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PEMEX REFINACIÓN INDUCCIÓN AL SISTEMA DE REFINACIÓN

Julio 2011 Revisión 1 1

Inducción al Sistema de Refinación

CONTENIDO PAGINA 1. INTRODUCCIÓN AL SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN………………..……….

3

OBJETIVO INSTRUCCIONAL………………………………………………………………

5

1.1 QUÍMICA DEL PETRÓLEO…………………...………………………………………..

6

1.1.1 Origen geológico del petróleo………………………………………………….

6

1.1.2 Naturaleza del petróleo crudo………………………………………………….

7

1.1.3 Composición química y propiedades del petróleo………………………….

7

1.1.4 Tipos y características del petróleo…………………………………………...

8

1.1.5 Instalaciones petroleras………………………………………………………...

9

1.1.6 Contaminantes del petróleo y efectos en los procesos…………………….

10

1.2 ANTECEDENTES DE LA REFINACIÓN EN MÉXICO……………………………..

13

1.2.1 La industria petrolera en México después de la expropiación……………..

13

1.3 CONFIGURACIÓN DE UNA REFINERÍA……………………………………………

16

1.3.1 Productos de una refinería……………………………………………………..

16

1.3.2 Especificaciones de productos………………………………………………...

22

1.4 PROCESOS DE REFINACIÓN DEL PETRÓLEO…………………………………..

39

1.4.1 Pozos productores de petróleo………………………………………………..

39

1.4.2 Procesos de refinación…………………………………………………………

47

ANEXO I. Significado de las pruebas……………………………………………………..

60

ANEXO II. Diagramas de flujo de proceso………………………….…………………….

71

BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………………..

110

2

Inducción al Sistema de Refinación

INTRODUCCIÓN Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime”

Figura 1.1 Características del estado de Oaxaca

La formación de Ingenieros de nuevo ingreso, hace que nazca la preocupación por proporcionar un material de apoyo para que el personal técnico operativo adquiera y alcance los conocimientos básicos sobre la industria del petróleo; para nuestro caso concretamente, sobre refinación, las plantas de proceso que la forman, y sus interrelaciones. Se presenta un breve bosquejo acerca de lo que es refinación, las plantas que conforman la refinería, así como los productos que se obtienen: destilados ligeros y destilados intermedios principalmente, además de las especificaciones de los principales productos; gas natural, gas LP, gasolina magna y Premium, turbosina, diesel y combustóleo. Se incluye además en este tema un diagrama de bloques de cómo están conformadas cada una de las seis refinerías del país. Como cumplimiento a este tema; se presenta un diagrama simplificado y se hace una breve descripción sobre los procesos de refinación.

3

Inducción al Sistema de Refinación SUMINISTRO DE CRUDO

Figura 1.2 Suministro del crudo hacia la Refinería

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL ÁREA DE INFLUENCIA

Figura 1.3 Zonas de Influencia

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Inducción al Sistema de Refinación

OBJETIVO INSTRUCCIONAL.

Describir los conceptos sobre: La industria del petróleo, el aceite crudo como materia prima, su refinación, los productos obtenidos, así como las plantas y procesos interrelacionados en la refinería, además de la estructura que conforma a cada una de las seis refinerías del país.

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Inducción al Sistema de Refinación

1.1 QUÍMICA DEL PETRÓLEO. El petróleo es un líquido oleaginoso e inflamable, que consiste en una mezcla de hidrocarburos, y que se extrae de lechos geológicos continentales o marítimos. Del petróleo se dice que es el energético más importante en la historia de la humanidad; un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. Aunque se conoce de su existencia y utilización desde épocas milenarias, la historia del petróleo como elemento vital y factor estratégico de desarrollo es relativamente reciente, de menos de 200 años. La alta dependencia que el mundo tiene del petróleo y la inestabilidad que caracteriza el mercado internacional y los precios de este producto, han llevado a que se investiguen energéticos alternativos sin que hasta el momento se haya logrado una opción que realmente lo sustituya, aunque se han dado importantes pasos en ese sentido. El petróleo contiene tal diversidad de componentes que difícilmente se encuentran dos tipos idénticos. Además existen parámetros internacionales, como los del Instituto Americano del Petróleo (API) que diferencian sus calidades y por tanto, su valor. Así, entre más grados API tenga un petróleo, mejor es su calidad. 1.1.1

Origen geológico del petróleo.

El petróleo crudo está compuesto principalmente de hidrocarburos almacenados en formaciones rocosas de tipo arenoso o calcáreo, de edades geológicas (cretácico y jurásico). Aún se desconoce totalmente el proceso de formación que explique el origen del petróleo; sin embargo, se han venido acumulando información y datos que refuerzan las teorías científicas existentes y tratan de explicar dicho fenómeno. Existen dos principalmente, la de Formación Inorgánica y la de Formación Orgánica.

 Formación inorgánica. Esta teoría asume que la formación del petróleo es resultado de reacciones geoquímicas entre el agua, bióxido de carbono y otras sustancias inorgánicas como carburos y carbonatos metálicos con desprendimiento de carbón e hidrógeno, los cuales por fuerzas naturales (presión y temperatura) se unen para formar el petróleo.

 Formación orgánica. Es la más aceptada y describe que durante la era terciaria en el fondo de los mares se acumularon resto de peces, invertebrados y, probablemente, algas, quedando sepultados por la arena y las arcillas sedimentadas. Las descomposiciones provocadas por los microorganismos, acentuadas por altas presiones y elevadas temperaturas posteriores, dieron origen a los Hidrocarburos. Al comenzar la era cuaternaria los movimientos orogénicos convulsionaron la corteza terrestre y configuraron nuevas montañas, la Cordillera de los Andes entre ellas. 6

Inducción al Sistema de Refinación Los estratos sedimentarios se plegaron y el petróleo migró a través de las rocas porosas, como las areniscas, hasta ser detenidas por anticlinales -pliegues en forma de "A" mayúscula y por fallas que interrumpieron la continuidad de los estratos. El yacimiento no debe imaginarse como un gran "lago" subterráneo. El petróleo ocupa los intersticios de rocas sedimentarias muy porosas, acompañado habitualmente de gas natural y de agua salada.

1.1.2 Naturaleza del petróleo crudo. El petróleo es una mezcla de hidrocarburos de diversos tipos y sus proporciones varían según el pozo de donde proceda. Una composición típica aproximada en base a sus elementos es:

  

84 a 87 % Carbono a 13 % Hidrógeno a 4% Impurezas (azufre, nitrógeno, oxígeno, helio)

Al salir del pozo, el petróleo arrastra agua que lleva disueltos compuestos como cloruro de sodio, calcio y magnesio, esta agua debe ser eliminada antes de su procesamiento. El petróleo, al igual que el gas natural que le acompaña, es una fuente importante de múltiples productos orgánicos. Proporciona el combustible para los diversos tipos de motores de explosión y es materia prima para la obtención de casi el 90% de los compuestos orgánicos. El petróleo crudo carece de utilidad comercial, pero se pueden separar de él una serie de productos útiles por destilación, mediante la cual se obtiene una serie de fracciones que posteriormente son la base de la industria petroquímica.

1.1.3 Composición química y propiedades del petróleo. El análisis químico revela que el petróleo está casi exclusivamente constituido por Hidrocarburos, compuestos formados por dos elementos: Carbono e Hidrógeno. Esta simplicidad es aparente porque, como el petróleo es una mezcla y no una sustancia pura, el número de Hidrocarburos presentes y sus respectivas proporciones varían dentro de límites muy amplios. Es químicamente incorrecto referirse al petróleo, en singular; existen muchos tipos de petróleos, cada uno con su composición química y sus propiedades características.

1. Son líquidos insolubles en agua y de menor densidad que ella. Dicha densidad está comprendida entre 0.75 y 0.95 g/ml. 2. Sus colores varían del amarillo parduzco hasta el negro. 3. Algunas variedades son extremadamente viscosas mientras que otras son bastantes fluidas. Es habitual clasificar a los petróleos dentro de tres grandes tipos considerando sus atributos específicos y los subproductos que suministran:

 Petróleos asfáltenicos: Negros, viscosos y de elevada densidad: 0.95 g/ml. En la destilación primaria producen poca nafta y abundante fuel-oil (combustóleo), quedando asfalto como residuo. 7

Inducción al Sistema de Refinación

 Petróleos parafínicos: De color claro, fluidos y de baja densidad: 0.75-0.85 g/ml. Rinden más nafta que los asfáltenicos. Cuando se refina sus aceites lubricantes se separa parafina.

 Petróleos mixtos: Tienen características y rendimientos comprendidos entre las otras dos variedades principales. Aunque sin ser iguales entre sí. Como en otros combustibles los compuestos de azufre comunican mal olor al petróleo y sus derivados. Como generan dióxido de azufre (SO 2) en la combustión, contribuyen a la contaminación del ambiente. Los hidrocarburos que integran el petróleo son de distintos tipos, según su lugar de origen:

1. Petróleos americanos: Hidrocarburos de cadenas abiertas o alifáticas. 2. Petróleos de Pennsylvania: Hidrocarburos saturados (alcanos de No. de C = 1 a 40) 3. Petróleos de Canadá: Hidrocarburos no saturados. 4. Petróleos rusos: Hidrocarburos cíclicos, con 3, 4, 5, ó 6 átomos de carbono en cadena abierta o cerrada. 5. Petróleos mexicanos: Los petróleos mexicanos presentan características muy variadas según la región de origen, así se tienen crudos de base asfalténica en la zona de Pánuco, de base nafténica en la zona sur, de base parafinita, muy útiles para lubricantes y de base mixta en la zona de Poza Rica, Ver. Por tanto; la composición química del petróleo es muy variable hasta el punto de que los cuatro tipos fundamentales de hidrocarburos: parafinas (hidrocarburos saturados), naftenos (hidrocarburos cíclicos saturados o ciclo-alcanos), e hidrocarburos aromáticos, no solamente difieren de un yacimiento a otro, sino también las diversas sustancias que es preciso eliminar más o menos completamente: gas, azufre (que junto con el sulfhídrico, mercaptanos y tioalcoholes pueden alcanzar un 3%), agua más o menos salada, compuestos oxigenados y nitrogenados, indicios o vestigios de metales etc.

1.1.4 Tipos y características del petróleo. Son miles los compuestos químicos que constituyen el petróleo y entre muchas otras propiedades, estos compuestos se diferencian por su volatilidad dependiendo de la temperatura de ebullición. Al calentarse el petróleo, se evaporan preferentemente los compuestos ligeros (de estructura química sencilla y bajo peso molecular), de tal manera que conforme aumenta la temperatura, los componentes más pesados van incorporándose al vapor. Las curvas de destilación TBP (de inglés "True Boiling Point", temperatura de ebullición real) distinguen a los diferentes tipos de petróleo y definen los rendimientos que se pueden obtener de los productos por separación directa. Por ejemplo, mientras que en el crudo Istmo se obtiene un rendimiento directo de 26% volumétrico de gasolina, en el maya sólo se obtiene 15.7%.

8

Inducción al Sistema de Refinación La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su densidad en °API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo), que diferencia las calidades del crudo. 3

Aceite crudo

Densidad (g/cm )

Densidad °API

>1.0

39 39

Para exportación, en México se preparan tres variedades de petróleo crudo: Istmo. Ligero con densidad de 33.6 °API y 1.3% de azufre en peso Maya. Pesado con densidad de 22 °API y 3.3% de azufre en peso. Olmeca. Súper ligero con densidades de 39.3 °API y 0.77% de azufre en peso. Las principales características de los petróleos mexicanos se muestran en la siguiente tabla. Características

Olmeca

Istmo

Maya

Peso específico 20/4 °C

0.825

0.858

0.920

Grados API

39.3

33.6

22.0

Viscosidad, SSU a 15.6 °C

43.3

60

1288

Factor de caracterización K

12.00

11.85

11.63

Contenido de azufre (% peso)

0.77

1.3

3.3

Carbón ramsbottom (% peso)

1.62

3.92

10.57

Metales: vanadio

2.5

39.5

343.0

Gasolina (% vol.)

38.0

26.0

17

Destilados intermedios (% vol.)

33.7

32.0

28.0

Gasóleos (% vol.)

20.5

18.0

16.0

Residuo (% vol.)

5.4

23.0

38.0

1.1.5 Instalaciones petroleras. En la República Mexicana se extraen más de 13 tipos de petróleo crudo con diferentes características físico-químicas. Existen cuatro zonas productoras de petróleo; la norte, la centro, la sur y la marina, siendo las principales áreas productoras, al norte el Golfo de Sabinas y Burgos, al centro está conformada por Poza Rica y Papaloapan, la zona sur por el sur de Veracruz, Tabasco y 9

Inducción al Sistema de Refinación Chiapas, y la marina por la sonda de Campeche, además se cuenta con 364 campos en producción, 6 080 pozos en explotación, 199 plataformas marinas, 12 centros procesadores de gas, 20 endulzadoras de gas, 19 plantas criogénicas, una planta de absorción, 10 fraccionadoras, 6 endulzadoras de condensados, 14 recuperadoras de azufre, 6 refinerías, 8 complejos petroquímicos, 38 plantas petroquímicas, 21 terminales de distribución de gas licuado y 77 plantas de almacenamiento y centros de venta de productos petrolíferos .

Figura 1.4 Instalaciones petroleras

Por las características del petróleo para los procesos de refinación Nacional y de exportación se llevan a cabo mezclas de los diferentes tipos de crudos antes mencionados para atender a los centros consumidores con las especificaciones requeridas. Los petróleos vírgenes obtenidos son previamente estabilizados, es decir, se le eliminan la mayor cantidad de agua salada (deshidratación), y el gas asociado y posteriormente desalado para cumplir con las principales especificaciones como son el contenido de agua y sedimento, contenido de sal y su presión de vapor.

1.1.6 Contaminantes del petróleo y efectos en los procesos. En las refinerías del sistema PEMEX-Refinación, se procesan una gama de mezclas de petróleo crudo (19 tipos) con propiedades fisicoquímicas propias diferentes, que se clasifican como ligeros, intermedios y pesados, todos contienen materiales contaminantes 10

Inducción al Sistema de Refinación que como impurezas causan inestabilidad en los equipos de proceso y en las condiciones de operación, así como ensuciamiento y corrosión en los equipos.

1.1.6.1

Contaminantes del petróleo crudo.

La mayoría de estas impurezas se encuentran en el agua que viene asociada con el petróleo crudo, las arcillas y sedimentos como sólidos filtrables o suspendidos, vienen dispersos en el aceite. La remoción de los contaminantes (sales, agua y sedimento, sólidos suspendidos y metales), del petróleo crudo es esencial para mantener la capacidad de procesamiento con periodos ocupacionales más largos y tener mayor ahorro de energía, reducción de costos de mantenimiento en tiempo de paros, contribución al aseguramiento ecológico, optimización de las condiciones operativas y disminución de corrosión e incrustación, así como obtener un mejor costo beneficio al reducir el empleo de aditivos. Las impurezas del petróleo crudo se pueden clasificar en dos grupos: miscibles e inmiscibles. Solubles en aceite Sulfuros orgánicos Compuestos organometálicos

0.1-0.5 % como sulfuro 5-400 ppm (Ni, V, Fe, As)

Ácidos nafténicos

0.03-0.4 % (volumen)

Compuestos nitrogenados

0.05-15 % (volumen)

Asfáltenos

3-14 % (peso)

Parafinas

Variable según el tipo de crudo

Compuestos oxigenados Resinas, cresoles

Insolubles en aceite Salmuera Sales inorgánicas Sedimento Sólidos suspendidos

1.1.6.2

Rango de concentración

0-2.0 % como oxigeno Variable según el tipo de crudo

Rango de concentración 0.1-10 % (volumen) 10-100 LMB 0.01-1 % (volumen) 1-500 LMB

Efectos de los contaminantes en los proceso.

Cloruro. Fuente de corrosión en el domo de las unidades de crudo. La hidrólisis del cloruro de calcio y magnesio en el crudo desalado produce ácido clorhídrico y promueve el ensuciamiento en el intercambiador de calor por polimerización y degradación catalítica acelerada. Sulfatos. Fuente de ensuciamiento y corrosión en el domo de las unidades de crudo.

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Inducción al Sistema de Refinación Aluminio. Metal de bajo punto de fusión que puede envenenar los catalizadores de hidrotratamiento. Bario. Como el sulfato, promueve el ensuciamiento y es un veneno para la zeolita y los catalizadores de deshidrogenación e hidrotratamiento. Calcio. Como un carbonato, promueve el ensuciamiento en intercambiadores y es un veneno para la zeolita y los catalizadores de deshidrogenación e hidrotratamiento. Cobre. Cataliza la hidrogenación en hidrocarburos que promueven la formación de polímeros orgánicos y coque. Hierro. Catalizador débil de la hidrogenación en hidrocarburos, envenena los catalizadores por bloqueo de los poros y reduce el área superficial. Litio. Veneno de catalizadores de hidrotratamiento. Magnesio. Como cloruro, es la fuente del ácido clorhídrico hidrolizado del crudo que es fuerte veneno de catalizadores de hidrotratamiento. Como hidróxido, es una fuente de ensuciamiento de intercambiadores y hornos. Níquel. Similar al cobre pero más efectivo como catalizador de hidrogenación. Potasio. Similar al sodio y al magnesio. Sílice. Fuente inerte de ensuciamiento y abrasión en bombas, calentadores y líneas de transferencia. Sodio. Similar al calcio y magnesio, como contaminante con vanadio, en forma eutéctica, es una fuente de escoria y corrosión en los hogares de los hornos y calderas. Vanadio. Veneno de catalizadores de FCC, deshidrogenación e hidrotratamiento y fuente de escoria, que causa serios problemas en aceite combustible pesado. Arsénico. Serio veneno de catalizadores de hidrotratamiento y reformación que es destilable en torres atmosféricas. Los efectos de no eliminar los contaminantes se resumen en la siguiente tabla. El costo de un barril de crudo depende de los grados API y del contenido de contaminantes; un crudo ligero con 35 °API tiene mayor valor que otros más pesados, porque contienen alto contenido de ligeros (gasolina) y pocos contaminantes. Lo cual lo hace relativamente más fácil de procesar, en cambio un crudo pesado tiene menos valor comercial debido al poco contenido de ligeros y alto contenido de contaminantes como azufre y metales, lo cual lo hace más difícil de procesar, obteniendo de estos crudos un alto volumen de combustóleo que tiene menor valor comercial que las gasolinas.

12

Inducción al Sistema de Refinación

Efecto\Contaminante Disminución de carga. Corridas cortas. Ataque corrosivo. Gastos de mantenimiento Ensuciamiento.

Sal

Agua

Sedimento

x x x

x

x x

Problemas de efluentes. Productos fuera de especificación.

x

X

x

x x x

x x

x

x

x

x x

x x

x

x

x

Erosión de equipos. Consumo de energía. Envenenamiento de catalizadores. Control de corrosión y ensuciamiento. Descontrol de operación.

Sólidos suspendidos

x

x

x x

x

1.2 ANTECEDENTES DE LA REFINACIÓN EN MÉXICO. 1.2.1 La industria petrolera en México después de la expropiación. En los años cuarenta la industria petrolera inició el camino de su crecimiento al pasar de 51 millones de barriles producidos en 1940 a 86 millones en 1950 y la exportación en este último año sobrepasó los 12 millones de barriles. Este aumento productivo se debió a una labor intensa en la exploración, cuyo resultado más espectacular fue el descubrimiento (en 1952) de los primeros campos de la nueva faja de oro. Se construyeron las refinerías de Poza Rica, Salamanca, Ciudad Madero, la ampliación y modernización de las refinerías de Minatitlán y Atzcapozalco. También, en 1951, empezó el funcionamiento de una planta petroquímica básica en Poza Rica, con lo cual se iniciaba la industria petroquímica en México. Entre 1964 y 1970, se impulsaron las actividades exploratorias y la perforación, descubriéndose el campo Reforma, en los límites de Chiapas y Tabasco, y el campo Arenque, en el Golfo de México y en 1965, se creó el Instituto Mexicano del Petróleo. En 1972, se perforaron los pozos Cactus 1 y Sitio Grande 1, en el Estado de Chiapas, lo que constituyó el hallazgo de mayor importancia en esa época. La productividad de los pozos de la zona sureste conocida como el Mesozoico Chiapas-Tabasco hizo posible la reanudación de las exportaciones petroleras de México en 1974. Así, en 1976, las reservas de hidrocarburos ascendieron a siete mil millones de barriles, la producción a 469 millones de barriles anuales y las exportaciones de crudo a 34 millones y medio de barriles anuales. En los años setenta, se da un impulso importante a la refinación, al entrar en operación las refinerías "Miguel Hidalgo", en Tula, Hgo.; "Ing. Héctor Lara Sosa", en Cadereyta, N I . , así como la "Ing. Antonio Dovalí Jaime", en Salina Cruz, Oax. A partir de 1976, se impulsó una mayor actividad en todas las áreas de la industria, ante la estrategia política de dar un gran salto en la producción petrolera y en las reservas de 13

Inducción al Sistema de Refinación hidrocarburos, por lo que el petróleo se convirtió en la principal fuente de divisas del país, representando el 75 por ciento de sus exportaciones. El aumento productivo se debió al descubrimiento de los campos de la Sonda de Campeche, considerada hasta la fecha como la provincia petrolera más importante del país y una de las más grandes del mundo. En la década de los ochenta, la estrategia de la industria petrolera nacional fue la de consolidar la planta productiva mediante el crecimiento, particularmente en el área industrial, con la ampliación de la capacidad productiva en refinación y petroquímica. A partir de 1990, se inició un programa de inversiones financiado por el Eximbank y el Overseas Economic Cooperation Fund de Japón denominado "Paquete Ecológico", que comprendió la construcción de un total de 28 plantas de proceso en el sistema nacional de refinación, el cual fue terminado en 1997 y cuyos objetivos fueron mejorar la calidad de las gasolinas, reducir el contenido de azufre en el diesel y convertir combustóleo en combustibles automotrices, así como elevar las características de los residuales, a fin de cumplir con las normas ambientales adoptadas por el Gobierno de México. En julio de 1992, el Congreso de la Unión aprobó la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios. Esta ley establece la creación de los siguientes organismos descentralizados subsidiarios de carácter técnico, industrial y comercial, cada uno de ellos con personalidad jurídica y patrimonio propios: PEMEX Exploración y Producción, PEMEX Refinación, PEMEX Gas y Petroquímica Básica y PEMEX Petroquímica, bajo la conducción central del Corporativo PEMEX. A partir de esta reestructuración administrativa de PEMEX, se llevó a cabo una transformación profunda de la empresa para maximizar el valor económico de las operaciones y para planear y ejecutar proyectos de inversión con mayor solidez y rentabilidad. De esta manera, en los años 1995 y 1996 se fortalecieron los programas operativos de PEMEX para mantener la producción de hidrocarburos y aumentar la elaboración y distribución de productos petrolíferos de mayor calidad, principalmente gasolinas Pemex Magna y Pemex Premium, así como Pemex Diesel a nivel nacional. El año de 1997 marcó el inicio de una nueva fase de expansión de la industria petrolera mexicana, mediante la ejecución de importantes mega proyectos de gran envergadura para incrementar los volúmenes de producción de crudo y gas y mejorar la calidad de los combustibles. Por su importancia estratégica y económica, se iniciaron el "Proyecto Cantarell" para renovar, modernizar y ampliar la infraestructura de este complejo, con el fin de mantener la presión en este yacimiento, ubicado en la Sonda de Campeche, a través de la inyección de nitrógeno; el "Proyecto Cadereyta" orientado a la modernización y reconfiguración de la refinería "Ing. Héctor Lara Sosa", en el Estado de Nuevo León para construir 10 nuevas plantas de proceso y ampliar otras 10 existentes; y el "Proyecto Cuenca de Burgos" para aprovechar el enorme potencial gasífero de la región norte de Tamaulipas y obtener una producción adicional de gas natural de 450 mil a mil 500 millones de pies cúbicos por día en el año 2000.

14

Inducción al Sistema de Refinación

Figura 1.5 SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN

Figura 1.6 RED DE DUCTOS PEMEX

15

Inducción al Sistema de Refinación Durante el año 2000, se establecieron las bases para el diseño del Plan Estratégico 20012010, en el cual se proponen las estrategias operativas para maximizar el valor económico de las actividades operativas de PEMEX, la modernización de su administración para generar ahorros, así como los cambios necesarios en la relación con el Gobierno Federal, tales como un nuevo tratamiento fiscal, una nueva regulación basada en el desempeño y un control administrativo moderno de acuerdo a resultados. A partir del mes de diciembre de 2000, se inició una nueva era en la industria petrolera mexicana con la implantación de estrategias orientadas a buscar un crecimiento dinámico de Petróleos Mexicanos, mediante la ejecución de importantes proyectos dirigidos a la producción de crudo ligero, a la aceleración de la reconfiguración de las refinerías, al mejoramiento de la calidad de los productos, a la optimización de la exploración para gas no asociado y a la integración de alianzas con la iniciativa privada para revitalizar y fomentar a la industria petroquímica.

1.3 CONFIGURACIÓN DE UNA REFINERÍA. Una refinería es un conjunto de instalaciones, constituida principalmente por plantas industriales de procesos en donde se transforma el petróleo crudo en productos útiles y valiosos que son muy importantes en nuestra vida diaria y que se utilizan principalmente como combustibles automotrices, para la aviación e industriales. Además de las plantas industriales de procesos, las refinerías cuentan con instalaciones adicionales que sirven de apoyo para su eficiente operación, como son:  Oficinas técnico-administrativas.  Almacenamiento de hidrocarburos y de materias primas.  Plantas:  De tratamiento de agua.  Generadoras de energía eléctrica.  Generadoras de vapor.  Talleres de mantenimiento.  Laboratorios.

 Seguridad industrial.  Protección ambiental.  Servicios médicos

16

Inducción al Sistema de Refinación 1.3.1 Productos de una refinería. En el esquema siguiente se muestran los principales productos de una refinería.

Propileno Isobutano LPG Pemex-magna

Crudo Maya Crudo Istmo Gas natural

REFINERíA

Pemex-premium Nafta primaria Turbosina Gas nafta Pemex diesel Diesel amargo Gasóleo Azufre Combustóleo Coque

Figura 1.7 PRINCIPALES PRODUCTOS DE UNA REFINERÍA

En la industria de la refinación es común denominar como destilados a las fracciones o productos que se separan del crudo, evaporándose por calentamiento (posteriormente se condensan); de esta forma, cuando se habla en forma general de destilados, se hace referencia a la gasolina, kerosina, turbosina y el diesel. Cuando se habla de destilados ligeros, se incluyen las gasolinas y los gases (metano, etano, propano y butano). Los intermedios incluyen la kerosina, la turbosina, y el gasóleo ligero (diesel). El residuo o "fondo de barril" es lo que queda del crudo después de extraerle los destilados. En las tablas siguientes se muestran las cantidades de crudo procesado y los productos obtenidos en las refinerías de PEMEX.

17

Inducción al Sistema de Refinación CAPACIDAD DE PROCESO DE REFINERÍAS (MILES DE BARRILES DIARIOS) PROCESO

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA DE CRUDO

1525

1525

1525

1559

1559

1540

1540

1540

1540

1540

1540

DESTILACIÓN AL VACIO

762

757

757

775

774

768

768

768

768

754

764

DESINTEGRACIÓN

368

368

368

375

375

396

396

375

375

381

381

REDUCCIÓN DE VISCOSIDAD

141

141

141

141

141

141

141

141

141

91

91

REFORMACIÓN DE NAFTAS

228

226

226

269

269

301

301

301

301

279

279

HIDRODESULFURACIÓ N

698

748

748

808

848

987

987

987

987

926

926

ALQUILACIÓN E ISOMERIZACIÓN

109

106

106

139

139

144

144

144

144

152

152

FRACCIONAMIENTO DE LÍQUIDOS

71

-

-

-

-

-

-

-

-

-

COQUIZACIÓN

-

-

-

-

-

100

100

100

100

100

-

Fuente. Anuario estadístico de PEMEX 2008.

17%

21%

12%

Cadereyta, Nuevo León Cuidad Madero, Tamaulipas Minatitlán, Veracruz Salamanca, Guanajuato Salina Cruz, Oaxaca Tula, Hidalgo

22% 13%

15%

Gráfica 1.1

Proceso de Crudo por Refinería, 2008

18

Inducción al Sistema de Refinación PROCESO DE CRUDO Y ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS POR REFINERÍA (MILES DE BARRILES DIARIOS). Años

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Variación 2007/2006 (%)

Total Proceso

1227.4

1251.9

1245.4

1285.9

1303.4

Elaboración

1243.1

1261.6

1262.4

1327.5

1349.1

1284.4

1284.2

1269.9

-1.1

1324.8

1327.8

1312.4

-1.2

Cadereyta Proceso

125.8

200.4

196

209

212.8

194.6

207.2

210.2

1.5

Elaboración

120.7

204.6

206.7

227.5

220.1

199.4

214.6

218.5

1.8

Madero Proceso

149.3

105.9

108

141.2

145.3

141.9

149.3

141.4

-5.3

Elaboración

140.6

92.1

89.9

142.2

153.8

158.6

172.0

160.6

-6.6

Minatitlán Proceso Elaboración

172

177

169.6

176.6

167

162.6

168.6

170.1

0.9

177.4

181.9

175.8

178.2

174.7

176.4

173.1

173.8

0.4

Salamanca Proceso

186

185.7

Elaboración

189.5

185.1

185.4 186.3

185

198,6

197

196.4

187.6

-4.5

187.4

201.1

195

195.8

183.8

-6.1

290

271.5

-6.4

Salina Cruz Proceso

298.2

292.8

306.3

306.2

287.9

292.7

Elaboración

315.7

303.7

322.7

320.1

303.1

301.2

299.5

284.0

-5.2

Tula Proceso

296.2

290.3

280.1

267.8

291.9

295.6

272.7

288.9

6.0

Elaboración

299.2

294.2

281

272.1

296.4

294.2

272.9

291.8

6.9

19

Inducción al Sistema de Refinación ELABORACIÓN DE PRODUCTOS (MILES DE BARRILES DIARIOS). 2004

2005

2006

2007

Variación 2007/2006 (%)

1342.9

1361.2

1338.3

1329.7

1312.4

-1.3

31.3

33.8

28

30.6

25.4

26.6

4.9

390.2

398.2

445.2

466.7

455.1

456.2

456.4

0.0

27.9

22.4

16.4

10.5

3.9

4.8

7.5

4.5

-40.1

Pemex Magna 2

346

349.4

359.4

396.5

418.5

412

413.7

425.7

2.9

Pemex Premium

17.9

17.3

21.8

37.6

43.8

38.2

35

26.1

-27.4

Otras

1.2

1.2

0.7

0.6

0.4

0.1

0.1

0.1

-20.3

Turbosina

55.3

56.7

56.7

59.6

62.1

63.3

64.8

66.3

2.3

Otros querosenos

0.3

0.3

-

-

-

-

-

-

-

265.4

281.6

266.9

307.8

324.7

318.2

328.1

334.0

1.8

1.2

1.1

0.7

0.6

0

-

-

-

254.5

266.6

246.7

290.8

319.6

312.3

318.3

326.2

2.5

Otros

9.7

13.9

19.5

16.4

5.1

5.9

9.8

7.8

-20.1

Combustible industrial 3

2.4

-

-

-

-

-

-

-

-

Combustóleo

422.6

435.9

449.6

396.5

368

350.8

325.2

301.5

-7.3

Asfaltos

31.1

28.7

28.8

25.6

27.2

29.3

32.3

31.9

-1.1

Lubricantes

6

5.2

4.9

5.5

5.4

5.2

5.1

5.2

1.5

Parafinas

1.3

1.2

1

0.9

1

1.1

1.0

1.1

7.5

Gas seco

41.8

39

37.4

51.3

49.9

51.9

56.7

55.2

-2.6

Otros petrolíferos 4

1.9

0.6

1.1

16.7

28.2

32.8

34.8

34.2

-1.7

Petroquímicos (Mt)

768

712.8

690.6

894.8

1042.6

1048.2

1070.8

1121.2

4.7

Años

2000

2001

2002

2003

Petrolíferos

1245.9

1267.1

1275.9

Gas licuado

24.9

27.8

Gasolinas

393

Nova/Base 1

Diesel Desulfurado Pemex Diesel

-

Fuente. Anuario estadístico de PEMEX 2008. 1 A partir de 1998 se refiere a gasolina base. 2 Incluye transferencia de gasolina de La Cangrejera a la refinería de Minatitlán. 3 A partir de-1-998 corresponde a combustible industrial. 4 Incluye aeroflex 1-2, coque, gasóleo de vacío, extracto de furfural y fondos de alto vacío.

20

Inducción al Sistema de Refinación DIAGRAMA DE BLOQUES DE PROCESO

21

Inducción al Sistema de Refinación PRINCIPALES PRODUCTOS (Mbd)

Figura 1.8 Principales productos

1.3.2 Especificaciones de productos. Formulación y mezclado. La formulación y mezclado es el proceso de combinación de fracciones de hidrocarburos, aditivos y otros componentes para obtener productos finales con propiedades específicas. Descripción. La formulación es la mezcla física de un número de diferentes líquidos de hidrocarburos para obtener un producto final con ciertas características deseadas. Los productos pueden ser formulados en línea a través de un sistema de válvulas o formulación por baches en tanques y recipientes. La formulación en línea de gasolina, destilados intermedios y combustibles para avión se lleva a cabo por inyección de cantidades proporcionales de cada componente en la corriente principal donde unos mezcladores completan la mezcla. Los aditivos incluidos que son adicionados durante y/o después de la formulación proveen propiedades específicas no inherentes en hidrocarburos. Especificaciones de los productos de refinación. Las especificaciones son las series de propiedades o características que deben reunir los productos de un proceso de producción, éstos determinan su calidad. Las especificaciones se establecen en función de normas ambientales, seguridad y la funcionalidad, de tal forma que a los usuarios les permita evitar la contaminación ambiental, optimizar sus procesos, ofrecer a los consumidores finales productos de 22

Inducción al Sistema de Refinación calidad, etc. Algunos productos se obtienen directamente de los procesos y otros como resultado del mezclado (BLENDING) de varios productos. En ambos casos es de suma importancia el conocimiento o definición de las especificaciones, con el fin de ajustar los procesos o realizar el mezclado, de tal forma que cumplan estas especificaciones al menor costo posible. Los productos típicos de una refinería de PEMEX son: gas combustible, LPG, gasolina Magna y Premium, turbosina, diesel y combustóleo. Las especificaciones que PEMEX Refinación tiene para las gasolinas y el diesel, así como las especificaciones de todos los productos según la NOM-086-ECOL se muestran en las tablas siguientes. ESPECIFICACIONES DEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO (MEZCLA PROPANO-BUTANO) Propiedad

Unidad

Método

Especificación

Densidad relativa a 15,6 °C

60/60 °F

D-2598

Informar

Presión de vapor a 37.8C

kPa (Ib/pulg2)

D 1267

688 Min – 1379 Max 100 Min- 200 máximo

El 95% destila a:

°C

D 1837

2.0 máximo

Etano

% volumen

D 2163

2.0 máximo

Propano

% volumen

D 2163

Informar

% volumen

D 2163

Informar

% volumen

D 2163

% volumen

D 2163

n Butano + i Butano Pentano + pesados Olefinas totales

% volumen

Residuo de la evaporación Corrosión de placa de cobre, 1 hora a 37.8C

2.0 máximo Informar

D 2158

0.05 máximo

D 1838

estándar No. 1 máximo

Azufre total

Mg/Kg

D 2784

140 máximo

Agua libre

-

Visual

nada

El gas licuado del petróleo (GLP) es una mezcla de propanos y butanos principalmente, y tiene la siguiente composición: Componente

% Vol.

Propano

77

Propileno

2

Isobutano

7

Butano

12

Pentano

2

23

Inducción al Sistema de Refinación

ESPECIFICACIONES DEL GAS LICUADO DEL PROPILENO Propiedad

Unidad

Método

Especificación

Propileno

% volumen

D-2163

92.0 mínimo

Etano + Etileno + Ligeros

% volumen

D 2163

1.0 máximo

% volumen

D 2163

8.0 máximo

D 2163

0.2 máximo

Propano Butano + Butilenos + pesados Humedad Azufre total

% volumen Mg/Kg

Phillips 9515K

µg/g

D 2784

500 máximo 10 máximo

SIGNIFICADO DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO EN GASES LICUADOS DE ALTA PRESIÓN Y BAJA PRESIÓN Pruebas

Repetibilidad

Definición

Presión de vapor 2 lbs./in máx.

+ 1.5 + 1.0

95% destila a °C máx.

+ 0.6

Esta especificación asegura que el componente más pesado presente en el producto será el butano.

Azufre total ppm máx.

+4

Es importante que el contenido de azufre sea mínimo, pues ocasiona problemas de corrosión generalmente.

Corrosión 1 hr. a 37.8 °C máx.

-

Contenido de humedad ppm

-

Es una medida indirecta de la temperatura a la cual se inicia la temperatura de ebullición del gas licuado. Además la prueba deberá de terminarse, para poder trasportar, almacenar y manejar estos productos con seguridad.

La corrosión es una medida e los compuestos de azufre presentes en el gas licuado, sobre todo nos detectan la presencia de H2S, el cual es corrosivo en concentraciones tan bajas como 1 ppm.

La presencia de agua es causa de corrosión además el enfriamiento producido al expansionarse el gas, puede ocasionar que esta se congele con la consiguiente obstrucción de las tuberías.

24

Inducción al Sistema de Refinación ESPECIFICACIONES DE GASOLINA PEMEX MAGNA INTERIOR DEL PAÍS. Prueba

Unidades

Especificación

Método ASTM

Informar

Peso específico 20/4 °C

D 1298

Color

visual

Prueba Doctor

D 4952

Destilación

D 86

3

rojo Negativa

10 %

°C

D 86

70 máxima

50 %

°C

D 86

77/121

90 %

°C

D 86

190 máxima

Temperatura final de ebullición

°C

D 86

225 máxima

Residuo de la destilación

% volumen

D 86

2 máximo

Temperatura relación (V/L=20)

°C

D 5188

20

Presión de vapor Reid

lb/plg2

D 5191

7.8 - 9.0

D 5188

56 mínimo 1000 máximo

Relación vapor líquido Azufre Total

Mg/Kg

D 4294

Azufre mercaptánico

Mg/Kg

D 3227

20.0 máximo

D 130

Std 1 máximo

D 381

4.0 máxima

D 525

300 mínimo

No. de octano RON

D 2699

Informar

No. de octano MON

D 2700

82 mínimo

índice de octano (R + M) / 2

D 2699 D 2700

87 mínimo

Corrosión al Cu, 3H a 50 °C Goma lavada Periodo de inducción

mg/100 ml minutos

g/gal

D 3231

Aromáticos

% volumen

D 1319

Olefinas

% volumen

D 1319

Benceno

% volumen

Aditivo detergente dispersante

mg/L

Contenido de fósforo

D 5580 IMP-D-15

0.004 máximo Informar Informar 3.0 máximo 165 mínimo

25

Inducción al Sistema de Refinación ESPECIFICACIONES DE GASOLINA PEMEX PREMIUM INTERIOR DEL PAÍS. Prueba

Unidades Unidades

Método ASTM

Especificación

Peso específico 20/4 °C Color

D 1298 visual

Informar Sin anilina

Prueba Doctor

D 4952

Negativa

Destilación

D 86

10% 50 %

°C °C

D 86 D 86

70 máxima 77/121

90 %

°C

D 86

190 máxima

Temperatura final de ebullición

°C

D 86

225 máxima

D 86

2 máximo

Residuo de la destilación Presión de vapor Reid

% volumen lb/plg

2

Temperatura a relación vapor/líquido

D 5191 D 5188

56 mínimo 80.0 máximo

Azufre Total

mg/Kg

D 5453

Azufre mercaptánico

mg/Kg

D 3227

Corrosión al Cu, 3H a 50 °C

7.8 - 9.0

20.0 máximo

D 130

Std 1 máximo

Goma lavada

mg/100 ml

D 381

4.0 máxima

Periodo de inducción

minutos

D 525

300 mínimo

No. de octano RON

D 2699

95.0 Min

No. de octano MON

D 2700

Informar

índice de octano (R + M) / 2

D 2699 D 2700

92 mínimo

Contenido de fósforo

g/gal

D 3231

Aromáticos

% volumen

D 1319

35.0 Máx.

Olefinas

% volumen

D 1319

15 Max.

Benceno

% volumen

D 5580

2.0 máximo

Oxígeno

% Peso

D 4815

2.7 Max.

Oxigenados (MTBE+TAME)

% Vol.

D 4815

Informar

Aditivo detergente dispersante

mg/L

IMP-D-15

0.004 máximo

165 mínimo

26

Inducción al Sistema de Refinación SIGNIFICADO DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO EN GASOLINAS Pruebas

Repetibilidad

Definición

Destilación 10% °C máx.

+2

50% °C máx.

+2

90% °C máx.

+2

TFE °C máx.

+2

Residuo de la destilación Corrosión al cobre 3 hrs. A 50 °C

Índice de octano min.

-

+ 0.7

Los compuestos contenidos en el 10% destilado facilitan el encendido en un motor de combustión interna; pero no deberán ser tan ligeros que se vaporicen en las líneas antes de llegar al carburador. Los compuestos contenidos entre el 10% y el 50% permiten un calentamiento y una aceleración rápida. Los compuestos contenidos entre el 50% y el 90% están relacionados con la potencia requerida; paro no se deberá rebasar la especificación, pues se favorecen con esto las diluciones en el aceite del Carter. Los compuestos que forman una gasolina no deberán ser demasiado pesados, es decir, su temperatura final de ebullición no deberá ser demasiada alta, este tipo de compuestos produce una carbonización excesiva. Valores más altos indican presencia de compuestos de alto punto de ebullición. Valores mayores indican presencia de compuestos de azufre generalmente corrosivos, y por lo tanto perjudícales a los motores en donde se usan estas gasolinas. Nos da idea del poder antidetonante de la gasolina, a valores menores de los especificados la detonación o cascabeleo aumenta, debido a cierto tipo de compuestos formados durante la oxidación de la gasolina, y que explotan espontáneamente antes de que el frente de flama originado al producirse la chispa en la bujía y encenderse los hidrocarburos más cercanos a ella les lleguen. Esta auto ignición es debida al aumento de presión y temperatura en los compuestos que aún no les llega la flama.

Destilación

Azufre total % máx.

+ 0.005

Goma preformada mgs/pit.

+ 2.3

Periodo de inducción min.

+ 12

Presión de vapor reid 2 lbs/in máx.

+ 0.2

Los compuestos de Azufre generalmente son corrosivos y además los óxidos de azufre formados en la combustión forman ácidos corrosivos, por esa razón es importante que los valores no sean mayores de los especificados, lo ideal en un producto, hasta cierto punto que este azufre corrosivo no existiera, sin embargo, la especificación esta en razón directa a la eficiencia de los procesos de purificación a que se someten las gasolinas. Las gomas son debidas a reacciones de oxidación en un producto, el valor especificado nos indica la cantidad de gomas presentes. Indica la oxidación que sufrirá en el almacenamiento, aproximadamente el número de horas en periodo de inducción es igual a los meces que se podrá almacenar, sin un aumento considerable en el contenido de gomas. En un motor es perjudicial que la presión exceda el limite, pues eso provocaría una vaporización excesiva en el tanque de la gasolina y en las líneas que la conducen, y además podría en caso extremo causar una explosión por exceso de presión, lo mismo que la presión es importante especificarla por razones de seguridad en el almacenamiento y transporte de estos productos.

27

Inducción al Sistema de Refinación

ESPECIFICACIONES DE PEMEX DIESEL INTERIOR DEL PAÍS Especificación

Método ASTM

Unidades

Prueba

Peso específico 20/4 °C

D 1298

Informar

Color ASTM

D1500

2.5 máximo

Destilación

D 86

3

Temperatura Inicial de ebullición

°C

D 86

Informar

10 %

°C

D86

275

50 %

°C

D 86

Informar

90 %

°C

D 86

345

Temperatura final de ebullición

°C

D 86

Informar

Temperatura de inflamación

°C

D 93

45 mínima

Temperatura de escurrimiento

°C

D 97

0 °C

Temperatura de nublamiento

°C

D 2500

Informar

D 976

48 mínimo

D 4294

500 máximo

D130

Std 1 máximo

Número de cetano o índice de cetano Azufré total

Mg/Kg

Corrosión al Cu, 3H a 50 °c Carbón Ramsbottom en 10% del residuo Agua y sedimento

%W

D 524

0.25 máximo

%V

D2709

0.05 máximo

Viscosidad cinemática a 40 °c

Mm2/s (Cst)

D 445

1.9 Min. - 4.1 Max.

Cenizas

%W

D 482

0.01 máximo

Aromáticos

% volumen

D1319 D5186

30 máximo

Lubricidad HFRR a 60°C

Micrones

D 6079

Informar

Hidrocarburos aromáticos polinucleares.

% Peso

D 5186

Informar

28

Inducción al Sistema de Refinación

SIGNIFICADO DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO EN DIESEL Y COMBUSTÓLEO Pruebas

Repetibilidad

Destilación TIE °C

±2

TFE °C .

±2

Corrosión 3 Hrs. 50 °C

-

Color ASTM M

±0.5

Índice de Cetano

±2

Viscosidad SSU a 37.9 °C . Temperatura de Inflamación Temperatura de Congelación °C

Definición Los compuestos contenidos en este rango de ebullición tienen un elevado color de combustión, lo cual se refleja en economía y potencia en el uso de este combustible, recomendado especialmente para cargas pesadas. Los compuestos ácidos o de Azufre contenidos en ese producto (Std 3) no causa problemas graves de corrosión, para el uso a que se van a destinar. El color nos da una idea del grado de oxidación del producto. Nos da idea de la calidad de ignición de un combustible, el número de Cetano requerido depende del diseño y tamaño de la máquina.

±2

La viscosidad es limitada por las características sistema de inyección en motores Diesel.

±2

Se especifica por razones transporte.

±3

El combustible usado en lugares fríos es necesario que no se congele en las líneas del motor, lo cual se traducirá en problemas de arranque.

Agua y Sedimento

-

Apariencia Visual

-

Carbón en 10% de residuo %

±0.04

Cenizas %

±0.04

Azufre % .

±0.04

en el

de seguridad en el manejo y

Es importante que no lleve agua por los problemas de corrosión que trae consigo y, además es necesario que no existan sedimentos que tapen los conductos por donde va a fluir el combustible. Nos da idea de la cantidad de refinación de un producto, además nos permite rápidamente observar si el producto está oxidado, pues generalmente los ácidos corrosivos producidos en la oxidación lo obscurecen. Además la presencia de humedad arriba de 150 ppm produce turbidez. Se usa para evaluar los depósitos carbonosos del combustible usado en máquinas de combustión interna, la determinación de carbón en 10% del residuo se usa para destilados ligeros. Generalmente en contenido de cenizas es siempre menor de 1% para este tipo de destilados, es necesario que el contenido de cenizas sea bajo, pues además de formar depósitos son abrasivas. Los compuestos de Azufre generalmente son corrosivos, por lo cual se especifica en estos combustibles, para evitar corrosión de partes metálicas del motor.

29

Inducción al Sistema de Refinación ESPECIFICACIONES DEL COMBUSTÓLEO PESADO. Propiedad

Unidad

Método

Especificación

Gravedad esp. A 20/4 |C

-

ASTM D 98

1.000 Max.

Temperatura de inflamación

°C

ASTM D 93

66 mínimo

Temperatura de escurrimiento

°C

ASTM D 97

+15 máximo

Agua y sedimento

% volumen

ASTM D 1796

0.5 máximo

Viscosidad Saybol Furol a 50°C

segundo

ASTM D 445 y D 88

300 a 550

Viscosidad cinemática a 50°C

Mm2/s cts.

ASTM D 2161

636 / 1166

Azufre Total

% peso

ASTM D 4294

4.0 Max.

Vanadio

Mg/Kg

ASTM D 5863

Informar

Níquel

Mg/Kg

ASTM D 5863

Informar

Nitrógeno

Mg/Kg

ASTM D 3228 ASTM D 5762

Informar

Poder Calorífico Neto

MJ/Kg

ASTM D 4868

40.0 Mínimo

Asfaltenos

% Peso

ASTM D 3276

Informar

30

Inducción al Sistema de Refinación ESPECIFICACIONES DE LA TURBOSINA Propiedad

Unidad

Método

Especificación

Peso específico a 2014C

_ °C

ASTM-D-1298-90 o 4052-91

0.772 a 0.837

Destilación: el 10 % destila a el 50 % destila a

°C

ASTM-D-86-90

informar

el 90 % destila a

°C

informar

Temperatura final de Ebullición

°C

300 máximo

Residuo de la destilación

%

1.5 máximo

Pérdida de la destilación

%

1.5 máximo

Temperatura de inflamación

°C

Composición: Acidez total

205 máximo

38 mínimo (1)

kg KOH/kg

ASTM-D-56-87 o 382887 ASTM-D-3242-89

Aromáticos

% vol.

ASTM-D-1319-89

25 máximo (2)

Azufre mercaptánico

% peso

ASTM-D-3227-89

0.003 máximo (3)

% peso

ASTM-D-1266-91

mg/kg

D 4294-10 o D 5453-09

0.3 máximo 3000 Máx

Congelación

°C

ASTM-D-2386-88

-47 mínimo (4)

Viscosidad Cinemática

cts.

ASTM-D-445-88, ASTM-D-

8 máximo

Calor neto de combustión

MJ/kg

4529-90 2382-88, 3338-91, o 4809-90 ASTM-D-1740-91

42.8 mínimo (5)

ASTM-D-1322-90

25 mínimo (6)

ASTM-D-1322-90

19 mínimo f

ASTM-D-1840

3 máximo (6)

ASTM-D-130-88

Estándar no.1

D 3241-09

máximo 3.3 (25) máximo (7)

Azufre total

0.0001 máximo

Fluidez: Punto de

Luminosidad: Número ó Punto de humo

mm

O Punto de humo

mm

y naftalenos

% vol.

Corrosión al Cu, 2 horas a 100 °C Estabilidad térmica: caída de Presión Presión por los depósitos en el

kP (mm

45 mínimo (6)

Hg) CÓDIGO < 3

visual

ASTM-D-3241-91

kg/m3

ASTM-D-381-86

0.070 máximo

Preformada

ASTM-D-1094-85

2 máximo

Agua separada

ASTM-D-1094-85

1-b máximo

ASTM-D-2624-89 o 4308-89 D-4176-04

50 a 450, opcional (8) brillante y claro

Tubo del precalentador Clasificación Contaminantes: Goma

Interfase de agua Conductividad eléctrica

pS/m

Apariencia visual

visual

31

Inducción al Sistema de Refinación Propiedad

Unidad

Método

Especificación

Color

visual

-

incoloro a amarillo

ASTM-D-4952-89

ligero negativa

--

0.024 máximo

Prueba Doctor Aditivos: Antioxidante

kg/m3

Desactivador de metales

kg/m3

De conductividad Eléctrica

kg/m3

Inhibidor de la congelación

% vol.

0.0057 máximo --

0.001 a 0.003 (9' 0.1 a 0.15

SIGNIFICADO DE LAS ESPECIFICACIONES EN KEROSINAS* Y TURBOSINAS Pruebas

Repetibilidad

Pe 20/4 °C

+0.0005

Densidad °API a 60/60 °F

+

Destilación TIE °C min.

+2

10% °C min.

+2

50% °C min.

+2

TFE °C máx.

+2

Recuperado % min.

+1

Residuo % máx.

-

Destilado a 200 °C min.

+1

Destilado a 235 °C máx.

+1

Corrosión 3 hrs a 50 °C

-

Corrosión 2 hrs a 100 °C

-

Color Saybolt Min

±1

Visc. Cinemática a -34°C cts Maz

±0.05

Definición Permite conocer volúmenes o pesos para almacenamiento o ventas de estos productos. Es una correlación de la gravedad específica determinada a 60 °F, Existen tablas de conversión de diversas unidades de volumen y peso. Este producto no deberá tener compuestos muy ligeros que causen excesiva vaporización en tanques de almacenamiento, lo cual podría producir burbujas en las líneas que conducen combustible a motores. Permite encendido rápido, valores menores favorecen a la formación de gases en las líneas, sobre todo a elevadas altitudes. Los compuestos contenidos en este rango permiten un calentamiento rápido del motor. Previene excesiva dilución en el carter y formación de depósitos de carbón. Es una indicación de la presencia o ausencia de los compuestos pesados. Valores mayores indican un exceso de compuestos pesados, que pueden producir carbonización en motores. Los compuestos contenidos en este rango de destilación, permiten fácil encendido del combustible. Los compuestos contenidos en ese rango (10% - 90%) Favorece que el calentamiento sea rápido y permiten una máxima potencia. Esta prueba es muy importante y se controla estrictamente para preveer problemas de corrosión en la maquinaria en que se va a usar este tipo de combustible. Es importante que en combustibles de aviación no existan compuestos de Azufre corrosivo, que dan por resultado corrosión a la lámina de Cobre en las condiciones especificadas. Nos da idea de la calidad del producto y es un control contra posibles contaminaciones en transporte o almacenamiento .Los productos formados en la oxidación de un compuesto generalmente son de color obscuro. Nos asegura que este producto va a fluir adecuadamente a elevadas altitudes, como en el caso de las turbosinas que se usan como combustibles de aviación.

32

Inducción al Sistema de Refinación

Temperatura de Inflamación Min 41*

±1.1; ±1

Temperatura de congelación Máxima

±7

Reacción al agua mls

-

Color visual

-

Estabilidad térmica: Caída de presión Pulg. Hg Máx. Depósitos en el tubo del precalentador Máx.

-

Es un medio de asegurarnos que el manejo y transporte no existirá peligro de incendio .Los hidrocarburos ligeros generalmente se inflaman a temperaturas bajas. Nos asegura que el combustible no se congelara a elevadas altitudes. Es necesario que estos combustibles no contengan agua, pues se congelaría a (0 °C) a altas altitudes evitando el flujo. La coloración se la da por medio de Anilinas y se usa para diferenciar de productos normalmente incoloros. Se asemejan las condiciones a que se va a someter el combustible en un avión en equipo especial y se determinan estas pruebas con el fin de valorar la calidad del combustible en uno. El calor de la combustión provee una cantidad de energía, la cual se transforma en trabajo en una máquina.

Valor calorífico BTU/lb

Azufre total % Máx.

±0.0005

Los compuestos de Azufre son corrosivos y es necesario evitar que estén presentes en combustibles, sobre todos los usados en aviación.

Azufre Mercaptánico % Máx.

±0.0002

Estos productos atacan los elastómeros, los cuales se usan para cierto tipo de empaques.

Goma preformada mgs/100 mls

±1.6

Las gomas son debidas a reacciones de oxidación en un producto, y el valor nos indica la cantidad de goma presente.

Goma acelerada 16 hrs mgs/100 mls

±1.4

Nos da idea del grado de oxidación que sufrirá en almacenamiento, esto es las gomas que se formaran.

Acidez total mgs KOH/gr Máx.

-

La oxidación da como resultado ácidos que son corrosivos y algunos de ellos solubles en gasolina.

Aromáticos % Vol. Máx.

Prueba Doctor

±1

La cantidad de Aromáticos es especificada por que en la combustión forman Carbón que se deposita en la cámara, produciendo además un exceso de humos. Es una prueba rápida para detectar la presencia de H2S en caso de no existir este, nos indica la presencia de Mercaptanos, generalmente se reporta como B/B si no contiene H2S no Mercaptanos. B/M si no contiene H2S pero si Mercaptanos.

33

Inducción al Sistema de Refinación

A continuación se presentan las propiedades más importantes que se desean obtener en las gasolinas para que funcionen adecuadamente en los motores de los automóviles: Propiedades

Especificaciones a controlar

Capacidad para arrancar el motor en frío

Presión de vapor Reid

Calentamiento rápido

% de Destilado a 70 °C

Evitar cascabeleo y obtener buena aceleración

Núm. de Octano

Formación de gomas que provocan ensuciamiento

Contenido de Olefinas

Las corrientes básicas que componen el "POOL" de gasolinas en las refinerías son las siguientes:

      

Gasolina Catalítica. Gasolina Primaria. Isomerizado. Reformado. Alquilado. Isopentano. Compuestos oxigenados (MTBE y TAME).

La formulación básica de la gasolina Magna Sin (1995) es la siguiente: Componente

% Vol.

Gasolina Primaria

3.2

Gasolina Catalítica

34.0

Alquilado

1.8

Isomerizado

10.0

Reformado

44.0

MTBE

7.0

Formulación de combustóleos. En la elaboración de los combustóleos la viscosidad es la especificación más importante por controlar. Los combustóleos se elaboran mezclando las corrientes residuales que se producen en la refinería, como son: el residuo de vacío, residuo catalítico, residuo de la reductora de viscosidad y residuo de H-oil. Estas corrientes son de alta viscosidad, además de que contienen impurezas como azufre y metales. Para ajustar la viscosidad a las especificaciones establecidas, se requiere utilizar diluentes de baja viscosidad como; nafta, kerosina, diesel, aceite cíclico ligero, etc.

34

Inducción al Sistema de Refinación La viscosidad de las corrientes residuales está relacionada con la estructura molecular de los hidrocarburos que lo constituyen, como son:

 Las parafinas son altamente viscosas  Las olefinas y aromáticos simples tienen bajas viscosidades.  Los asfáltenos, aromáticos complejos y naftenos tienen viscosidades altas. La viscosidad de una mezcla, como es el caso de los combustóleos, es una función no lineal de sus componentes, por lo cual es necesario utilizar un índice o número de mezclado de viscosidad para obtener la viscosidad de la mezcla, para lo cual se utilizan gráficas o tablas que han sido elaboradas con este fin. Es importante hacer la conversión de viscosidad a la misma temperatura para no afectar la medición. 1.4 PROCESOS DE REFINACIÓN DEL PETRÓLEO. Por facilitar la comprensión de los procesos de refinación, es conveniente, agruparlos en etapas, de acuerdo a la secuencia de separación y transformación del crudo hasta obtener los productos finales. De tal forma que se empieza la descripción de los procesos desde la extracción del crudo en los pozos productores hasta los productos finales de la refinación. 1.4.1 Pozos productores de petróleo. Tomando como base información y datos de los trabajos de exploración dan inicio las actividades de explotación, que consisten en perforar el pozo y una vez cimentada la última tubería se le deja producir. En función a su método de producción, los pozos productores de petróleo se clasifican en: pozos fluyentes y pozos de producción artificial o bombeo. Pozos fluyentes: Son aquéllos en los que el aceite fluye del yacimiento al exterior mediante energía natural proporcionada por empuje hidráulico o del gas del mismo yacimiento. Pozos de producción artificial o bombeo: Son aquéllos en los que se aplica un sistema de explotación artificial, tales como: bombeo neumático, mecánico, hidráulico o eléctrico, cuando la presión del pozo no es suficiente para que el aceite fluya hasta la superficie. Los pozos de un yacimiento pueden producir diferentes tipos de fluidos (gas, aceite o mezclas). Dependiendo del volumen de gas o condensado que se produzca, los pozos se clasifican en: Pozos de gas seco: Producen principalmente gas metano, aunque algunos pueden proporcionar pequeñas cantidades de gasolina o condensado. Pozos de gas húmedo: Son aquéllos que se producen junto con el gas cantidades apreciables de hidrocarburos condensados, como resultado de la disminución de la presión y temperatura en las tuberías de producción. Pozos de aceite de bajo encogimiento: Se encuentran con mayor frecuencia y se le denomina como aceite negro, son de bajo encogimiento porque la reducción en volumen del aceite, al pasar de la presión del yacimiento a la presión del tanque y perder una apreciable cantidad de gas originalmente disuelto, es relativamente pequeña. Dependiendo de la viscosidad y densidad se le denomina pesado o ligero. 35

Inducción al Sistema de Refinación Pozos de aceite volátil: Se le conoce también como aceite de alto encogimiento ya que tiende a volatilizarse o evaporarse significativamente con reducciones en la presión, una vez alcanzado el punto de burbujeo, reduciéndose considerablemente su volumen. 1.4.1.2 Fluidos del pozo. De los pozos se obtiene una mezcla con aceite, gas, agua y sales disueltas; el agua y el aceite se encuentran separados dentro del yacimiento, pero a medida que los fluidos se acercan a la salida del pozo, aumenta la turbulencia provocando la dispersión de partículas de agua en el aceite, formando emulsiones que no pueden ser separadas sólo por gravedad, por lo que el agua presente en el aceite crudo al salir del pozo está parcialmente emulsionada.

Figura 1.9 Primer pozo petrolero

En el agua se encuentran presentes las sales disueltas, por lo que al eliminarla, también se eliminan las sales. La separación y eliminación del agua salada se realiza en varias etapas, primeramente en las baterías de separación donde además del gas se separa el agua no emulsionada, pasando en seguida a la etapa de deshidratación, donde se separa el agua salada emulsionada, debiendo contener el crudo antes de llegar a las refinerías 1% máximo de agua y 100 lb de sales por cada 1,000 barriles de crudo máximo. Si al salir el crudo de esta etapa de deshidratación no alcanza estos valores, es necesario pasarlo a un proceso de desalado, antes de enviarlo a las refinerías. El gas que sale de los pozos y que se separa en las baterías de separación llamado "GAS NATURAL", se obtiene en algunos casos con la presión suficiente para ser enviado a través de gasoductos, a los Complejos Petroquímicos para su proceso, en otros casos se requiere utilizar sistemas de compresión para manejar este gas. El gas natural al salir de los pozos, sufre varios cambios de presión al pasar por las baterías de separación y de los gasoductos, lo cual hace que se produzcan hidrocarburos líquidos, llamados "condensados" o gasolinas naturales. El gas natural y los condensados pueden o no contener ácido sulfhídrico y bióxido de carbono, llamándoles gas natural amargo o condensados amargos, respectivamente, cuando están presentes estos compuestos, y gas natural dulce o condensados dulces, cuando no los contienen. El gas natural que se produce en México normalmente se trata de gas amargo y debe pasar por un tratamiento para "ENDULZARLO"; es decir, eliminarle el ácido sulfhídrico y el bióxido de carbono, para lo cual se envía a los Complejos Petroquímicos. El gas llega a los Complejos Petroquímicos con un alto contenido de humedad, dependiendo de la presión y la temperatura a la que se encuentre el gas. A continuación se presenta la composición representativa del gas natural amargo que se 36

Inducción al Sistema de Refinación procesa en los Complejos Petroquímicos de Cactus, Cd. Pemex y Nvo. Pemex, proveniente de la Sonda de Campeche. Componentes

%Vol.

Componentes

%Vol.

Metano

69.31

Hexano (+)

1.24

Etano

14.20

Bióxido de Carbono

* 2.50

Propano

6.40

Ácido Sulfhídrico

2.50

Butanos

2.85

Agua

SATURADA

Pentanos

1.00

TOTAL:

100.00

1.4.1.3 Baterías de separación. La mezcla proveniente de los pozos, debe ser sometida a procesos de separación y tratamientos, para cumplir con los límites máximos permisibles de agua, sales, sedimento y presión de vapor (contenido de gases), antes de enviar el crudo a las refinerías o a las terminales de exportación. El crudo que se procesa en las refinerías debe reunir ciertos requisitos en cuanto a los contaminantes para el buen funcionamiento de los equipos de proceso, obtención de productos de óptima calidad y un mayor aprovechamiento.

 Separación de gas. La separación de aceite crudo, gas y agua sin emulsionar, se realiza en las baterías de separación, que pueden ser de una etapa (de baja presión) o de varias etapas (de alta presión), dependiendo de la presión del gas en el yacimiento. La presión de un pozo la determina el contenido de gas en el yacimiento y puede ser baja (ejemplo 5 kg/cm 2) o muy alta (100 kg/cm2), con el tiempo un pozo tiende a bajar su presión. Este proceso de separación se lleva a cabo mediante la disminución progresiva de la presión del crudo en los separadores, los cuales pueden ser de dos fases (líquidos y gas) o de tres fases (aceite, gas y agua), estos últimos, además de separar el gas, separan el agua no emulsionada. En los tanques de balance se efectúa una etapa más de separación en donde el gas se envía a compresores y la corriente de aceite crudo se bombea directamente a una central de deshidratación y almacenamiento para separarle el agua, sedimento y sales.

 Deshidratación. El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles (Schramm, Laurier L), por lo tanto, estos dos líquidos coexisten como dos distintos. El "aceite y agua no se mezclan", el agua está lejos de ser soluble en hidrocarburos saturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y la solubilidad del agua decrece con el incremento del peso molecular de los hidrocarburos. Una emulsión es una suspensión casi estable de finas gotas de un líquido dispersas en otro líquido, el líquido presente como pequeñas gotas es la fase dispersa o interna, mientras que el líquido que lo rodea es la fase continua o externa. Las emulsiones algunas veces son 37

Inducción al Sistema de Refinación clasificadas de acuerdo al tamaño de las gotas dispersas; considerándose como macroemulsión cuando el rango de las gotas es de 10 a 150 micras y como microemulsión cuando el tamaño de gotas varía de 0.5 a 50 micras. Existen tres requisitos para formar una emulsión: o o o

Dos líquidos inmiscibles. Suficiente agitación para dispersar un líquido en pequeñas gotas. Un emulsificador para estabilizar las gotas dispersas.

En los campos petroleros las emulsiones agua en aceite (w/o) son llamadas emulsiones regulares, mientras que las emulsiones aceite en el agua (o/w) son llamadas emulsiones inversas. En las emulsiones regulares, la fase acuosa dispersa es usualmente llamada agua y sedimento (A&S) y la fase continua es aceite crudo. El A&S es principalmente agua salina; sin embargo, sólidos tales como arena, Iodos, carbonatos, productos de corrosión y sólidos precipitados o disueltos se encuentran también presentes, por lo que A&S también es llamado agua y sedimento básico (A&SB). La deshidratación de crudo o tratamiento de aceite consiste en la remoción de agua, sales, arenas, sedimentos y otras impurezas del petróleo crudo. Dependiendo del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos se combinan cualquiera de los siguientes métodos típicos de deshidratación de crudo: 1. 2. 3. 4.

Tratamiento químico. Tiempo de retención. Calentamiento. Tratamiento eléctrico

 Tratamiento químico. Los compuestos químicos desemulsificantes son agentes activos de superficie, similares a los emulsificadores y tienen tres acciones principales:

1. Fuerte atracción hacia la interfase aceite-agua: ellos deben desplazar y/o neutralizar a los emulsificadores presentes en la película de la interfase. 2. Floculación: neutralizan las cargas eléctricas repulsivas entre las gotas dispersas, permitiendo el contacto de las mismas. 3. Coalescencia: permiten que pequeñas gotas se unan a gotas más grandes que tengan suficiente peso para asentarse. Para esto se requiere que la película que rodea y estabiliza las gotas se rompa. Los productos químicos desemulsificantes pueden identificarse como sigue (Smith, H. Et al,): Esteres, buenos deshidratadores, provocan asentamiento lento de las gotas de agua, al sobredosificarse provocan emulsiones inversas (o/w).

38

Inducción al Sistema de Refinación Di-epóxicos, excelentes deshidratadores, provocan asentamiento lento de las gotas de agua. Uretanos, buenos deshidratadores, provocan asentamiento lento de las gotas de agua. Resinas, buenos deshidratadores, provocan asentamiento rápido de las gotas de agua, dan un agua separada limpia. Polialquilenos, pobres deshidratadores, lento asentamiento de las gotas de agua. Glicoles, requiere mezclarse con otros para aplicarse. Sulfonatos, buenos humectantes de sólidos y tiene capacidad para el asentamiento de las gotas de agua, sobredosificándose pueden causar precipitación de partículas de sulfuro de fierro en el agua separada. Poliesteraminas, agentes de superficie activa violentos, deshidratan en bajas dosificaciones, al sobredosificarse producen emulsiones inversas (o/w). Oxialquilados, buenos agentes humectantes, son usados en mezclas. Poliaminas, lentos en el asentamiento de las gotas de agua. Alcanolaminas, rápidos en el asentamiento de las gotas de agua. Un solo compuesto químico no puede proveer las tres acciones requeridas anteriormente citadas, por lo que los desemulsificantes comerciales son una mezcla de varios desemulsificantes básicos (30-60 %) más la adición de solventes adecuados; t a le s como nafta aromática pesada, benceno, tolueno o alcohol isopropílico para obtener un líquido que fluya a la menor temperatura esperada. Los desemulsificantes son insolubles en agua y muy solubles en aceite para que puedan difundirse rápidamente a través de la fase de aceite y alcancen las gotas de agua. Por el contrario, los desemulsificantes para emulsiones inversas w/o son muy solubles en agua. Comúnmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto peso molecular mezcladas con aluminio, hierro o cloruro de zinc. Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua y tan rápido como sea posible (en el fondo o en la cabeza del pozo) en la relación determinada por pruebas de botella y/o pruebas de campo. Los rangos de dosificación pueden variar de 2 a 200 ppm, aunque generalmente se dosifican en un rango de 10 a 60 ppm. Generalmente los crudos pesados requieren mayor dosificación que los crudos ligeros.



Tratamiento gravitacional.

El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en tanques, sedimentadores, tanques de lavado, "gun barrels" y eliminadores de agua libre (EAL). El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en tanques, sedimentadores, tanques de lavado, "gun barrels" y eliminadores de agua libre (EAL). Los eliminadores de agua libre (EAL) se utilizan solamente para remover grandes cantidades 39

Inducción al Sistema de Refinación de agua libre, la cual es agua producida en la corriente, pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 10-20 minutos. En el interior de estos recipientes que son de simple construcción y operación, se encuentran bafles para direccionar el flujo y platos decoalescencia., al salir el crudo todavía contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada. El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores. Los compuestos químicos rompedores de emulsión pueden, ser adicionados a la alimentación del recipiente. Los EAL están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditamentos para prevenir la corrosión por el efecto del agua de sal. Otro sistema que es muy importante mencionar son los tanques de lavado o comúnmente llamados "Gun Barrels"; estos recipientes usualmente operan con media parte de agua y la otra parte lo cubre el aceite, la alimentación de crudo se realiza por la parte inferior por medio de distribuidores de tal manera que el agua que viene con el aceite entre en contacto con el agua del recipiente para que la coalescencia del agua se lleve a cabo, y por la parte superior, está la salida de aceite limpio cumpliendo con especificaciones de sal y de contenido de agua, cabe hacer mención que para una mayor eficiencia de separación aguaaceite se usan desemulsificantes químicos. 

Tratamiento térmico.

Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma en que se aplica el calor. En los calentadores-tratadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de la corriente alimentada con el calentador. Aunque este tipo presenta problemas de sedimentos y de corrosión pueden manejar mayores volúmenes de fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos. Operan eficientemente en procesos operando a baja presión y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos. El diseño normal de un tratador-calentador cumple las siguientes funciones:

1. 2. 3. 4.

Desgasifica la emulsión de entrada. Elimina la arena, sedimentos y agua libre, previo al calentamiento. Lava con agua y calienta la emulsión. Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua.

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsión de entrada usando un intercambiador de calor. Los calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes cantidades de agua libre y ésta limitante llega a ser más aguda en yacimientos viejos con gran producción de agua congénita. En estos casos la instalación previa de un EAL es una solución ideal. Las mismas funciones básicas son previstas en un calentador directo tipo horizontal. Las partículas sólidas, tales como arena, escama, productos de corrosión se depositarán en la parte inferior de estos equipos. Si estos sedimentos no son removidos puede causar los siguientes problemas:

1. Acumularse y ocupar un volumen importante en el recipiente y bloquear la 40

Inducción al Sistema de Refinación

corriente de alimentación. 2. Reducir la transferencia de calor y quemar el equipo de calentamiento. 3. Interferir en los controles de nivel, ánodos, válvulas, medidores y bombas. Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de corrosión. Para prevenir los depósitos de estos sedimentos se pueden instalar "hidrojets" que operando a 30 psi por arriba de la presión de operación del calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior del recipiente. En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido. Posteriormente a través de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento transfiere calor a la corriente de alimentación. En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida dé las turbinas. En general el calentamiento ya sea de tipo directo o indirecto tiene las siguientes ventajas:

1. Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 °F baja la viscosidad de la emulsión por un factor de 2. 2. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su coalescencia. 3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo. 4. Promueve una mejor distribución del desemulsificante. 5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones. 6. Debilita la película de emulsificante que rodea a las gotas de agua. Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas: 1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Esta pérdida de ligeros en el crudo provoca una disminución de volumen del crudo calentado y una disminución en su gravedad API. 2. Incrementa los costos por el uso de combustible. 3. Incrementa los riesgos en las instalaciones. 4. Requieren mayor instrumentación y control. 5. Causa depósitos de coke. 

Tratamiento electroestático.

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta, por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diámetro en un crudo de 33 °API a 100 °F (37.7 °C) y una viscosidad de 6.5 cp se asienta a una velocidad de 0.07 pies/hr. La molécula de agua es polar, por lo tanto, un campo eléctrico incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite, por dos mecanismos que actúan simultáneamente: Sometidas a un campo electrostático, las gotas de agua adquieren una carga eléctrica neta. La distribución al azar de las gotas de agua en el seno del aceite, al pasar por el campo electrostático se alinea con su carga positiva orientada al electrodo cargado (negativo). 41

Inducción al Sistema de Refinación La alimentación pasa a través de un distribuidor a un baño de agua para la coalescencia de las gotas de mayor tamaño. Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizadas en la parte superior del recipiente, arriba de la interface agua-aceite. En caso de que el nivel del baño de agua esté tan alto que alcance a los electrodos se produce un violento cortocircuito, por lo que esto debe ser evitado para la correcta operación del tratador. Los tratadores electrostáticos generalmente son usados en los siguientes casos: 1. Si el gas combustible para calentar la emulsión no está disponible o es muy costoso. 2. Cuando la pérdida de gravedad API es económicamente importante. 3. Si grandes volúmenes de crudo deben ser tratados en una planta a través de un número mínimo de recipientes. Las ventajas del tratamiento electrostáticos son: 1. La emulsión se rompe a temperaturas menores que las requeridas en los tratadorescalentadores. 2. Como sus recipientes son más pequeños que los tratadores calentadores, eliminadores de agua libre y gun-barrels, son ideales para plataformas petroleras marinas. 3. Remueven mayor cantidad de agua que otros tratadores. 4. Las bajas temperaturas de tratamiento provoca menos problemas de corrosión e incrustación. La mayor desventaja de los tratadores es el gasto adicional del sistema eléctrico requerido, sistemas de control y de mantenimiento. En general se puede decir que el uso de un tratador electrostático procesará el doble que un tratador de otro tipo que tenga las mismas dimensiones y a bajas temperaturas.

 Desalado de petróleo. El crudo es precalentado y mezclado con agua, la cual se disgrega en gotitas de 0.0005 a 0.00005", formando una emulsión que, disuelve y engloba fácilmente las sales y demás sólidos que hay en el petróleo crudo, pasando luego esta emulsión a la desaladora, a través de una válvula mezcladora que termina de formar la emulsión crudo-agua. Dentro de la desaladora se rompe la emulsión crudo-agua, o sea, se provoca que las pequeñas gotitas se junten unas con otras, formando así una gota grande que cae al fondo de la desaladora debido a su mayor peso; este rompimiento se provoca con dos rejillas dentro de la desaladora, que están conectadas a alto voltaje. Al tener un alto voltaje las dos rejillas la emulsión crudo-agua está sujeta a la acción de un campo eléctrico de corriente alterna de alto voltaje, el cual destruye la película de crudo que rodea a las gotas, haciendo posible la combinación de estas, separándose el agua con las sales y sólidos del crudo, que se obtiene como crudo desalado el agua es drenada a través de una válvula controladora de nivel de interface. La desaladora funciona debido a que tiene en su interior suspendidas por medio de aisladores dos electro-placas (electrodos) en la mitad superior del recipiente. Estas placas están cargadas eléctricamente a voltajes que varían entre 13,000 a 33,000 volts, según el tipo de desaladora. La corriente la proporcionan transformadores montados en la parte 42

Inducción al Sistema de Refinación superior del recipiente y es introducida al recipiente por medio de cables que penetran por el buje (Bushing) de entrada eléctrica. Existen varios tipos de desaladoras que difieren entre sí, básicamente en la localización de la distribución de la emulsión agua-crudo, y cada una es capaz de adaptarse a cualquier aplicación de desalado, sin embargo sus características hacen que su funcionamiento sea mejor para ciertos servicios específicos. Cieléctrica. Es una desaladora de un solo paso elimina las sales como NaCI en un porcentaje mayor del 90%, no permite la adecuada remoción de sales hidrolizables de calcio y magnesio, tienen un distribuidor ajustable que proporciona un flujo horizontal de la emulsión en el campo eléctrico, se recomienda para flujos viscosos pesados y maneja flujos variables. De baja velocidad. Alimenta la emulsión en la fase acuosa de donde esta fluye verticalmente hacia el campo eléctrico, opera mejor para crudos ligeros a medios, el desalado lo hace en dos etapas dentro del mismo recipiente o bien en dos desaladoras en serie. El agua de lavado fresca se alimenta a la segunda etapa, de la cual se manda a la primera. Remueve el 90% de sales como NaCI en la primera etapa y en la segunda remueve las sales como CaCl2 y MgCl2, así como la remoción de los sedimentos en un 90% y los sólidos suspendidos de un 4 - 10%. La eficiencia de desalado es de 94 - 96%, obteniéndose menos de 1 LMB a la salida como cloruros. Bieléctrica. Alimenta dos corrientes de la emulsión agua-crudo entre tres electrodos, permitiendo una mayor capacidad por unidad de volumen de recipiente, que las desaladoras de flujo vertical. Su eficiencia de desalado es de 98-99% soporta más alta cantidad de sales a la entrada, hasta 100 Imb, y con contenido de sales a la salida menor a 1 Imb removiendo del 10-15% de sólidos, disminuye el consumo de aditivos y considerablemente el arrastre de crudo en el agua de salmuera. 1.4.2 Procesos de refinación. Todas las refinerías inician con la separación del crudo en diferentes fracciones por destilación. Debido a que el crudo es una mezcla de hidrocarburos con diferentes temperaturas de ebullición puede ser separado en rangos de destilación específicos. CLASIFICACIÓN DE LOS PROCESOS DE REFINACIÓN. Físicos (sin reacción químicas)

Separación El crudo se separa en sus fracciones

Rearreglo molecular Los hidrocarburos cambian su estructura molecular

Químicos (con reacción química) Desintegración Las moléculas grandes y complejas de los hidrocarburos se desintegran formando moléculas más pequeñas

Construcción molecular Una molécula de hidrocarburo se une con otra molécula para formar moléculas más grandes

43

Inducción al Sistema de Refinación

Destilación atmosférica

Ref. catalítica

Desintegración catalítica

Alquilación

Destilación al vacío

Isomerización

Reductora de viscosidad

Eterificación: MTBE/TAME

Fraccionamiento de gases

Hidrodesulfuración

Hidrodesintegración (H. Oil) Coquizadora

El primer proceso de separación en una refinería es el que ocurre en la planta de "destilación atmosférica", llamada así porque la separación del crudo (por destilación) se lleva a cabo a una presión de 0.5 a 0.8 kg/cm2 manométricos, ligeramente arriba de la presión atmosférica, tiene como objetivo principal, separar el crudo en varias corrientes, llamadas productos primarios o fracciones, es por esto que a esta separación se le llama también fraccionamiento del crudo y a las instalaciones donde se llevan a cabo estos procesos se les llama "Plantas Primarias". Cada una de estas plantas tiene una capacidad para procesar crudo que van de 50,000 a 250,000 barriles por día (BPD). El crudo desalado (