Refinación del Petróleo

Refinación

del Petróleo

BUZZALINO, Sebastián

DALLA TEA, Agostina

DONO MINOT, Aylén

FORICHER, Tomás

GONZÁLEZ ARZAC, Belén

LAGO, Constanza

LASTRA, Francisco

MAZZA, Lucía

TEDESCHI, Nicolás

Índice

1. Introducción al proceso de refinación del petróleo... 4

1.1 Proceso de refinación del petróleo ... 4

1.2 Breve reseña histórica ... 5

1.3 El proceso de refinación en Argentina... 5

2. Materia prima del proceso: Petróleo ... 7

2.1 Características generales ... 7

2.2 Características del petróleo crudo ... 8

2.1.1 Gravedad API (densidad) ... 8

2.1.2. Contenido de azufre ... 8

2.1.3 Clasificación según su gravedad API y contenido de azufre ... 9

2.3 Disponibilidad ... 9

3. Descripción general del proceso de refinación ... 10

3.1 El transporte del crudo ... 10

3.2 Destilación primaria ... 11

3.2.1 Destilación primaria ... 12

3.3 Coque ... 12

3.3.1 Craqueo Catalítico ... 12

3.3.2. Hidrocraqueo Catalítico... 12

3.3.3 Cadenas de hidrocarburos y craqueo ... 12

3.4 Reformado ... 13 3.5 Concentración de gases ... 13 3.5.1 Alkilación ... 13 3.5.2 MTBE ... 13 3.6 Fraccionamiento de nafta ... 13 3.6.1 Producción de lubricantes ... 14 4. Destilación ... 14 4.1 Destilación atmosférica ... 15 4.2 Destilación al vacío ... 19 4.2.1 Eyectores ... 20 4.2.2 Torres de vacío ... 21

4.2.3 Descripción general de la unidad ... 22

Productos de cabeza ... 23

Cortes laterales ... 23

Producto de fondo ... 24

5. Cracking ... 25

5.1 Cracking térmico retardado ... 25

5.1.1 Descripción del proceso ... 25

5.1.2 Reacciones de cracking térmico ... 26

5.2 Cracking catalítico ... 27

5.2.1 Catalizador ... 28

Uso industrial ... 28

5.2.2 Descripción general del proceso ... 29

Sección de Precalentamiento de la Alimentación ... 29

Reactor ... 29

Regenerador ... 30

Circulación de Catalizador ... 31

Sección de fraccionamiento ... 32

Sección de Recuperación de Gases ... 32

Generación y Recalentamiento de Vapor... 33

6. Horno ... 33

7. Torre adsorbedora... 40

7.1 Generalidades del proceso de adsorción ... 40

7.1.1 Diferencias en los procesos de adsorción ... 41

7.2 Equipos y operaciones ... 42

7.2.1 Adsorbedores de lecho fijo... 42

7.2.2 Adsorbedores de tanque agitado ... 43

7.2.3 Adsorbedores continuos ... 43

7.2.4 Obtención de Gas de Síntesis ... 43

7.3 Torre de adsorción con tamices moleculares - Molex ... 44

7.3.1 Proceso Molex ... 44

8. Lubricantes ... 46

8.1 Introducción ... 46

8.1.1 Fabricación de lubricantes... 46

8.2 Descripción del proceso ... 48

8.2.1 Extracción con propano ... 48

8.2.2 Descripción de la unidad ... 48

8.3 Sistema de Desasfaltado ... 49

8.3.1 Descripción general del proceso ... 49

Relación de Propano ... 52

Temperatura ... 52

8.4 Otros sistemas ... 54

8.4.1 Sistema de recuperación de asfalto ... 54

8.4.2 Sistemas de recuperación de aceite desasfaltado ... 55

8.5 Aspectos medioambientales ... 57

8.5.1 Emisión de gases ... 57

Procedentes de combustibles ... 57

Procedentes del proceso ... 57

Emisiones fugitivas ... 58

8.5.2 Vertidos líquidos ... 58

Aguas contaminadas con Hidrocarburos ... 58

Aguas Pluviales ... 59

8.5.3 Residuos ... 59

Residuos Peligrosos ... 59

Residuos inertes ... 59

1. Introducción al proceso de refinación del petróleo

1.1 Proceso de refinación del petróleo

La refinación del petróleo es un proceso que incluye el fraccionamiento y transformaciones químicas del petróleo para producir derivados comercializables. La estructura de cada refinería debe tener en cuenta todas las diferentes características del crudo. Además, una refinería debe estar concebida para tratar una gama bastante amplia de crudos. Sin embargo existen refinerías concebidas para tratar solamente un único tipo de crudo, pero se trata de casos particulares en los que las reservas estimadas de dicho crudo son consecuentes.

La refinación del petróleo se inicia con la separación del petróleo crudo en diferentes fracciones de la destilación. Las fracciones se tratan más a fondo para convertirlas en mezclas de productos con los derivados del petróleo netamente comerciables y más útiles por diversos y diferentes métodos, tales como craqueo, reformado, alquilación, polimerización e isomerización.

Figura 1: Refinería de Petróleo.

La refinación de petróleo es un eslabón único y fundamental de la cadena de suministro de petróleo, del pozo a la bomba. Los demás eslabones de este proceso agregan valor al petróleo, principalmente mediante su traslado y almacenamiento (por ejemplo, extracción del petróleo crudo a la superficie, traslado desde el yacimiento petrolífero a los depósitos y luego a las refinerías, traslado de los productos refinados desde las refinerías a las terminales de despacho e instalaciones de productos de consumo final, etc.). La refinación agrega valor mediante la conversión del petróleo crudo (que, en sí mismo, tiene escaso valor como producto de consumo final) en una variedad de productos refinados, incluidos los combustibles para transporte. El principal objetivo económico de la refinación consiste en maximizar el valor agregado en la conversión del petróleo crudo en productos terminados.

Las necesidades del mercado hacen que el petróleo sea utilizado mediante sus productos o derivados y no como tal. Estos productos abarcan una amplia gama, que incluye:

 combustibles para fuentes fijas y móviles,

 lubricantes para usos diversos,

 asfaltos para la construcción de carreteras,

 petroquímicos para los más variados artículos de la vida cotidiana.

1.2 Breve reseña histórica

Durante la revolución industrial, y los avances científicos que se llevaron a cabo, se dio un proceso de búsqueda de eficiencia en los procesos de producción. Al inicio de todo esto, se usaba como principal combustible el carbón, el cual se usaba de forma masiva en las fábricas para hacer funcionar aquellas maquinas a vapor como los telares, ferrocarriles, entre otras. Con el paso de los años, durante los siglos XIX y XX, se cambió el antiguo carbón por un combustible más eficiente, uno de los derivados del petróleo, el queroseno. Fue a partir de este momento en el que un gran avance científico se dio en el mundo.

Algunas personas como Gustave Adolphe Hirn, se dedicaron a estudiar procesos de refinación durante los finales del siglo XIX, este último fue un físico francés, dedicado especialmente a estudios en termodinámica. Abraham Gesner, considerado como el principal fundador de la industria del petróleo moderna, fue otro de los personajes más importantes de la época en el desarrollo del estudio de los hidrocarburos, ya que gracias a él se dio el desarrollo del kerosene, uno de los principales y más eficientes derivados del petróleo para la época.

Así fue como en los países más industrializados se empezó a dar cada vez con más fluidez un interés y un desarrollo en el estudio del petróleo y en su proceso de refinación, aplicando varias tecnologías y ciencias de la época para mejorar su comprensión, por ejemplo, se aplicaba tanto física como química en sus procesos de refinación, para lograr compuestos variados y a su vez más eficientes. También ciencias como la geología fueron importantes en la historia del petróleo, ya que si esta no era aplicada era prácticamente imposible determinar a qué profundidad se encontraba el valioso liquido en estado natural, y a su vez, esta desempeñaba un papel muy importante en la perforación de los pozos para su extracción.

1.3 El proceso de refinación en Argentina

En 1906 Emilio Schiffner, con la colaboración del ingeniero químico Rudolf Leopold Reichart, inició la construcción de una refinería en la localidad de Campana (provincia de Buenos Aires). La Compañía Nacional de Petróleos Ltda. (CNP), como se denominó la empresa, inició en ese año las tareas de

obtención de kerosene y nafta, siendo la primera nacional en hacerlo a partir del petróleo de Comodoro Rivadavia. Para proteger la naciente industria, el gobierno nacional impuso un impuesto de 3 centavos oro por litro a las importaciones de kerosene, nafta y aceites lubricantes. En 1911 la West India Oil Company (WICO, subsidiaria de la estadounidense Standard Oil) tomó el control de CNP y hacia 1917 la refinería de Campana producía el 95% del kerosene y el 80% de la nafta que se consumía en Argentina. WICO comenzó a importar derivados parcialmente refinados como si fueran petróleo crudo, para evitar el pago del recargo, obteniendo así exorbitantes ganancias que merecieron la formación de una comisión investigadora del Congreso Nacional. Se descubrió así que WICO se había adueñado también del 80% del expendio minorista de combustibles en todo el país y casi del 100% en la ciudad de Buenos Aires.

YPF instaló tempranamente una pequeña refinería en Comodoro Rivadavia (provincia de Santa Cruz) y otra similar en Plaza Huincul (provincia de Neuquén). En 1923 el director de YPF, Enrique Mosconi, obtuvo del presidente Marcelo T. de Alvear la aprobación para la construcción de una gran refinería en las cercanías de la ciudad de La Plata (provincia de Buenos Aires), que comenzó su producción en diciembre de 1925. La Destilería de La Plata fue en ese momento una de las 10 más grandes del planeta. La Refinería La Plata elabora más de un centenar de productos para el transporte e industria. Recibe petróleo por oleoducto y por barco desde las cuencas Golfo San Jorge y Neuquina. Procesa diariamente 29.000 m3/día de petróleo crudo.

En febrero de 2011 estaban en operación en nuestro país las siguientes nueve refinerías:

 Destilería de Bahía Blanca. Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires. Petrobras. Capacidad de producción: 9.500 bpd1 de gasolina y 13.200 bpd de otros productos.

 Destilería Campana. Campana, provincia de Buenos Aires. ESSO. 84.500 bpd.

 Destilería de Campo Durán. Campo Durán, provincia de Salta. REFINOR (28,5% Petrobras). 32.000 bpd.

 Destilería de Dock Sud. Ciudad de Buenos Aires. SHELL/DAPSA. 110.000 bpd.

 Destilería de La Plata. La Plata, provincia de Buenos Aires. YPF. 189.000 bpd.

 Destilería de Luján de Cuyo. Luján de Cuyo, provincia de Mendoza. YPF. 105.500 bpd.

 Destilería de Plaza Huincul. Plaza Huincul, provincia de Neuquén. Petrolera Argentina. 37.190 bpd; capacidad de producción: 550 m³/d; capacidad de almacenaje: 16.000 m³. Inicio 1919.

 Destilería de San Lorenzo. San Lorenzo, provincia de Santa Fe. 38.000 bpd. Inicio 1938.

 M&C Petrol. Catriel, provincia de Río Negro. Inicio en 2003.

1

2. Materia prima del proceso: Petróleo

2.1 Características generales

El petróleo es el fluido más abundante en la Corteza terrestre, después del agua. Sin embargo, nadie conoce con exactitud su real naturaleza. Sólo es posible deducir -a través de evidencias científicas- qué ocurrió hace millones de años en el lecho de los océanos, cuando el petróleo se formó. La teoría, más aceptada, establece que el petróleo se originó en los restos de miles de millones de diminutos animales que, a medida que morían, se acumulaban en el fondo de los mares, mezclándose con el barro. Allí se sumaban a vegetales de origen marino y fragmentos de plantas terrestres. El conjunto fue enterrándose cada vez más profundamente, comprimido por el peso de los nuevos sedimentos y suavemente recalentado por el calor de la tierra. Este caldo, transformado a lo largo de los siglos, dio origen a lo que hoy conocemos como petróleo.

Cada tipo de crudo es único y es una mezcla compleja de miles de componentes. La mayoría de los componentes presentes en el petróleo crudo son hidrocarburos (componentes orgánicos compuestos por átomos de hidrógeno y carbono). Asimismo, se pueden encontrar no sólo carbono e hidrógeno, sino también pequeñas (pero importantes) cantidades de otros (“hetero”) elementos, en particular azufre, nitrógeno y ciertos metales (por ejemplo, níquel, vanadio, etc.). El petróleo crudo está compuesto por la molécula de hidrocarburo más pequeña y simple – CH4 (metano) – hasta las moléculas más grandes y complejas que contienen 50 o más átomos de carbono (además de hidrógeno y heteroelementos). Las propiedades físicas y químicas de cualquier tipo de hidrocarburo o molécula dependen no sólo de la cantidad de átomos de carbono en la molécula, sino también de la naturaleza de los enlaces químicos entre ellos. Los átomos de carbono se unen fácilmente entre sí (y con hidrógeno y heteroátomos) en diferentes formas (enlaces simples, dobles y triples) para formar diferentes clases de hidrocarburos. La parafina, los aromáticos y los naftenos son componentes naturales del petróleo crudo, y también se producen mediante varias operaciones de refinación. Normalmente las olefinas no están presentes en el petróleo crudo. Se producen en determinadas operaciones de refinación destinadas principalmente a la producción de gasolina. Los componentes aromáticos tienen mayor proporción de carbono-hidrógeno (C/H) que los naftenos, los cuales, a su vez, tienen mayor proporción de C/H que las parafinas.

Cuánto más pesado (más denso) es el crudo, más alta es su proporción de C/H. Debido a los procesos químicos de la refinación, cuánto mayor es la proporción de C/H del crudo, más intenso y costoso es el proceso de refinación que se requiere para producir determinados volúmenes de gasolina y combustibles destilados. Por ello, la composición química del petróleo crudo y su división en fracciones

de distinto punto de ebullición incluyen en los requisitos de inversión de la refinería y la energía que utiliza, los dos aspectos más importantes del costo total de la refinación.

2.2 Características del petróleo crudo

Existen dos propiedades que son especialmente útiles para clasificar y comparar rápidamente los petróleos crudos: la gravedad API (medida de densidad) y el contenido de azufre.

2.1.1 Gravedad API (densidad)

La densidad de un crudo indica qué tan liviano o pesado es en su totalidad. Los crudos más livianos tienen una mayor proporción de pequeñas moléculas, que las refinerías pueden convertir en gasolina, combustible pesado y diésel (cuya demanda está en aumento). Los crudos más pesados tienen proporciones más altas de moléculas grandes, que las refinerías pueden (1) utilizar en combustibles industriales pesados, asfalto y otros productos pesados (cuyos mercados son menos dinámicos y, en algunos casos, se están reduciendo), o (2) procesarlas en moléculas más pequeñas que se pueden utilizar en combustibles para transporte.

En la industria de refinación, la densidad de un crudo se expresa generalmente en términos de gravedad API, un parámetro de medición de unidades en grados (o API), por ejemplo, 35° API. La gravedad API varía en forma inversa a la densidad (es decir, cuánto más liviano es el material, más alta es la gravedad API). Por definición, el agua tiene una gravedad API de 10°.

2.1.2. Contenido de azufre

Entre los heteroelementos presentes en el petróleo crudo, el azufre es el que más afecta el proceso de refinación.

 Los niveles suficientemente altos de azufre en el flujo de refinación pueden desactivar (“contaminar”) los catalizadores que aceleran las reacciones químicas deseadas en ciertos procesos de refinación, provocar la corrosión en el equipo de refinería, y (3) generar la emisión a la atmósfera de compuestos de azufre, que no son agradables y pueden estar sujetos a estrictos controles reglamentarios.

 El azufre de los combustibles para vehículos automotores ocasiona la emisión de compuestos de azufre indeseables e interfiere con los sistemas de control de emisiones de este tipo que están destinados a regular las emisiones perjudiciales, como los compuestos orgánicos volátiles, óxidos de nitrógeno y particulados.

Consecuentemente, las refinerías deben tener la capacidad de extraer el azufre del crudo y los flujos de refinación en la medida que sea necesario para atenuar estos efectos no deseados. Cuánto más alto sea el contenido de azufre del crudo, más alto es el grado de control de azufre que se necesita y el costo que insume este procedimiento.

El contenido de azufre del crudo y los flujos de refinación se mide generalmente en tanto por ciento (%) en peso o en partes por millón por peso (ppmp). En la industria de la refinería, el petróleo crudo se denomina con poco azufre (bajo nivel de azufre), si su nivel de azufre es inferior al valor umbral (por ejemplo, 0,5% (5.000 ppmw)) y sulfuroso (alto nivel de azufre), si el nivel de azufre supera el umbral más alto. La mayoría de los crudos sulfurosos registran niveles de azufre de entre 1,0 y 2,0 %, pero en algunos casos se registran niveles de azufre de > 4 %.

En un determinado tipo de crudo, la concentración de azufre tiende a incrementar en forma progresiva, con un aumento en la cantidad de carbono. Por lo tanto, las fracciones de crudo en el aceite combustible y el punto de ebullición del asfalto tienen mayor contenido de azufre en comparación con el que se registra en el punto de ebullición del combustible pesado y el diesel, que, a su vez, tienen más contenido de azufre que el que se registra en el punto de ebullición de la gasolina. Del mismo modo, los componentes más pesados presentes en, por ejemplo, el punto de ebullición de la gasolina tienen más contenido de azufre que los componentes más livianos en dicho punto de ebullición.

2.1.3 Clasificación según su gravedad API y contenido de azufre

La Tabla 1 muestra un esquema que se utiliza mucho para clasificar los tipos de petróleo crudo en base a su gravedad API y contenido de azufre. Cada clase de crudo se define por rango de gravedad API y rango de contenido de azufre. Los nombres de las categorías indican tales rangos en términos cualitativos.

Clase de petróleo crudo

Rango de Propiedades Gravedad (°API) Azufre (%p) Light Sweet 35-60 0-0.5 Light Sour 35-60 > 0.5

Medium Medium Sour 26-35 0-1.1

Medium Sour 26-35 > 1.1

Heavy Sweet 10-26 0-1.1

Heavy Sour 10-26 > 1.1

Tabla 1: Tipos de petróleo crudo.

2.3 Disponibilidad

En la República Argentina se han identificado 19 cuencas sedimentarias, con una superficie total de aproximadamente 1.750.000 km2.

Cinco de estas cuencas tienen continuidad sobre la plataforma continental, las cuales han proporcionado hidrocarburos de manera rentable: La cuenca Neuquina, la de San Jorge, la Cuyana, la Austral (o de Magallanes) y la del Noroeste. La cuenca Neuquina y la cuenca de Golfo de San Jorge son las más importantes del país, ya que contienen el 75% del total de las reservas comprobadas en el país. La cuenca Neuquina aporta el 43% del total de la producción petrolera argentina, mientras que la

cuenca del Golfo de San Jorge aporta un 35%. Mientras que otras tres se extienden bajo las aguas del mar.

La superficie de las ubicadas sobre el continente es de alrededor de 1.350.000 km2, y las de la plataforma continental, tomando como límite la isóbata de 200 metros; de unos 400.000 km2, cifra que puede ser duplicada si se la considera hasta el pie del talud.

3. Descripción general del proceso de refinación

Un diagrama esquemático de un Refinería puede ejemplificarse con la figura que se presenta a continuación:

Figura 2: Esquema de una refinería de petróleo.

3.1 El transporte del crudo

Desde los tanques de almacenaje en los yacimientos, el petróleo crudo es bombeado a través de oleoductos hasta terminales oceánicas o refinerías. Como por lo general los yacimientos de petróleo se encuentran alejados de los centros de consumo, los oleoductos deben recorrer largas distancias. Muchos oleoductos se entierran por debajo del nivel del suelo, y en todos los casos demandan procesos especiales para protegerlos de la corrosión. Se han desarrollado aceros especiales de gran resistencia a la tensión, que permiten construir cañerías más delgadas y de menor costo. También, aunque menos utilizadas, se han ensayado cañerías de aluminio y de material plástico.

Un volumen sustancial del petróleo es transportado por buques tanque. Los buques petroleros llevan las máquinas propulsoras a popa, para evitar que el árbol de la hélice atraviese los tanques de petróleo y como medida de protección contra el riesgo de incendio. Algunos de los petroleros de mayor porte encuentran dificultades para atracar en puertos que carecen del calado adecuado o no disponen de muelles especiales. En estos casos se recurre a boyas fondeadas a distancia conveniente de la costa, provistas de tuberías. Estas, conectadas a terminales en tierra, permiten a los grandes petroleros amarrar y descargar el petróleo sin necesidad de ingresar a puerto.

El petróleo que se extrae de los yacimientos está constituido por una mezcla de hidrocarburos líquidos, gaseosos y sólidos, e incluye impurezas como agua, sales y sedimentos. Los hidrocarburos son compuestos formados básicamente por carbono e hidrógeno, y algunos otros elementos como oxígeno, nitrógeno y azufre. En general a los hidrocarburos se los puede clasificar como:

 Parafínicos o saturados: son los ideales para elaborar aceites lubricantes.

 Aromáticos: dan naftas de buen valor octánico, indeseables para producir aceites.

 Nafténicos: son intermedios de los dos previamente mencionados.

Según el tipo de hidrocarburo que predomine en el petróleo crudo, se establece el camino de procesamiento que seguirá en la refinería.

3.2 Destilación primaria

Es la operación básica de la refinación del petróleo. Es un proceso de separación físico-química que fracciona los distintos constituyentes del crudo por efecto de la temperatura, sin originar nuevos compuestos.

Primero, el petróleo crudo se calienta en un horno y se lo lleva a la parte inferior de la columna fraccionadora, que consiste en una enorme torre cilíndrica, cuya altura puede superar los 50 metros. Dentro de ella se encuentran, a diferente altura, bandejas o platos, que separan los distintos componentes del crudo, según su punto de ebullición. Estas bandejas provocan la condensación de los vapores más pesados y, por el contrario, la evaporación de los líquidos más livianos, logrando separarlos. Como el número de elementos constituyentes del petróleo es muy grande, es imposible separarlos uno por uno. En cambio, mediante este método de destilación, las distintas fracciones -livianas y pesadas- se separan gradualmente unas de otras.

Este proceso (Destilación atmosférica, también conocido como Destilación primaria o Topping) se realiza a presión atmosférica y a no más de 450 °C. En la parte superior de la torre se obtienen gases etano, propano y butano, mientras que debajo se logran fracciones con punto de ebullición más elevado, como nafta, kerosene, gas oil liviano y gas oil pesado. Debajo queda una fracción más pesada, llamada crudo

reducido, a la que si se pretende extraer a ún más destilados, hay que someterla a presión reducida, ya que si se aumenta la temperatura del proceso, generaría craqueo térmico o ruptura de moléculas.

3.2.1 Destilación primaria

En estas condiciones se pueden obtener volúmenes adicionales de destilados, gas oil liviano y pesado de vacío, a temperaturas semejantes a las del proceso anterior. El residuo o "fondo de vacío" puede destinarse a combustible de la refinería, o como componente de fuel oil, de asfalto o como carga en la unidad de coqueo retardado.

3.3 Coque

Además del fondo de vacío mencionado, aquí se cargan todos los excedentes de crudo reducido. Estos se someten a temperaturas elevadas durante el tiempo necesario para lograr el craqueo (rotura de moléculas). Así se logran productos más valiosos: gases, naftas, diesel, gas oil más pesado y carbón de petróleo como residuo. Las naftas y el gas oil obtenidos son de baja calidad, enviándoselos luego a hidrotratamiento para mejorarlos. El gas oil pesado logrado alimenta la planta de craqueo catalítico, y el carbón sirve como combustible, coque metalúrgico o para fabricar electrodos.

3.3.1 Craqueo Catalítico

Se alimenta con el gas oil pesado de Destilación atmosférica y Vacío. Por acción de la temperatura y con un catalizador, se somete a craqueo, obteniéndose gases, nafta, Diesel y un poco de residuo pesado. Los gases con alta proporción de olefinas, sirven como carga de otras plantas, para la elaboración de naftas de alto número de octano o para productos petroquímicos. Por su parte, la nafta se envía al "pool" (donde se unifican todas las naftas de la refinería). El Diesel es hidrotratado y se envía al "pool" de gas oil. El Diesel no hidrotratado es utilizado como diluyente del fuel oil.

3.3.2. Hidrocraqueo Catalítico

Procesa el gasoil liviano de vacío. Con temperatura y a alta presión, se lo somete a craqueo, en presencia de hidrógeno y de un catalizador. Así se logran gases, naftas, querosene (Jet A-1) y gas oil de muy buena calidad.

3.3.3 Cadenas de hidrocarburos y craqueo

El petróleo está compuesto principalmente de hidrocarburos, sustancias orgánicas con moléculas formadas por cadenas de átomos de carbono e hidrógeno. Durante el craqueo, los hidrocarburos de cadenas más largas son calentados a altas temperaturas y sometidos a elevadas presiones. Así se logra que las moléculas más largas, de hidrocarburos pesados, se rompan y ordenen en otras m ás cortas, que corresponden a combustibles líquidos y gaseosos y otros más pesados. El craqueo puede incluir la utilización de catalizadores, es decir, sustancias que contribuyen a acelerar y reordenar las moléculas, pero sin participar ellas mismas como componentes de la reacción.

3.4 Reformado

El Corte intermedio ("corazón") del fraccionamiento de la nafta virgen, no es adecuado para integrar el "pool" de motonaftas, debido a su bajo número de octano. El reformado catalítico, mediante una modificación de la estructura química de la materia prima, aumenta considerablemente el número de octano de la nafta. También produce gases como propano, butano e hidrógeno. Este último es un suministro clave para otras unidades de proceso de la refinería.

3.5 Concentración de gases

Anexa a la plantas de craqueo catalítico, recibe naftas de elevada tensión de vapor, para estabilizarlas. También se envían allí las corrientes gaseosas de las diferentes plantas, para fraccionarlas en sus componentes principales. Además de las naftas estabilizadas, se obtienen también propanos y butanos, tratados para controlar su acidez y contenido de azufre. La corriente de gas residual puede destinarse a uso petroquímico, o -en caso de no existir demanda para ello como combustible de la refinería.

3.5.1 Alkilación

Esta unidad genera alkilado a partir de buteno e isobutano. El alkilado es otro componente de las motonaftas de alto número de octano, que complementa y reemplaza el aporte octánico de otros constituyentes más contaminantes.

3.5.2 MTBE

A partir de la reacción catalítica de isobutileno y metanol, se elabora el metil-ter-butil éter. Este compuesto -MTBE- es un importante constituyente de las motonaftas, debido a su muy elevado valor octánico y a que, al contener oxígeno en su molécula, contribuye a reducir los contaminantes.

3.6 Fraccionamiento de nafta

Si la nafta obtenida en la destilación atmosférica se usara como tal, estaría desajustada con las necesidades de los automotores. Esta nafta se llama "virgen" y luego se fracciona en torres anexas o en el reformado, logrando tres Cortes:

 Nafta virgen liviana, destinado al "pool" de motonaftas (tras ser isomerizado, aumentando su valor octánico).

 Intermedio (o corazón) enviado al reformado como componente de la motonafta o en productos petroquímicos, según la refinería.

3.6.1 Producción de lubricantes

En una refinería compleja, el residuo de la destilación atmosférica, llamado crudo reducido, se continúa fraccionando bajo vacío para seguir separando distintas fracciones sin modificar su estructura química, obteniendo Cortes básicos para la elaboración de lubricantes.

Este residuo es refinado con solvente en la unidad de Desasfaltado, donde se lo mezcla con propano líquido, para separar las resinas asfálticas y otros componentes que perjudican la calidad de los aceites. Luego se separa al propano del aceite y del asfalto. Posteriormente, se realiza la Refinación con furfural (sustancia que se mezcla en parte con el aceite mineral) donde se procesan, agitándolas, las diferentes bases, que salen por la parte superior, tras haber sido eliminados los compuestos aromáticos indeseables. Inmediatamente se realiza la separación del furfural utilizado.

El paso posterior en la elaboración de lubricantes es la eliminación de parafinas (Desparafinado) que se realiza con solventes especiales a bajas temperaturas. Las parafinas deben eliminarse para que los aceites se mantengan fluidos cuando trabajan a muy bajas temperaturas. Luego se recupera el solvente disuelto en ambas fases: aceite y parafina. Libre de compuestos aromáticos y parafinas, la base es enviada al Hidroterminado catalítico, donde se pone en contacto al aceite con gas hidrógeno en presencia de un catalizador adecuado.

4. Destilación

La destilación es la operación fundamental para el refino del petróleo. Su objetivo es extraer los hidrocarburos presentes naturalmente en el crudo por destilación, sin afectar la estructura molecular de los componentes, se busca conseguir, mediante calor, separar los diversos Cortes del crudo. El petróleo crudo calentado se separa físicamente en distintas fracciones de destilación directa, diferenciadas por puntos de ebullición específicos y clasificadas, por orden decreciente de volatilidad, en gases, destilados ligeros, destilados intermedios, gasóleos y residuo.

La destilación se divide en dos tipos:

 Destilación atmosférica: en las unidades de Topping, se desarrolla la destilación atmosférica, donde el objetivo es obtener combustibles terminados y Cortes de hidrocarburos que serán procesados en otras unidades, para convertirlos en combustibles más valiosos.

 Destilación en vacío: en las unidades de Vacío, solo se produce Cortes intermedios que son carga de unidades de conversión, las cuales son transformadas en productos de mayor valor y de fácil comercialización.

Figura 3: Torre de destilación real.

4.1 Destilación atmosférica

El proceso comienza cuando el crudo desalinizado ingresa a la torre de destilación, habiendo sido calentado previamente en el horno. Una vez alcanzada la temperatura de ingreso, la cual oscila entre 343°C y 371°C para evitar el craqueo térmico que se produciría a temperaturas superiores, y estando a una presión ligeramente superior a la atmosférica, comienza el proceso de separación.

En esta torre se controla la temperatura para obtener la condensación de las diferentes mezclas a diferentes niveles, de donde son extraídas. La presencia de cenizas y componentes casi sólidos en el petróleo natural, la diversidad de los petróleos naturales, la inmensa cantidad de componentes y la naturaleza compleja de las mezclas a obtener, hace que este proceso no sea tan simple.

Las fracciones ligeras 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. Una vez extraídas de la torre, son expuestas a un condensador que las transformará en líquidos que serán almacenados. Del condensador fluye hacia un tanque receptor o acumulador. Parte del líquido presente en el tanque receptor es bombeado de nuevo hacia la parte superior de la torre, y el resto es extraído como corriente de producto. El liquido que es regresado a la torre se lo denomina “reflujo externo”. Debido a que este es expulsado del condensador, tiene una temperatura inferior a la temperatura de la parte superior de la torre. A medida que el reflujo externo enfría la parte superior de la torre, los vapores que contienen los componentes mas pesados condensan. El liquido formado por fracciones más pesadas, fluye hacia la parte inferior de la torre, y se le llama “reflujo interno”. Mientras tanto la parte superior de la torre se encuentra lo suficientemente caliente para mantener las fracciones ligeras en fase vapor. Los vapores se extraen de la parte superior de la

torre y se conducen hacia el condensador. El uso de la corriente de reflujo permite incrementar la pureza del producto destilado, ya que el hecho de condensar los vapores formados por fracciones más pesadas los mantiene fuera de la corriente de vapores que abandonan la parte superior de la torre.

Figura 4: Torre de destilación real.

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 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 siguiente fraccionamiento.

El líquido residual, el cual consiste principalmente de los compuestos más pesados de la alimentación, fluye hacia la parte inferior y se acumula en el fondo de la columna. Parte de este líquido es extraído del sistema como residuo, otra parte es enviada al “rehervidor” el cual está conectado al fondo de la torre.

Figura 5: Método de rehervido.

El rehervidor generalmente es un intercambiador de calor, el cual está diseñado para vaporizar los componentes más ligeros que permanecen en el líquido que se encuentra en el fondo de la torre. El vapor que sale del rehervidor (o en algunos casos mezcla de vapor y liquido) se regresan a la torre. Posteriormente los vapores fluyen hacia arriba en la torre. Estos vapores y el calor que contienen comúnmente se les llaman “hervido”. El “hervido” caliente provee el calor requerido por el proceso de destilación que ocurre en la torre. Los vapores a temperatura elevada provocan que cualquier componente ligero del líquido en el fondo se vaporice y suba a través de la torre. Esto reduce la cantidad de componentes ligeros en la corriente de residuo del fondo de la columna.

El método de rehervido es utilizado para maximizar la pureza del producto. El resto de la corriente de fondos en enviado a almacenamiento o a otras unidades de la planta como producto del fondo de la torre.

En la siguiente figura se observa una torre de destilación atmosférica, donde se diferencian los distintos componentes que separa la misma, según la temperatura.

Figura 6: Diagrama de la destilación atmosférica.

4.2 Destilación al vacío

Inmediatamente después de la destilación atmosférica, se somete al residuo o crudo reducido, a una destilación al vacío.

Figura 8: Ubicación de la destilación al vacío dentro del proceso de refinería del petróleo.

El crudo reducido o el residuo obtenido a partir de la destilación atmosférica, se somete a una destilación al vacío. En función de la utilidad que se le quiera dar a ese residuo, hay dos tipos de destilación al vacío:

 Destilación al vacío de conversión

 Destilación al vacío lubricante

Este proceso de destilado consiste en generar un vacío parcial dentro del sistema para destilar sustancias por debajo del punto de ebullición que tienen a presión atmosférica. Se utiliza para productos de altos puntos de ebullición que mediante la reducción de presión, genera la disminución de dicha temperatura para así poder realizar el proceso de separación, el cual se basa en la diferencia de volatilidades y temperaturas de ebullición de los componentes.

En este proceso es importante mantener la temperatura de la torre por debajo del rango en que se presentan las reacciones de cracking, para de esta forma evitar el craqueo térmico de las sustancias, el cual comienza a 410°C aproximadamente. Debido a este límite térmico, se reduce la presión parcial de los hidrocarburos sometiéndolos a vacío e inyectándoles vapor.

La presión que se utiliza en la torre para destilación al vacío de combustibles, es de aproximadamente 4 mm Hg, es decir, se obtiene un vacío casi absoluto, comparando dicho valor con la presión atmosférica, (presión que se utiliza en el caso de la primera destilación que sufre el crudo), la cual es de 760 mm Hg. Por otro lado, para el proceso enfocado a la separación de sustancias para la posterior obtención de lubricantes, la presión que se emplea es de 70 mm Hg. Las condiciones de vacío se consiguen mediante condensadores y eyectores de vapor.

4.2.1 Eyectores

El eyector es una bomba de vacío, generalmente movida por vapor, que no tiene partes móviles y que es capaz de alcanzar presiones absolutas de entre 0,001 mm y 760 mm Hg.

El principio de funcionamiento es el siguiente: el fluido entrante, generalmente vapor, es acelerado en una tobera convergente-divergente, convirtiendo la presión en velocidad. Es decir, se genera una aceleración del fluido. Debido al efecto Venturi, la presión en la descarga es muy baja, produciendo una succión del fluido aspirado en la cámara de mezcla.

La mezcla del fluido motriz y del aspirado es introducida en el difusor, donde se transforma la velocidad en presión, obteniendo en la descarga una presión intermedia entre la del fluido motriz y el impulsado.

Figura 9: Eyector.

Hay siete factores que deben ser considerados para seleccionar correctamente un sistema de eyectores:

1. Presión/Temperatura de succión del eyector.

2. Presión de descarga requerida.

4. Capacidad requerida.

5. Mínima presión de vapor disponible para el sistema eyector.

6. Máxima temperatura del agua de entrada a condensadores.

7. Tipo de condensador requerido: barométrico o de superficie.

4.2.2 Torres de vacío

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, aunque también hay torres destinadas a la destilación en vacío que en su interior están compuestas de platos.

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 como carga del mismo, utilizarse como material para lubricantes o asfalto, o desulfurarse y mezclarse para obtener fuel bajo en azufre.

Para que se produzca la separación o fraccionamiento de los Cortes, se debe alcanzar el equilibrio entre las fases líquido – vapor, de esta forma los componentes más livianos o de menor peso molecular se concentran en la fase vapor, y los de mayor peso molecular predominan en la fase líquida. En sucesivas etapas los componentes livianos se concentran en la parte superior de la columna fraccionadora y los componentes pesados se concentran en la parte inferior de la misma.

En esta unidad las variables básicas que se controlan son:

 Temperatura de transferencia: es la máxima temperatura a la que se eleva el crudo reducido para vaporizarlo en la columna de fraccionamiento. Se debe operar a una temperatura condicionada por el diseño del horno, dependiendo de ella el rendimiento de los destilados.

 Presión de trabajo: es la presión a la cual se produce la operación, afecta directamente el equilibrio líquido – vapor. Generalmente se trabaja a la menor presión posible, y no se varía frecuentemente.

 Temperatura de cabeza: es la temperatura en la zona superior de la columna. Se controla con el reflujo de cabeza, éste proviene de parte de los vapores de cabeza de la fraccionadora, que son retornados a la torre luego de ser enfriados. Al ponerse en contacto con los vapores ascendentes calientes se produce un equilibrio líquido – vapor.

 Temperatura del Corte: es la temperatura a la cual se realiza la extracción lateral de un Corte lubricante. Esta temperatura es controlada con el reflujo de cabeza y los reflujos circulantes. Estos últimos tienen un efecto semejante al reflujo de cabeza y además precalientan el crudo de alimentación, recuperando energía.

 Inyección de vapor: el vapor de agua inyectado en los equipos disminuye la presión parcial de los hidrocarburos, estableciendo nuevos equilibrios vapor – líquido, lo cual favorece la vaporización de los componentes más volátiles.

Las variables que afectan al proceso, están dadas principalmente por las características de la alimentación y las condiciones de operación en la torre fraccionadora. El equilibrio líquido – vapor depende de parámetros termodinámicos de presión y temperatura del sistema.

4.2.3 Descripción general de la unidad

El proceso básicamente consiste en vaporizar los hidrocarburos del crudo reducido y luego condensarlos en Cortes definidos, modificando la temperatura a lo largo de la torre fraccionadora.

Antes de ingresar el crudo reducido a la torre de destilación a vacío, este debe transitar por una sección de intercambio. La carga que proviene desde la unidad de destilación atmosférica, se bombea a través de un tren de intercambio térmico donde recibe calor de un horno desde donde pasa a la torre fraccionadora. A la salida de transferencia del horno la temperatura es de 385 –390° C. Con esta temperatura se incrementa la vaporización, sin riesgo de craqueo.

Figura 10: Diagrama de la unidad de vacío.

Para la generación de vapor se utiliza agua clarificada de usina que se recibe a una presión de 40 atmosferas y una temperatura de 105° C, la misma se almacena en acumuladores donde luego del intercambio con fondo de vacío se genera vapor de baja presión. El vapor de media presión se genera en el alambique, una bomba aspira el agua del acumulador y mantiene una circulación a través del mismo

regulándose el caudal mediante un controlador de flujo. El vapor de media generado se sobrecalienta y descarga a la línea general de vapor de media.

Los encargados de la generación del vacío utilizado en la destilación, son los eyectores, los cuales trabajan con vapor de media presión.

Como se menciona anteriormente la torre fraccionadora es donde se logra la separación de los distintos Cortes. El crudo reducido ingresa por la zona de alimentación, produciéndose una vaporización instantánea debido a la caída brusca de presión. Como consecuencia de esto se obtiene:

 Productos de cabeza.

 Cortes laterales de distintos tipos.

 Producto de fondo. Productos de cabeza

Por la parte superior o cabeza sale una mezcla de vapores de hidrocarburos (gas oíl liviano), vapor de agua y gases incondensables. Estos productos salen por cabeza aproximadamente a 95/100° C en estado gaseoso se enfrían violentamente en dos condensadores, con agua a 30° C. La condensación de una parte de estos gases produce una brusca reducción de volumen que genera parte del vacío, el producto condensado pasa al acumulador, allí tanto lo condensado como el resto de los gases son separados en agua, hidrocarburos líquidos y gases.

El agua se deriva a las plantas tratadoras de aguas agria; el gas oíl barométrico se deriva a la carga de la unidad de Topping, y los gases incondensables se queman en el horno aspirados por eyectores (con gas natural).

Cortes laterales

En sucesivas extracciones laterales y en orden descendente (punto final2 creciente) se separan distintos Cortes de petróleo:

 Corte tipo 1: este Corte extraído de la torre a una temperatura de 170° C. Mediante un previo enfriamiento a 70° C, se utiliza como reflujo de cabeza; el excedente se envía como producción de Gas Oíl Liviano (GOL) o como carga a catalítico.

 Corte tipo 2: obtenido a una temperatura de 230° C. Previo enfriamiento a 67° C, se utiliza como reflujo circulante, en caso de tener que evacuar una parte este pasa por un intercambiador donde enfría con agua y es enviado como carga a catalítico.

2

Punto final: Es la mayor temperatura alcanzada por los componentes de una mezcla cuando finaliza la ebullición (toda la fracción líquida posible de destilar pasa a fase vapor).

 Corte tipo 3: este Corte es extraído a una temperatura de 305° C. Esta corriente enfría en un intercambiador con agua y se envía a tanque de almacenaje o también se separa para ser utilizado como carga a catalítico.

 Corte tipo 4: se extrae a una temperatura de 320° C. Esta corriente enfría con agua en un intercambiador para ser enviado a tanque de almacenaje para posterior tratamiento pudiendo además enviarse como carga a catalítico.

 Corte tipo 5: es extraído por debajo de la zona flash, a una temperatura de 350°C. Una parte de este se envía como carga a catalítico.

Producto de fondo

Por el fondo de la columna se extrae a una temperatura aproximadamente de 360° C el residuo de la destilación, el cual es llamado fondo de vacío, formado por una mezcla de hidrocarburos pesados que constituyen la carga de:

 la unidad de desafaltado con propano, en caso de tratarse de una destilación al vacío lubricante

 la unidad de cracking catalítico, en caso de haber sido tratados en una destilación al vacío de conversión.

Mientras que el excedente es utilizado para precalentar la carga en las torres.

En la siguiente tabla se especifica el porcentaje de destilado obtenido a partir del producto de alimentación, según los distintos Cortes:

Producto % Destilado Producto de cabeza 1 – 15% Corte tipo 1 10 – 14% Corte tipo 2 8% Corte tipo 3 8% Corte tipo 4 15% Corte tipo 5 5% Residuo de fondo 50%

Tabla 1: porcentaje de destilado de los distintos cortes.

Condiciones básicas de operación

Las condiciones básicas de operación en la columna de fraccionamiento son:

Variable Valor

Temperatura de transferencia 390° C Temperatura zona flash 375° C Temperatura cabeza de torre 85° C Temperatura fondo de torre 350° C Presión cabeza de torre 4 mmHg Presión fondo de torre 0.77 mmHg

Figura 11: Perfil de temperatura de la torre de destilación en vacío.

5. Cracking

5.1 Cracking térmico retardado

El proceso de cracking térmico retardado se encarga de romper las cadenas de hidrocarburos de alto peso molecular, por acción de temperatura y tiempo de residencia. Las reacciones producen coque que se acumula en las cámaras de reacción y es extraído en forma cíclica cada 24 horas. La carga proviene del Fondo de Vacío y se calienta a 490 °C

5.1.1 Descripción del proceso

La carga proviene del vacío (fondo) a 310 °C, y se calienta luego hasta 490 °C en los hornos para ingresar a las cámaras por la parte inferior. Los livianos, en estado gaseoso, salen por cabeza ingresando en la fraccionadora. Aquí los gases sufren condensaciones parciales y se fraccionan obteniendo:

Figura 12: Productos del cracking térmico retardado.

5.1.2 Reacciones de cracking térmico

Las reacciones que tienen lugar en el cracking térmico se pueden clasificar en:

 Reacciones primarias: se producen rupturas de largas moléculas obteniendo parafinas, olefinas, ciclo olefinas y aromáticos.

 Reacciones secundarias: son de polimerización y condensación, y producen coke (necesitan mayor tiempo de residencia).

La reacción es endotérmica. Los gases que salen por tope de la cámara reciben una inyección de gas oíl antes de ingresar a la fraccionadora para detener el craqueo.

Figura 13: Productos del cracking térmico retardado

La unidad se compone de módulos: un horno y dos cámaras de reacción. Cada ciclo dura 24 hs. Se produce la reacción en la cámara A, la cual se va llenando de carbón. Luego se cambia a la cámara B. La cámara A se enfría con agua, se drena, vaporiza, abre, y se extrae el carbón utilizando corte hidráulico a

GAS RESIDUAL CARGA LIQUIDA NAFTA LIVIANA

NAFTA PESADA GAS OIL LIVIANO

GAS OIL PESADO

CRUDO REDUCIDO HORNOS

alta presión (agua a 150 Kg/cm2). Luego se cierra la cámara y su prueba su hermeticidad con vapor, antes de reiniciar el ciclo. Toda la operación dura alrededor de 20 horas.

Cada 10 ó 12 meses se deben limpiar los hornos con vapor y aire (decoquizado).

5.2 Cracking catalítico

El cracking catalítico es un proceso en el cual un catalizador en forma de microesferas craquea moléculas pesadas de hidrocarburo cuyo punto de ebullición es igual o superior a los 315ºC a hidrocarburos livianos de cadena corta cuyo punto de ebullición se encuentra por debajo de los 221ºC. Su finalidad no es otra que la de obtener la mayor cantidad de hidrocarburos livianos de gran aprecio para la industria, la mayoría de las cargas a las unidades de ruptura catalítica la constituyen gasóleos, aceites pesados como el DMOH y el DMO (Aceite demetalizado hidrogenado y Aceite Demetalizado, respectivamente.)

El cracking produce naftas de muy alta calidad. Las naftas de menor grado que se obtienen por destilación también pueden mejorarse por el proceso de reformación. Mediante este proceso, se modifica la estructura molecular por calentamiento bajo presión generalmente en presencia de un catalizador.

Figura 14: Esquema de reactor de cracking catalítico.

Una de las características que diferencian el proceso de cracking catalítico de otros procesos catalíticos de refinería es que el catalizador no se sitúa en un lecho fijo, sino que se encuentra fluidizado, es decir, suspendido en un gas de proceso y en continua circulación en la unidad.

HORNOS REGENERADOR REACTOR CALDERA FRACCIONADORA COMPRESOR CARGA VAPOR FUEL GAS C3 / C4 NAFTA LIVIANA NAFTA PESADA

GAS OIL LIVIANO

GAS OIL PESADO

GAS OIL DECANTADO

AIRE 700 °C 780 g/cm2 520°C 980 g/cm2 540°C 510°C

En sus comienzos, fue diseñado como un producto para maximizar la producción de gasolina de alto octano, aunque en la actualidad, debido a los avances en desarrollo de nuevos catalizadores, modificación de condiciones de operación y de proceso, se puede operar la unidad en otras modalidades de producción (máximo LPG y máximos destilados medios).

5.2.1 Catalizador

Un catalizador es una sustancia química, simple o compuesta, que modifica la velocidad de una reacción química, interviniendo en ella pero sin llegar a formar parte de los productos resultantes de la misma. Los catalizadores se caracterizan con arreglo a las dos variables principales que los definen: la fase activa y la selectividad. La actividad y la selectividad, e incluso la vida misma del catalizador, depende directamente de la fase activa utilizada, por lo que se distinguen dos grandes subgrupos: los elementos y compuestos con propiedades de conductores electrónicos y los compuestos que carecen de electrones libres y son, por lo tanto, aislantes o dieléctricos. La mayoría de los catalizadores sólidos son los metales o los óxidos, sulfuros y haloideos de elementos metálicos y de semimetálicos como los elementos boro aluminio, y silicio. Los catalizadores gaseosos y líquidos se usan usualmente en su forma pura o en la combinación con solventes o transportadores apropiados; los catalizadores sólidos se dispersan usualmente en otras sustancias conocidas como apoyos de catalizador.

Un catalizador en disolución con los reactivos, o en la misma fase que ellos, se llaman catalizador homogéneo. El catalizador se combina con uno de los reactivos formando un compuesto intermedio que reacciona con el otro más fácilmente. Sin embargo, el catalizador no influye en el equilibrio de la reacción, porque la descomposición de los productos en los reactivos es acelerada en un grado similar. Un catalizador que está en una fase distinta de los reactivos se denomina catalizador heterogéneo o de contacto. Los catalizadores de contacto son materiales capaces de adsorber moléculas de gases o líquidos en sus superficies.

Existen ciertas sustancias llamadas promotoras, que no tienen capacidad catalítica en sí, pero aumentan la eficacia de los catalizadores.

Por otra parte, los materiales que reducen la eficacia de un catalizador se denominan venenos. Los compuestos de plomo reducen la capacidad del platino para actuar como catalizador; por tanto, un automóvil equipado con un catalizador para controlar la emisión de gases necesita gasolina sin plomo. Uso industrial

Los catalizadores poseen gran importancia en los procesos industriales. El craqueo ha llegado a ser muy importante en las refinerías de petróleo como un medio de aumentar la producción de gasolina a expensas de productos más pesados y menos valiosos, como el queroseno y el petróleo combustible. Los procesos catalíticos más conocidos, que han suplantado con mucho a los antiguos procesos

térmicos, son la técnica de lecho fluidizado y la de fluido catalítico, que usan polvos de gel de luminio-sílice como catalizadores. En el proceso de lecho fluidizado, se pasa el petróleo a través de un lecho estacionario de partículas sólidas; en el proceso de fluido catalítico, las partículas son móviles y están suspendidas en una corriente de vapores de petróleo a una temperatura de 450 ° a 540 °C, y a una presión de 2,4 atmósferas. Al tratar un compuesto no saturado con hidrógeno a la temperatura adecuada y en presencia de un catalizador, como por ejemplo níquel, platino o paladio finamente dividido, el enlace múltiple entre los átomos de carbono se rompe y a cada átomo de carbono se une un átomo de hidrógeno.

5.2.2 Descripción general del proceso

La alimentación se precalienta tomando calor de la corriente de reflujo circulante de fondos para, posteriormente, alcanzar la temperatura adecuada de reacción en el Horno de Carga (B-7101).

A la corriente de alimentación fresca se le adiciona la de gasoil pesado, que se recicla totalmente, antes de entrar al Reactor.

Reactor

La alimentación total al Reactor, procedente del Horno de Carga, se inyecta al fondo del Riser a través de unos orificios de inyección de diseño especial, donde también se añade vapor para atomización. El caudal total de vapor de atomización está controlado por un controlador del caudal situado en el colector principal, y se distribuye uniformemente a cada punto de inyección mediante orificios de restricción.

Cuando la alimentación se pone en contacto con el catalizador caliente en el Riser, se produce la vaporización y el craqueo. Así se crea la fuerza impulsara que arrastra el catalizador hacia arriba, llegando al cuerpo principal del Reactor.

La conversión total se produce, fundamentalmente, en el Riser, con algunas reacciones menores de craqueo térmico en el área de los ciclones y en la línea de cabeza del Reactor.

Los vapores de hidrocarburos procedentes del Riser, pasan a través de una etapa de ciclones, donde se separa el catalizador arrastrado. Posteriormente se alimentan a la Fraccionadora, separándose los diferentes productos.

El catalizador gastado procedente del Riser, y el que se separa en la etapa de ciclones, fluye hacia la zona de "stripping" del Reactor. Aquí se pone en contacto, en contracorriente, con vapor de agua recalentado, a lo largo de unos "baffles". El vapor de “stripping” recupera los vapores de hidrocarburo que hubiera podido arrastrar el catalizador en su descenso.

El caudal de vapor de "stripping" se fija mediante un controlador de caudal, y se distribuye uniformemente a los diferentes puntos de entrada mediante orificios de restricción.

Regenerador

En el Regenerador se produce la combustión con aire del carbón depositado en el catalizador durante la reacción de craqueo.

La combustión se produce a alta temperatura para restaurar la actividad del catalizador. El aire de combustión se utiliza también como medio de fluidificación del lecho.

El aire de combustión se suministra desde el Compresor de Aire (J-7171), bajo control de caudal. La mayor parte de este aire se introduce al Regenerador por debajo de la parrilla, que ayuda a la uniforme distribución a lo largo del lecho. El resto, un 10% aproximadamente, se suministra bajo control de caudal y a través de un distribuidor al área de entrada de catalizador gastado al Regenerador. Esto proporciona una cantidad adicional de aire a la región en la que la concentración de carbón es más alta, obteniéndose una más uniforme relación aire/carbón a través de la fase densa de catalizador. Esto ayuda a minimizar el riesgo de postquemado (“afterburning”) en la “plenum chamber” y en la línea de humos del Regenerador, al combinarse una corriente rica en oxigeno con otra rica en monóxido de carbono.

La mayoría del calor liberado en la combustión del carbón y de los hidrocarburos, lo absorbe el catalizador. El catalizador regenerado caliente fluye al interior de un pozo que desemboca en la línea de transferencia de catalizador regenerado, por la que circula en dirección al Riser. Allí, entra en contacto con la alimentación vaporizándola y catalizando la reacción de craqueo.

Los humos resultantes de la regeneración del catalizador pasan a través de dos etapas internas de ciclones, donde se separan las partículas de catalizador arrastradas que retornan al lecho del Regenerador. Posteriormente, se enfrían cediendo calor para generación de vapor de alta presión. Finalmente se hacen pasar por una tercera etapa de ciclones, donde se separan las partículas más finas de catalizador aún arrastradas.

La presión diferencial existente entre el Reactor y el Regenerador está controlada por la apertura de las válvulas de atajadera (“slide”) situadas en la línea de humos (PdCV-7102 A/B). La presión del Regenerador está siempre controlada relativamente a la del Reactor.

Esta presión diferencial entre Reactor y Regenerador, afecta a la circulación de catalizador, y debe ser el control primario del caudal de circulación.

Se deberá operar el Regenerador a alta temperatura (718°C) para conseguir un bajo nivel de carbón en el catalizador regenerado (aproximadamente un 0.05% en peso). También debe operarse de tal forma

que se consiga la completa combustión del monóxido de carbono (CO), alcanzándose concentraciones menores de 50 ppm en los humos

La combustión completa de CO se alcanza manteniendo un exceso de oxígeno en los humos del 0.5 : 1.5%, aproximadamente. Teniendo este exceso de oxígeno, se asegura también el bajo nivel de carbón deseado en el catalizador regenerado. Esto crea también una operación de regeneración muy estable, ya que, aunque una variación del exceso de aire puede producir un aumento de la producción del coque, se necesitarla un gran cambio en esta producción para desequilibrar el balance de carbón. De la misma forma, con bajas concentraciones de CO en los humos, un incremento del exceso de oxígeno no debe producir el fenómeno de postquemado.

Circulación de Catalizador

La circulación de catalizador es resultado de la presión diferencial creada por las diferentes densidades del catalizador en las líneas de transferencia y en el Riser.

Se introduce un pequeño caudal de vapor de fluidificación a las líneas de transferencia de catalizador, justo lo suficiente para compensar el efecto de compresión y mantener una densidad constante.

En el Riser se produce una mayor fluidificación, debida a los productos de la reacción o al vapor de emergencia, resultando una menor densidad del lecho y, consecuentemente, una menor altura estática. La diferencia de presión entre el fondo del "standpipe" y el fondo del Riser causa la circulación de catalizador desde el primero hacia el segundo. El caudal de circulación de catalizador depende de la diferencia de presión y del área transversal de paso del mismo.

La altura estática de catalizador por encima de la válvula de atajadera (“slide”), junto con la presión en el Reactor, son las productoras de la fuerza impulsora que permite la circulación del catalizador gastado desde el Reactor, a través de la válvula atajadera y de la línea de transferencia, hasta el Regenerador. El caudal de circulación de catalizador gastado se puede aumentar incrementando la fuerza impulsora. Por ejemplo, reduciendo la presión relativa del Regenerador respecto de la del Reactor, o aumentado el nivel de catalizador por encima de la válvula atajadera.

Alternativamente, se puede aumentar el caudal de circulación de catalizador gastado abriendo las válvulas de atajadera, o lo que es lo mismo, reduciendo las restricciones.

El caudal de circulación de catalizador se ve también afectado por los cambios en la fluidificación que hacen variar la fuerza impulsora (presión diferencial).

La circulación de catalizador también está afectada por el peso total de catalizador en la Unidad (excluido el almacenado en las tolvas).

Un aumento del peso de catalizador, aumenta la circulación de catalizador, y una disminución produce el efecto contrario.

El tamaño de la partícula de catalizador también afecta al caudal de circulación, ya que tiene influencia sobre el modo en el que se fluidiza. Si el catalizador llega a estar demasiado apelmazado, se dificulta la fluidización, llegándose a tener una circulación de catalizador turbulenta y poco uniforme..

En resumen, la circulación de catalizador se puede variar ajustando un amplio abanico de parámetros. Sin embargo, el control más efectivo se alcanza ajustando la diferencia de presión entre Reactor y Regenerador, o ajustando el área de paso de la válvula de atajadera ("slide") de la línea de transferencia de catalizador gastado.

Sección de fraccionamiento

Los vapores de hidrocarburo procedentes de la sección de reacción, se alimentan a la columna Fraccionadora, donde se separan los diferentes productos.

Asimismo, se extrae de esta columna una corriente de gasoil para absorción ("Lean Sponge Oil"), que se retorna a la misma una vez absorbidos los productos más ligeros.

 Un reflujo circulante de fondo.

 Un reflujo circulante de gasoil pesado.

 Un reflujo circulante de gasoil ligero.

El aceite decantado, producto de fondos de la Fraccionadora, se enfría cediendo calor en el precalentamiento de agua de alimentación a calderas. Finalmente, se termina de enfriar si su destino es tancaje, o se mantiene sin enfriar si se va a alimentar a otra Unidad.

El gasoil pesado extraído de la Fraccionadora se recicla totalmente, uniéndose a la alimentación al Reactor.

El gasoil ligero extraído de la Fraccionadora se alimenta a un Stripper lateral donde se ajustan sus propiedades

La columna Fraccionadora se ha diseñado para la posibilidad de una extracción lateral de nafta pesada. Sección de Recuperación de Gases

La corriente de vapor procedente de la primera etapa del Compresor de Gases, se combina con la corriente gaseosa procedente de la Unidad existente de Reformado Catalítico de Nafta (baja presión). La corriente de vapor procedente de la segunda etapa del Compresor de Gases se combina con las siguientes corrientes después de la segunda etapa de compresión:

 Corriente líquida procedente de la Unidad de Craqueo Catalítico existente.

 Corriente de nafta rica en C3/C4 procedente del fondo del Absorbedor Primario.

 Corriente de vapor procedente de la cabeza del Stripper.

 Corriente de vapor procedente de la Unidad de Reformado Catalítico de Nafta (alta presión).

 Esta mezcla, una vez enfriada, se separa en una fracción líquida y en una de vapor.

La fracción líquida se alimenta al Stripper, donde se la despoja de las fracciones más ligeras..

La fracción gaseosa se envía al Absorbedor Primario, donde se pone en contacto con una corriente de nafta para que absorba la fracción C3/C4.

Esta corriente de nafta utilizada como absorbente, está a su vez constituida por dos corrientes:

 Corriente de nafta sin estabilizar procedente de la condensación en cabeza de la Fraccionadora.

 Corriente de nafta estabilizada procedente de la columna Desbutanizadora.

La corriente gaseosa procedente del Absorbedor Primario, se alimenta al Absorbedor Secundario, donde se pone en contacto con el gasoil absorbente ("Lean Sponge Oil") procedente de la columna Fraccionadora. De esta manera se recupera la nafta que el vapor hubiera podido arrastrar en el Absorbedor Primario.

La corriente gaseosa procedente del Absorbedor Secundario, se envía a la Unidad de Absorción con Aminas para su purificación.

Generación y Recalentamiento de Vapor

En la unidad de FCC se aprovecha el calor residual de algunas corrientes de proceso para la generación de vapor de agua.

Las cantidades generadas de vapor de alta presión son muy importantes, por lo que la Unidad de FCC dispone de un Horno de Recalentamiento de Vapor (B-7102) para alcanzar los niveles de temperatura adecuados a las redes de distribución de vapor de la Refinería.

6. Hornos

6.1 Descripción general

Se define un horno de proceso de hidrocarburos como un equipo construido con un cerramiento metálico revestido interiormente de una capa refractaria-aislante, dentro del cual se dispone un serpentín tubular por el que circula el producto a ser calentado y/o vaporizado e incluye una cantidad de elementos por medio de los cuales el calor que se libera del combustible pasa de la masa de gases