua, los compuestos
de azufre y los ácidos orgánicos. Cuando se procesan crudos sulfurosos es
posible que la corrosión sea intensa tanto en las torres atmosféricas como en
las de vacío si la temperatura de las partes metálicas excede de 232 °C, y en
los tubos de los hornos. El H2S húmedo también produce grietas en el acero.
Al procesar crudos con alto contenido de nitrógeno se forman, en los gases de
combustión de los hornos, óxidos de nitrógeno, que son corrosivos para el
acero cuando se enfrían a bajas temperaturas en presencia de agua (Mora,
1963).
Se utilizan productos químicos para controlar la corrosión por ácido clorhídrico
producida en las unidades de destilación. Puede inyectarse amoníaco en la
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 34
corriente de la sección superior antes de la condensación inicial, y/o inyectarse
con mucho cuidado una solución alcalina en la alimentación de petróleo crudo
caliente. Si no se inyecta suficiente agua de lavado, se forman depósitos de
cloruro de amonio y se produce una intensa corrosión (Mora, 1963).
La destilación atmosférica y al vacío son procesos cerrados, por lo que las
exposiciones son mínimas. Cuando se procesan crudos agrios (con alto
contenido de azufre) se produce exposición al ácido sulfhídrico en el
intercambiador y el horno de precalentamiento, la zona de destilación
instantánea y el sistema de evaporación superior de la torre, el horno y la torre
de vacío, y el intercambiador de calor de residuos. Todos los crudos de
petróleo y los productos de destilación contienen compuestos aromáticos de
alto punto de ebullición, como los HAP cancerígenos (Mora, 1963).
La exposición de corta duración a altas concentraciones de vapor de nafta
causa cefaleas, náuseas y mareos, y la de larga duración, pérdida del
conocimiento. Las naftas aromáticas contienen benceno, por lo que debe
limitarse la exposición a las mismas. Es posible que los productos de
evaporación del deshexanizador contengan grandes cantidades de hexano
normal que afecten al sistema nervioso. En el intercambiador de
precalentamiento, en zonas superiores de la torre y en productos de
evaporación a veces hay cloruro de hidrógeno. El agua residual contiene a
veces sulfuros hidrosolubles en altas concentraciones y otros compuestos
hidrosolubles, como amoníaco, cloruros, fenol y mercaptano, dependiendo del
crudo de partida y de los productos químicos de tratamiento (Mora, 1963).
6.6.- Diferencias Entre Destilación Atmosférica Y Al Vació.
La diferencia entre el proceso atmosférico y el de al vacío es que este último
permite obtener más altas temperaturas a muy bajas presiones y lograr la
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Ingeniería Química Petrolera 35
refinación de fracciones más pesadas. La carga que entra a la torre de
destilación atmosférica se somete previamente a temperatura de unos 350 °C
en un horno especial. El calentamiento del crudo, como se observó en el
análisis hecho por el profesor Silliman, permite que, por orden del punto de
ebullición de cada fracción o producto, se desprendan de las cargas, y a
medida que se condensan en la torre salen de ésta por tuberías laterales
apropiadamente dispuestas desde el tope hasta el fondo. Ver Figura 1 10, p.
47. La torre lleva en su interior bandejas circulares que tienen bonetes que
facilitan la condensación y recolección de las fracciones. Además, al salir los
productos de la torre pasan por otras torres o recipientes auxiliares para
continuar los procesos (Mora, 1963).
Cuando la temperatura de ebullición de ciertos hidrocarburos es superior a 375
°C se recurre a la destilación al vacío o a una combinación de vacío y vapor. La
carga con que se alimenta el proceso al vacío proviene del fondo de la torre de
destilación atmosférica (Mora, 1963).
6.7.- Procesos De Craqueo.
Después de la destilación se utilizan otros procesos de refino para alterar las
estructuras moleculares de las fracciones con el fin de crear más productos de
valor. Uno de estos procesos, el conocido como craqueo, descompone (rompe)
fracciones de petróleo pesadas, de alto punto de ebullición, y los convierte en
productos más valiosos: hidrocarburos gaseosos, materiales para mezclas de
gasolina, gasóleo y fuel (Mora, 1963).
Los tipos de craqueo existentes son:
Craqueo térmico.
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 36
Hidrocraqueo.
Craqueo catalítico.
6.7.1.- Craqueo Térmico.
Los procesos de craqueo térmico, desarrollados en 1913, se basan en la
destilación por calor de combustibles y aceites pesados, bajo presión, en
grandes tambores, hasta que se rompen (dividen) en moléculas más pequeñas
con mejores cualidades antidetonantes (García, 1970).
El primer método, que producía grandes cantidades de coque sólido, sin valor,
ha evolucionado hasta los modernos procesos de craqueo térmico, entre los
que se cuentan la ruptura de la viscosidad, el craqueo en fase de vapor y la
coquización (García, 1970).
6.7.1.1.-Ruptura De La Viscosidad.
La ruptura de la viscosidad es una forma suave de craqueo térmico que rebaja
el punto de goteo de los residuos parafínicos y reduce bastante la viscosidad
de la carga sin afectar a su límite de ebullición. El residuo de la torre de
destilación atmosférica se descompone suavemente en un calentador a la
presión atmosférica. Después se enfría con gasóleo refrigerante para controlar
el exceso de craqueo y se destila por expansión instantánea en una torre de
destilación. El alquitrán residual del craqueo térmico, que se acumula en el
fondo de la torre de fraccionamiento, se somete a expansión instantánea al
vacío en una torre rectificadora, y el destilado se recicla (Speight, 1999).
6.7.1.2.- Craqueo En Fase De Vapor.
El craqueo en fase de vapor produce olefinas mediante craqueo térmico de
materiales con moléculas de hidrocarburos grandes, a presiones ligeramente
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Ingeniería Química Petrolera 37
superiores a la atmosférica y a muy altas temperaturas. El residuo del craqueo
se mezcla para obtener combustibles pesados. Normalmente, la nafta
producida por este método contiene benceno, que se extrae antes del
hidrotratamiento (García, 1970).
6.7.1.3.- Coquización.
La coquización es una forma enérgica de craqueo térmico utilizada para
obtener gasolina de destilación directa (nafta de coquificador) y diversas
fracciones de destilación intermedia, que se utilizan como materiales para
craqueo catalítico. Por este proceso, el hidrógeno de la molécula de
hidrocarburo se reduce de forma tan completa, que el residuo es una forma de
carbono casi puro, denominado coque. Los dos procesos de coquización más
comunes son la retardada y la continua (por contacto o líquida), que,
dependiendo del mecanismo de reacción, el tiempo, la temperatura y el crudo
de partida, producen tres tipos de coque: esponjoso, alveolar y cristalizado en
agujas (García, 1970).
6.7.1.3.1.- Coquización retardada.
En la coquización retardada, primero se carga el material en un fraccionador
para separar los hidrocarburos más ligeros y después se combina con el
petróleo pesado reciclado. El material pesado pasa al horno de coquización y
se calienta hasta altas temperaturas a bajas presiones para evitar la
coquización prematura en los tubos del calentador, produciendo así una
vaporización parcial y un craqueo suave. La mezcla de líquido y vapor se
bombea desde el calentador a uno o más tambores de coque, donde el
material caliente permanecen aproximadamente 24 horas (retardo) a bajas
presiones hasta que se descompone en productos más ligeros. Cuando el
coque alcanza un nivel predeterminado en un tambor, el flujo se desvía a otro
tambor para mantener la continuidad de la operación. El vapor procedente de
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 38
los tambores se devuelve al fraccionador para separar el gas, la nafta y los
gasóleos, y reciclar los hidrocarburos más pesados a través del horno. El
tambor lleno se trata con vapor para eliminar los hidrocarburos no craqueados,
se enfría mediante inyección de agua y se decoquiza mecánicamente por
medio de un tornillo sin fin que asciende desde el fondo del tambor, o
hidráulicamente, rompiendo el lecho de coque con agua a alta presión
proyectada desde un cortador rotativo (García, 1970).
6.7.1.3.2.- Coquización continúa.
La coquización continua (por contacto o líquida) es un proceso de lecho móvil
que opera a presiones menores y temperaturas más altas que la coquización
retardada. En la coquización continua se efectúa un craqueo térmico utilizando
calor transferido de las partículas de coque calientes recicladas a la carga
situada en un mezclador radial, llamado reactor. Se toman los gases y vapores
del reactor, se enfrían para impedir que continúe la reacción y se fraccionan. El
coque de la reacción entra en un tambor de compensación y se eleva hasta un
alimentador y clasificador donde se separan las partículas de coque más
grandes. El coque restante cae en el precalentador del reactor para ser
reciclado con la carga. El proceso es automático, dado que hay un flujo
continuo de coque y carga, y la coquización tiene lugar tanto en el reactor
como en el tambor de compensación (García, 1970).
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Ingeniería Química Petrolera 39
Figura 21. Proceso de coquización (Tipos de Petróleos
Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
6.7.2.- Hidrocraqueo.
El hidrocraqueo es un proceso en dos fases que combina el craqueo catalítico y
la hidrogenación, y por medio del cual las fracciones de destilado se
descomponen en presencia de hidrógeno y catalizadores especiales dando
lugar a productos de más valor. En comparación con el craqueo catalítico, el
hidrocraqueo tiene la ventaja de que se procesan cargas con alto contenido de
azufre sin desulfuración previa. En el proceso, la carga de productos
aromáticos pesados se convierte en productos más ligeros, a muy altas
presiones y temperaturas bastante elevadas (García, 1970).
Cuando la carga tiene un alto contenido parafínico, el hidrógeno impide la
formación de HAP, reduce la formación de alquitrán y previene la acumulación
de coque en el catalizador. El hidrocraqueo produce cantidades relativamente
grandes de isobutano para cargas de alquilación, así como isomerización para
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 40
control del punto de goteo y del punto de humo, dos características
importantes en el combustible de alta calidad para aviones de reacción (García,
1970).
En la primera fase, la carga se mezcla con hidrógeno reciclado, se calienta y se
envía al reactor primario, donde gran parte de ella se convierte en destilados
intermedios. Los compuestos de azufre y nitrógeno se convierten en ácido
sulfhídrico y amoníaco en el reactor de la fase primaria por medio de un
catalizador. El residuo se calienta y se envía a un separador de alta presión,
donde se extraen y reciclan los gases ricos en hidrógeno. Los restantes
hidrocarburos se rectifican o purifican para extraer el ácido sulfhídrico, el
amoníaco y los gases ligeros, que se recogen en un acumulador, donde la
gasolina se separa del gas ácido. Los hidrocarburos líquidos rectificados
procedentes del reactor primario se mezclan con hidrógeno y se envían al
reactor de la segunda fase, donde se descomponen en gasolina de alta calidad,
combustible para aviones de reacción y materiales de destilación para mezclas.
Tales productos pasan por una serie de separadores de alta y baja presión
para extraer de ellos los gases, los cuales se reciclan. Los hidrocarburos
líquidos se estabilizan, dividen y rectifican, y las naftas ligeras producidas en la
unidad de hidrocraqueo se utilizan para mezclas de gasolina mientras que las
naftas pesadas se reciclan o se envían a una unidad de reforma catalítica
(García, 1970).
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Ingeniería Química Petrolera 41
Figura 22. Esquema de conversión con hidrocraqueo (Tipos de Petróleos
Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
6.7.3.- Craqueo Catalítico.
El craqueo catalítico descompone los hidrocarburos complejos en moléculas
más simples para aumentar la calidad y cantidad de otros productos más
ligeros y valiosos para este fin y reducir la cantidad de residuos. Los
hidrocarburos pesados se exponen, a alta temperatura y baja presión, a
catalizadores que favorecen las reacciones químicas. Este proceso reorganiza
la estructura molecular, convirtiendo las cargas de hidrocarburos pesados en
fracciones más ligeras, como queroseno, gasolina, GPL, gasóleo para
calefacción y cargas petroquímicas. La selección de un catalizador depende de
una combinación de la mayor reactividad posible con la máxima resistencia al
desgaste. Los catalizadores utilizados en las unidades de craqueo de las
refinerías son normalmente materiales sólidos (zeolita, hidrosilicato de
aluminio, arcilla bentonítica tratada, tierra de batán, bauxita y alúmina-sílice)
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 42
en forma de polvos, cuentas, gránulos o materiales perfilados denominados
pastillas extruidas. En todo proceso de craqueo catalítico hay tres funciones
básicas: (Tipos de Petróleos Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
Reacción: la carga reacciona con el catalizador y se descompone en
diferentes hidrocarburos (Mora, 1963).
Regeneración: el catalizador se reactiva quemando el coque (Mora,
1963).
Fraccionamiento: la corriente de hidrocarburos craqueados se separa en
diversos productos (Mora, 1963).
Los procesos de craqueo catalítico son muy flexibles, por lo que los parámetros
de operación se ajustan según la demanda de productos. Los tres tipos básicos
de procesos de craqueo catalítico son los siguientes: (Mora, 1963).
Craqueo catalítico de líquidos (CCL);
Craqueo catalítico de lecho móvil,
Craqueo catalítico termofor (CCT).
6.7.3.1.- Craqueo Catalítico De Líquidos.
Las unidades de craqueo catalítico de lecho fluido tienen una sección de
catálisis (elevador, reactor y regenerador) y una sección de fraccionamiento,
las cuales trabajan conjuntamente como una unidad de proceso integrada. El
CCL utiliza un catalizador finamente pulverizado, suspendido en vapor o gas de
petróleo, que actúa como un líquido. El craqueo tiene lugar en la tubería de
alimentación (elevador), por la que la mezcla de catalizador e hidrocarburos
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 43
fluye a través del reactor. El proceso de CCL mezcla una carga de
hidrocarburos precalentada con catalizador regenerado caliente al entrar
aquélla en el elevador que conduce al reactor. La carga se combina con aceite
reciclado dentro del elevador, se vaporiza y es calentada por el catalizador
caliente hasta alcanzar la temperatura del reactor. Mientras la mezcla asciende
por el reactor, la carga se craquea a baja presión. El craqueo continúa hasta
que los vapores de petróleo se separan del catalizador en los ciclones del
reactor. La corriente de producto resultante entra en una columna donde se
separa en fracciones, volviendo parte del aceite pesado al elevador como
aceite reciclado (Mora, 1963).
El catalizador agotado se regenera para separar el coque que se acumula en el
catalizador durante el proceso. Para ello circula por la torre rectificadora de
catalizador hacia el regenerador, donde se mezcla con el aire precalentado y
quema la mayor parte de los depósitos de coque. Se añade catalizador fresco y
se extrae catalizador agotado para optimizar el proceso de craqueo (Mora,
1963).
6.7.3.2.- Craqueo Catalítico De Lecho Móvil.
Es similar al craqueo catalítico de líquidos, pero el catalizador está en forma de
pastillas en lugar de polvo fino. Las pastillas se transfieren continuamente
mediante una cinta transportadora o tubos elevadores neumáticos a una tolva
de almacenamiento situada en la parte superior de la unidad, y después
desciende por gravedad a través del reactor hasta un regenerador. El
regenerador y la tolva están aislados del reactor por sellos de vapor. El
producto craqueado se separa en gas reciclado, aceite, aceite clarificado,
destilado, nafta y gas húmedo (Mora, 1963).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 44
6.7.3.3.- Craqueo Catalítico Termofor.
En el craqueo catalítico termofor, la carga precalentada circula por gravedad
por el lecho del reactor catalítico. Los vapores se separan del catalizador y se
envían a una torre de fraccionamiento. El catalizador agotado se regenera,
enfría y recicla, y el gas de chimenea de la regeneración se envía a una caldera
de monóxido de carbono para recuperar calor (Mora, 1963).
6.7.4.- Procesos De Combinación.
Se utilizan dos procesos de combinación, la polimerización y la alquilación,
para unir entre sí pequeñas moléculas deficitarias en hidrógeno, denominadas
olefinas, recuperadas del craqueo térmico y catalítico, con el fin crear
materiales de mezcla de gasolinas de más valor (Mora, 1963).
6.7.5.- Polimerización.
La polimerización es el proceso que consiste en combinar dos o más moléculas
orgánicas insaturadas (olefinas) para formar un sola, más pesada, con los
mismos elementos y en la misma proporción que en la molécula original.
Convierte las olefinas gaseosas, como el etileno, el propileno y el butileno
convertidos por unidades de craqueo térmico y de líquidos, en moléculas más
pesadas y complejas, de mayor índice de octano, como la nafta y las cargas
petroquímicas. La carga de olefinas se trata previamente para eliminar los
compuestos de azufre y otros constituyentes sin valor, y después se hace
pasar sobre un catalizador fosforoso, generalmente un catalizador sólido o
ácido fosfórico líquido, donde tiene lugar una reacción polimérica exotérmica
(García, 1970).
Para ello se requiere el empleo de agua refrigerante y la inyección de una
carga fría en el reactor con el fin de controlar las temperaturas a distintas
presiones. Se elimina el ácido de los líquidos mediante un lavado cáustico, se
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 45
fraccionan los líquidos y se recicla el catalizador ácido. El vapor se fracciona
para extraer los butanos y se neutraliza para eliminar trazas de ácido (García,
1970).
Si entra agua en contacto con el ácido fosfórico, por ejemplo durante el lavado
con agua en las paradas, se producirá una intensa corrosión que acarreará la
avería del equipo. La corrosión alcanza también a las tubuladuras,
rehervidores, intercambiadores de calor y otros puntos donde pueda
depositarse ácido (García, 1970).
Existe riesgo de exposición a solución de lavado cáustico (hidróxido sódico), al
ácido fosfórico utilizado en el proceso o eliminado mediante lavado durante las
revisiones generales, y al catalizador en polvo. Es posible que se produzca
asimismo una reacción exotérmica incontrolada en caso de pérdida de agua
refrigerante (García, 1970).
6.7.6.- Alquilación.
La alquilación combina las moléculas de las olefinas producidas en el craqueo
catalítico con las de isoparafinas para aumentar el volumen y octanaje de las
mezclas de gasolina. Las olefinas reaccionan con las isoparafinas en presencia
de un catalizador muy activo, por lo general ácido sulfúrico o ácido fluorhídrico
(o cloruro de aluminio) para crear una molécula parafínica de cadena
ramificada larga, denominada alquilato (isooctano), con excepcionales
cualidades antidetonantes. A continuación, el alquilato se separa y se
fracciona. Las temperaturas de reacción, relativamente bajas, de 10 °C a 16
°C para el ácido sulfúrico, 27 °C a 0 °C para el ácido fluorhídrico y 0 °C para el
cloruro de aluminio, se controlan y mantienen mediante refrigeración (García,
1970).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 46
6.7.6.1.- Alquilación del ácido sulfúrico.
En las unidades de alquilación de ácido sulfúrico en cascada, , penetran en el
reactor cargas de propileno, butileno, amileno e isobutano fresco, entre otras,
y allí entran en contacto con el catalizador de ácido sulfúrico. El reactor está
dividido en zonas; las olefinas se introducen en cada zona mediante
distribuidores, y el ácido sulfúrico y los isobutanos circulan sobre deflectores de
una zona a otra. El calor de la reacción se elimina por evaporación del
isobutano. El isobutano gaseoso se extrae de la parte superior del reactor, se
enfría y se recicla, enviándose una parte del mismo a la torre
despropanizadora. El residuo del reactor se decanta y el ácido sulfúrico se
extrae del fondo del recipiente y se recicla. Se utilizan lavadores cáusticos o de
agua para eliminar pequeñas cantidades de ácido de la corriente de proceso,
que a continuación pasa a una torre desisobutanizadora. El isobutano obtenido
en la sección superior del desbutanizador se recicla, y los restantes
hidrocarburos se separan en una torre de redestilación y/o se envían a la
operación de mezcla (García, 1970).
6.7.6.2.- Alquilación del ácido fluorhídrico.
Hay dos tipos de procesos de alquilación del ácido fluorhídrico: Phillips y UOP.
En el proceso Phillips, la carga de olefina e isobutano se seca y pasa a una
unidad combinada de reacción y decantación. El hidrocarburo procedente de la
zona de decantación se carga en el fraccionador principal. El producto de
evaporación de la sección superior del fraccionador principal pasa a un
despropanizador. El propano, que contiene trazas de ácido fluorhídrico (HF),
pasa a una torre rectificadora de HF, y después se desfluora catalíticamente,
se trata y se almacena. El isobutano se extrae del fraccionador principal y se
recicla en el reactor/decantador, y el alquilato del fondo del fraccionador
principal se envía a un divisor (García, 1970).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 47
El proceso UOP utiliza dos reactores con divisores separados. La mitad del
material seco se carga en el primer reactor, junto con isobutano reciclado y de
relleno, y después en su decantador, donde se recicla el ácido y se carga el
hidrocarburo en el segundo reactor. La otra mitad del material va al segundo
reactor; el ácido del decantador se recicla y los hidrocarburos se cargan en el
fraccionador principal. El proceso subsiguiente es similar al Phillips en que el
producto de la sección superior del fraccionador principal pasa a un
despropanizador, se recicla el isobutano y se envía el alquilato a un divisor.
6.7.7.- Procesos De Rectificación.
La reforma catalítica y la isomerización son procesos que reorganizan las
moléculas de hidrocarburos para obtener productos con diferentes
características. Después del craqueo algunas corrientes de gasolina, aunque
tienen el tamaño molecular correcto, requieren un proceso ulterior para
mejorar su rendimiento, por ser deficitarias en algunas cualidades, como el
índice de octano o el contenido de azufre. La reforma de hidrógeno (al vapor)
produce hidrógeno adicional para utilizarlo en el proceso de hidrogenación
(García, 1970).
6.7.8.- Reforma Catalítica.
Los procesos de reforma catalítica convierten las naftas pesadas de bajo
octanaje en hidrocarburos aromáticos para cargas petroquímicas y
componentes de gasolina de alto índice de octano, que reciben el nombre de
reformados, mediante reorganización molecular o deshidrogenación.
Dependiendo de la carga y de los catalizadores, se producen reformados con
concentraciones muy altas de tolueno, benceno, xileno y otros aromáticos
útiles para la mezcla de gasolinas y el procesado petroquímico. El hidrógeno,
un subproducto importante, se separa del reformado para reciclarlo y utilizarlo
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 48
en otros procesos. El producto resultante depende de la temperatura y presión
del reactor, el catalizador utilizado y la velocidad de reciclaje del hidrógeno.
Algunas unidades de reforma catalítica trabajan a baja presión y otras a alta
presión. Algunos sistemas de reforma catalítica regeneran continuamente el
catalizador; algunas instalaciones regeneran todos los reactores durante las
revisiones generales, y otras sacan los reactores de la corriente por turno, de
uno en uno, para la regeneración del catalizador (García, 1970).
En la reforma catalítica, la carga de nafta se trata previamente con hidrógeno
para eliminar contaminantes tales como los compuestos de cloro, azufre y
nitrógeno, que podrían envenenar el catalizador. El producto se somete a
vaporización instantánea y se fracciona en unas torres, donde se eliminan el
resto de gases y contaminantes. La carga de nafta desulfurada se envía a la
unidad de reforma catalítica, donde se calienta hasta la evaporación y se hace
pasar por un reactor con un lecho estacionario de catalizador bimetálico o
metálico que contiene una pequeña cantidad de platino, molibdeno, renio u
otros metales nobles. Las dos reacciones primarias que tienen lugar son la
producción de aromáticos de alto índice de octano mediante extracción del
hidrógeno de las moléculas de la carga de partida, y la conversión de las
parafinas normales en parafinas de cadena ramificada o en isoparafinas
(García, 1970).
En la plataformación, otro proceso de reforma catalítica, la carga que no ha
sido hidrodesulfurada se combina con gas reciclado y se hace pasar primero
sobre un catalizador de bajo coste. Cualquier impureza remanente se convierte
en ácido sulfhídrico y amoníaco, y se elimina antes de que la corriente pase
sobre el catalizador de platino. El vapor rico en hidrógeno se recicla para
inhibir reacciones que podrían envenenar el catalizador. El producto de salida
del reactor se separa en reformado líquido, que se envía a una torre
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 49
rectificadora, y gas, que se comprime y recicla. Se necesitan procedimientos
operativos para controlar los puntos calientes durante el arranque. Hay que
actuar con cuidado para no romper o aplastar el catalizador al cargar las
cuentas, ya que el polvo menudo obturará las rejillas de la unidad de reforma.
Es preciso adoptar precauciones contra el polvo al regenerar o sustituir el
catalizador. Es posible que durante la regeneración del catalizador se originen
pequeñas emisiones de monóxido de carbono y ácido sulfhídrico (García,
1970).
Si se ha ensuciado el estabilizador en las unidades de reforma debido a la
formación de cloruro amónico y sales de hierro deberá considerarse la
conveniencia de un lavado con agua. En ocasiones se forma cloruro amónico
en los intercambiadores de calor de la unidad de tratamiento previo y origina
corrosión e incrustaciones. El cloruro de hidrógeno formado por hidrogenación
de compuestos de cloro puede formar ácidos o sales de cloruro amónico. En
caso de fugas o emanaciones existe riesgo de exposición a naftas alifáticas y
aromáticas, gas de proceso rico en hidrógeno, ácido sulfhídrico y benceno
(García, 1970).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 50
Figura 23. Flujo grama del proceso de reformacion catalítica (Tipos de
Petróleos Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
6.7.9.- Isomerización.
La isomerización convierte el n-butano, n-pentano y n-hexano en sus
respectivas isoparafinas. Algunos de los componentes parafínicos normales de
cadena recta de la nafta ligera de destilación directa tienen un bajo índice de
octano. Tales componentes se convierten en isómeros de cadena ramificada y
alto octanaje reorganizando los enlaces entre átomos, sin cambiar el número o
la clase de átomos. La isomerización se asemeja a la reforma catalítica en que
reorganiza las moléculas de hidrocarburo, pero sólo convierte parafinas
normales en isoparafinas. La isomerización utiliza un catalizador distinto al de
la reforma catalítica. Los dos procesos de isomerización claramente
diferenciados son el de butano (C4) y el de pentano/hexano. (C5/C6) (Mora,
1963).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 51
La isomerización de butano (C4) produce materia prima para la alquilación. Un
proceso de baja temperatura utiliza un catalizador muy activo de cloruro de
aluminio o cloruro de hidrógeno sin calentadores caldeados para isomerizar n-
butano. La carga tratada y precalentada se añade a la corriente de reciclaje, se
mezcla con HCl y se hace pasar por el reactor (Mora, 1963).
VII.- PROCESADO DE DESASFALTADO.
Figura 24. Proceso de desasfaltado (Tipos de Petróleos
Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 52
7.1.- Definición de los asfaltenos.
El asfalto es una parte de la materia residual de las operaciones de destilación
primaria, que requiere un proceso ulterior para impartirle las características
que se le exigen en su utilización final. El asfalto para materiales de cubiertas y
tejados se obtiene mediante soplado con aire. El residuo se calienta en una
columna de fraccionamiento casi hasta su punto de inflamación y se carga en
una torre de soplado donde se inyecta aire caliente durante un tiempo
predeterminado. La deshidrogenación del asfalto forma ácido sulfhídrico, y la
oxidación crea dióxido de azufre. Se utiliza vapor para cubrir la zona superior
de la torre con objeto de separar los contaminantes, y se hace pasar por un
lavador para condensar los hidrocarburos (Matsushita, 2004).
Generalmente se utiliza destilación al vacío para producir asfalto de alquitrán
para carreteras. El residuo se calienta y se carga en una columna donde se
aplica vacío para prevenir el craqueo. El vapor condensado procedente de los
diversos procesos del asfalto contiene trazas de hidrocarburos. Cualquier
alteración del vacío puede determinar la entrada de aire atmosférico, con el
consiguiente incendio. Si se eleva la temperatura del fondo de la torre de vacío
para mejorar el rendimiento en la producción de asfalto, se genera metano por
craqueo térmico, lo que origina vapores en los depósitos de almacenamiento
de asfalto, que están en el rango de inflamabilidad pero no son detectables
mediante pruebas de temperatura de inflamación. El soplado con aire puede
crear algunos aromáticos polinucleares (es decir, HAP). Es posible asimismo
que el vapor condensado procedente del proceso de asfalto con soplado de aire
contenga diversos contaminantes (Matsushita, 2004).
7.2.- Composición de los asfaltenos.
Los asfaltenos son sustancias de apariencia fina como polvo, su color va desde
café oscuro hasta negro, aunque no tiene punto de fusión definido, su
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 53
temperatura de ebullición esta arriba de los 538 ºC y usualmente espuman y
expanden cuando se calientan para dejar residuos carbonaceos, tienen un peso
molecular aparentemente alto que va desde los 1000 hasta los 2000. Esta
variación del peso molecular pone de manifiesto la existencia del fenómeno de
asociación intermolecular en los asfaltenos puesto que se sabe que dicha
asociación dan como resultado valores altos en el peso molecular.
No existe una estructura química definida de los asfaltenos, sin embargo, se
han propuesto varios modelos hipotéticos. La unidad estructural de los
asfaltenos es una lamina formada por anillos poliaromaticos y compuestos
heterocíclicos. La molécula de asfalteno esta formada por varias laminas
paralelas que se mantienen juntas por fuerzas fisicoquímicas. La parte
aromática esta interconectada a través de cadenas alifáticas, de puentes de
azufre y de compuestos tales como porfirinas de níquel y de vanadio.
7.3.- Procesos De Tratamiento Con Disolventes.
La extracción de disolventes separa los aromáticos, naftenos e impurezas de
las corrientes de productos mediante disolución o precipitación. La extracción
de disolventes previene la corrosión, protege el catalizador en procesos
subsiguientes y mejora los productos terminados eliminando hidrocarburos
aromáticos insaturados de los materiales base para grasas y lubricantes
(Matsushita, 2004).
La carga se seca y se somete a un tratamiento continuo con disolvente a
contracorriente. En uno de los procesos, se lava con un líquido en el que las
sustancias que se eliminan son más solubles que en el producto resultante. En
otro proceso, se añaden disolventes seleccionados con los que las impurezas
se precipitan y se separan del producto. El disolvente se separa de la corriente
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 54
de producto por calentamiento, evaporación o fraccionamiento, eliminándose a
continuación las trazas residuales del refinado mediante separación al vapor o
vaporización instantánea al vacío. Para separar los compuestos inorgánicos se
utiliza la precipitación eléctrica. Después se regenera el disolvente para
emplearlo de nuevo en el proceso (Matsushita, 2004).
Entre los productos químicos normalmente utilizados en el proceso de
extracción están una gran variedad de ácidos, álcalis y disolventes, como fenol
y furfural, así como oxidantes y adsorbentes. En el proceso de adsorción,
materiales sólidos altamente porosos recogen moléculas de líquido en su
superficie. La selección de procesos específicos y agentes químicos depende de
la naturaleza de la carga tratada, de los contaminantes y de los requisitos del
producto acabado (Matsushita, 2004).
El desparafinado de disolventes elimina la cera del destilado o de los
materiales bases residuales, y se aplica en cualquier fase del proceso de refino.
En el desparafinado de disolventes, las cargas parafínicas se enfrían mediante
intercambiadores de calor y refrigeración, y se añade disolvente para facilitar
el crecimiento de cristales, que se eliminan mediante filtración al vacío. El
petróleo desparafinado y el disolvente se vaporizan instantáneamente y se
separan, y la cera pasa por un decantador de agua, un fraccionador de
disolvente y una torre de destilación instantánea (Matsushita, 2004).
El desasfaltado de disolventes separa las fracciones de aceite pesado para
producir aceite lubricante pesado, carga de craqueo catalítico y asfalto. La
carga y el propano (o hexano) líquido se bombean a una torre de extracción en
mezclas y a temperaturas y presiones controladas con exactitud. La separación
tiene lugar en un contactor de disco giratorio, en función de las diferencias de
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 55
solubilidad. Después los productos se evaporan y se separan al vapor para
recuperar el propano con el fin de reciclarlo (Matsushita, 2004).
El desasfaltado de disolventes elimina también de la carga compuestos de
azufre y de nitrógeno, metales, residuos de carbono y parafinas (Matsushita,
2004).
Figura 25. Obtención del asfalto (Tipos de Petróleos
Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
VIII.- PROCESOS DE HIDROTRATAMIENTO.
El hidrotratamiento se utiliza para eliminar alrededor del 90 % de los
contaminantes, como nitrógeno, azufre, metales e hidrocarburos insaturados
(olefinas), de las fracciones de petróleo líquidas, como la gasolina de
destilación directa. El hidrotratamiento es similar al hidrocraqueo en que tanto
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 56
el hidrógeno como el catalizador se utilizan para enriquecer el contenido de
hidrógeno de la carga de olefinas. En cambio, el grado de saturación no es tan
elevado como el que se consigue en el hidrocraqueo (Matsushita, 2004).
Normalmente, el hidrotratamiento se realiza antes que otros procesos (como la
reforma catalítica), para que el catalizador no se contamine con la carga de
material no tratado. El hidrotratamiento se utiliza también antes del craqueo
catalítico para reducir el azufre y mejorar el rendimiento de producción, así
como para mejorar las fracciones intermedias de petróleo destilado
convirtiéndolas en queroseno, gasóleo diesel y gasóleos de calefacción
(Matsushita, 2004).
Los procesos de hidrotratamiento difieren en función de las cargas y los
catalizadores. La hidrodesulfuración elimina el azufre del queroseno, reduce los
aromáticos y las características que favorecen la formación de gomas, y satura
cualquier olefina (Matsushita, 2004).
La hidroformación es un proceso de deshidrogenación que se utiliza para
recuperar el exceso de hidrógeno y producir gasolina de alto índice de octano.
Los productos hidrotratados se mezclan o se utilizan como material de carga
para la reforma catalítica.
En la hidrodesulfuración catalítica, la carga se desairea, se mezcla con
hidrógeno, se precalienta y se hace pasar a alta presión por un reactor
catalítico de lecho fijo. El hidrógeno se separa y recicla y el producto se
estabiliza en una columna de destilación primaria donde se eliminan los
residuos ligeros (Matsushita, 2004).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 57
Durante este proceso, los compuestos de azufre y nitrógeno que hay en la
carga se convierten en ácido sulfhídrico (H2S) y amoníaco (NH3). El ácido
sulfhídrico y el amoníaco residuales se eliminan por separación al vapor,
mediante un separador combinado de alta y baja presión o por medio de un
lavado con aminas que recupera el ácido sulfhídrico en una corriente altamente
concentrada, apta para conversión en azufre elemental (Matsushita, 2004).
En el hidrotratamiento debe controlarse el ácido sulfhídrico que contiene la
carga para mantenerlo en un nivel mínimo con objeto de reducir la corrosión. A
veces se forma cloruro de hidrógeno y se condensa en forma de ácido
clorhídrico en las secciones de baja temperatura de la unidad. En las unidades
de alta presión y temperatura se forma bisulfuro amónico. En caso de fuga se
produce exposición a vapores de naftas aromáticas que contienen benceno, a
ácido sulfhídrico o hidrógeno gaseoso, o a amoníaco si se origina una fuga o
derrame de agua amarga (Matsushita, 2004).
También puede haber fenol si se procesan cargas con alto punto de ebullición
(Speight, 1999).
Un tiempo de contacto y/o una temperatura excesivos provocarán coquización
en la unidad. Se han de tomar precauciones al descargar el catalizador
coquizado de la unidad para prevenir incendios por sulfuro de hierro. El
catalizador coquizado deberá enfriarse hasta una temperatura inferior a 49 °C
antes de extraerlo, o vaciarse en recipientes inertizados con nitrógeno donde
pueda enfriarse antes de su ulterior manipulación. Para prevenir el
envenenamiento del catalizador por arrastre de silicona en la carga del
coquificador se emplean aditivos antiespumantes especiales (Speight, 1999).
Para eliminar impurezas de los materiales de mezcla se utilizan procesos de
tratamiento, secado y desmercaptanización. En los procesos de
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 58
desmercaptanización se emplea aire u oxígeno. Si entra una cantidad excesiva
de oxígeno en estos procesos, puede producirse un incendio en el decantador
debido a la generación de electricidad estática. Existe riesgo de exposición a
ácido sulfhídrico, dióxido de azufre, líquido cáustico (hidróxido sódico), cáustico
agotado, catalizador agotado (Merox), catalizador en polvo y
desmercaptanizadores (carbonato sódico y bicarbonato sódico) (Speight,
1999).
8.1.- Plantas De Aminas (Tratamiento De Gas Ácido).
El gas ácido (gas combustible derivado de procesos como el craqueo catalítico
y el hidrotratamiento, que contiene ácido sulfhídrico y dióxido de carbono)
debe tratarse para poder usarlo como combustible de refinería. Las plantas de
aminas eliminan los contaminantes ácidos del gas ácido y de las corrientes de
hidrocarburos. En dichas plantas, las corrientes de hidrocarburos líquidos y
gaseosos que contienen dióxido de carbono y/o ácido sulfhídrico se cargan en
una torre de absorción de gas o en un contactor de líquidos, donde los
contaminantes ácidos son absorbidos por disoluciones de aminas que circulan a
contracorriente: monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA) o
metildietanolamina (MDEA). El gas o el líquido separados se eliminan por la
parte superior, y la amina se envía a un regenerador, donde los componentes
ácidos se separan mediante calor y rehervido, y se evacuan, en tanto que la
amina se recicla. A fin de minimizar la corrosión, deben establecerse métodos
de operación adecuados y controlarse las temperaturas del fondo del
regenerador y del rehervidor. Es necesario impedir que entre oxígeno en el
sistema para prevenir la oxidación de la amina. Hay riesgo de exposición a
compuestos de aminas (es decir, MEA, DEA, MDEA), ácido sulfhídrico y dióxido
de carbono (Speight, 1999).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 59
8.2.- Desmercaptanización Y Secado.
En la desmercaptanización (eliminación del mercaptanos) se tratan los
compuestos de azufre (ácido sulfhídrico, tiofeno y mercaptano) para mejorar el
color, el olor y la estabilidad a la carbono en la gasolina. Algunos mercaptanos
se eliminan poniendo el producto en contacto con compuestos químicos
hidrosolubles (por ejemplo, ácido sulfúrico) que reaccionan con los
mercaptanos. Para convertir los mercaptanos en disulfuros más aceptables se
utiliza líquido cáustico (hidróxido sódico), compuestos de aminas
(dietanolamina) o desmercaptanización con catalizador de lecho fijo.
El secado del producto (eliminación del agua) se realiza por absorción de agua,
con o sin adsorbentes. Algunos procesos secan y desmercaptanizan
simultáneamente por adsorción en tamices moleculares (Speight, 1999).
8.3.- Recuperación De Azufre.
En la recuperación de azufre se elimina ácido sulfhídrico de los gases ácidos y
las corrientes de hidrocarburos. El proceso Clause convierte el ácido sulfhídrico
en azufre elemental mediante reacciones térmicas y catalíticas. Después de
quemar ácido sulfhídrico en condiciones controladas, los deshidratadores
eliminan el agua y los hidrocarburos de las corrientes de carga de gas, las
cuales se exponen seguidamente al catalizador para recuperar azufre adicional.
El vapor de azufre de la combustión y la conversión se condensa y recupera
(Speight, 1999).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 60
Figura 26. Esquema del proceso de deshidrodesolfuracion (Mora, 1963).
Figura 27. Proceso de desmercaptanizacion y tratamiento (Tipos de Petróleos
Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
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Ingeniería Química Petrolera 61
8.4.- Hidrotratamiento De Naftas.
Son procesos donde se hace reaccionar hidrógeno con hidrocarburos
insaturados (olefinas y aromáticos) transformándolos en saturados (parafínicos
y nafténicos). Además el hidrógeno reacciona con compuestos de azufre,
nitrógeno y oxigenados transformándolos en ácido sulfhídrico (SH2), amoniaco
(NH3) y agua (H2O) (García, 1970).
Figura 28. Hidrotratamiento de naftas (Tipos de Petróleos
Curdos.HTTP://www.imp.mx/petróleo/tipos.htm).
.
La carga esta constituida por naftas pesadas de destilación primaria (Topping)
y naftas pesadas de las Unidades de Coque. Luego de ser calentada, la carga
pasa por un sistema de reacción donde el hidrocarburo toma contacto con el
hidrógeno en presencia de un catalizador. La corriente de salida del sistema de
reacción pasa por un separador de alta presión donde se separa el hidrógeno
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 62
que no reaccionó junto con parte del sulfhídrico y amoníaco formado, luego la
corriente pasa a una torre estabilizadora donde se elimina una pequeña
cantidad de gases por la parte superior. Por el fondo sale nafta hidrotratada
(García, 1970).
8.5.- Reacciones De Hidrotratamiento.
Las principales reacciones que se llevan a cabo en las Unidades de
Hidrotratamiento son:
Desmetalización (Remoción de Metales de la Carga)
Saturación de Olefinas
Remoción de Azufre
Remoción de Nitrógeno
La remoción de metales es completa cuando la temperatura de reacción supera
los 315 ºC (García, 1970).
8.6.- Metales En La Carga.
A continuación se presenta una tabla donde se muestra el origen de los
metales que se encuentran en la carga a los hidrotratamientos: (García, 1970).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 63
Tabla. 2. Metales presentes en la cargas de hidrotratamiento (García, 1970).
(García, 1970).
8.7.- Saturación de Olefinas.
La reacción de saturación de olefinas es muy rápida y altamente exotérmica
Figura 29. Reacción de saturación de olefinas
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Ingeniería Química Petrolera 64
8.8.- Desnitrificación.
La desnitrificación es una reacción lenta y levemente exotérmica:
Figura 30. Desnitrificación (Matsushita, 1999).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 65
8.9.- Remoción de Compuestos de Oxígeno.
La remoción de oxigeno es una reacción rápida y es completa a la temperatura
normal de reacción:
Figura 31. Remoción de oxigeno (Matsushita, 1999).
8.10.- Hidrocracking – Isomax.
La unidad de Hidrocracking procesa gas oil liviano de vacío y gas oil pesado de
topping produciendo gas residual, propano comercial, butano comercial, nafta,
aerocombustible JP1 y gas oil comercial. Isomax es un proceso fundamental en
la Refinería dado que la alta calidad del gas oil que produce, mejora
sustancialmente el pool de productos. La carga es calentada y pasa al sistema
de reacción que consta de dos reactores en paralelo. En ellos la carga se pone
en contacto junto con el hidrogeno con un catalizador especifico (Matsushita,
1999).
En los reactores se obtiene una completa remoción de compuestos de azufre,
nitrógeno, oxigenados, olefinas y aromáticos policlicos, a la vez se produce la
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 66
ruptura de cadenas de alto peso molecular a hidrocarburos de bajo rango de
destilación (naftas, jet fuel y gas oil). El producto obtenido es enviado a un
separador gas-liquido donde se libera el hidrógeno que no reacciono. Los
productos de reacción son enviados a una torre fraccionadora donde son
separados (Matsushita, 1999).
Figura 32. hidrocracking (Destilacion del petroleo
crudo.http://hidrocrckin.com).
8.10.1.- Beneficios Económicos Del Hidrocracking.
Carga: Gas oil liviano de Vacío, Gas oil pesado de Topping
Destino alternativo de la carga: Fuel oil
Precio del Fuel oil: 87 $ / m3
Precio de los productos obtenidos:
J.P. ( 27 % ) : 134 $ / m3
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 67
Gas oil ( 45 % ): 130 $ / m3
Naftas ( 30 % ): 130 $ / m3
incrementó en el beneficio por m3 convertido: 46 $
La carga a la Unidad de Hidrocracking tiene las siguientes características:
Punto Máximo: Inferior a 510 º C
Azufre: Inferior a 3 % wt
Nitrógeno: Inferior a 1000 ppm wt
Asfáltenos: Inferior a 500 ppm wt
Metales Totales: Inferior a 2 ppm wt
8.10.2.- Tipo De Reacciones En La Unidad De Hidrocracking.
Las reacciones en la Unidad de Hidrocracking tienen por objeto:
Hidrodesulfuración
Hidrodenitrificación
Remoción de oxigeno
Remoción de metales
Remoción de haluros
Hidrocracking
Saturación de Aromáticos
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 68
8.10.3.- Mecanismo Bi Funcional Del Catalizador De
Hidrocracking.
Función Metálica ( Níquel - Wolframio ): Se producen olefinas o
ciclo olefinas (Matsushita, 1999).
Función Ácido (Alúmina): Estas olefinas se transforman en iones
carbonio que son compuestos con carga eléctrica positiva. El ion
carbonio cambia su estructura distribuyéndose de distinta manera
en el espacio (isomerización). Luego se craquea a pequeños iones
carbonio y olefina. Los iones carbonio se convierte a olefina
desprendiéndose de la carga eléctrica que habían adquirido
(Matsushita, 1999).
Función Metálica: Satura las olefinas generando parafinas e
isoparafinas (Matsushita, 1999).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 69
8.10.4.- Termodinámica De Las Reacciones De Hidrocracking.
Tabla 3. Termodinámica De Las Reacciones De Hidrocracking (Destilacion
del petroleo crudo.http://hidrocrckin.com).
8.10.5.- Cinética de las Reacciones de Hidrocracking.
La velocidad de las reacciones de Hidrocracking siguen la cinética de primer
orden en función de la concentración de los productos reactantes.Las
velocidades relativas de reacción dependen de facilidad de absorción de los
reactantes sobre el catalizador (García, 1970).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 70
8.10.6.- Variables de Procesos: Hidrotratamiento e
Hidrocracking.
Las principales variables de proceso son:
Catalizador
Velocidad Espacial
Presión parcial de Hidrógeno
Relación hidrógeno/ hidrocarburo
8.11.- Velocidad Espacial (LHSV).
Figura 33. Formula para calcular la velocidad espacial (García, 1970).
Es la medida de la cantidad de carga que se procesa por volumen de
catalizador en un periodo de tiempo determinado (García, 1970).
Más velocidad espacial, menor calidad de producto (García, 1970).
Para igual calidad de producto con mayor velocidad espacial, debemos
compensar con mayor temperatura (García, 1970).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 71
8.12.- Presión Parcial de Hidrógeno.
Se define como la presión parcial de hidrógeno sobre los reactantes (García,
1970).
A menor presión, se requiere mayor temperatura para lograr la misma calidad
de productos (García, 1970).
La presión parcial de hidrógeno se obtiene: Presión Parcial de H2: Presión
Sistema x Pureza de H2 del reciclo (García, 1970).
8.13.- Relación hidrógeno / hidrocarburo.
La relación hidrógeno / hidrocarburo es la que mantiene el contacto físico entre
el hidrógeno catalizador e hidrocarburos (García, 1970).
De esta manera el hidrógeno estará disponible en todo momento en los sitios
donde las reacciones químicas tienen lugar (García, 1970).
8.13.1.- Hidrotratamiento de Naftas.
Relación Hidrógeno / Hidrocarburo debe ser superior a 130 Nm3 H2/m3 carga
(Nm3 H2 = Normales m3 de H2) (García, 1970).
8.13.2.- Hidrocracking.
Relación Hidrógeno Hidrocarburo debe ser superior a 1350 Nm3 H2 / m3 carga
(García, 1970).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 72
8.14.- Tipo de Catalizadores utilizados en Hidroprocesos.
A continuación se describen los catalizadores más comunes utilizados en
Hidroprocesos y sus características (García, 1970).
Cobalto Molibdeno: Buena remoción de Azufre, pobre remoción
de Nitrógeno (García, 1970).
Níquel Molibdeno: Buena remoción de Nitrógeno, pobre
remoción de Azufre (García, 1970).
Níquel - Wolframio: Buena remoción de Azufre, nitrógeno y
favorecen el hidrocracking (García, 1970).
Figura 34. Formas de los Catalizadores (Destilacion del petroleo
crudo.http://hidrocrckin.com).
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Ingeniería Química Petrolera 73
8.15.- Tipo de Carga de los Catalizadores.
8.15.1.- Carga Tradicional con Bolsa
Permite la carga de una cantidad limitada de catalizador (García,
1970).
Es necesario un estricto control de la caida del catalizador para
evitar su rotura (García, 1970).
8.15.2.- Dense Loading
Permite una mayor cantidad de catalizador por unidad de volumen
(García, 1970).
Se logra una carga más uniforme que permite una mejor
distribución del flujo durante la operación (García, 1970).
Reduce la formación de puntos calientes en el catalizador (García,
1970).
8.16.- Activación del Catalizador
Sulfurización
Catalizador es manufacturado y trasladado en el estado de oxido
de metales. (más seguro para manipular) (García, 1970).
Los metales deben ser convertidos a sulfuros de metales para
obtener una mayor actividad en el catalizador (García, 1970).
La sulfurización del catalizador se realiza después de su carga
(García, 1970).
Se inyectan agentes con alto contenido de azufre y rápida
descomposición (García, 1970).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 74
Es necesario un cuidadoso control de la sulfurización ya que es
altamente exotérmica (García, 1970).
Normalmente se agregan entre un 6 a 10% Wt.% de Azufre sobre
el peso total del catalizador(García, 1970).
8.17.- Desactivación del Catalizador
Durante la operación normal el catalizador comienza a perder su
actividad. Las principales causas de este fenómeno son: (García,
1970).
Formación de Carbón sobre sus centros activos (Regenerable)
(García, 1970).
Deposición de Metales sobre sus centros activos (No
Regenerable) (García, 1970).
Metales Nativos (García, 1970).
Productos de Corrosión (García, 1970).
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 75
IX.- CONCLUSIONES
Al llegar al final de este trabajo investigativo concluimos lo siguiente:
1. La destilación es un proceso fundamental en la industria de refinación del
petróleo, pues permite hacer una separación de los hidrocarburos
aprovechando sus diferentes puntos de ebullición. La destilación atmosférica y
al vacío es el primer proceso que aparece en una refinería. El petróleo se
separa en fracciones que después de procesamiento adicional, darán origen a
los productos principales que se venden en el mercado: el gas LPG
(comúnmente utilizado en estufas domésticas), gasolina para los automóviles,
turbosina para los aviones jet, diesel para los vehículos pesados y combustóleo
para el calentamiento en las operaciones industriales.
2. Existe una gran competencia entre las grandes potencias por el dominio de
los principales yacimientos petrolíferos, que acuden a todos los medios, incluso
a la fuerza, para apoderarse de ellos, debido a la importancia que tiene el
aceite mineral, tanto en tiempos de paz como de guerra, por su uso en
automóviles, camiones, aeroplanos, barcos y tanques. Aparte de sus
importantísimas aplicaciones como combustible y lubricante, sirve para otros
numerosísimos usos.
3. El mercado del petróleo es un negocio global que involucra tanto a los
países exportadores como a los países importadores. Así vemos que en las
páginas de los diarios locales cada día aparece publicada alguna noticia de tan
importante rubro: del aumento de la producción como del aumento o baja de
los precios.
4. El encarecimiento de los precios de los productos derivados del petróleo en
nuestro país puede ser considerado como una política para obligar al ahorro de
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 76
consumo de energía, mayormente si ésta es generada a través de elementos
importados como los derivados del petróleo.
5. El negocio del petróleo es un riesgo permanente para los pozos y para los
usuarios en materia de incendios y explosiones. Es por ello que las empresas
involucradas toman las medidas necesarias para evitar cualquiera de estos
desastres.
6. En las refinerías el petróleo está sometido a temperaturas y presiones que lo
pueden hacer explotar espontáneamente en caso de fuga.
7. Los hidrocarburos son sustancias altamente inflamables, por esto los
incendios petrolíferos son muy difíciles de apagar y exigen técnicas de
sofocamiento especiales.
8. Debemos agradecer a la Química moderna, ya que los productos extraídos
del petróleo no terminan allí. En el automóvil que nos lleva al trabajo, no sólo
la nafta que consume el motor es derivado del petróleo, también el caucho
sintético de los neumáticos, el material plástico del volante, el tablero, los
tejidos de fibras artificiales que tapizan los asientos y la pintura con la que
tapamos el último choque.
9. Noche y día nos movemos en un mundo marcado por la huella petroquímica.
Desde la cobija que abriga nuestro sueño hasta el disciplinado reloj que nos
despierta cada mañana, muchos de los objetos que nos rodean son producto
de esa rama de la industria, en la cual se sostiene gran parte de nuestro estilo
y calidad de vida.
10. Si logramos imaginar cómo sería nuestra vida si no existieran los
fertilizantes, los detergentes, las inyectadoras, los envases plásticos, las
Tecnología del Petróleo 1
Ingeniería Química Petrolera 77
pinturas, los solventes, el nylon, las mangueras, y pare usted de contar,
habremos entendido el significado y valor de la industria petroquímica. Por
muchos que sean los metros que separan al petróleo bajo tierra de nuestra
vista, su presencia, procesada y transformada, nos acompaña en cada día y
espacio de nuestra vida, gracias a la petroquímica, por cuya obra los
hidrocarburos derivan en artículos tan útiles al escolar como al astronauta, al
ama de casa como al médico, al constructor y al agricultor, a la industria y al
comercio.
11. Quienes hacen la petroquímica redescubren día a día el principio de
transformación que por tanto tiempo afanó a los alquimistas y constatan el
aporte que la ciencia y el desarrollo industrial dan a un mejor vivir. El petróleo
forma parte de la naturaleza que se ofrece al hombre para ser transformada en
su beneficio y la petroquímica es un gran invento del ser humano, por el cual
éste pone la naturaleza a su servicio. Un invento que a cada paso marca una
huella de bienestar y progreso. Como la que hace 29 años dejó el primer
hombre en la Luna, con un zapato hecho con productos petroquímico.
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Ingeniería Química Petrolera 78
ANEXOS
1.- ¿QUÉ ES LA DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS?
2.- ¿DE QUÉ DEPENDEN MÉTODOS DE TRATAMIENTO PARA LA
DESHIDRATACIÓN?
3.- MENCIONA LOS TRES TIPOS DE EQUIPOS UTILIZADOS EN LA
DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS DE ACUERDO A LA PRESIÓN.
4.- MENCIONA LOS PRINCIPALES INCONVENIENTES QUE PRESENTAN
LAS SALES MINERALES EN EL CRUDO:
5.- ¿CUÁLES SON LOS TRES MÉTODOS USUALES DE DESALINIZACIÓN
DEL PETRÓLEO CRUDO?
6.- ¿CUÁL ES EL PRIMER PASO EN EL REFINO DEL PETRÓLEO?
7.- ¿CON QUÉ OTRO NOMBRE SE LE CONOCE A LA DESTILACIÓN
PRIMARIA?
8.- ¿CON QUÉ OTROS NOMBRES SE LE CONOCE A LA DESTILACIÓN
SECUNDARIA?
9.- ¿QUE MÉTODO DE DESTILACIÓN PERMITE OBTENER MÁS ALTAS
TEMPERATURAS A MUY BAJAS PRESIONES Y LOGRAR LA REFINACIÓN
DE FRACCIONES MÁS PESADAS?
10.- ¿EN QUE CONCISTE EL CRAQUEO TÉRMICO?
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Ingeniería Química Petrolera 79
11.- ¿QUÉ ES EL HIDROCRAQUEO?
12.- ¿QUÉ TIPO DE ASFALTO ES EL QUE SE UTILIZA PARA LA
CONSTRUCCIÓN DE CARRETERAS?
13.- ¿PARA QUÉ ES UTILIZADO EL HIDROTRATAMEINTO?
14.- ¿CUÁLES SON LAS PRINCIPALES REACCIONES QUE SE LLEVAN A
CABO EN LAS UNIDADES DE HIDROTRATAMIENTO?
15.- MENCIONA LA RELACIÓN HIDRÓGENO / HIDROCARBURO:
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BIBLIOGRAFÍA
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Editorial, Nueva Imagen (IPN), Mex. D.F.
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Relative Solubility of Asphaltenes in the product oil and coke deposition
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Productos del Petróleo”, Rev. Soc. Química. Mex., 2003.
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