REFINACIÓN TOTAL

INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO DIRECCION EJECUTIVA DE CAPACITACIÓN

PRINCIPIOS BÁSICOS DE REFINACIÓN

ELABORACIÓN TÉCNICA ING. FILADELFO GARCÍA CALVO DISEÑO Y REDACCIÓN LIC. GEORGINA LÓPEZ MEJÍA CAPTURA ROSA CRISTINA FLORES MORALES ISELA PORTILLO CARREÑO ACTUALIZACIONES LEOPOLDO RAMÍREZ VILLANUEVA ABRIL 2004

1

CONTENIDO PÁG. OBJETIVO

5

INTRODUCCIÓN

6

TEMA I COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO 1. Origen del Petróleo. 2. Componentes Químicos del Petróleo. 2.1 Compuestos Hidrocarburos 2.2 Compuestos Inorgánicos EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

7 8 9 9 13 19

TEMA II CLASIFICACIÓN DE CRUDOS 1. Criterios de clasificación. 1.1 De acuerdo a su composición química. Factor K(UOP). 1.2 Características. 1.3 Comercial. EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

21 22 22 24 26 30

TEMA III PRODUCCIÓN DEL CRUDO 1. Clasificación de Pozos. 2. Fluido del Pozo. 3. Baterías de Separación 3.1. Separación de Crudo. 3.2. Separación de Gas. 3.3. Deshidratación. EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

34 35 37 37 39 42 46

TEMA IV CARACTERIZACIÓN DELOS CRUDOS 1. Propiedades de los líquidos. 2. Fracciones del Crudo. 3. Destilación TBP del Crudo. EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

49 53 53 59

TEMA V ESTRUCTURA GENERAL DE UNA REFINERÍA Y PROCESOS DE SEPARACIÓN 62 1. Estructura General de una Refinería. 73 2. Procesos de Separación. 73 2.1 Proceso de Destilación Atmosférica. 80 2.2 Planta de Destilación al Vacío. 85 2.3 Planta Estabilizadora de Nafta y Fraccionadora de Gases. 87 EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

2

PÁG. TEMA VI PROCESOS PARA ELABORAR GASOLINA 1. Procesos para Elaborar Gasolina 1.1. Planta Hidrodesulfuradora (HDS) de Naftas y Destilados Intermedios. 1.2. Plantas de Reformación Catalítica. 1.3. Planta de Isomerización. 1.4. Planta de Desintegración Catalítica. 1.5. Planta de MTBE y TAME. 1.6. Planta de Alquilación. EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

92 95 97 101 104 107

TEMA VII PROCESOS DE FONDO DE BARRIL 1. Proceso de Fondo de Barril. 1.1. Planta Reductora de Viscosidad 1.2. Proceso de Desintegración H-Oil 1.3. Plantas coquizadotas 1.3.1. Coque Fluidizado. 1.3.2. Flexicoking. 1.3.3. Coquizadota Retardada. EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

110 111 113 116 118 118 119 124

TEMA VIII ESPECIFICACIONES DE PRODUCTOS Y MEZCLADO 1. Formulación y Mezclado 2. Especificaciones de los Productos de Refinación 3. Mezclado 2.1. Formulación de Gasolinas 2.2. Formulación de Combustóleo EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

128 128 143 143 145 147

GLOSARIO DE TÉRMINOS

149

BIBLIOGRAFÍA

155

APÉNDICE A Respuestas a los Ejercicios de Autoevaluación

158

APÉNDICE B Láminas de Refinación

162

90 90

3

OBJETIVO

PROPORCIONAR LOS CONOCIMIENTOS BÁSICOS SOBRE LA INDUSTRIA DE LA REFINACIÓN, AL PERSONAL NO OPERATIVO DE LA DIRECCIÓN DE PEMEX-REFINACIÓN, PARA:  CREAR UN LENGUAJE COMÚN  MEJORAR LA COMUNICACIÓN  MEJORAR LA TOMA DE DECISIONES

4

Indice

INTRODUCCIÓN

La Dirección de PEMEX-Refinación, preocupada por proporcionar un material de apoyo para que su personal no operativo adquiera los conocimientos básicos sobre la industria de la refinación, solicitó que se elaborara el manual "Principios Básicos de la Refinación".

En este manual se presentan los principios y conceptos básicos sobre la Industria de la Refinación del Petróleo, de manera simplificada, con el fin de hacerlo comprensible al personal que no ha estado en contacto directo con las operaciones técnicas de esta industria.

Para su elaboración se consideró importante evitar en lo posible abordar los temas utilizando fórmulas o términos técnicos complejos.

Su parte central son los procesos que se manejan en una Refinería, sin embargo, se creyó importante tratar otros temas igualmente necesarios para comprender por qué existen estos procesos; abordando los temas de lo más sencillo a lo más complejo.

No se trata de un manual técnico especializado; sin embargo, se considera importante para introducirse al estudio de la separación y transformación del petróleo, conocer su terminología y los principios con que se rige.

5

Índice

TEMA I COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO

6

1. ORIGEN 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.

A) 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.

La teoría de la Formación Inorgánica del Petróleo, la explican Berthelott y Mendeleyev a través de las siguientes reacciones químicas:

7

Es la hipótesis que más aceptación tiene y establece que el petróleo es producto de la descomposición de organismos vegetales y animales que existieron en periodos del tiempo geológico y que a través del tiempo fueron cubiertos por arena y sometidos a enormes presiones y elevadas temperaturas

B) FORMACIÓN ORGÁNICA

Algunas de las evidencias que confirman el origen del petróleo orgánico son:  Se ha encontrado, por análisis del laboratorio, que las rocas petrolíferas de campos productores tienen propiedades ópticas que sólo se localizan en sustancias orgánicas.  La mayor parte de los yacimientos del mundo se localizan en lugares que hace millones de años fueron ocupados por lagos y mares.

La formación orgánica se explica mediante la Teoría de Engler (1) Uno de los supuestos acerca del origen del Petróleo lo constituye la Teoría de Engler (1911):

1ra. etapa. Depósitos de organismos de origen vegetal y animal se acumulan en el fondo de mares internos (lagunas marinas). Las bacterias actúan, descomponiendo los constituyentes carbohidratos en gases y materias solubles en agua, y de esta manera son desalojados del depósito. Permanecen los constituyentes de tipo ceras, grasas y otras materias estables, solubles en aceite.

2da etapa A condiciones de alta presión y temperatura, se desprende CO2 de los compuestos con grupos carboxílicos, y H2O de los ácidos hidroxílicos y de los alcoholes, dejando un residuo bituminoso. La continuación de exposiciones a calor y presión provoca un craqueo ligero con formación de olefinas (protopetróleo).

3er etapa

8

Los compuestos no saturados, en presencia de catalizadores naturales, se polimerizan y ciclisan para dar origen a hidrocarburos de tipo nafténico y parafínico. Los aromáticos se forman, presumiblemente, por reacciones de condensación acompañando al craqueo y ciclización, o durante la descomposición de las proteínas.

2. COMPONENTES CRUDO.

QUÍMICOS

DEL

PETRÓLEO

Los constituyentes del petróleo crudo se dividen en dos grupos: Compuestos Hidrocarburos y Compuestos no Hidrocarburos o Inorgánicos.

2.1

Compuestos Hidrocarburos. En el petróleo crudo se encuentran principalmente tres tipos de hidrocarburos básicos:

A) Hidrocarburos Parafínicos. Este tipo de hidrocarburos constituyen cerca del 32% de los hidrocarburos existentes en el petróleo crudo y son compuestos saturados que forman dos grupos principales: normales y ramificados o isoparafínas. Los compuestos saturados son aquéllos carbones cuyos enlaces se encuentran ocupados por hidrógeno y entre carbón y carbón tienen un solo enlace.

1) Normales o de Cadena Lineal. Fórmula general: C2H2n+2

Propiedades importantes: Poco reactivos, muy estables. Bajo octano (gasolinas). Alto cetano (diesel). Alto punto de escurrimiento (baja viscosidad). % en peso de H2 Hidrocarburo C1 C2 C3 C4 C5 … C % en peso H2 25 30 18.2 17.3 16.7 … 14.3

9

Ejemplos:

2) Ramificados (Isoparafinas) Fórmula general: C2H2n+2 Propiedades importantes: Ligeramente más reactivos que las parafinas normales. Mayor octano que las parafinas normales. Menor presión de vapor (menos volátiles). % en peso de H2 Hidrocarburo C1 C2 C3 C4 C5 … C % en peso H2 25 30 18.2 17.3 16.7 … 14.3

Ejemplos:

B) Hidrocarburos Nafténicos. (Compuestos cíclicos o de anillo) Constituyen aproximadamente el 21% de los hidrocarburos presentes en el petróleo crudo. Son compuestos saturados, no muy propensos a reaccionar químicamente. Fórmula: Variable Propiedades importantes:

10

Compuestos de alto octano. 14.3 % en peso de H2. Dentro de los naftenos se encuentran principalmente, los siguientes: 1) Monocicloparafinas. Son compuestos cíclicos saturados de 5 (ciclopentanos) ó 6 (ciclohexanos) carbones. Ejemplo: CICLOHEXANO

A diferencia de las parafinas, las más abundantes son aquéllas que tienen un gran número de sustituyentes (generalmente metilo). Ejemplos: ALQUILPENTANO Y ALQUILHEXANO R

R

METIL CICLOPENTANO

METIL CICLOHEXANO

Donde R normalmente es el radical metilo (-CH3) 2) Bicicloparafinas. Son anillos de cinco o seis carbonos, unidos entre sí mediante carbonos comunes, su estructura es como se presenta a continuación:

DECAHIDRONAFTALENO (DECALINA)

C)

Hidrocarburos Aromáticos.

11

Son compuestos no saturados con uno o más anillos bencénicos sustituidos, constituyen cerca del 47% de la composición de hidrocarburos en el crudo.

Fórmula: Variable, pero contiene estructura de anillo aromático. Propiedades:    

Alto octano Bajo cetano Bajo punto de escurrimiento Alta densidad

Ejemplo: BENCENO

Dentro de estos compuestos (en donde R = CH3 -) se encuentran los siguientes: 1) Alquilbencenos.

R

2) Aromáticos cicloparafínicos. R

3) Fluorenos

R

4) Aromáticos binucleares.

12 R

5) Aromáticos tri y tetranucleares.

R

2.2 Compuestos Inorgánicos. Constituyen una proporción menor en el petróleo crudo, se consideran generalmente como contaminantes debido a su efecto corrosivo o inhibidor de la acción de los catalizadores en los procesos de refinación. Los principales compuestos inorgánicos presentes en el petróleo crudo, son:       

Compuestos del azufre. Compuestos del nitrógeno. Compuestos del oxígeno. Agua. Metales. No metales. Sales inorgánicas.

Algunos, como los componentes del oxígeno, tienen interés económico debido a su fácil recuperación y su amplia utilidad industrial; otros como los metales, provocan efectos de oclusión de los poros de los catalizadores, promoviendo la sinterización (modificaciones en la estructura de la superficie del catalizador); disminuyendo su actividad y reduciendo su área específica; contribuyen a la caída de presión en los lechos catalíticos. A su vez las sales inorgánicas provocan corrosión e incrustación en oleoductos e instalaciones de producción y proceso. Compuestos del azufre. Son compuestos complejos relativamente inestables y se descomponen durante los procesos de refinación; su presencia tanto en el crudo como en los destilados es indeseable, ya que causan problemas de corrosión durante los procesos de conversión, provocan una acción contraria a los

13

aditivos antidetonantes (MTBE y Tetra Etilo de Plomo); envenenan los catalizadores metálicos en los procesos que involucran reacciones químicas de síntesis, además de que en los productos finales se requieren cumplir especificaciones sobre el contenido de estos compuestos. Actualmente, no existe un proceso económico mediante el cual se elimine totalmente el contenido de azufre en el petróleo crudo, por lo que en cada proceso de refinación se separan mediante diversos tratamientos, antes de obtener el producto final.

PRINCIPALES COMPUESTOS DE AZUFRE TIPO Ácido sulfhídrico

FÓRMULA

H2 S

Mercaptanos: 1. Alifáticos.

R-SH

SE ENCUENTRA EN: Petróleo crudo, destilados primarios, productos de desintegración. Petróleo crudo, destilados primarios, productos de desintegración.

SH

2. Aromáticos

Productos de desintegración.

Sulfuros: 1. Alifáticos 2. Cíclicos

Destilados primarios, Productos de desintegración.

R-S-R

CH2

-

(CH2) n

S Disulfuros: 1. Alifáticos

R-S-S-R

Destilados primarios, Productos de desintegración.

Destilados primarios. S-S-R

2. Aromáticos

Polisulfuros

Tiofeno y Homólogos

Productos de desintegración.

R-Sn-R

C

C

C

C

Destilados primarios, Productos de desintegración. Petróleo crudo, fracciones pesadas de la destilación.

S

14

Compuestos del Nitrógeno Los compuestos del nitrógeno han recibido menos atención que los del azufre, ya que son relativamente inofensivos y no tienen utilidad comercial. Recientemente, se ha demostrado que presentan efectos inhibidores en los procesos catalíticos, haciendo que cobre interés el estudio de este tipo de compuestos. Se clasifican en básicos y no básicos los primeros son de tres tipos: piridinas, quinolinas e isoquinolinas. Cerca de 85 compuestos básicos han sido identificados y separados del petróleo, la mayoría de éstos son quinolinas alquílicas sustituidas con un grupo metilo en la segunda posición. Los compuestos no básicos no han sido muy estudiados pero se pueden mencionar los pirroles primarios y compuestos heterocíclicos similares y nitrilos.

Compuestos Básicos.

N

N

N PIRIDINA

QUINOLINA

ISOQUINOLINA

Compuestos no Básicos. HC

CH

HC

CH N H

PIRROL

R-CN Cianuros Orgánicos  Nitrilos

Compuestos del Oxígeno. Debido a su utilidad en la industria química y su fácil extracción, los compuestos del oxígeno han sido ampliamente investigados; existen tanto en el petróleo crudo como en los destilados; los cuales, gracias a su naturaleza ácida pueden ser fácilmente separados.

15

Los compuestos del oxígeno más estudiados son:  Ácidos Alifáticos.  Fenoles.  Ácidos Nafténicos. OH

R-COOH

H C 2

CHCOOH

H C 2

( CH

CH

R ÁCIDOS ALIFÁTICOS

FENOLES

2

)n

2

ÁCIDOS NAFTÉNICOS

Otros compuestos de oxígeno son:  Éteres.  Furanos.  Anhídridos.  Cetonas.  Esteres.

ETERES

FURANOS

R – O – R´ O

ANHIDRIDOS O

O

R – C – O – C – R´

O CETONAS O

ESTERES R – COO – R´

R – C – R´

Agua. Generalmente los yacimientos que almacenan hidrocarburos, también contienen grandes cantidades de agua, que se requiere eliminar por los motivos siguientes: 1. Evitar su transporte y almacenamiento innecesario a los centros de refinación y exportación por ocupar espacio en líneas y equipos.

16

2. Prevenir problemas de incrustación o corrosión en líneas e instalaciones de producción y proceso. 3. Evitar penalizaciones en el precio de venta del crudo exportado y cumplir los requerimientos de proceso en las Refinerías. 4. Porque al calentarse el crudo, ésta puede vaporizar súbitamente, originando gran volumen de vapor, y por consiguiente, alta presión en los equipos, pudiendo causarles daño.

Metales Los metales contaminantes presentes en el crudo como el fierro, níquel, sodio, vanadio, plomo y arsénico interfieren la acción de los catalizadores. En la tabla 1 se presenta el contenido y efecto de estos metales en los procesos catalíticos de refinación.

TABLA 1: CONTENIDO Y EFECTOS DE METALES CONTAMINANTES EN LOS PROCESOS DE REFINACIÓN METAL

Sodio

Arsénico

CONTENIDO DE METALES EN EL CRUDO (ppm)

% DE METALES EN EL CATALIZADOR

% DE DISMINUCIÓN DE ACTIVIDAD DEL CATALIZADOR

170

0.10 (Na)

3-6

0.50 (Na2O)

20

0.10 (As)

10 - 15

1.20 (As)

10 - 30

------

Plomo

-------

1.50 (Pb)

5

Fierro

1.6 - 4.4

0.50 (Fe2O3)

10

8.00 (Fe2O3)

50

5 - 10

50

Níquel + Vanadio

10 - 300

EFECTOS

Reducción de actividad catalítica. Oclusión de los poros del catalizador. Modificación en la estructura de la superficie del catalizador Reducción de la actividad del catalizador. Oclusión de los centros activos del catalizador. Reducción de actividad catalítica.

Reducción de actividad catalítica. Formación de óxido de fierro que contribuye a la reducción del área específica. Contribuye al incremento de la caída de presión en los lechos catalíticos. Desactivación del catalizador. Pérdida de resistencia mecánica del catalizador.

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Compuestos no Metálicos (Carbón y Sedimentos) Los compuestos no metálicos presentes en el petróleo crudo son principalmente el carbón y los sedimentos. La pérdida temporal de actividad de los catalizadores utilizados en los procesos de refinación, principalmente en los procesos catalíticos de transformación de fracciones ligeras o intermedias del petróleo, es causada generalmente por el carbón depositado sobre la superficie del catalizador. Este tipo de desactivación es llamado temporal, ya que la reactivación del catalizador puede lograrse mediante la eliminación del carbón depositado, por medio de la combustión. En cuanto a los sedimentos o insolubles constituidos por partículas finas de arena, barro, yeso, piedra caliza, dolomita, etc., los efectos que producen son: contaminación de productos residuales, abrasión, corrosión y taponamiento de líneas y equipos. También ocupan espacio en los equipos de almacenamiento, lo cual se traduce en un constante mantenimiento de los mismos.

Sales inorgánicas Se encuentran en forma de soluciones saturadas, ocasionando los efectos perjudiciales que se indican a continuación: A) Cloruros La cantidad de estas sales varía ampliamente, aunque se pueden evaluar promedios, que se consideran en las siguientes proporciones: 75% de cloruro de sodio. 15% de cloruro de magnesio. 10% de cloruro de calcio. El ión cloruro, es la fuente generadora del ácido clorhídrico al ponerse en contacto con el agua a altas temperaturas durante los procesos de refinación; siendo el compuesto de mayor incidencia de la corrosión en los equipos; por lo tanto, es necesario tener un estricto control de estas sales en el campo para prevenir daños en los equipos y disminuir la frecuencia de mantenimiento de los mismos y el costo para prevenir esta corrosión. B) Carbonatos y sulfatos Los carbonatos y sulfatos se encuentran en cantidades significativas, y causan problemas iguales o mayores que los cloruros, tales como: incrustaciones, erosión, y desgaste sobre las paredes de los equipos de

18

procesos y tuberías, obstruyendo y disminuyendo la capacidad de los mismos.

EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

Instrucciones: Lea cuidadosamente y seleccione marcando con una "X" la(s) respuesta(s) correcta(s).

1. El petróleo crudo es: A) Un compuesto químico

(

)

B) Una mezcla de hidrocarburos

(

)

C) Una combinación de agua con hidrocarburos

(

)

D) Una combinación química de muchos hidrocarburos

(

)

E) Carbón combinado con oxígeno

(

)

A) Benceno

(

)

B) Azufre

(

)

C) Metales

(

)

D) Aluminio

(

)

E) Aire

(

)

A) Se formó a partir del agua y del aire

(

)

B) Se formó a partir de oxígeno y carbón

(

)

(

)

2. Las principales impurezas que contiene el petróleo crudo son:

3. La hipótesis mas aceptada, acerca de la formación del petróleo es:

C) Se formó a partir de la descomposición de organismos vegetales y animales.

19

D) Se formó por la descomposición del agua y carbonatos

(

)

E) Se formó por la descomposición de microorganismos marinos

(

)

4. Los hidrocarburos son compuestos químicos formados principalmente por: A) Carbón y oxígeno

(

)

B) Carbón e hidrógeno

(

)

C) Hidrógeno y oxígeno

(

)

D) Carbón, hidrógeno y oxígeno

(

)

E) Carbón y nitrógeno

(

)

5. Una de las propiedades importantes de los compuestos aromáticos es: A) Alto índice de cetano

(

)

B) Alto índice de octano

(

)

C) Baja viscosidad

(

)

D) Son muy reactivos

(

)

E) Alta presión de vapor

(

)

20

Índice

TEMA II CLASIFICACIÓN DE CRUDOS

21

1. CRITERIOS DE CLASIFICACIÓN Existen varios criterios para clasificar los crudos; sin embargo, son tres los más importantes: 1.1. De acuerdo a su Composición Química 1.2. De acuerdo a sus Características 1.3. Desde el Punto de Vista Comercial.

1.1. De Acuerdo a su Composición Química

Con base en la naturaleza química del petróleo crudo, se clasifican internacionalmente, tomando en cuenta dos fracciones recuperadas por destilación:

TABLA 2A

Intervalo de ebullición, ºC Presión, mmHg

FRACCIÓN LIGERA (1) 250 - 275

FRACCIÓN INTERMEDIA (2) 275 - 300

760

40

El factor de caracterización K(UOP) y la gravedad específica 60/60 ºF, son las propiedades que se emplean para la clasificación de los crudos (Tabla 2B).

22

TABLA 2B: CLASIFICACIÓN DE LOS CRUDOS DE ACUERDO A SU COMPOSICIÓN QUÍMICA CLASIFICACIÓN DEL ACEITE CRUDO

FACTOR DE CARACTERIZACIÓN K(UOP)

PESO ESPECÍFICO

FRACCIÓN

FRACCIÓN

FRACCIÓN

1

2

1

2

1

2

PARAFÍNICO PARAFÍNICO PARAFÍNICO

PARAFÍNICO INTERMEDIO NAFTÉNICO

>12.2 >12.2 >12.2

>12.2 11.4 - 12.0 0.8762 0.8767 - 0.9334 >0.9340

INTERMEDIO INTERMEDIO INTERMEDIO

PARAFÍNICO INTERMEDIO NAFTÉNICO

11.5 - 12.0 11.4 - 12.1 11.4 -12.1

>12.2 11.4 - 12.1 P.V.

P.A = P.V.

FIGURA 7 EL AGUA NO ENTRA EN EBULLICIÓN

FIGURA 8 EL AGUA ALCANZÓ SU TEMPERATURA DE EBULLICIÓN

En recipientes cerrados, la temperatura de ebullición de los líquidos aumenta cuando la presión que se mantiene dentro del recipiente es mayor que la presión atmosférica (presión positiva), y disminuye cuando es menor (presión negativa o vacío). Lo anterior se ilustra en las figuras 9 y 10. VAPOR

VAPOR

P = 11.5 Psia

Te Te == 93 93°ºC C AGUA

FIGURA 9 PRESIÓN NEGATIVA (VACÍO)

P = 67.0 Psia

= 149 TeTe = 149° C ºC AGUA

FIGURA 10 PRESIÓN POSITIVA

51

El vapor que se produce tiene la misma temperatura del agua líquida, se dice entonces que se trata de vapor saturado. A una determinada presión le corresponde una temperatura de ebullición. Cuando un vapor saturado se calienta por arriba de su temperatura de ebullición, se considera que es un vapor sobrecalentado. Temperatura de ebullición de una mezcla de dos o más componentes En una mezcla toma importancia la cantidad relativa de moléculas presentes de cada componente, esto se expresa como la fracción mol de los componentes, y se determina por la siguiente relación: Xa = moles de componente A/moles totales (para el componente A). Una mol se define como el peso molecular de un compuesto, expresado en gramos (o libras) y resulta de sumar los pesos atómicos de los elementos que lo integran. Si el peso molecular del agua (H2O) es 18, y el del metanol (CH3OH) es igual a 32, entonces una mol de agua es igual a 18 gramos y una mol de metanol a 32 gramos. Por ejemplo, si hay una mezcla de 40% de agua y 60% de metanol, la fracción mol de cada componente será tomando como base 100 gramos de mezcla:

Agua:

40  2 . 2 ( Moles ) 18

Metanol:

60  1. 87 ( Moles ) 32

Moles Totales  2 . 2 + 1. 8 = 4 . 0 Fracciones Mol : Xa =

2. 2 = 0 . 55 (Agua) 4. 0

Xb =

1. 87 = 0 . 45 (Metanol ) 4. 0

La temperatura de ebullición de una mezcla, depende de la presión de vapor de los componentes puros, de la concentración molecular (expresado como fracción mol) y la presión de trabajo. Cuando se tiene una mezcla con dos componentes A y B, con presión de vapor Poa y Pob y concentración en fracción mol Xa y Xb, respectivamente, al calentar la mezcla en un recipiente con presión P, la temperatura de ebullición (Te) será aquélla donde la presión de vapor de la mezcla sea igual a P, esto se puede representar por la siguiente relación: Xa Poa + Xb Pob = P

52

2. FRACCIONES DEL CRUDO El crudo es una mezcla de hidrocarburos con moléculas de diferente tamaño y estructura, donde cada componente tiene su punto de ebullición. Las moléculas pueden representarse por medio de esferas de diferentes tamaños mezcladas en forma caótica. La separación del crudo en fracciones puede representarse como la separación de las moléculas por tamaños; así, cada fracción contiene moléculas dentro de un rango estrecho de tamaños, como se representa en la figura 11. FRACCIONES

GASES

GASOLINA

TURBOSINA (KEROSINA)

DIESEL (GASÓLEO)

RESIDUO

PETRÓLEO CRUDO

FIGURA 11 REPRESENTACIÓN DEL CRUDO Y SUS FRACCIONES

Valoración de las fracciones del crudo

3. DESTILACIÓN TBP (TRUE BOILING POINT) DEL CRUDO Si se coloca una muestra de crudo en el recipiente de un equipo de destilación (como se muestra en la figura) y se calienta, el volumen que se evapora a diferentes temperaturas puede medirse siguiendo el procedimiento que se describe a continuación: Se calienta la muestra de crudo, y a determinados intervalos de temperaturas se mide el volumen de destilado acumulado en la probeta.

53

AG UA CO NDENSADO R

AG UA

TERM Ó M ETRO

CRUDO

DESTI LADO FLAM A

FIGURA 12 DESTILACIÓN TBP DEL CRUDO

 Se calienta el crudo contenido en el recipiente hasta 65 ºC y se mantiene esta temperatura con la flama. El líquido empieza a hervir, se vaporiza una parte; después de un momento deja de hervir y disminuye el volumen en el recipiente.

 Se calienta hasta 205 ºC y se mantiene esta temperatura con la flama. El líquido empieza a hervir, se vaporiza una parte, y después de un tiempo, el líquido deja de hervir y el volumen en el recipiente disminuye nuevamente. De esta forma se pueden repetir los pasos anteriores a temperaturas de 400 y 482 ºC, haciendo una destilación TBP para obtener los datos para construir una curva de destilación TBP, graficando los datos de las temperaturas contra % de volumen evaporado (acumulado), como se muestra en la figura 13:

54

500 400 TEMPERATURA

300

DE EBULLICIÓN ºC 200

100

0

20

40 60 80 % VOLUMEN ACUMULADO

100

FIGURA 13 CURVA DE DESTILACIÓN TBP DE UN CRUDO

Cada tipo de crudo tiene una curva de destilación TBP que especifica la cantidad y los tipos de hidrocarburos presentes, generalmente a mayor temperatura de ebullición corresponden compuestos más pesados. Para especificar en forma más completa las características del crudo es útil incluir ciertos compuestos en grupos llamados fracciones.

Fracciones o cortes son los nombres genéricos que se utilizan para nombrar a todos los hidrocarburos que hierven entre dos temperaturas llamadas puntos de cortes. Los puntos de corte se refieren a las temperaturas: inicial de ebullición (T.I.E.) y final de ebullición (T.F.E.) de las fracciones.

En la tabla 6 se muestra una clasificación de las fracciones del crudo.

55

TABLA 6: FRACCIONES DEL CRUDO TEMPERATURAS ºC <

FRACCIÓN

32

Butanos y más ligeros

32 – 128

Gasolina ligera

32 – 175

Gasolina

175 – 260

Turbosina (Querosina)

260 – 360

Diesel (Gasóleo atmosférico)

360 – 540

Gasóleos para desintegración Aceites lubricantes

>

360

Residuo Atmosférico

>

540

Residuo de Vacío

Las composiciones de los crudos varía ampliamente, los crudos ligeros tienden a contener más gasolina, nafta y kerosina; mientras que los crudos pesados tienden a contener más gasóleos y residuos. A continuación se presenta la curva de destilación TBP de un crudo típico y sus fracciones: 500

RESIDUOS

400

T E M P E R A T U R A

E B U L L I C I Ó N

GASÓLEOS PARA DESINTEGRACIÓN 300

ACEITES LUBRICANTES DIESEL (GASÓLEO ATMOSFÉRICOS

200

NAFTA PESADA (QUEROSINA) 100

D ºC E

GASOLINA BUTANOS Y MÁS LIGEROS 0

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

% VOLUMEN ACUMULADO

FIGURA 14 CURVA DE DESTILACIÓN DE UN CRUDO Y SUS FRACCIONES

56

FIGURA 14 A. Fracciones de un crudo típico

En la figura 15, se presenta como ejemplo la curva de destilación del crudo ISTMO. 500

400

300 TEMPERATURA DE EBULLICIÓN ºC 760 mmHg 200

100

0 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

% VOLUMEN RECUPERADO

FIGURA 15 CURVA DE DESTILACIÓN DEL CRUDO ISTMO

57

De acuerdo con esta curva se pueden identificar las siguientes fracciones:

TABLA 7: FRACCIONES DEL CRUDO ISTMO RANGO DE EBULLICIÓN ºC

% VOLUMEN

55

0.2

Gasolina

55 - 175

25.6

Kerosina

175 - 260

16.0

Diesel

260 - 360

15.0

Gasóleo

360 - 540

23.5

Residuo Atmosférico

360 +

43.0

Residuo de Vacío

540 +

19.5

FRACCIÓN

Gases

58

EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

Instrucciones: Lea cuidadosamente y seleccione marcando con una "X" la(s) respuesta(s) correcta(s).

1. Se le llaman fracciones del crudo a: A) Los contaminantes

(

)

B) Los hidrocarburos más ligeros

(

)

C) Las mezclas de hidrocarburos que hierven entre dos temperaturas.

(

)

D) El residuo

(

)

E) Los gases disueltos

(

)

2. La destilación TBP de una muestra de crudo, sirve para determinar: A) El contenido de agua

(

)

B) La gravedad específica

(

)

C) El contenido de sales

(

)

D) El % de las fracciones

(

)

E) El contenido de hidrocarburos aromáticos

(

)

A) Kerosina

(

)

B) Residuo

(

)

3. Las principales fracciones de un crudo son:

59

C) Benceno

(

)

D) Ácido sulfhídrico

(

)

E) Nafta

(

)

F) Metano

(

)

G) Gasóleos

(

)

H) Gas natural

(

)

A) La presión de vapor es mayor que la presión atmosférica

(

)

B) Alcanza 100 °C de temperatura

(

)

C) La presión de vapor es igual a la presión atmosférica

(

)

D) Se calienta arriba de 100 °C

(

)

E) Sus moléculas se disocian

(

)

A) Tiene menor peso molecular

(

)

B) Tiene mayor presión de vapor

(

)

C) Tiene mayor peso específico

(

)

D) Hierve a menor temperatura

(

)

E) Se evapora más fácilmente

(

)

4. Un líquido hierve cuando:

5. Un líquido es más volátil que otro cuando:

Indice

60

TEMA V ESTRUCTURA GENERAL DE UNA REFINERÍA Y PROCESOS DE SEPARACIÓN

61

ESTRUCTURA DEL SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN CON CAPACIDADES DE PROCESAMIENTO

Nota: La capacidad de procesamiento de crudo señalada para la refinería de Minatitlán es con la que operará después de la reconfiguración que se está llevando a cabo.

1. ESTRUCTURA 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.

62

 Plantas:  De tratamiento de agua.  Generadoras de energía eléctrica.  Generadoras de vapor.  Talleres de mantenimiento.  Laboratorios.  Seguridad industrial.  Protección ambiental.  Servicios médicos.

QUÉ FUNCIÓN TIENEN LAS REFINERÍAS El crudo, es un aceite que como tal no tiene ninguna aplicación útil, como combustible es muy pobre y difícil de quemar y contiene muchas impurezas (como azufre y metales), por lo que es necesario procesarlos para convertirlos en productos útiles que tengan demanda en el mercado. Qué produce una refinería: En el esquema siguiente se muestran, en general, los principales productos de una refinería.

PRODUCTOS

LPG

USOS COMBUSTIBLES DOMÉSTICOS Y DE TRANSPORTE.

CRUDO

GASOLINAS

COMBUSTIBLE AUTOMOTRIZ.

TURBOSINA

COMBUSTIBLES PARA AVIONES.

REFINERÍA KEROSINA

DIÁFANO (COMBUSTIBLE DOMÉSTICO E INDUSTRIAL.)

DIESEL

COMBUSTIBLE PARA TRANSPORTE PESADO.

COMBUSTÓLEO

COMBUSTIBLE INDUSTRIAL.

FIG. 16 PRINCIPALES PRODUCTOS DE UNA REFINERÍA

63

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, principalmente. 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.

64

PETRÓLEO CRUDO EN EL SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN (miles de barriles diarios)

FIG. 7A PROCESO DE PETRÓLEO CRUDO EN EL SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN

65

PROCESO DE PETRÓLEO CRUDO POR REFINERÍA (miles de barriles diarios)

FIG. 7B PROCESO DE PETRÓLEO CRUDO POR REFINERÍA

66

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS (miles de barriles diarios)

FIG. 7C ELABORACIÓN TOTAL DE PRODUCTOS EN EL SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN

67

ELABORACION DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS POR REFINERÍA (miles de barriles diarios)

FIG. 7D ELABORACIÓN DE PRODUCTOS POR REFINERÍA

68

ELABORACION DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS POR REFINERÍA (miles de barriles diarios)

FIG. 7E ELABORACIÓN DE PRODUCTOS POR REFINERÍA

69

En la figura siguiente se representan los principales procesos de una refinería moderna y en las tablas 8 y 9 se presenta la clasificación de los procesos de acuerdo a su separación y transformación química. PRODUCTOS GAS COMBUSTIBLE

C1 + C 2

PLANTA DE GASES

GASES

C + C 3 4

LPG C + C 5 6

PLANTA ESTABILIZADORA DE NAFTA

NAFTA LIG.

NAFTA ESTAB.

PLANTA HDS DE NAFTA

PLANTA DE ISOMERIZACIÓN

NAFTA DESULF.

ISOMERADO

PLANTA REFORMADO REFORMADORA DE NAFTA

PLANTA NAFTA PESADA CRUDO

DE DESTILACIÓN

KEROSINA

ATMOSFÉRICA GASÓLEO LIGERO

TURBOSINA

PLANTA HDS DE DESTILADOS INTERMEDIOS

MTBE GASÓLEO PESADO GASES GASOLINA

GASÓLEOS RESIDUO ATMOSFÉRICO

PLANTA DE DESTILACIÓN AL VACÍO

PLANTA DE DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA

DIESEL

iC 4

Me OH iC = 4

= C 4

ALQUILADO ALQUILACIÓN MTBE

Me OH iC = 5

TAME

TAME

GASOLINA CATALÍTICA

DE VACÍO

RESIDUO DE VACÍO

PLANTA REDUCTORA DE VISCOSIDAD UE

MEZCLAS

GASOLINA

RESIDUO CATALÍTICO LPG NAFTA DESTILADOS INTERMEDIOS

PLANTA H.OIL

GASÓLEOS A FCC PLANTA DE COQUE COMBUSTÓLEO

FIGURA 17 DIAGRAMA DE UNA REFINERÍA TÍPICA

70

TABLA 8: CLASIFICACIÓN DE LOS PROCESOS DE REFINACIÓN

FÍSICOS (No ocurren reacciones químicas)

QUÍMICOS (Ocurren reacciones químicas)

SEPARACIÓN

REARREGLO MOLECULAR

El crudo se separa en sus Los hidrocarburos fracciones estructura molecular)

cambian

DESINTEGRACIÓN

CONSTRUCCIÓN MOLECULAR

su Las moléculas grandes y complejas de Una molécula de hidrocarburo se une los hidrocarburos se desintegran con otra molécula para formar formando moléculas más pequeñas moléculas más grandes

· ·

Destilación atmosférica Destilación al vacío

· ·

Reformación catalítica Isomerización

· ·

Desintegración catalítica Reductora de viscosidad

·

Fraccionamiento de gases

·

Hidrodesulfuración

·

Hidrodesintegración (H.Oil)

·

· ·

Alquilación Eterificación: - MTBE - TAME

Coquizadora

71

DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS 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.

TABLA 9: AGRUPAMIENTO DE LOS PROCESOS ETAPA

NOMBRE

1

Separación del crudo

2

Elaboración de gasolina

3

Fondo de barril

PROCESOS

DESCRIPCIÓN

  

Destilación atmosférica Destilación al vacío Fraccionamiento de gases

Incluye los procesos que separan al crudo en varias fracciones, las cuales constituyen los primeros productos intermedios

     

Hidrodesulfuradoras (HDS) Reformadora de nafta Isomerización Desintegración catalítica Eterificación (MTBE y TAME) Alquilación

Incluye a los procesos que transforman la nafta y gasóleo, obtenidos en la primera etapa, en gasolina

 

Reductora de viscosidad Hidrodesintegración (H-Oil)

Incluye a los procesos que transforman el residuo de vacío en productos más ligeros

72

2. PROCESOS DE SEPARACIÓN 2.1. PROCESO DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA (Plantas Primarias)

PRODUCTOS PRIMARIOS

GASES NAFTA O GASOLINA

DESTINO

A PLANTA DE TRATAMIENTO Y FRACCIONAMIENTO DE GASES A PLANTA HDS DE NAFTA

TURBOSINA

A PLANTA HDS DE DESTILADOS INTERMEDIOS

KEROSINA

A PLANTA HDS DE DESTILADOS INTERMEDIOS

GASÓLEO LIGERO

A PLANTA HDS DE DESTILADOS INTERMEDIOS

GASÓLEO PESADO

A PLANTA DE DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA (FCC)

RESIDUO

A PLANTA DE DESTILACIÓN AL VACÍO

CRUDO PLANTA PRIMARIA

PRIMARIO

FIGURA 18 UBICACIÓN DEL PROCESO DENTRO DE LA REFINERÍA

Generalidades El primer proceso de separación en una refinería es el de la "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. Estas fracciones contienen impurezas principalmente compuestas de azufre y metales y no reúnen las especificaciones requeridas para ser utilizadas como productos finales, por esto, constituyen la materia prima para otros procesos en donde se eliminan estas impurezas y se adecuan a las especificaciones de calidad requeridas. 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 (B.P.D.).

73

REFINERÍAS DE PETRÓLEOS MEXICANOS

NOMBRE

PROCESO DE CRUDO (Miles de barriles por día)

ESTADO

Cadereyta

Nuevo León

270

Madero

Tamaulipas

195

Minatitlán

Veracruz

350

Salamanca

Guanajuato

245

Salina Cruz

Oaxaca

330

Tula

Hidalgo

320 TOTAL

1710

74

CONDENSADOR DE GASOLINA 40 ºC 120º C

A.E.

GASES ACUMULADOR DE GASOLINA

NAFTA

(5) TURBOSINA RIL

A T M O KEROSINA S F É R GASÓLEO I LIGERO C A

T O R R E

(6) RIP

AGOTADOR VAPOR

TURBOSINA A.E.

AGOTADOR KEROSINA A.E. AGOTADOR GASÓLEO LIGERO A.E.

350 ºC 300ºC CALENTADOR DE CARGA

RESIDUO

(4)

GASÓLEO PESADO A.E. RESIDUO ATMOSFÉRICO

VAPOR RESIDUO

(6)

250ºC (2)

(3)

(5)

(1) CRUDO DE CARGA

GASÓLEO PESADO

RIP

GASÓLEO LIGERO

DESALADORA

GASÓLEO PESADO

RIP

GASÓLEO LIGERO

FIGURA 19 PLANTA DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA

Descripción del proceso El petróleo que se procesa en las refinerías, es una mezcla de los crudos mexicanos Maya, Istmo y Olmeca, ésta es enviada a través de una red de oleoductos, desde las zonas productoras principalmente de las áreas de Villahermosa y Campeche, y es recibida en las refinerías en tanques de almacenamiento, donde se les proporciona un tiempo adecuado de reposo, con la finalidad de separar el agua y sedimento que pudieran haber arrastrado. Los tanques se purgan periódicamente para desalojar estos contaminantes, como se muestra esquemáticamente en la figura 20.

75

FIGURA 20 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO

En estos tanques se toman muestras para hacer los análisis necesarios en el laboratorio y determinar las propiedades físicas, composición y la cantidad de impurezas que contiene el crudo que se va a procesar en la refinería; de esta forma, se efectúan los ajustes operativos necesarios. El resultado de los análisis rutinarios proporciona los siguientes datos sobre el crudo: destilación (% de las fracciones), peso específico, viscosidad, contenido de sales, agua y sedimento. De los tanques de almacenamiento, el crudo es enviado a las plantas primarias por medio de bombas centrífugas o por gravedad, aquí es recibido por las bombas de carga que le proporcionan la presión suficiente para fluir por la planta. Las bombas de carga toman el crudo y lo envían hacia la planta, primero entra al tren de precalentamiento, donde se calienta, con las corrientes calientes que salen de la torre fraccionadora y de esta forma aprovechar el calor que sale del sistema y enfriar esas corrientes para su posterior proceso. El crudo intercambia calor con la corriente de gasolina que sale del domo de la torre fraccionadora (en algunos procesos), luego con la turbosina, reflujo intermedio ligero (RIL) y kerosina, elevando su temperatura hasta 130 ºC; en seguida, entra a la desaladora que opera a una presión entre 5 a 20 kg/cm2, suficiente para mantener los gases en estado líquido, en donde la emulsión de crudo con agua es sometido a un campo eléctrico para separar el agua salada.

76

El crudo sale de la desaladora con menos de 5 libras por cada mil barriles de sal (5 lb/mb) y 0.1% de agua como máximo y en seguida intercambia calor con las corrientes de gasóleo ligero (GL), reflujo intermedio pesado (RIP) y gasóleo pesado (GP), elevando su temperatura hasta 300 ºC; para alcanzar la temperatura de alimentación a la torre (350 ºC), el crudo es calentado en el "calentador de carga" vaporizándose parcialmente. Al entrar al calentador, el crudo se divide en varios serpentines para su mejor calentamiento, se usa gas o combustóleo, con quemadores distribuidos en la base o en los lados, según el diseño del calentador. El crudo parcialmente vaporizado que sale del calentador y es conducido a través de las "líneas de transfer" a la torre fraccionadora atmosférica, que contiene normalmente entre 30 y 35 platos, como se muestra en la figura 21; aquí el crudo se separa en sus diferentes fracciones.

VAPORES DE GASOLINA

REFLUJO 35

23

PLATOS

KEROSIN A

20 SECCIÓN DE RECTIFICACIÓN

14

TURBOSINA

PLATOS

GASÓLEO LIGERO GASÓLEO PESADO

8

5

CRUDO 350 ºC

4 SECCIÓN DE AGOTAMIENTO

1 VAPOR

RESIDUO ATMOSFÉRICO

FIGURA 21 DIAGRAMA DE UNA TORRE FRACCIONADORA ATMOSFÉRICA

77

Como se muestra en la figura 22 los platos dentro de la torre sirven para poner en contacto los vapores ascendentes con la corriente líquida descendente, originada en el reflujo del domo (parte superior). Al ponerse en contacto estas dos corrientes intercambian calor; los vapores se enfrían y como resultado los componentes más pesados se condensan, éstos se suman a la corriente líquida que sale del plato. La corriente líquida se calienta y como consecuencia los componentes ligeros se vaporizan, uniéndose a la corriente de vapores que ascienden. Cada plato trabaja a una temperatura determinada, la temperatura de los platos va aumentando del domo hacia abajo. LÍQUIDO

LÍQUIDO

VAPORES

FIGURA 22 ESQUEMA DE UN PLATO DE CACHUCHAS

La torre fraccionadora consta de dos secciones principales, la de agotamiento que comprende de la entrada de alimentación hacia la parte inferior de la torre y la sección de rectificación que comprende de la entrada de alimentación hacia el domo de la torre. Al entrar la corriente del crudo a la torre fraccionadora los vapores se separan y ascienden hacia el domo, poniéndose en contacto a través de los platos con la corriente líquida que desciende. La concentración de los componentes ligeros en los vapores va aumentando conforme ascienden y la concentración de componentes pesados en la corriente líquida aumenta conforme desciende.  Gases y gasolina natural Los vapores que salen por el domo de la torre están compuestos por gases (metano, etano, propano y butano) más los componentes de la gasolina o nafta, éstos llegan a un "condensador de gasolina" enfriado por agua, donde se

78

condensan los vapores de gasolina, pasando posteriormente a un "acumulador de gasolina", en el cual se separan los gases que no se condensaron (metano, etano, propano y butano). La gasolina líquida del acumulador a temperatura de 40 ºC, la toman las bombas de reflujo y una parte es regresada a la torre como reflujo del domo para mantener una temperatura en el domo de 130 ºC. El resto de la gasolina, constituye la gasolina cruda o gasolina primaria y es enviada a almacenamiento o directamente a las plantas de hidrotratamiento para desulfurarla. Los gases que no se condensaron salen por la parte superior del acumulador hacia la sección de un compresor para ser enviados a la sección de fraccionamiento y tratamiento de gases de la planta catalítica. La presión de la torre es controlada entre 0.5 a 0.8 kg/cm2 por una válvula que regula la salida de los gases del acumulador. La temperatura final de la gasolina (TFE) se controla entre 190 y 210 ºC por medio de la temperatura del domo de la torre que a su vez se controla con el reflujo. La gasolina que sale de la planta primaria es de bajo octano (alrededor de 52 octanos); además, contiene azufre y metales, por lo que es necesario enviarla a otra planta para quitarle estas impurezas y aumentarle el número de octano.  Turbosina La turbosina se extrae del plato núm. 28 de la torre fraccionadora, el cual tiene una temperatura de 180 ºC. En seguida pasa a un agotador en donde se pone en contacto con vapor sobrecalentado para regresar a la torre los componentes ligeros que se hayan arrastrado y, de esta manera, controlar la temperatura de inflamación mayor de 38°C e inferior a 50 ºC. La turbosina sale del agotador y la toman unas bombas centrífugas que la envían a la planta hidrodesulfuradora de destilados intermedios para eliminarle los compuestos de azufre o a almacenamiento, intercambiando calor previamente con el crudo de carga y enfriándose con agua en sus respectivos bancos de cambiadores de calor.  Destilados intermedios Las extracciones de la torre fraccionadora de kerosina, gasóleo ligero y gasóleo pesado, siguen la misma trayectoria de flujo que la turbosina. La kerosina y el gasóleo ligero se envían a las plantas hidrodesulfuradoras de destilados intermedios. El gasóleo pesado se envía a la planta de desintegración catalítica (FCC). La torre fraccionadora cuenta además con dos reflujos intermedios: reflujo intermedio ligero (RIL) y reflujo intermedio pesado (RIP), los cuales equilibran la

79

carga térmica dentro de la torre, evitando el tránsito de grandes cantidades de vapores en la sección de rectificación.  Residuo El residuo atmosférico sale de la torre fraccionadora con temperatura cercana a 340 ºC, lo toman las bombas de residuo atmosférico, y lo envían al banco de cambiadores de calor, donde se enfría parcialmente, cambiando calor con el crudo de carga. De aquí, se manda a la planta de destilación al vacío o a almacenamiento, enfriándose previamente en una caja enfriadora con agua. El vapor recalentado que se inyecta en el fondo de la torre sirve para despojar al residuo de los componentes ligeros.

2.2. PLANTA DE DESTILACIÓN AL VACÍO

CRUDO DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA DE VACÍO GASÓLEOS DESTILACIÓN AL VACÍO

PLANTA CATALÍTICA

RESIDUO ATMOSFÉRICO A PLANTA REDUCTORA DE VISCOSIDAD RESIIDUO DE VACÍO

H-OIL COQUIZADORA

FIGURA 23 UBICACIÓN DEL PROCESO EN LA REFINERÍA

Generalidades. El proceso de la destilación al vacío se lleva a cabo a 50 mm de Hg de presión absoluta y una temperatura de 385°C aproximadamente, tiene como objetivo principal extraer los destilados ligeros que contiene el residuo atmosférico (llamado también crudo reducido), debido a que estos destilados ligeros ya separados, tienen mayor valor económico y aprovechamiento en la refinería. Los gasóleos y el residuo de vacío que se obtienen pueden tener varios usos, dependiendo del tipo de crudo procesado, la configuración de la refinería, la capacidad de los procesos y la demanda de los productos. 80

Esto significa, que la función general de la torre de vacío es recuperar la máxima cantidad de destilados, obteniendo las especificaciones de los gasóleos y del residuo de vacío, de acuerdo a la aplicación que se les vaya a proporcionar. Los gasóleos de vacío tienen varios usos y aunque tienen las mismas propiedades generales, cada aplicación tiene consideraciones especiales en sus especificaciones, las cuales se describen brevemente a continuación:  Aceites lubricantes Para producir fracciones o cortes de aceites lubricantes, las principales especificaciones a controlar son: la viscosidad, impurezas pesadas, color y en cierto grado la temperatura inicial y final de ebullición.  Carga a Planta Catalítica (FCC) Como carga a la planta catalítica, en este caso, requieren estar libres de impurezas principalmente metales y materiales asfálticos.  Carga a Plantas de Hidrotratamiento Como carga a las plantas de hidrotratamiento o hidrocracking no es muy importante que estén libres de metales, ya que éstos son utilizados en los catalizadores de hidrogenación; sin embargo, es importante que estén limitados en el contenido de carbón y de material asfáltico. Las propiedades del residuo de vacío pueden ser ajustadas en diferentes formas: Cuando la producción de gasóleos ésta debe ser la mayor posible y, por consecuencia, la presencia de ellos es mínima en el residuo, éste puede enviarse a mezclado para elaborar combustibles residuales. En las refinerías modernas es enviado a procesos de desintegración térmica o catalítica como son la reductora de viscosidad, coking o hidrocracking, donde se transforman en productos más ligeros y valiosos como la gasolina. Una cantidad apropiada de gasóleos debe permanecer en el residuo de vacío para proporcionar a éste el grado apropiado de plasticidad cuando va a ser utilizado posteriormente para elaborar asfalto. No todos los crudos pueden ser utilizados para elaborar asfalto, únicamente aquellos residuos que tienen las propiedades adecuadas para proporcionar en forma conveniente las aplicaciones de asfalto. Presión de vacío Como ya se explicó en el capítulo IV, para disminuir la temperatura de ebullición de una mezcla, se utiliza presión negativa o de vacío.

81

Se le llama presión negativa o de vacío a aquélla que tiene un valor menor a la presión atmosférica y presión positiva a la que es mayor. El valor de la presión atmosférica es variable y depende de la altitud del lugar donde se mide. Al nivel del mar su valor es de 760 mmHg (milímetros de mercurio), 14.7 psi (libras por pulgada2), ó 1.03 kg/cm2 (kilogramos por centímetros cuadrados) y entonces se le llama presión atmosférica "estándar". Se llama presión absoluta cuando la medición se hace partiendo del cero absoluto de presión o de vacío total; y presión manométrica cuando la medición se hace a partir de la presión atmosférica. El vacío se mide en mm o en pulg de Hg o de agua. En la práctica la presión de vacío significa los mmHg en que se ha disminuido la presión atmosférica. Eyectores de vacío Los eyectores son equipos auxiliares sencillos en su construcción que se utilizan en las plantas para hacer vacío en equipos mayores como torres de destilación y acumuladores, para su funcionamiento normalmente utilizan vapor al que se le llama "vapor motriz" Los gases que no condensan dentro de la torre de vacío, aparecen en el domo de la torre y son los que tienden a elevar la presión. Para provocar el vacío se utilizan los eyectores, los cuales succionan los gases y los envían a un enfriador para que puedan ser condensados y así recuperarlos. Los que no condensan se envían a un quemador.

82

VAPOR

PAQUETE DE VACÍO

INCODENSABLES A QUEMADOR

TORRES DE DESTILACIÓN AL VACÍO

VAPORES

NOTA: GOLV = GASÓLEO LIGERO DE VACIO GOPV = GASÓLEO PESADO DE VACIO

P=15mmHg.a A.E.

A.E. A.E. A.E.

GASÓLEO LIGERO

TANQUE DE SELLOS

TANQUE DE INCONDENSABLES AGUA AMARGA A TRATAMIENTO ACEITE A RECUPERADO

CALENTADOR DE CARGA

GASÓLEO PESADO

A.E. MEZCLA DE GASÓLEOS (A PLANTA CATALÍTICA)

ACUMULADOR 385 ºC

CAMBIADORES DE CARGA VS GOPV

VAPOR

CARGA

CAMBIADORES DE CARGA VS RESIDUO DE VACÍO

RESIDUO ATMOSFÉRICO (DE LA PLANTA PRIMARIA)

BOMBAS DE CARGA

RESIDUODE VACÍO A LAS PLANTAS: ª REDUCTORA DE VISCOSIDAD ª HIDROCRACKING ª ASFALTO

FIGURA 24 DIAGRAMA DE FLUJO PLANTA DE DESTILACIÓN AL VACÍO

Descripción del proceso El residuo atmosférico proveniente de la Planta de Destilación Atmosférica, es tomado por las bombas de carga, que lo envían a través del circuito de precalentamiento, cambiando calor con la corriente de gasóleo pesado caliente que sale de la torre; posteriormente, llega a un calentador, en donde se calienta a una temperatura cercana a 385 ºC, ocurriendo con ello la evaporación parcial de los destilados (gasóleos). La carga parcialmente vaporizada sale del calentador, entra a la "zona flash" de la torre de destilación al vacío, en donde termina de evaporarse por efecto del vacío. Los vapores que se separan en la "zona flash" ascienden hacia el domo de la torre, y se ponen en contacto en una sección de empaque tipo rejilla, con una recirculación caliente de gasóleo pesado, con el propósito de eliminar los posibles arrastres de líquido y carbón y así evitar que el producto salga manchado. Esta sección está complementada con una malla de separación líquido-vapor, que evita el arrastre de líquidos pesados con la corriente de vapor que asciende a la siguiente sección superior. Aquí, los vapores se ponen en contacto con una recirculación fría de gasóleo pesado, en una sección de empaque de tipo rejilla y anillos, lo que ocasiona que

83

se condensen parcialmente los vapores. El líquido condensado se extrae de la torre como gasóleo pesado hacia el tanque acumulador de gasóleo pesado. Los vapores que no condensaron, ascienden a la siguiente sección y se ponen en contacto, a través de una sección de empaque de anillos, con una corriente de lavado de gasóleo ligero caliente, que sirve para eliminar los arrastres de líquido provenientes de la sección inferior. Los vapores lavados ascienden a la siguiente sección, donde se ponen en contacto, a través de un lecho combinado de empaque tipo rejilla y anillos, con una corriente fría de gasóleo ligero, el líquido condensado se extrae de la torre en un plato de extracción total, que alimenta a las bombas de gasóleo ligero. Los vapores residuales que no condensaron a través de la torre, constituyen "los gases de carga a los eyectores" y están constituidos principalmente de hidrocarburos ligeros que son arrastrados, vapor de agua y aire infiltrado. La parte inferior de la torre constituye la sección de agotamiento por donde baja la fase líquida llamada residuo de vacío que se separó en la zona flash; esta sección, normalmente está constituida por platos perforados de mampara, mezclándose con vapor de agotamiento en la parte inferior del último plato con el objeto de separar los hidrocarburos ligeros que se presentan en el residuo. El residuo de vacío después de haber sido agotado por el vapor de agua, sale y es tomado por las bombas de fondos y enviado hacia la sección de calentamiento de la carga. Al salir de los cambiadores, una parte del residuo es recirculado hacia la bota del fondo de la torre, para mantener una temperatura relativamente baja del residuo de vacío (360 ºC) y así evitar la descomposición térmica del mismo. El resto del residuo puede ser enviado a las siguientes plantas: reductoras de viscosidad, HOil, coking o de asfalto. El gasóleo pesado que sale de la torre de vacío, pasa al tanque acumulador de gasóleo pesado; en donde una parte retorna a la torre como recirculación de gasóleo pesado caliente, y la otra, se dirige a los cambiadores de calor de carga, donde se enfría parcialmente (el gasóleo), y en seguida se divide en dos corrientes, una retorna a la torre de vacío, como recirculación de gasóleo pesado frío, y la otra, sale del acumulador de gasóleo pesado a la planta de desintegración catalítica (FCC). El gasóleo ligero se extrae de la sección de condensación superior de la torre de vacío por medio de las bombas de gasóleo ligero, esta corriente se divide en tres partes; la primera regresa a la torre de vacío como recirculación de gasóleo ligero caliente; la segunda, regresa al domo de la torre como reflujo de gasóleo ligero frío; la tercera, sale a control de nivel del plato de extracción del gasóleo ligero,

84

hacia los límites de batería y se une con el gasóleo pesado para constituir la carga a la Planta de Desintegración Catalítica. Por el domo de la torre se extraen los gases por medio de dos trenes de eyectores que operan en paralelo, en donde se condensan los hidrocarburos ligeros. El condensado se envía a un tanque de sellos, donde se separan los hidrocarburos, el agua y los gases incondensables se envían a la atmósfera.

2.3. PLANTA ESTABILIZADORA DE NAFTA Y FRACCIONADORA DE GASES

SEPARACIÓN DE GASES

GASES DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA

A.E

GAS COMBUSTIBLE GLP

COMPRESOR

ACUMULADOR NAFTA LIGERA

ESTABILIZADORA DE NAFTA

NAFTA ESTABILIZADA

FIGURA 25 UBICACIÓN DEL PROCESO EN LA REFINERÍA

Descripción del proceso La corriente de gases que salen del acumulador de nafta de la planta de destilación atmosférica está compuesta de hidrocarburos ligeros (metano, etano, propano y butano) y además contiene ácido sulfhídrico. El objetivo de este proceso es recuperar de esta corriente el propano y el butano para ser utilizados como gas licuado del petróleo (GLP) o como materia prima para elaborar otros productos petroquímicos. Al salir del acumulador, la corriente de gases se dirige a la succión de un compresor centrífugo, para aumentar su presión y ser alimentada a la sección de fraccionamiento y tratamiento de gases. Por otra parte, la corriente líquida de nafta ligera que proviene del fondo del mismo acumulador, contiene algo de hidrocarburos ligeros, los cuales deben separarse para obtener la nafta estabilizada. Esta corriente se alimenta a una torre "estabilizadora de nafta" donde se separan y salen por la parte superior los 85

hidrocarburos ligeros y por el fondo se obtiene la gasolina estabilizada, libre de butano y más ligeros, ésta es enviada a la planta hidrodesulfuradora de nafta (HDS) para eliminarle los compuestos de azufre. La nafta estabilizada es aquélla a la que se le han eliminado los hidrocarburos ligeros; por lo cual, ha reducido su presión de vapor y puede ser almacenada en tanques atmosféricos, sin evaporación de hidrocarburos a la atmósfera. Las corrientes de hidrocarburos ligeros, son enviadas a una torre debutanizadora de la sección de fraccionamiento, donde se separa por la parte superior una corriente que contiene metano, etano y propano, y por la parte inferior se obtiene la corriente en fase líquida de butano. La corriente con el propano y más ligeros, se alimenta a una torre depropanizadora donde se separa el propano líquido por el fondo y el gas residual conteniendo metano y etano salen por el domo. Normalmente, la corriente de propano se une con la corriente de butano para constituir el gas licuado del petróleo (GLP), pero pueden ser utilizados también en forma independiente para elaborar otros productos. H2 S GASES

TORRE C 4

DEBUTANIZADORA C 1, C 2, C 3

A GAS

GAS RESIDUAL C 1+ C 2

ENDULZAMIENTO CON AMINAS

COMBUSTIBLE

TORRE ESTABILIZADORA TORRE DEPROPANIZADORA NAFTA LIGERA

H 2S

BUTANO

PROPANO GLP

GLP ENDULZAMIENTO CON AMINAS

NAFTA ESTABILIZADA A HDS

FIGURA 26 DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO

Las corrientes de gas residual (metano etano) y de GLP (propano y butano), son sometidas a un proceso de endulzamiento para eliminarles el azufre, el cual está presente en forma de ácido sulfhídrico (H2S). Este proceso consiste en poner en contacto estas corrientes, con soluciones de aminas las cuales absorben el H 2S dejando a los hidrocarburos libres de este compuesto. El gas residual finalmente es conducido a la red de gas combustible de la refinería, y el GLP, es enviado a almacenamiento, para su distribución y venta. 86

EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN Instrucciones: Seleccione marcando con una "X" la(s) respuesta(s) correcta(s).

1. Algunos de los principales productos que se obtienen en una refinería son: A) Alcohol

(

)

B) Diesel

(

)

C) Turbosina

(

)

D) Gas combustible

(

)

E) Gasóleo pesado

(

)

2. En refinación, a los procesos que cambian la estructura molecular de los hidrocarburos, se les clasifica como: A) Construcción molecular

(

)

B) Desintegración

(

)

C) Rearreglo molecular

(

)

D) Destilación atmosférica

(

)

E) Endulzamiento

(

)

A) El fraccionamiento de los gases

(

)

B) La separación del crudo en sus fracciones

(

)

3. El proceso de destilación atmosférica tiene como objetivo:

87

C) Separar del crudo los compuestos ligeros

(

)

D) Obtener la gasolina

(

)

E) Separar los compuestos aromáticos

(

)

4. La nafta que se obtiene en la planta de destilación atmosférica, se utiliza como: A) Gasolina de alto octano

(

)

B) Alimentación a la planta hidrodesulfuradora

(

)

C) Elaboración de turbosina

(

)

D) Alimentación a la planta de desintegración catalítica

(

)

E) Elaboración de diáfano

(

)

A) Separar la gasolina remanente del residuo

(

)

B) Elaborar combustóleo

(

)

C) Separar la turbosina

(

)

D) Obtener residuo de vacío

(

)

E) Recuperar los gasóleos que contienen el residuo atmosférico

(

)

5. La planta de destilación al vacío, tiene como objetivo:

Indice

88

TEMA VI PROCESOS PARA ELABORAR GASOLINA

1. PROCESOS PARA ELABORAR GASOLINA

89

1.1. PLANTA HIDRODESULFURADORA (HDS) DE NAFTA, Y DESTILADOS INTERMEDIOS

REFORMACIÓN

REFORMADO

H S2

DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA

NAFTA

NAFTA

TURBOSINA

TURBOSINA

HD S

KEROSINA

KEROSINA

VENTAS

DIESE L

GASÓLEO LIGERO

HIDRÓGEN O

FIGURA 27 UBICACIÓN DEL PROCESO EN LA REFINERÍA

Generalidades Los crudos que se procesan en una refinería contienen contaminantes como azufre y metales. Al separarse el crudo en varias fracciones (en la destilación atmosférica), los contaminantes se distribuyen en ellas, concentrándose más a medida que la fracción se compone de hidrocarburos más pesados. En las corrientes de gases compuestas de hidrocarburos ligeros, el azufre está presente en forma de ácido sulfhídrico (H2S); y a partir de hidrocarburos con 6 átomos de carbón, forma compuestos con los propios hidrocarburos o está ocluido en ellos. El proceso mediante el cual se eliminan los compuestos de azufre y metales de los hidrocarburos utilizando hidrógeno, se llama en forma genérica HIDROTRATAMIENTO. En las refinerías este proceso se realiza para desulfurar la nafta, la turbosina, la kerosina y el gasóleo ligero, antes de enviarlos a almacenamiento como producto final; en algunas refinerías, se hidrotratan los residuos de vacío para desulfurarlos o desintegrarlos.

90

Existen varias razones para eliminar estos contaminantes por medio de hidrotratamientos, entre los más importantes pueden mencionarse los siguientes:



El azufre y los metales envenenan a los catalizadores, que son utilizados en los procesos de reformación y desintegración catalítica.



Las normas ambientales restringen el contenido de azufre en las emisiones a la atmósfera y en los combustibles que se elaboran en las refinerías.



Mejorar la calidad de los combustibles, ya que al quemarse se eliminan los malos olores y disminuye la formación de humo.

Descripción del proceso La carga constituida por la corriente de hidrocarburos que se va a desulfurar (nafta, turbosina, kerosina o gasóleo ligero) se mezcla con una corriente rica en hidrógeno; y luego se calienta hasta una temperatura que oscila entre 260 y 425 ºC en un calentador de fuego directo La mezcla es cargada a un reactor que contiene un catalizador de níquel molibdeno, en donde toman lugar las siguientes reacciones principales:

C4

GASES

-

AMARGOS TORRE DEBUTANIZADORA H

iC6

ISOHEXANO (+)

2

COMPRESOR

TORRE FRACCIONADORA

A.E

REACTOR CALENTADOR

SEPARADOR

NAFTA DESULFURADA NAFTA AMARGA

A.E = Agua de enfriamiento (+) = Más pesadas

FIGURA 28 DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE HIDROTRATAMIENTO DE NAFTA

 

El hidrógeno se combina con los átomos de azufre para formar ácido sulfhídrico. Algunos metales contenidos en las corrientes de hidrocarburos son depositados sobre el catalizador.

91



Los compuestos olefínicos, aromáticos o nafténicos son saturados con hidrógeno y toman lugar algunas reacciones de desintegración, formando hidrógeno más hidrocarburos ligeros: metano, etano, propano, butano y pentano.

La mezcla caliente que sale del reactor, es enfriada hasta una temperatura de 55 ºC, cambiando calor contra la carga, y luego con agua de enfriamiento, con lo cual se condensan la mayor parte de los hidrocarburos; en seguida, la corriente entra a un separador, donde por la parte superior sale una corriente de gases, rica en hidrógeno hacia la succión de un compresor centrífugo que la recircula para mezclarse con la carga. La fase líquida del acumulador pasa primero a una torre debutanizadora y los fondos de esta torre van posteriormente a una torre deisohexanizadora; donde por la parte superior, se obtiene una corriente de hidrocarburos compuesta por isohexano, hexano, isopentano y pentano, y por el fondo se obtiene la corriente de hidrocarburos desulfurada. La corriente de hidrocarburos ligeros amargos conteniendo ácido sulfhídrico se envía a la planta de tratamiento de gases. La mezcla de isohexano y más ligeros, se envía a la planta fraccionadora de gases o a la planta de isomerización, y la corriente de hidrocarburos desulfurada, se envía a la planta reformadora de nafta, o a almacenamiento si se trata de turbosina, kerosina o diesel.

1.2. PLANTA DE REFORMACIÓN CATALÍTICA La nafta que se obtiene en la planta de destilación atmosférica es de bajo octano (53), ya que en su composición predominan los hidrocarburos parafínicos y nafténicos; por lo tanto, no es conveniente que sea utilizada directamente como componente de la mezcla para elaborar las gasolinas, esto hace necesario someterla a un proceso de reformación catalítica para incrementar su octanaje.

CRUDO DESTILACIÓN

NAFTA

ATMOSFÉRICA (53

ESTABILIZADORA

NAFTA EST.

H.D.S

NAFTA DES.

REFORMADORA

REFORMADO (90 OCTANOS)

OCTANOS)

FIGURA 29 UBICACIÓN DEL PROCESO EN LA REFINERÍA

92

GENERALIDADES El número de octano o calidad antidetonante de una gasolina, representa la capacidad del combustible para no alcanzar su temperatura de autoignición cuando se comprime en los cilindros de un motor. Una gasolina de bajo octano inicia por sí sola su combustión al comprimirse, antes de que el pistón termine su carrera, originando con esto golpeteos sobre el mismo pistón que se transmite al cigüeñal. La gasolina de alto octano, se quema con la chispa de la bujía, evitando los efectos de una gasolina pobre en octano. La modernización de los automóviles ha hecho que los motores requieran gasolinas que soporten mayor relación de compresión, para ser más eficientes; por esto, las refinerías se han visto en la necesidad de producir gasolina de mayor octanaje y uno de los caminos ha sido la instalación de las plantas reformadoras, donde los hidrocarburos parafínicos y nafténicos presentes en la nafta primaria son convertidos a hidrocarburos aromáticos de alto número de octano. El esquema siguiente muestra la relación entre la estructura química de los hidrocarburos, y el número de octano.

TABLA 10: COMPARACIÓN DEL NÚMERO DE OCTANO Y ESTRUCTURA QUÍMICA HIDROCARBUROS DE 6 CARBONES

FÓRMULA

NÚM. DE OCTANO

CLASIFICACIÓN

Hexano Normal

32 Parafina C H C H C H C H C H C H 3 2 2 2 2 3

Isohexano

83 Isoparafina C H C H C H C H C H 3 2 2 3 C H 3

Ciclohexano

83

Nafteno

Benceno

105

Aromático

La reformación catalítica de la nafta es un proceso químico de rearreglo molecular, donde los hidrocarburos parafínicos se convierten a isoparafínicos, nafténicos y aromáticos; lo cual genera mayor octanaje y puede representase en forma ilustrativa con las siguientes reacciones químicas:

93

CH - CH - CH - CH - CH 3 2 2 2 CH 3

CH

3

ISOPARAFINA

CH + H 2 3

CATALIZADOR CH - CH - CH - CH - CH - CH 3 2 2 2 2 2 3 CH -

CALOR

PARAFINA

NAFTÉNICO

+H

2

AROMÁTICO

FIGURA 30 REACCIONES QUÍMICAS EN LA REFORMACIÓN CATALÍTICA

RECIRCULACIÓN DE

H

H2 A

2

HDS GASES

COMPRESOR DE H 2 H2 REACTOR 1

CALENTADOR 1

REACTOR 2

CALENTADOR 2

REACTOR 3

SEPARADOR

ESTABILZADOR A

CALENTADOR 3 ENFRIADOR

REFORMADO

NAFT A

FIGURA 31 DIAGRAMA TÍPICO DE UNA PLANTA REFORMADORA

Descripción del proceso La nafta desulfurada que proviene de la planta hidrodesulfuradora, constituye la carga a la planta reformadora. Al entrar se le adiciona una corriente de hidrógeno; en seguida, la mezcla es precalentada con la corriente que sale del último reactor. Las reacciones de reformación son endotérmicas y se llevan a cabo en los reactores a una temperatura cercana a 550 ºC, por lo que es necesario llevar a cabo estas reacciones en varias etapas y reponer el calor requerido entre reactor y reactor. La mezcla entra al primer calentador donde se vaporiza y alcanza la temperatura de 550 ºC, en seguida, entra al primer reactor donde se llevan a cabo las

94

reacciones de reformación en forma parcial. La temperatura de la carga disminuye y vuelve a entrar al segundo calentador para alcanzar nuevamente la temperatura de 550 ºC, para pasar al segundo reactor donde se vuelve a calentar y, finalmente, al último reactor donde se terminan las reacciones. La corriente que sale del tercer reactor está compuesta principalmente por hidrógeno, hidrocarburos ligeros y una mezcla de hidrocarburos reformados con rangos de ebullición entre 55 y 210 ºC, al que se llama "reformado", al salir del reactor, la mezcla se enfría, cambiando calor contra la carga y luego en un enfriador con agua, condensándose la mayor parte de los hidrocarburos; en seguida, pasa a un separador donde por la parte superior sale una corriente gaseosa rica en hidrógeno, la cual es tomada por el compresor de hidrógeno. Una parte es recirculada para mezclarse con la carga y otra es enviada a las plantas que requieren hidrógeno como la planta HDS. La fase líquida del separador es enviada a una torre estabilizadora donde se separan por la parte superior los hidrocarburos ligeros, los cuales se envían a la planta de gases para su separación y por la parte inferior se obtiene el "reformado", el cual se alimenta a una torre isohexanizadora, donde por la parte superior se obtiene una corriente de isohexano (-) que contiene pentano, isopentano, hexano e isohexano, la cual es enviada a la planta de isomerización, por la parte inferior de la torre se obtiene el "reformado", el cual tiene alrededor de 90 octanos y es enviado a mezclas como componente de las gasolinas.

1.3. PLANTA DE ISOMERIZACIÓN NAFTA LIGERA

ESTABILIZADORA

ISOMERIZACIÓ N

DESTILACIÓN ATMOSFÉRIC A

NAFTA

ISOMERADO

HDS REFORMACIÓN

FIGURA 32 UBICACIÓN DEL PROCESO EN LA REFINERÍA

Generalidades La Isomerización es un proceso catalítico donde los hidrocarburos parafínicos de 5 y 6 átomos de carbón, pentano y hexano sufren un rearreglo molecular sin cambiar el número de carbones. Consiste en la reubicación de un radical de la molécula original a una posición "iso" de la molécula resultante, lo cual le da a esta última, características diferentes a la molécula original, como es el índice de octano, muy importante en la industria de la refinación, lo anterior se ilustra con el siguiente ejemplo: 95

Pentano (Parafínico)

Isopentano (Isoparafina) CATALIZADOR

CH3- CH2-CH2-CH2-CH3

CH3-CH2-CH-CH3 CH3

núm. de octano = 62

núm. de octano = 92

Al cambiar la estructura molecular, se modifican sus propiedades físicas, incrementándose la presión de vapor y el número de octano. En este caso, al pasar el pentano a isopentano hay una ganancia de octanaje igual a 30 octanos, el hexano normal tiene un índice de octano de 25 y al pasar a isohexano sube el octanaje a 75, originando una ganancia de 50 octanos. Con esto se puede establecer que la isomerización es un proceso útil en las refinerías para aumentar el octanaje de las corrientes que contienen hidrocarburos parafínicos de bajo peso molecular, como es el pentano y el hexano (C 5+C6), y el producto resultante llamado isomerado, ayuda a aumentar el octanaje de la mezcla utilizada para formular la gasolina. La corriente de "isohexano y más ligeros" que se obtienen en la torre deisohexanizadora de la Planta Reformadora de Nafta, es rica en pentano y hexano, pero además contiene isopentano e isohexano con un índice de octano igual a 73 y constituye la carga a la planta de isomerización.

RECIRCULACIÓN DE C

5 +C 6

iC 5 + iC 6

GASES LIGEROS

H 2 + cloro

H2 A.E. CARGA REACTOR SEPARADOR ISOMERADO FRACCIONADORA DE ISÓMEROS

ESTABILIZADORA

AGOTADORA

FIGURA 33 DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE ISOMERIZACIÓN

96

Descripción del proceso La carga es alimentada a una torre fraccionadora que sirve para separar los isómeros (iC5+iC6). Por la parte superior, se separan estos compuestos, y por la inferior sale una corriente que contiene la mezcla de pentano y hexano, los cuales se calientan intercambiando calor con el efluente del reactor y con un calentador a fuego directo; en seguida, entra la mezcla a un reactor que contiene un catalizador a base de platino y alúmina clorada, donde se llevan a cabo las reacciones de isomerización con una conversión de 50%. Saliendo del reactor la mezcla es enfriada, condensándose la mayor parte de los hidrocarburos; posteriormente, pasa a un separador o tanque de flasheo, donde se separa una corriente de gases rica en hidrógeno, el cual se forma en las reacciones. La mezcla es enviada por medio de un compresor centrífugo para mezclarse con la carga, junto con hidrógeno (H2) y cloro de repuesto. La fase líquida del separador es alimentada a una torre estabilizadora que separa por la parte superior una corriente conteniendo gases ligeros, por la parte inferior sale una corriente conteniendo los isómeros y compuestos que no reaccionaron, ésta es enviada a una torre agotadora que separa por la parte superior las mezclas de (C5+C6) la cual es recirculada a la carga de la fraccionadora para reprocesarse y por la parte inferior de la torre se obtiene la mezcla de isómeros que se envía como isomerado a la mezcla de gasolinas.

1.4. PLANTA DE DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA (FCC)

PRODUCTOS PROPANO/ PROPILENO CRUDO

GASÓLEO PESADO

DESINTEGRACIÓN

DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA

CATALITICA

RESIDUO ATMOSFÉRICO

BUTANO/ BUTILENO GASOLINA CATALÍTICA ACEITE CÍCLICO LIGERO RESÇIDUO CATALÍTICO

DESTILACIÓN AL VACÍO

GASÓLEOS DE VACÍO

FIGURA 34 UBICACIÓN DEL PROCESO DENTRO DE LA REFINERÍA

Generalidades En el inicio de la industria de la refinación, sólo existían los procesos de separación del crudo por destilación, con lo cual se obtenía una gasolina de pocos octanos, con el tiempo se incrementó la demanda de la gasolina y ésta creció más

97

rápido que la demanda de combustóleo; al mismo tiempo, la industria automotriz fue demandando mayor octanaje de la gasolina y menos contaminantes, principalmente el azufre, esto ocasionó la elevación de precios de la gasolina y declinó los precios de las fracciones pesadas como los gasóleos y el residuo. Para resolver este problema económico y la mayor demanda de gasolina, se desarrollaron los procesos de desintegración, siendo el más popular el de desintegración catalítica fluida. El proceso de desintegración catalítica fluida, conocido popularmente como craking catalítico fluido (FCC), consiste en el rompimiento de las moléculas de los gasóleos, las cuales en un reactor se exponen al calor y son puestas en contacto con un catalizador para promover las reacciones de desintegración. Un catalizador es una sustancia que facilita o retarda las reacciones químicas, pero cuando éstas han terminado, el catalizador mantiene sus propiedades y vuelve a quedar como al inicio, es decir, no altera su composición, sólo promueve las reacciones. La alimentación a las plantas, normalmente es una mezcla de gasóleos de vacío y gasóleo pesado de la destilación atmosférica, y se compone principalmente de hidrocarburos parafínicos, constituidos por 18 a 32 átomos de carbones. El proceso es diseñado para promover la desintegración de los gasóleos en una forma determinada y con el objetivo principal de obtener la mayor cantidad posible de gasolina catalítica de alto octano. Idealmente todos los gasóleos deberían convertirse a gasolina, pero la tecnología no ha logrado esto, ya que durante el proceso de desintegración ocurren los siguientes fenómenos: al romperse las moléculas de los gasóleos se produce hidrógeno pero no el suficiente para saturar todos los carbones libres que aparecen, lo que ocasiona que se forme una cantidad considerable de carbón (o coke); al mismo tiempo, se forma todo el rango de hidrocarburos de bajo peso molecular, empezando desde el metano hasta el pentano, los cuales constituyen la mezcla de gases. Debido a la deficiencia de hidrógeno muchas de estas moléculas de bajo peso molecular son olefinas. En resumen, el proceso de desintegración catalítica produce todo el rango de hidrocarburos de tamaño molecular desde metano hasta residuo y carbón (o coke).

98

CH4 + (GASES)

CH3--CH3 + CH3-CH2-CH3

MOLÉCULA DE GASÓLEO CH2=CH2 + CH3=CH2-CH3 (OLEFINAS) CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH3 I CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH3

CH3-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH3 (GASOLINA) CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH3 I CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH2-CH3 (GASÓLEO) C-C-C-C-C-C-C-C-C-C-C-C-C-C-CI I I I I I I I I I C-C-C-C-C-C-C-C-C-C-C-C-C-C-C (RESIDUO)

FIGURA 35 REACCIONES REPRESENTATIVAS DE DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA

PRODUCTOS DE LAS REACCIONES

TORRE FRACCIONADORA

COMPRESOR DE GASES

GAS SECO CONVERTIDOR CATALÍTICO

CICLONES

GASES DE COMBUSTIÓN

LPG + 0LEFINAS GASOLINA CATALÍTICA NAFTA PESADA ACEITE CÍCLICO LIGERO

REACTOR TUBULAR RESIDUO CATALÍTICO

REGENERADOR

AIRE CARGA

VAPOR GASÓLEOS DE CARGA

FIGURA 36 DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO. PLANTA FCC

Descripción del proceso Los gasóleos provenientes de la planta de destilación al vacío son alimentados y precalentados, intercambiando calor con el residuo catalítico de la misma planta; 99

I

I

en seguida, entran a un reactor tubular mezclándose con el catalizador. Los hidrocarburos junto con el catalizador se elevan a través del reactor, empujados por una corriente de vapor que se alimenta en el fondo del mismo. Las reacciones de desintegración se llevan a cabo dentro del reactor, manteniendo una temperatura cercana a 520 ºC. La mezcla de hidrocarburos producto de la reacción más el catalizador gastado y el vapor, salen del reactor y entran a un conjunto de ciclones donde se separa el catalizador gastado, el cual pasa en seguida a un desgasificador, donde se le separan los hidrocarburos que arrastra el catalizador, utilizando para ello vapor; posteriormente, fluye (el catalizador gastado) al regenerador. El catalizador gastado se encuentra cubierto del carbón que se formó en el reactor. Los productos de las reacciones de desintegración, salen de los ciclones y en seguida pasan a una torre fraccionadora donde se separan las siguientes corrientes de productos: gases, gasolina catalítica, nafta pesada, gasóleo ligero, gasóleo pesado y residuo catalítico. La corriente de gases con olefinas pasa posteriormente a la sección de fraccionamiento y tratamiento de gases, donde se separan las siguientes corrientes: gas residual, propano/propileno y butano/butileno. El gas residual se envía a la red de gas combustible. La corriente de propano/propileno se envía a una torre fraccionadora donde se separa el propano, el cual se utiliza como GLP. El propileno se utiliza como materia prima para elaborar productos petroquímicos como acrilonitrilo o alcohol isopropílico. La corriente de butano/butileno se envía a la plantas de MTBE y alquilación, para aprovechar las olefinas que contiene. En el regenerador, el catalizador gastado conteniendo el carbón, se somete a un proceso de combustión para quemar el carbón y dejar libre el catalizador y así mantener su actividad química el cual se recircula nuevamente al reactor para mantener el ciclo de recirculación y utilización del catalizador. La combustión del carbón se logra alimentando al regenerador una corriente de aire con un soplador accionado por una turbina de vapor. El calor desprendido sirve para calentar el catalizador y mantener al reactor a una temperatura de 520 ºC y al regenerador a una temperatura de 745 ºC. Los gases calientes de la combustión compuestos principalmente por CO 2 y CO, salen del regenerador a través de un banco de ciclones para separar el catalizador y en seguida pasan a un expansor que mueve un generador de corriente eléctrica y, posteriormente, pasa a un generador de vapor donde se quema el CO pasando a CO2, con lo cual se genera vapor que se aprovecha en

100

la refinería. Finalmente, los gases se envían a la atmósfera a través de una chimenea.

1.5. PLANTAS DE MTBE Y TAME iC 4

Me OH

iC 4 = GASÓLEOS

C 4= MTBE

ALQUILADO ALQUILACIÓN

PLANTA Me OH

CATALÍTICA iC = 5

MTBE

TAME TAME

FIGURA 37 UBICACIÓN DE LOS PROCESOS EN LA REFINERÍA

Generalidades A través de los años, las normas ambientales se han vuelto más estrictas y tienden a reducir en las gasolinas el contenido de olefinas, aromáticos, benceno y la presión de vapor; además, establecen que las gasolinas deben contener cierto % de oxígeno; por otra parte, la modernización de la industria automotriz requiere gasolinas de mayor índice de octano. En las refinerías, la planta catalítica (FCC) es la mayor generadora de olefinas; las corrientes de butanos y gasolina ligera que se obtienen en esta planta contienen alto porcentaje de olefinas de cuatro y cinco carbones, respectivamente. Estos compuestos se caracterizan por tener alta presión de vapor y ser muy reactivos; son precursores de ozono cuando escapan a la atmósfera; por lo cual, no es conveniente enviarlos directamente a la mezcla de gasolinas. Los refineros han encontrado nuevos procesos para disminuir en las gasolinas el contenido de olefinas, la presión del vapor y elaborar compuestos que contengan oxígeno, así como mejorar el índice de octano, todo esto se logra por medio de los procesos MTBE, TAME Y ALQUILACIÓN.

101

El MTBE o metil terciario butil éter y TAME o teramil metil éter, son compuestos oxigenados elaborados a partir de olefinas y metanol. COMPOSICIÓN DE LA CORRIENTE DE BUTANO/BUTILENO Butano normal (nC4) Isobutano (iC4) Butileno* (C4=) Isobutileno* (iC4=)

Isobutileno + Metanol  MTBE Isobutiuleno + Butileno  Alquilado

* = olefinas Amilenos + Metanol  TAME

GASOLINA LIGERA Amilenos (iC5= + iC6=)*

TABLA 11. PROPIEDADES DE LOS COMPUESTOS OXIGENADOS MTBE 88 18.2 113 8.0 0.74

Peso Molecular % de Oxígeno Núm. de Octano Presión de Vapor (psi) Gravedad Específica

Como se observa en la tabla anterior, al agregados a la mezcla de gasolinas, en contienen olefinas, se obtienen las siguientes de olefinas, aumento en número de octano, presión de vapor.

CH 3 CH3

CH 3

elaborar estos compuestos y ser sustitución de las corrientes que ventajas: disminución del contenido se agrega oxígeno, y disminuye la

ÁCIDO

C = CH2 + CH - OH 3 CATALIZADOR

ISOBUTILENO METANOL

TAME 102 15.7 106 1.0 0.75

CH3

CH3

O C

CH3

CH3 METIL TERCIARIO BUTIL ÉTER (MTBE) CH3

CH3 C = CH2 + CH3 - OH

CH3- CH 2 ISOPENTENO (AMILENO)

O C

CH3 - CH 2 METANOL

CH3

TERAMIL METIL ÉTER (TAME)

FIGURA 38 REACCIONES QUÍMICAS

102

RECIRCULACIÓN DE METANOL

OLEFINAS

C

METANOL

4

S SIN REACCIONAR

A ALQUILACIÓN

AGUA

FRACCIONADOR REACTOR 1

REACTOR 2

DE MTBE

EXTRACTOR DE METANOL

FRACCCIONADOR DE METANOL

MTBE PRODUCTO

FIGURA 39 DIAGRAMA DE FLUJO. PLANTA DE MTBE

Descripción del proceso de la planta MTBE La corriente de butanos proveniente de la planta catalítica, es mezclada con una corriente de metanol, la mezcla es controlada y enviada a un reactor que contiene un catalizador hecho de resina de intercambio iónico. El isobutileno contenido en las mezclas de butanos, reacciona con el metanol para formar el MTBE, la reacción genera calor, calentando la masa reaccionante, el efluente del reactor es dividido en dos corrientes, una es enfriada y recirculada a la alimentación; de esta forma, la elevación de temperatura en el reactor es controlada, la otra parte es enfriada y enviada a un segundo reactor para completar la reacción. El efluente del segundo reactor pasa a una torre fraccionadora donde el MTBE producido es removido por el fondo y una corriente que contiene metanol y butano sin reaccionar sale por la parte superior, esta corriente es alimentada en seguida a una torre de lavado de metanol, donde éste es extraído con agua a contracorriente, (extracción líquido-líquido). La corriente de butano sin reaccionar, sale por el domo de esta torre hacia la planta de alquilación, la mezcla de metanol más agua es alimentada a una torre fraccionadora de metanol, en donde por la parte superior se obtiene el metanol que no reaccionó, el cual es recirculado a la alimentación, la corriente de agua es removida por el fondo y regresada a la torre de lavado de metanol.

103

Descripción del proceso de la planta TAME El proceso de TAME es muy parecido al de MTBE, aquí la corriente de nafta ligera que se obtiene en las plantas catalíticas fluidas pasa inicialmente por una torre despentanizadora de donde se obtiene por la parte superior una corriente rica en amilenos (olefinas terciarias de 5 átomos de carbón), la cual se envía como carga a la planta de TAME y por el fondo de la torre se extrae una corriente de nafta despentanizada que se envía a mezclas de gasolina. (AMILENOS) = C5

TORRE DE TORRE LAVADO DE REACTOR REACTOR FRACCIONADORA PRINCIPAL COMPLEMENTARIO DE TAME TERCER RAFINADO RAFINADO REACTOR RAFINADO METANOL

AGUA

AGUA METANOL + AGUA A SEPARACIÓN

TAME PRODUCTO A ALMACENAMIENTO AGUA

MEZCLADOR ESTÁTICO

FIGURA 40 DIAGRAMA DE FLUJO. PLANTA TAME

1.6. PLANTA DE ALQUILACIÓN Generalidades En refinación el proceso de alquilación comprende la unión de una olefina (propileno o butileno) con isobutano, para formar una isoparafina a la que se le llama alquilado. En las refinerías, los procesos de conversión como hidrocraking, reductoras de viscosidad, coking y desintegración catalítica, producen cantidades considerables de olefinas, principalmente esta última, que produce propileno y butileno. En algunas refinerías estas olefinas son separadas y utilizadas en la elaboración de productos petroquímicos como GLP o se envían como componente de las gasolinas; en este caso, las olefinas tienen el inconveniente de tener alta presión de vapor y son muy reactivas, precursoras de ozono cuando escapan a la atmósfera. La tendencia actual de las refinerías es producir la máxima cantidad posible de gasolina y disminuir su presión de vapor y su contenido de olefinas lo anterior se

104

favorece limitando la adición a la mezcla de gasolina de corrientes que contengan olefinas y sustituirlas por alquilado, mediante el proceso de alquilación. El concepto anterior se representa en el esquema siguiente:

PROPILENO NÚMERO DE OCTANO

NÚMERO

PVR (psia)

94

70

BUTILENO

93

78

ISOBUTANO

ALQUILACIÓN

DE OCTANO ALQUILADO 92.5

PVR (psia) 5

En conclusión, puede decirse que el proceso de alquilación tiene la finalidad de procesar las olefinas que se producen en la planta catalítica, produciendo un compuesto llamado alquilado que tiene baja presión de vapor y al ser mezclado con la gasolina disminuye la presión de vapor de la mezcla. Las reacciones de alquilación se muestran a continuación: ALQUILADO CH 3

OLEFINAS CH 3

CH 3

CH 3

+

CH 2 =

CH

CH 3

CH 3

CH 3 ISOBUTANO

C

CH 2

CH 2

CH 3

CH 3 ISOHEPTANO

PROPILENO

CH 3 CH 3

CH 3

CH 3 + CH 2 =

CH

CH 3

CH 3

C

CH 2

CH 2

CH 3

CH 3

CH 3 ISOBUTANO

CH 2

BUTILENO

ISOOCTANO

Descripción del proceso La corriente de olefinas originada en la planta catalítica pasa a la planta de MTBE, donde deja el isobutileno, y sale para pasar a la planta de alquilación, al entrar ahí, se une con una corriente rica en isobutano proveniente de la planta de reformación, en seguida, la mezcla entra a un reactor asentador que contiene el ácido fluorhídrico (HF) que sirve como catalizador; además, cuenta con un sistema de enfriamiento para absorber el calor que producen los reactores y que mantienen baja la temperatura, aquí el isobutano reacciona con el butileno.

105

REACTOR ASENTADOR

TORRE FRACCIONADORA

TORRE DE DEPROPANIZADORA

AGOTADOR DE HF

C3

RECIRCULACIÓN DE i C4 HIDROCARBURO S

PROPANO OLEFINA S

BUTAN O

RECIRCULACIÓN DE i C 4

ALQUILADO

ISOBUTANO

FIGURA 41 DIAGRAMA DE FLUJO. PLANTA DE ALQUILACIÓN

El reactor-asentador está diseñado de tal forma que los hidrocarburos se mezclan con el ácido durante un tiempo de residencia de 15 a 20 segundos, y permite que los hidrocarburos se separen del ácido, saliendo por la parte superior y asentando el ácido en la parte inferior, recirculando internamente a través de una convección natural.

Los hidrocarburos que salen del reactor-asentador se dirigen a una torre fraccionadora, donde se separa el alquilado y los hidrocarburos que no reaccionaron. Por la parte inferior sale el alquilado, el cual se envía a la mezcla de gasolinas y también sale una corriente lateral de butano; por la parte superior, sale propano y una corriente lateral de isobutano sin reaccionar, que se recircula a la carga.

La corriente de propano sale hacia una torre depropanizadora donde se le separa el isobutano, el cual sale por la parte inferior y se recircula a la carga. El propano libre de isobutano se envía en seguida a una torre agotadora de HF; en el fondo de esta torre se obtiene el propano y por la parte superior se separa el HF el cual se regresa al acumulador de la torre depropanizadora y de aquí se envía al asentador de ácido.

106

EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN.

Instrucciones: Lea cuidadosamente y seleccione marcando con una "X" la(s) respuesta(s) correcta(s).

1. Algunas de las características de la nafta primaria que se obtiene en la destilación atmosférica son: A) Alto número de octano

(

)

B) Alto contenido de azufre

(

)

C) Bajo número de octano

(

)

D) Contiene metales

(

)

E) Contiene olefinas

(

)

A) Eliminar los compuestos aromáticos

(

)

B) Eliminar los compuestos de azufre

(

)

C) Eliminar los compuestos ligeros

(

)

D) Disminuir el contenido de metales

(

)

E) Eliminar los compuestos de nitrógeno

(

)

2. El objetivo del proceso de hidrodesulfuración (HDS), es:

3. Los hidrocarburos de la nafta se reestructuran para aumentar el número de octano en el proceso de: A) Isomerización B) Reformación catalítica

( (

) )

107

C) Reductora de viscosidad

(

)

D) Alquilación

(

)

E) MTBE

(

)

4. El principal objetivo del proceso de desintegración catalítica es: A) Producir olefinas a partir de la nafta

(

)

B) Producir gases a partir de la nafta

(

)

C) Transformar el residuo atmosférico en gasolina

(

)

D) Transformar los gasóleos en gasolina de alto octano

(

)

E) Disminuir el residuo de vacío

(

)

5. Algunas de las corrientes que se mezclan para elaborar la gasolina son: A) Alquilado

(

)

B) Turbosina

(

)

C) MTBE

(

)

D) Reformado

(

)

E) Kerosina

(

)

Indice

108

TEMA VII PROCESOS DE FONDO DE BARRIL

109

1. PROCESOS DE "FONDO DE BARRIL" El residuo que se obtiene en la planta de destilación al vacío, comúnmente se le conoce como "Fondo de Barril" y representa la parte residual de un barril de crudo al que se le han extraído los destilados (gasolina, kerosina y gasóleo). El residuo de vacío o "fondo de barril" puede representar hasta el 30% del crudo que se alimenta a una refinería, y depende principalmente del tipo de crudo o de la mezcla que se procesa. Esta corriente se constituye por hidrocarburos complejos de alto peso molecular e impurezas concentradas (que contienen el crudo original), principalmente azufre y metales (níquel y vanadio). Las refinerías de configuraciones sencillas que no cuentan con plantas de "fondo de barril", utilizan el residuo de vacío, el cual tiene alta viscosidad en la elaboración de combustóleo, para ello se necesita utilizar diluentes como kerosina y gasóleo, para rebajar la viscosidad del residuo a la que requiere el combustóleo. El precio internacional de un barril de combustóleo está determinado por su contenido de azufre y por su viscosidad; de cualquier forma el diferencial de precios con respecto a otros productos, principalmente la gasolina es grande. Desde un punto de vista estrictamente económico una refinería deberá disminuir al mínimo la producción de combustóleo y maximizar la producción de gasolina para mejorar sus ganancias. Existen varios factores que han obligado a las refinerías a disminuir su "fondo de barril", los principales son:

   

En los últimos años el uso y demanda del combustóleo ha disminuido drásticamente a nivel mundial Las normas ecológicas han limitado el contenido de azufre en el combustóleo. Los crudos disponibles en el mundo tienden a ser con el tiempo más pesados y con mayor contenido de azufre. Con los años ha aumentado la demanda de destilados en el mundo, principalmente gasolina y diesel; por lo cual, las refinerías han tenido que adaptar sus procesos para maximizar la producción de estos productos.

Existen varios procesos de "fondo de barril" y en los últimos años han surgido tecnologías avanzadas en el campo de los catalizadores que permiten convertir en un alto porcentaje los residuos pesados en productos ligeros, entre los más representativos de estos procesos pueden citarse los siguientes: reductora de viscosidad (visbreaking), H-oil y coking.

110

CRUDO

DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA

GASES GASOLINA GASÓLEOS

R.A

DESTILACIÓN

REDUCTORA

AL

DE

VACÍO

VISCOSIDAD

H-OiL

COKING

COKE RESIDUO DE

COMBUSTÓLEO

VACÍO

FIGURA 42 UBICACIÓN EN LA REFINERÍA DE LOS PROCESOS DE FONDO DE BARRIL

1.1. PLANTA REDUCTORA DE VISCOSIDAD (VISBREAKING) Es un proceso térmico en donde el residuo de vacío, de alta viscosidad, es sometido a temperaturas cercanas a 450 ºC y a presión moderada de 25.0 kg/cm2, con lo cual las moléculas de alto peso molecular se desintegran, formando moléculas pequeñas de diferentes tamaños y estructura, las cuales constituyen productos ligeros de mayor valor agregado como son: gases, gasolina y gasóleo; además de un nuevo residuo con menor viscosidad que la carga original, reduciendo de esta forma, el costoso uso de diluentes que se utilizan para elaborar combustóleo. El esquema siguiente ilustra el objetivo del proceso.

CARGA 100 %

PRODUCTO S GASE S

% 1.5

VISBREAKING GASOLINA 6.5

RESIDUO 450 ºC DE GASÓLEOS

10. 0

COMBUSTÓLEO

82. 0

VACÍO 25 KG/CM

(VISCOSIDAD = 100,000 CST A 50 ºC)

(VISCOSIDAD= 45,000 CST A 50 ºC)

FIGURA 43 CONVERSIÓN DE FONDO DE BARRIL

111

Como se muestra en el esquema, el proceso no disminuye sustancialmente el "fondo de barril"; sin embargo, se justifica económicamente, ya que se ahorran total o parcialmente los barriles de diluentes (kerosina, gasóleo ligero, etc.) que se requieren para elaborar el combustóleo a partir del residuo de vacío y, además, se produce un porcentaje considerable de destilados.

CONDENSADOR

GASES

TORRE FRACCIONADOR A

GENERADO R DE VAPOR CALENTADO R TREN DE PRECALENTAMIENTO

GASOLINA

28 8 TORRE AGOTADORA

RESIDUO DE VACÍO

VAPO R GASÓLEO

COMBUSTÓLEO

RESIDUO

DILUENTE

FIGURA 44 DIAGRAMA DE FLUJO DE LA PLANTA REDUCTORA DE VISCOSIDAD

Descripción del proceso

El residuo de vacío a 270 ºC es recibido en un tanque acumulador de carga, de donde lo toman unas bombas que lo envían al tren de precalentamiento, aquí se calienta intercambiando calor con el residuo caliente proveniente del fondo de la torre fraccionadora; en seguida, entra al calentador donde se calienta hasta 400 ºC, con presión de 14.0 kg/cm2, en estas condiciones se inician las reacciones de desintegración, al salir del calentador la corriente pasa a una caja de reacción en donde se le proporciona el tiempo de residencia necesario para completar las reacciones; al salir de la caja, las reacciones son "apagadas", enfriando la corriente hasta una temperatura de 380 ºC con una corriente de gasóleo pesado frío. 112

Posteriormente, la corriente conteniendo los productos de reacción entran a la torre fraccionadora en donde se evaporan los destilados (gas, gasolina y gasóleo), separándose éstas del residuo de desintegración. Los vapores de los destilados ascienden a través de la sección de fraccionamiento de la torre, condensándose los vapores de gasóleo retirando calor de la torre, para lo cual se extrae una corriente líquida de gasóleo pesado caliente, que se enfría con agua en los generadores de vapor. Parte de este gasóleo se regresa a la torre como reflujo, otra parte constituye la corriente de apagado que enfría los productos de reacción a la salida de la caja de reacción; otra corriente de gasóleo se envía a la torre agotadora donde se ajusta su temperatura de inflamación, para lo cual se agrega vapor al fondo de la torre; finalmente, se envía a las plantas HDS para eliminarle el azufre. Los gases y gasolinas constituyen los vapores que no condensaron y salen por el domo de la torre fraccionadora hacia un condensador, en donde se condensan los vapores de gasolina; después, pasan a un acumulador donde se separa la corriente de gases, la cual es tomada por un compresor para enviarla a la sección de tratamiento y fraccionamiento de gases de la planta catalítica. La gasolina condensada sale del acumulador, la toman unas bombas centrífugas y una parte es enviada como reflujo a la torre fraccionadora; otra parte, sale como gasolina producto a la planta catalítica para someterla a tratamiento. Del fondo de la torre fraccionadora sale el residuo de desintegración, con temperatura cercana a 380 ºC y en seguida se enfría parcialmente cambiando calor con la carga Una corriente de este residuo se recircula a la sección de agotamiento de la torre para evitar que se forme coque, otra parte sale como combustóleo a almacenamiento, agregándole antes una corriente de diluente para ajustarle la viscosidad.

1.2. PROCESO DE DESINTEGRACIÓN H-OIL En una refinería los procesos de desintegración con hidrógeno o hidrodesintegración (conocidos normalmente como hidrocraking) entre los que se encuentra el proceso H-oil, tienen como objetivo principal disminuir el fondo de barril, procesando para ello corrientes pesadas de hidrocarburos como son: los residuos de vacío, residuos atmosféricos, asfaltos, gasóleos pesados, etcétera, los cuales son altamente viscosos, difíciles de manejar y contienen impurezas como azufre y metales, por lo cual tienen baja demanda y poco valor económico.

113

Los procesos de hidrocraking generan productos ligeros con poco contenido de azufre y de metales los cuales tienen mayor valor económico que las cargas, reduciendo en forma considerable la cantidad de combustóleo que se produce en las refinerías. Dependiendo del tipo de carga que se procese, del catalizador utilizado y la tecnología aplicada; existen varias configuraciones de plantas de desintegración con hidrógeno, dentro de un rango amplio de condiciones de operación y niveles de consumo de hidrógeno. Las condiciones de estos procesos son severas, requiriendo presiones de 60 a 250 kg/cm2 y temperaturas entre 300 y 460 ºC con altos consumos de hidrógeno. Los materiales de construcción para este tipo de plantas son por ello altamente sofisticados, los principales equipos son los calentadores diseñados para calentar el hidrógeno de alta presión a temperaturas cercanas a los 500 ºC, las bombas de alimentación, los compresores de hidrógeno y el reactor. El proceso H-Oil tiene gran flexibilidad para procesar diferentes tipos de cargas o mezclas de corrientes residuales como residuos de vacío, residuo atmosférico, gasóleos pesados, asfaltos, extractos de aceites lubricantes, etcétera.

CH3-CH2-CH2...CH2-CH2-CH3+H2

PARAFINAS

CH4 + CH3-CH3 + CH3-CH2-CH3 + CH3-CH2..H2-CH3 + HIDRÓGENO MEZCLA DE HIDROCARBUROS DE IFERENTES TAMAÑOS

COMPUEST OS DE NIT RÓGENO CH2 -- CH

CH

+ 4 H2

C-CH 3

C5

H12

+ NH3

NH + HIDRÓGENO

(PIROL)

PENT ANO + AMONIACO

COMPUESTOS DE AZUFRE CH3 - CH 2 - CH 2

HS

- CH 2 -

CH2

+

3H 2

PENTIL MERCAPT ANO + HIDRÓGENO

2 C5 H 12 + 2 H 2 S PENTANO + ÁCIDO SULFHÍDRICO

FIGURA 45 REACCIONES DE HIDROCRAKING

114

PRODUCTOS

% VOL

GASOLINA

13

KEROSINA

7

CARGA H-OIL

DIESEL

20

GASÓLEO

23

RESIDUO

37

100%

FIGURA 46 RENDIMIENTO DE LOS PRODUCTOS

HIDRÓGENO 2 H DE REPUESTO

COMPRESO R

GASE S

(2) (4)

CALENTADOR D H 2 E

200 *

(1)

A LA SECCIÓN ATMOSFÉRICA

SEPARADOR

210 * Carga

440 ºC

(3)

GASES

100 *

CALENTADOR DE CARGA REACTOR

11 * A LA SECCIÓN DE VACÍO

* kg/cm 2

FIGURA 47 DIAGRAMA DE FLUJO PLANTA H-OIL

Descripción del flujo La carga procedente de los tanques de almacenamiento es precalentada, cambiando calor contra la corriente, que sale del reactor; en seguida entra al calentador de carga, donde se calienta hasta una temperatura cercana a 440 ºC; al salir del calentador, se mezcla con una corriente rica en hidrógeno y luego entra a la parte inferior del reactor, a la entrada de este la toman los impulsores de unas bombas centrífugas que elevan y distribuyen la carga a través del catalizador. El reactor trabaja a temperaturas cercanas a 440 ºC y una presión de 210 kg/cm 2.

115

Por la parte superior del reactor sale la corriente conteniendo los productos de las reacciones de desintegración y se recibe en un separador de alta presión (1), que trabaja a 200 kg/cm2, aquí se separa por la parte superior una corriente de gases conteniendo hidrógeno e hidrocarburos de bajo peso molecular, al salir de este separador la corriente se enfría en unos enfriadores, condensándose con esto algunos hidrocarburos, los cuales se separan de los gases ricos en hidrógeno en un separador (2). Esta corriente de gases, ricos en hidrógeno, se enfrían y en seguida la toma un compresor centrífugo que la envía al calentador de hidrógeno, a la salida del compresor se agrega la corriente de hidrógeno de repuesto que normalmente procede de una planta reformadora de naftas. La corriente que contiene el hidrógeno de recirculación y el de repuesto entra al calentador de hidrógeno, donde eleva su temperatura hasta cerca de 500 ºC y en seguida se mezcla con la carga para entrar juntos al reactor. Por la parte inferior del separador de alta presión (1) sale una corriente de hidrocarburos producto de las reacciones (separada ya de los gases ricos en hidrógeno). Esta corriente entra a un separador de presión intermedia (3) que opera a 100 kg/cm2. Por efecto del cambio de presión se separa por la parte superior una corriente de gases conteniendo hidrocarburos de bajo peso molecular, la cual se enfría y envía a la sección de tratamiento con aminas para eliminarle el ácido sulfhídrico, separando antes los condensados (4). Por la parte inferior del separador sale una corriente de hidrocarburos la cual se envía a la sección atmosférica donde se separa la gasolina, kerosina, diesel y gasóleo. Por la parte inferior del separador de presión intermedia (3), sale una corriente conteniendo hidrocarburos pesados, la cual pasa a un separador de baja presión (4) que trabaja a 11 kg/cm2, por la parte superior de éste se separa una corriente de gases y por la parte inferior sale una corriente de hidrocarburos pesados, los cuales se envían a la sección de vacío para separar el residuo.

1.3. PLANTAS COQUIZADORAS Actualmente en las refinerías se han incrementado los problemas debido al aumento del procesamiento de crudos pesados, a la reducción del mercado para los aceites residuales pesados y a las más severas restricciones ambientales. Para ayudar a resolver este problema, en algunas refinerías se han instalación y puesto en operación plantas coquizadoras. Existen varios procesos de coquizado, tales como: Coque fluidizado. Flexicoking. Coque retardado.

116

FIGURA 48 ESQUEMA DE UNA PLANTA DE COQUE

Los procesos de Coque fluidizado y Flexicoking, utilizan tecnología de cama fluidizada para convertir los aceites pesados, tales como residuo de vacío, residuo atmosférico, alquitranes bituminosos, crudos muy pesados, residuos de plantas de asfaltos o de otras plantas. El flexicoking comparado con el proceso de coque fluidizado, produce líquidos limpios, gas de bajo poder calorífico y puede virtualmente eliminar la producción de carbón. Ventajas:       

Flexibilidad para manejar una gran variedad de cargas. Alta confiabilidad con un factor promedio de servicio entre 90 -95% Disminución de costos de operación. Capaz de procesar 65 kB/SD de Carbón Conradson de 20 % en peso en un reactor simple. El tiempo de corridas rutinarias es de 2 años aproximadamente. Capaz de procesar cargas muy pesadas tales como residuos de asfaltos a relaciones de cargas altas. Otro beneficio es la formación de gas arriba del 97% de la producción bruta de coque.

117

1.3.1. COQUE FLUIDIZADO Proceso de conversión no catalítico de residuo, química térmica para alcanzar altos niveles de conversión aun con las mas pesadas cargas a la refinería. Siendo que la mayor cantidad de azufre, nitrógeno, metales y carbón Conradson que entran con la carga, salen con el carbón, los productos ligeros son carga adecuada para las unidades FCC. Requiere poca mano de obra y evita variaciones de carga en el proceso y ciclos térmicos frecuentes que son típicos en un proceso de baches tal como el proceso de coque retardado. Las configuraciones disponibles con coque fluidizado son: extinción de recirculación, un solo paso y un solo paso con hidrociclones.

FIGURA 48 DIAGRAMA DE FLUJO PLANTA COQUE FLUIDIZADO

1.3.2. FLEXICOKING. El proceso Flexicoking es altamente flexible, con tecnología térmica para convertir cargas muy pesadas con alto rendimiento en líquidos y producir, en lugar de carbón, un gas con bajo BTU, todo en un proceso integrado. La conversión de carbón y aceites combustibles limpios, maximiza el rendimiento de hidrocarburos en la refinería. Además, es importante notar que el carbón de la planta de flexicoking tiene un menor consumo de hidrógeno.

118

FIGURA 49 DIAGRAMA DE FLUJO PLANTA FLEXICOKING

1.3.3. COQUIZADORA RETARDADA El proceso de coque retardado fue desarrollado para minimizar en las refinerías el rendimiento de aceites residuales tales como residuos de vació, gasóleos aromáticos y alquitranes térmicos. En las primeras refinerías la desintegración térmica severa, de tales cargas, resultó en el depósito indeseable de coque en los calentadores. Pero a medida que se ha evolucionado en el diseño de equipo, los calentadores han sido diseñados para elevar la temperatura de las cargas encima de los puntos de craqueo, sin formación significativa de coque en ellos. Esto requiere altas velocidades (mínimo tiempo de residencia) en los calentadores para que el efluente sea enviado rápidamente a un tanque de balance aislado en el cual se mantendrá el tiempo suficiente para que se lleve a cabo el coquizado, sucediendo éste antes de continuar el proceso hacia la fraccionadora, de ahí el nombre de “coquizado retardado”. Las unidades coquizadoras convierten cargas pesadas en carbón sólido y en productos de hidrocarburos de bajo punto de ebullición los cuales son cargas convenientes para otras unidades de la refinería para conversión de combustibles 119

con mayor valor. Esto también reduce la producción neta en la refinería de productos de bajo valor comercial. El esquema siguiente ilustra el objetivo del proceso. CARGA

PRODUCTOS

100% RESIDUO DE

GASES

3

GASOLINA

10

COQUIZADORA GASÓLEOS

VACÍO

%

CARBÓN

50 37

(VISCOSIDAD = 100,000 CST A 50 ºC)

FIGURA 48 RENDIMIENTO DE LOS PRODUCTOS

Beneficios adicionales: es la reducción del contenido de metales en las cargas a las plantas FCC y en años recientes, el coquizado ha sido usado también para preparar cargas para la hidrodesintegración catalítica. Los principales usos del coque del petróleo son los siguientes:  Combustibles.  Manufactura de ánodos para reducción de celdas electrolíticas de alúmina.  Uso directo como fuente de carbón químico para manufactura de fósforo elemental, carburo de calcio y carburo de silicio.  Manufactura de electrodos para uso en producción de hornos eléctricos de fósforo elemental, dióxido de titanio, carburo de calcio y carburo de silicio.  Manufactura de grafito. Descripción del flujo. A continuación se describe una unidad convencional de coque retardado como la mostrada en el diagrama de flujo de la página siguiente. El diseño básico para la planta Coquizadora se puede clasificar en dos secciones, una es la sección de Coquización y la otra es la sección de Gas.

120

La planta de Coquización Retardada está diseñada para procesar residuos de vacío a baja presión (15 psig), a alta temperatura (450°C) y recirculación ultra bajo (TPR=1.05). El residuo de vacío al entrar a la planta, se precalienta en cambiadores de calor contra GOPC (gasóleo pesado de coquizadora). Posteriormente entra en el fondo de la torre fraccionadora de Coquización encima de la sección de agotamiento. La recirculación de fondos de la fraccionadora se combina con la alimentación fresca en el fondo de la torre de donde pasa a la bomba de carga y de ahí al calentador. El líquido bombeado a través del calentador de coquización, rápidamente se calienta al nivel de temperatura deseado para la formación de coque en los tambores creados para tal efecto.

FIGURA 49 DIAGRAMA DE FLUJO PLANTA COKER (Sección de Coquización)

El efluente del calentador fluye hacia uno de cada par de tambores de coque donde el líquido atrapado se convierte en carbón y vapores de hidrocarburos ligeros. Cuando un tambor se llena, el efluente del calentador se dirige a través de la válvula de cambio de coquización hacia el otro tambor de cada par.

121

Reacciones de coquización: CH3 - CH2 - (…- CH2 -…) 76 - CH2 - CH3 ------- CH3 - CH2 - (…- CH2 -…) 20 - CH2 - CH3 + CH3 - CH2 - (… - CH2 -…) 6 - CH2 - CH3 + C

Residuo de vacío

gasóleos + gasolina + carbón

El vapor del domo del Tambor de Coquización fluye hacia la torre fraccionadora y entra por debajo de la sección de lavado. Al pasar a través de esta sección, el vapor del tambor de coque es “lavado” por medio de un reflujo, condensándolo parcialmente y recirculándolo a través de los calentadores y los tambores de coque. Los vapores lavados pasan a través de la sección de rectificación de la torre. Arriba de la sección de lavado de la fraccionadora, se extrae el gasóleo pesado de coquización (GOPC) el cual fluye por gravedad hacia su agotador. Una bomba lo succiona del fondo del agotador y lo envía hacia el precalentamiento de la carga y para generar vapor. Finalmente, el GOPC se combina con el GOLC (Gasóleo Ligero de Coquizadora) para formar Gasóleo Combinado. El GOLC fluye por gravedad desde la fraccionadora a su agotador de donde una bomba lo envía a combinarlo con el GOPC para formar gasóleo combinado. Este gasóleo es enviado hacia una planta HDS de gasóleo o a almacenamiento. Los vapores del domo de la fraccionadora pasan a través del condensador hacia el tanque de reflujo. En este tanque los gases se separan de los líquidos. Los gases fluyen hacia el tanque de succión del compresor. La gasolina condensada y acumulada en el tanque de reflujo se bombea hacia la torre depropanizadora localizada en la sección de gas. La descarga del compresor entra al tanque de alimentación de la Depropanizadora de donde los gases fluyen hacia un absorbedor y el líquido es bombeado hacia el plato superior de la depropanizadora. En la depropanizadora se separan por el domo los C3 e hidrocarburos más ligeros fluyendo de regreso al compresor y el líquido de los fondos de la depropanizadora fluye a la debutanizadora. Los gases que entran al absorbedor se ponen en contacto con un flujo a contra corriente de aceite pobre. El gas producto, después de haber pasado por el proceso de absorción, fluye a la lavadora de amina de gas producto de coquización, donde es endulzado antes de entrar al sistema de gas combustible de la refinería. 122

La debutanizadora fracciona la alimentación en dos corrientes: una en el domo de C4 y una en el fondo de nafta estabilizada. La nafta estabilizada se enfría y es bombeada hacia la Planta HDS de Nafta, y/o a almacenamiento. Los vapores del domo de la debutanizadora se condensan totalmente en el condensador y entran al tanque de reflujo de dicha torre. Los butanos se envían a endulzarse con amina para ser enviados posteriormente como carga a las plantas de MTBE y de alquilación para obtener como productos el MTBE y el Alquilado.

FIGURA 50 FOTOGRAFÍA DE UNA PLANTA COQUIZADORA

123

EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

Instrucciones: Seleccione marcando con una "X" la(s) respuesta(s) correcta(s).

1. Se le llama "fondo de barril" a: A) El residuo atmosférico

(

)

B) La parte residual del crudo a la que ya no se le separan destilados

(

)

C) El residuo que se obtiene en la planta catalítica

(

)

D) Los gasóleos que se obtienen en la destilación atmosférica

(

)

E) Al combustóleo o coke que se obtiene en una refinería

(

)

F) A los procesos a que se somete el residuo de vacío

(

)

2. Los procesos que se utilizan en una refinería para disminuir el "fondo de barril" son: A) Coquizadora

(

)

B) Reductora de viscosidad

(

)

C) Hidrotratamiento de destilados intermedios

(

)

D) H-Oil

(

)

E) Desintegración catalítica

(

)

3. El proceso de reducción de viscosidad tiene como objetivo principal: 124

A)Disminuir el fondo de barril

(

)

B)Producir gasolina a partir del residuo de vacío

(

)

C) Disminuir los diluentes utilizados para elaborar combustóleo

(

)

D) Aumentar la producción de combustóleo

(

)

E)Recuperar los gasóleos del residuo de vacío

(

)

A)Disminuir el "fondo de barril"

(

)

B)Obtener productos ligeros a partir del residuo de vacío

(

)

C) Aumentar la producción de coke

(

)

D) Disminuir la viscosidad del residuo de vacío

(

)

E)Aumentar el número octano de la gasolina

(

)

A) Disminuir el “fondo de barril”

(

)

B) Producir gasóleos para desintegración catalítica.

(

)

C) Producir coke.

(

)

D) Producir gasolinas.

(

)

E) Aumentar la recuperación de gasóleos de vacío.

(

)

4. El proceso H-oil, tiene como objetivo principal:

5. El proceso de Coquizado, tiene como objetivo principal:

125

6. Los factores principales, por los cuales las refinerías han instalado procesos de "fondo de barril", son: A) La demanda de combustóleo ha aumentado

(

)

B)Las normas ecológicas han limitado el contenido de azufre (

)

C) Los crudos disponibles tienden a ser más pesados

(

)

D) La demanda de destilados ha aumentado

(

)

E) El precio de los crudos ha aumentado

(

)

126

TEMA VIII ESPECIFICACIONES DE PRODUCTOS Y MEZCLADO

127

1. FORMULACIÓN Y MEZCLADO. Descripción. La formulación y mezclado es el proceso de combinación de fracciones de hidrocarburos, aditivos y otros componentes para obtener productos finales con propiedades específicas.

1.

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.

2.

Consideraciones de salud y seguridad. a. Prevención del fuego y protección. Las fuentes de ignición en el área, necesitan ser controladas en el caso de un derrame o fuga. b. Salud. La seguridad en la ejecución del trabajo y/o el equipo de protección personal adecuado son necesarios para exposiciones a productos químicos y otras fuentes peligrosas tales como ruido y calor; cuando el manejo de los aditivos es manual; y durante la inspección, mantenimiento y rolar actividades.

2. 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 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

128

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 sin plomo y Premium sin plomo, turbosina, dieseles y combustóleo. Las especificaciones que PEMEX refinación tiene para las gasolinas y dieseles se muestran en las TABLAS A, B y C (20) y las especificaciones de todos los productos según la NOM-086-ecol-1994 (21) se muestran en las tablas de la 1 a la 13 en las paginas siguientes.

129

TABLA A. Comparación de la gasolina Pemex Magna con estándares internacionales Aromáticos Olefinas Benceno (Porcentaje en volúmenes máximos) Pemex Magna (Valle de México) 25 EPA ´90 32* EPA ´95 32 EPA ´96 27* Pemex Magna (Convencional) Reportar ASTM No se especifica AAMA 25

10.0 11.9* 11.9 7.0 Reportar

1.00 1.64* 1.00 1.00 4.90

No se especifica

No se especifica

11.9

1.00

*Especificación de invierno Fuente: Instituto Nacional de Ecología (INE), Environmental Protection Agency (EPA), American Society for Testing and Materials (ASTM), American Automobile Manufacturer Association (AAMA)

RVP Oxígeno (%peso Goma preformada (psi max.)** mín.) Pemex Magna (Valle de México) EPA ´90 EPA ´95 EPA ´96 Pemex Magna (Convencional) ASTM AAMA

7.8 11.5 8.1 7.3 11.5 15.0 15.0

4.0 1.0 No se especifica 0.0 No se especifica 2.0 No se especifica 2.0 0.04 No se especifica 0.05 2.7* 0.05 2.7*

*Porcentaje en peso máximo, **Varía en función de la zona geográfica y estacionalidad. Fuente: Instituto Nacional de Ecología (INE), Environmental Protection Agency (EPA), American Society for Testing and Materials (ASTM), American Automobile Manufacturer Association (AAMA). RVP Rate Vapor Pressure (psi máx.) Libras por pulgada máximo, (ppm máx.), Partes por millón máximo.

130

TABLA B. Comparación de la gasolina Pemex Premium con estándares internacionales Aromáticos Olefinas Benceno (Porcentaje en volúmenes máximos) Pemex Premium (Valle de México) EPA ´90 EPA ´95 EPA ´96 CARB ´96 Europa Japón

25 32* 32 27* 25 38 47

10.0 11.9* 11.9 7.0 6.0 7.0 33.0

1.00 1.64* 1.00 1.00 1.00 2.00 5.00

*Especificación de invierno Fuente: Instituto Nacional de Ecología (INE), Environmental Protection Agency (EPA), California Air Resources Board (CARB).

RVP (psi max.)

Azufre (ppm máx)

Oxígeno (%peso mín.)

7.8

500

1.0

11.5 8.1 7.3 7.0 9.9 11.

339 339 240 40 200 100

0.0 2.0 2.0 1.8 No se especifica 1.3

Pemex Premium (Valle de México) EPA ´90 EPA ´95 EPA ´96 CARB ´96 Europa Japón

Fuente: Instituto Nacional de Ecología (INE), Environmental Protection Agency (EPA), California Air Resources Board (CARB). RVP Rate Vapor Preassure (psi máx.) Libras por pulgada (2) máximo, (ppm máx.) Partes por millón máximo.

TABLA C. Comparación del Pemex Diesel con estándares internacionales Pemex Diesel Promedio EUA-EPA CARB Prom. Europa Japón

Contenido de Azufre (% en peso)

Número de Cetano

0.03 0.03 0.03 0.09 0.13

55.0 44.0 48.6 50.5 53.2

Fuente: Winter Diesel Fuel Quality Survey. Worldwide 1996. Paramins. Los valores para México corresponden a Pemex Diesel.

131

TABLA 1 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad Peso específico a 20/4 ºC

Unidad -

Destilación (2): el 10% destila a ºC el 50% destila a ºC el 90% destila a ºC Temperatura final de ebullición ºC Residuo de la destilación % volumen Presión de vapor Reid Azufre Prueba Doctor o azufre mercaptánico

Número de octano (RON) Número de octano (MON) Indice de octano (R+M)/2

Método ASTM-D-287-87 o 1298-90 ASTM-D-86-90

kPa (lb/pulg2) ASTM-D-323-90 % peso ASTM-D-1266-91 o 2622-87 ASTM-D-235-87 % peso ASTM-D-3227-89

Corrosión al Cu, 3 horas a 50 ºC Goma preformada kg/m3 Periodo de inducción minuto Contenido de plomo

MAGNA SIN (1)

kg/m3 (g/gal)

ASTM-D-130-88 ASTM-D-381-86 ASTM-D-525-88 ASTM-D-3237-90, 3116-89, 3229-88 o 3348-91 ASTM-D-2699-88 ASTM-D-2700-88 ASTM-D-2699-88 o 2700-88 ASTM-D-3231-89 ASTM-D-1319-89 ASTM-D-1319-89 Cromatográfico Visual (3) IMP-RP-QA-613

Especificación Informar 65 máximo 77 a 118 190 máximo 221 máximo 2 máximo 45 a 66 (6.5-9.5) 0.10 máximo

negativa 0.002 máximo estándar no.1 máximo 0.040 máximo 300 mínimo 0.0026 (0.010) máximo informar 82 mínimo 87 mínimo

Contenido de fósforo kg/m3 (g/gal) 0.001 (0.004) máximo Aromáticos % volumen informar Olefinas % volumen informar Benceno % volumen 4.9 máximo Color verde claro (4) Aditivo detergente dispersante kg/Ton 0.280 mínimo (5) OBSERVACIONES: (1) Obligatoria en todo el país excepto la Zona Metropolitana de la Ciudad de México (ZMCM) y la Zona Fronteriza Norte (ZFN) hasta 1997. A partir de 1998, estas especificaciones regirán en todo el país excepto en las Zonas Metropolitanas de las ciudades de México, Guadalajara y Monterrey y en la ZFN. (2) Las temperaturas de destilación corresponden a la presión atmosférica de 101.3 kPa (760 mm Hg). (3) Para fines de comparación colóquense la muestra tipo y la Magna Sin en botellas de 4 onzas. (4) El verde claro debe igualar al de la muestra que se prepara en solución acuosa con: Compuesto Concentración CuSO4.5H2O 11.2 kg/m3 CoCl2.6H2O 3.5 kg/m 3 K2CrO4 0.078 kg/m3 H2SO4 1N 2.0 dm3/m3 (5) La determinación del contenido de aditivo detergente dispersante sirve para confirmar los resultados de la dosificación del mismo, al momento de la adición.

132

TABLA 2 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad

MAGNA SIN ZONA FRONTERIZA NORTE (1)

Unidad

Peso específico a 20/4 ºC

Método

-

Destilación (2): el 10% destila a el 50% destila a el 90% destila a Temperatura final de ebullición Residuo de la destilación

ASTM-D-287-87 o 1298-90 ºC ºC ºC ºC % volumen

Relación vapor/líquido (V/L)

Especificación

kPa (lb/pulg2) % peso

Prueba Doctor o azufre mercaptánico Corrosión al Cu, 3 horas a 50 ººC

% peso -

Goma preformada Periodo de inducción

kg/m3 minuto

Contenido de plomo

kg/m3 (g/gal)

Número de octano (RON) Número de octano (MON) Indice de octano (R+M)/2

-

Contenido de fósforo

kg/m3 (g/gal)

(1) (1) (1) (1) (1)

ASTM-D-86-90

ASTM-D-2533-90 o 4814-91 Anexo 2

---

Presión de vapor Reid Azufre

Informar

(2)

ASTM-D-323-90 ASTM-D-1266-91 o 2622-87 ASTM-D-235-87 ASTM-D-3227-89 ASTM-D-130-88

(2) 0.10 máximo negativa 0.002 máximo estándar No.1 máximo 0.050 máximo 240 mínimo

ASTM-D-381-86 ASTM-D-525-88 ASTM-D-3237-90, 3116-89, 322988 o 3348-91 ASTM-D-2699-88 ASTM-D-2700-88 ASTM-D-2699-88 o 2700-88 ASTM-D-3231-89

0.0026 (0.010) máximo informar 82 mínimo 87 mínimo 0.001 (0.004) máximo

OBSERVACIONES: (1) Las temperaturas de destilación corresponden a la presión atmosférica de 101.3 kPa (760 mm Hg). (2) Los valores de estos parámetros se establecen en los anexos 1, 2 y 3 de esta tabla.

Anexo 1 de la Tabla 2 ESPECIFICACION DE LA PRESION DE VAPOR Y DESTILACION SEGUN LA VOLATILIDAD (ZFN) CLASE DE VOLATILIDAD B C

AA

A

54 (7.8)

62 (9.0)

69 (10.0)

Temperatura máxima de destilación (oC) del 10%

70

70

Temperatura mínima de destilación (oC) del 50%

77

Temperatura máxima de destilación (oC) del 50% Temperatura máxima de destilación (oC) del 90% Temperatura final de ebullición (oC) Residuo máximo (% vol) de la destilación

Presión de Vapor Reid kPa (lb/pulg2)

D

E

79 (11.5)

93 (13.5)

103 (15.0)

65

60

55

50

77

77

77

77

77

121

121

118

116

113

110

190

190

190

185

185

185

225

225

225

225

225

225

2

2

2

2

2

2

133

Anexo 2 de la Tabla 2 PROTECCION REQUERIDA PARA EVITAR EL SELLO DE VAPOR EN LA ZFN Protección requerida para evitar el sello de vapor (vapor lock) CLASIFICACION

Relación vapor/líquido (V/L)

Temperatura de prueba (oC) 60 56 51 47 41

1 2 3 4 5

Relación máxima V/L 20 20 20 20 20

Anexo 3 de la Tabla 2 CLASES DE VOLATILIDAD APLICABLE A LAS TERMINALES DE VENTAS MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

TIJUANA Y CIUDAD JUAREZ D-4 D-4 D-4 C-3 AA-1 AA-1 AA-1 AA-1 AA-1 B-2 D-4 D-4

ZONA OCCIDENTE D-4 D-4 D-4 C-3 C-3 B-2 B-2 B-2 B-2 B-2 D-4 D-4

ZONA NORTE D-4 D-4 D-4 C-3 C-3 B-2 B-2 B-2 B-2 B-2 D-4 D-4

OBSERVACIONES:

Tipo AA-1: volatilidad clase AA y sello de vapor clasificación 1. Tipo B-2: volatilidad clase B y sello de vapor clasificación 2. Tipo C-3: volatilidad clase C y sello de vapor clasificación 3. Tipo D-4: volatilidad clase D y sello de vapor clasificación 4.

134

TABLA 3 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad

MAGNA SIN-ZONAS METROPOLITANAS (1)

Unidad

Peso específico a 20/4 ºC

-

Destilación (2): el 10% destila a el 50% destila a el 90% destila a Temperatura final de ebullición Residuo de la destilación

ºC ºC ºC ºC % volumen

Presión de vapor Reid

kPa (lb/pulg2)

Azufre

% peso

Prueba Doctor o Azufre Mercaptánico Corrosión al Cu, 3 horas a 50 C Goma preformada Periodo de inducción

% peso

Contenido de plomo

kg/m3 (g/gal)

Número de octano (RON) Número de octano (MON) Indice de octano (R+M)/2

-

kg/m3 minuto

Método ASTM-D-287-87 o 1298-90 ASTM-D-86-90

informar 65 máximo 77 a 118 190 máximo 221 máximo 2 máximo 45 a 59 (6.5-8.5) ZMCM

ASTM-D-323-90

ASTM-D-1266-91 o 2622-87 ASTM-D-235-87 ASTM-D-3227-89 ASTM-D-130-88 ASTM-D-381-86 ASTM-D-525-88 ASTM-D-3237-90, 3116-89, 3229-88 o 3348-91 ASTM-D-2699-88 ASTM-D-2700-88 ASTM-D-2699-88 o 2700-88 ASTM-D-3231-89

Aromáticos

kg/m3 (g/gal) % volumen

Olefinas

% volumen

ASTM-D-1319-89

Benceno

% volumen

Cromatográfico Cromatografía de gases o Infrarrojo Visual (3) IMP-RP-QA-613

Contenido de fósforo

Especificación

ASTM-D-1319-89

45 a 66 (6.5-9.5) Guadalajara y Monterrey 0.10 máximo

negativa 0.002 máximo estándar No. 1 máximo 0.040 máximo 300 mínimo 0.0026 (0.010) máximo

informar 82 mínimo 87 mínimo 0.001 (0.004) máximo 30 máximo 15 máximo hasta 1997 12.5 máximo a partir de 1988 2 máximo 1 mínimo 2 máximo verde claro (4) 0.28 mínimo (5)

Oxígeno (6) % peso Color Aditivo detergente dispersante kg/m3 OBSERVACIONES: (1) Sólo obliga en la Zona Metropolitana de la Ciudad de México (ZMCM) hasta 1997. A partir de 1998, estas especificaciones regirán en las Zonas Metropolitanas de las ciudades de México, Guadalajara y Monterrey. (2) Las temperaturas de destilación están corregidas a 101.3 kPa (760 mm Hg). (3) Para fines de comparación colóquense la muestra tipo y la Magna Sin en botellas de 4 onzas. (4) El verde claro debe igualar al de la muestra que se prepara en solución acuosa con: Compuesto Concentración CuSO4.5H2O 11.2 kg/m 3 CoCl2.6H2O 3.5 kg/m 3 K2CrO4 0.078 kg/m3 H2SO4 1N 2.0 dm3/m3 (5) La determinación del contenido de aditivo detergente dispersante sirve para confirmar los resultados de la dosificación del mismo, al momento de la adición. (6) Informar además el tipo de compuesto oxigenado empleado y su concentración en la gasolina (% en peso).

135

TABLA 4 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad

NOVA PLUS (1)

Unidad

Destilación (2): el 10 % destila a

Método

C

Especificación 70 máximo

el 50 % destila a

C

el 90 % destila a

C

190 máximo

C

225 máximo

Temperatura final de ebullición Residuo de la destilación Presión de vapor Reid Azufre

ASTM-D-86-90

% volumen kPa

77 a 121

2.0 máximo

(lb/pulg2)

ASTM-D-323-90

% peso

ASTM-D-1266-91 o

48 a 66 (7.0-9.5) 0.15 máximo

2622-87 Corrosión al Cu, 3 horas a 50C

-

ASTM-D-130-88

Goma preformada

kg/m3

estándar No. 1 máximo

ASTM-D-381-86

0.05 máximo

Periodo de inducción

minuto

ASTM-D-525-88

300 mínimo

Plomo

kg/m3

ASTM-D-3237-90 o

0.06 a 0.28

2599-87 Plomo (como tetraetilo de

(ml/gal)

(0.2 a 1.0)

plomo) Número de octano (RON)

-

ASTM-D-2699-88

81 mínimo

Número de octano (MON)

-

ASTM-D-2700-88

informar

ASTM-D-2699-88 o 2700-88 Indice de octano (R+M)/2

-

Color

-

Aditivo detergente dispersante

informar Visual (3)

kg/m3

IMP-RP-QA-613

rojo (4) 0.280 mínimo (5)

OBSERVACIONES: (1) Obligatoria en todo el país excepto en la Zona Metropolitana de la Ciudad de México (ZMCM) hasta 1997. A partir de 1998, estas especificaciones regirán en todo el país excepto en las Zonas Metropolitanas de las ciudades de México, Guadalajara y Monterrey. (2) Las temperaturas de destilación corresponden a la presión atmosférica de 101.3 kPa (760 mm Hg). (3) Para fines de comparación colóquense la muestra tipo y la Nova Plus en botellas de 4 onzas. (4) El rojo debe igualar al de la muestra que se prepara en solución acuosa con: Compuesto

Concentración

CoCl2.6H2O

7.04 kg/m3

K2CrO4 H2SO4 1N

0.0208 kg/m3 2.0

dm 3/m3

(5) La determinación del contenido de aditivo detergente dispersante sirve para confirmar los resultados de la dosificación del mismo, al momento de la adición.

136

TABLA 5 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad Destilación (2): el 10 % destila a el 50 % destila a el 90 % destila a Temperatura final de ebullición Residuo de la destilación Presión de vapor Reid

Unidad

% peso

Corrosión al Cu, 3 horas a 50 C Goma preformada Periodo de inducción Plomo Plomo (como tetraetilo de plomo) Número de octano (RON) Número de octano (MON) Indice de octano (R+M)/2

kg/m3 minuto kg/m3 (ml/gal) -

Color Aditivo detergente dispersante

Método

ºC C C C % volumen kPa (lb/pulg2)

Azufre

Aromáticos Olefinas Benceno Oxígeno (6)

NOVA PLUS-ZONAS METROPOLITANAS (1)

% volumen % volumen % volumen % peso kg/m3

ASTM-D-86-90

ASTM-D-323-90

ASTM-D-1266-91 o 2622-87 ASTM-D-130-88 ASTM-D-381-86 ASTM-D-525-88 ASTM-D-3237-90, o 2599-87 ASTM-D-2699-88 ASTM-D-2700-88 ASTM-D-2699-88 o 2700-88 ASTM-D-1319-89 ASTM-D-1319-89 Cromatográfico Cromatografía de gases o infrarrojo Visual (3) IMP-RP-QA-613

Especificación 70 máximo 77 a 121 190 máximo 225 máximo 2.0 máximo 45-59 (6.5-8.5) ZMCM 45-66 (6.5-9.5) Guadalajara y Monterrey 0.15 máximo estándar No. 1 máximo 0.05 máximo 300 mínimo 0.06 a 0.08 (0.2 a 0.3) 81 mínimo informar informar 30 máximo 15 máximo 2 máximo 1 mínimo 2 máximo rojo (4) 0.28 mínimo (5)

OBSERVACIONES: (1) Obligatoria en la Zona Metropolitana de la Ciudad de México (ZMCM) hasta 1997. A partir de 1998 estas especificaciones regirán en las Zonas Metropolitanas de las ciudades de México (ZMCM), Guadalajara (ZG) y Monterrey. (2) Las temperaturas de destilación están corregidas a 101.3 kPa (760 mm Hg). (3) Para fines de comparación colóquense la muestra tipo y la Nova Plus en botellas de 4 onzas. (4) El rojo debe igualar al de la muestra que se prepara en solución acuosa con: Compuesto

Concentración

CoCl2.6H2O

7.04

kg/m3

0.0208

kg/m3

K2CrO4 H2SO4 1N

2.0

dm 3/m3

(5) La determinación del contenido de aditivo detergente dispersante sirve para confirmar los resultados de la dosificación del mismo, al momento de la adición. (6) Informar además el tipo de compuesto oxigenado empleado y la concentración en la gasolina (% en peso).

137

TABLA 6 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad Peso específico a 20/4C Destilación (2) temperatura inicial de ebullición el 10 % destila a el 50 % destila a el 90 % destila a temperatura final de ebullición Temperatura de inflamación Temperatura de escurrimiento Temperatura de nublamiento Número de cetano o Indice de cetano Azufre total Corrosión al Cu, 3 horas a 50C Carbón Ramsbottom (en 10% del residuo) Agua y sedimento Viscosidad cinemática a 40C Cenizas Color

Unidad _ ºC ºC ºC ºC ºC ºC ºC ºC % peso

DIESEL SIN (1) Método ASTM-D-1298-90 ASTM-D-86-90

Especificación informar informar 275 máximo informar 345 máximo informar 45 mínimo (3) informar 48 mínimo 48 mínimo 0.05 máximo

% peso

ASTM-D-93-90 ASTM-D-97-87 ASTM-D-2500-91 ASTM-D-613-86 ASTM-D-976-81 UOP-357-80 o ASTM-D-4294-90 ASTM-D-130-88 ASTM-D-524-88

% volumen

ASTM-D-1796-90

0.05 máximo

mm2/s % peso -

ASTM-D-445-88 ASTM-D-482-91 ASTM-D-1500-91 ASTM-D-1319-89, 2549-91 o 5186-91

1.9 a 4.1 0.01 máximo 2.5 máximo

estándar No. 1 máximo 0.25 máximo

Aromáticos % volumen 30 máximo OBSERVACIONES: (1) Obligatoria en la Zona Metropolitana de la Ciudad de México (ZMCM) a partir de 1994 y para las Zonas Metropolitanas de las ciudades de Guadalajara y Monterrey a partir de 1995. (2) Las temperaturas de destilación están corregidas a 101.3 kPa (760 mm Hg). (3) De marzo a octubre 0C máximo; de noviembre a febrero -5C máximo.

TABLA 7 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad

Unidad

DIESEL DESULFURADO Método ASTM-D-86-90

Especificación

Destilación (1): el 10 % destila a el 90 % destila a Temperatura de inflamación Temperatura de escurrimiento Temperatura de nublamiento Indice de cetano

ºC ºC ºC ºC ºC -

informar 350 máximo 41 mínimo (2) máximo informar 45 mínimo

Azufre total

% peso

Corrosión al Cu, 3 horas a 50ºC Carbón Ramsbotton (en 10% del residuo) Agua y sedimento

-

ASTM-D-93-90 ASTM-D-97-87 ASTM-D-2500-91 ASTM-D-976-81 ASTM-D-129-91, 1552-90, 2622-87 o 1266-91 ASTM-D-130-88

% peso

ASTM-D-524-88

0.25 máximo

% volumen

ASTM-D-1796-90 ASTM-D-445-88 y 2161-87 ASTM-D-445-88 ASTM-D-482-91 ASTM-D-1500-91

0.05 máximo

0.5 máximo estándar no. 2 máximo

Viscosidad S.U. a 37.8 C segundo 32 a 40 Viscosidad cinemática a 40 C mm2/s 1.9 a 4.1 Cenizas % peso 0.01 máximo Color 2.5 máximo OBSERVACIONES: (1) Las temperaturas de destilación corresponden a la presión atmosférica de 101.3 kPa (76O mm de Hg). (2) De marzo a octubre 0C; de noviembre a febrero -5C.

138

TABLA 8 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad

DIESEL INDUSTRIAL (COMBUSTIBLE INDUSTRIAL)

Unidad

Peso específico a 20/4 C Temperatura de inflamación Temperatura de escurrimiento

ºC ºC

Azufre total

% peso

Método D 1298-90 D 93-90 D 97-87 D 1552-90 o D 2622-87 o D 1266-91 D 1796-90 D 445-88 D 1500-91

Especificación informar 52 mínimo (1) 0.5 máximo

Agua y sedimento % volumen 0.05 máximo Viscosidad cinemática a 40 ºC mm3/s 1.9 a 5.8 Color 5.0 máximo OBSERVACIONES: (1) ZMCM: de marzo a octubre 10C máximo; de noviembre a febrero 5C máximo. Resto del país: 10C máximo. Nota: El Diesel Industrial es para uso exclusivo en quemadores de flama abierta, por lo que no debe utilizarse en motores de combustión interna, al no satisfacer los requerimientos para dicho uso.

TABLA 9 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad Temperatura de inflamación Temperatura de escurrimiento Viscosidad cinemática a 40 ºC

Unidad ºC ºC mm2/s

GASÓLEO INDUSTRIAL (1) (2) Método ASTM-D-93-90 ASTM-D-97-87 ASTM-D-445-88

Especificación 55 mínimo 10 máximo 4.1 a 19.58

ASTM-D-1552-90, Azufre % peso 2622-87 o 129-91 2.0 máximo Agua y sedimento % volumen ASTM-D-1796-90 0.2 máximo Cenizas % peso ASTM-D-482-91 0.1 máximo OBSERVACIONES: (1) Este material es únicamente adecuado para combustión en flama abierta, por lo que no debe utilizarse en motores de combustión interna a diesel, al no satisfacer los requerimientos de dicho uso. (2) El gasóleo industrial estará disponible en la ZMCM hasta el 31 de diciembre de 1997.

TABLA 10 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad

Unidad

Temperatura de inflamación Temperatura de escurrimiento Agua y sedimento Viscosidad Saybolt Furol a 50ºC

ºC ºC % volumen segundo

Viscosidad cinemática a 50ºC Azufre

mm3/s % peso

COMBUSTÓLEO PESADO Método D 93-90 D 97-87 D 1796-90 D 445-88 y D 2161-87 D 445-88 D 1552-90 o D 2622-87

Especificación 66 mínimo 15 máximo 1.0 máximo 475 a 550 1008 a 1166 (1)

OBSERVACIONES: (1) Hasta el 31 de diciembre de 1997, el contenido máximo de azufre del combustóleo procedente de las refinerías ubicadas en Cadereyta, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz y Tula, será de 4% en peso; y el de Cd. Madero, de 4.6% en peso. A partir del 1 de enero de 1998 el contenido máximo de azufre de cualquier combustóleo no excederá 4% en peso.

139

TABLA 11 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad

Unidad

Peso específico a 20/4C Destilación: el 10 % destila a el 50 % destila a el 90 % destila a Temperatura final de ebullición

_ ºC ºC ºC ºC

Residuo de la destilación

%

Pérdida de la destilación Temperatura de inflamación

% ºC

Composición: Acidez total Aromáticos Azufre mercaptánico

kg KOH/kg % vol. % peso % peso

TURBOSINA Método

Especificación

ASTM-D-1298-90 o 4052-91 ASTM-D-86-90

0.772 a 0.837 205 máximo informar informar 300 máximo

1.5 máximo ASTM-D-56-87 o 382887 ASTM-D-3242-89 ASTM-D-1319-89 ASTM-D-3227-89 ASTM-D-1266-91, 1552-

1.5 máximo 38 mínimo (1) 0.0001 máximo 22 máximo (2) 0.003 máximo (3) 0.3 máximo

Azufre total Fluidez: Punto de congelación Viscosidad cinemática

90, 2622-87 o 4294-90 ºC

ASTM-D-2386-88

-47 mínimo (4)

mm2/s

8 máximo

Calor neto de combustión

MJ/kg

Luminosidad: Número ó Punto de humo o Punto de humo y naftalenos Corrosión al Cu, 2 horas a 100C Estabilidad térmica: caída de presión por los depósitos en el tubo del precalentador clasificación Contaminantes: Goma preformada Agua separada Interfase de agua Conductividad eléctrica

mm

ASTM-D-445-88 ASTM-D-4529-90, 238288, 3338-91, o 4809-90 ASTM-D-1740-91 ASTM-D-1322-90 ASTM-D-1322-90 ASTM-D-1840 ASTM-D-130-88 ASTM-D-3241-91

estándar no. 1 máximo 3.3 (25) máximo (7) menor al código 3 (7)

kg/m3 -

ASTM-D-381-86 ASTM-D-1094-85 ASTM-D-1094-85

0.070 máximo 2 máximo 1-b máximo

pS/m

50 a 450, opcional (8)

Apariencia visual Color

visual visual

ASTM-D-2624-89 o 4308-89 -----

Prueba Doctor Aditivos: Antioxidante Desactivador de metales De conductividad eléctrica Inhibidor de la

kg/m3 kg/m3 kg/m3 % vol.

ASTM-D-4952-89 ---------

mm % vol. kPa (mm Hg) visual

42.8 mínimo (5) 45 mínimo (6) 25 mínimo (6) 19 mínimo (6) 3 máximo (6)

brillante y claro incoloro a amarillo ligero negativa 0.024 máximo 0.0057 máximo 0.001 a 0.003 (9) 0.1 a 0.15

congelación

140

OBSERVACIONES DE LA TABLA 11 NOTAS: (1) Los valores obtenidos con el método ASTM-D-3828-87 pueden ser hasta 2ºC menores a los medidos con ASTM-D-5687. En caso de desacuerdo se aplicará el método ASTM-D-56-87. (2) El proveedor debe notificar al comprador el volumen, distribución y contenido de aromáticos, cuando éste incida entre 22% y 25%, dentro de los 90 días de la fecha de envío, a no ser que se acuerden otras condiciones. (3) Si la prueba Doctor es negativa puede evitarse la determinación de azufre mercaptánico. (4) Puede acordarse el punto de congelación entre proveedor y comprador. (5) En caso de desacuerdo aplicará el método ASTM-D-2382-88. (6) El proveedor debe notificar al comprador el volumen, distribución, punto de humo y contenido de naftaleno, cuando el punto de humo incida entre 25% y 18%, dentro de los 90 días de la fecha de envío, a no ser que se acuerden otras condiciones. (7) La prueba de estabilidad térmica (JFTOT) debe efectuarse a 260oC, pero puede llevarse a cabo a 245ºC. Es conveniente pero no obligatoria, la clasificación por el método de densidad óptica del depósito en el tubo (TDR). (8) La prueba se efectúa en la hora, temperatura y lugar de entrega, únicamente cuando se utiliza un aditivo sw para conductividad

TABLA 12 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad

Unidad

GAS NATURAL Método

Especificación

Determinación del punto de rocío con Humedad

dm3/m3

higrómetro

0.140 máximo

Poder calorífico

MJ/m3

ASTM-D-1826-88

35.426 mínimo (1)

ASTM-D-4468-89, UOP-791-80 o tubos H2S

dm3/m3

Azufre total

dm3/m3

CO2 + N2

% volumen

detectores con

0.012 máximo

analizador portátil ASTM-D-4468-89

0.32 máximo

o UOP-791-80 ASTM-D-1945-81

3 máximo

cromatográfico OBSERVACIONES: (1) Calculado con base en la composición.

141

TABLA 13 NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad Presión de vapor en exceso a

Unidad

GAS LICUADO DE PETROLEO (GAS LP) Método

Especificación

kPa

551 (80) mínimo

la atmosférica a 37.8C (lb/pulg2)

D 1267-89

1379 (200) máximo

El 95% destila a:

C

D 1837-86

2 máximo

Etano

% volumen

D 2163-91

2 máximo

Pentano+

% volumen

D 2163-91

2 máximo

Residuo de la evaporación de

cm3

D 2158-89

0.05 máximo

-

D 1657-89

informar

D 1838-89

estándar No. 1 máximo

0.100 dm3 Peso específico a 20/4C Corrosión de placa de cobre, 1 hora a 37.8C

D 4045-87 o Azufre total

kg/Ton

UOP-791-80

0.140 máximo

Agua libre

-

Visual

nada

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

Propano

77%

Propileno

2%

Isobutano

7%

Butano

12%

Pentano

2%

NOTA: Para el significado de las pruebas ver el glosario de términos al final del manual.

142

3. MEZCLADO 3.1. FORMULACIÓN DE GASOLINAS. Las gasolinas que se elaboran en las refinerías, resultan de la mezcla de varias corrientes o componentes que conforman lo que se conoce como "POOL" de gasolinas. Las especificaciones de estas gasolinas resulta de la combinación apropiada y más económica de sus componentes, tomando en cuenta las características de cada uno de ellos. A esta actividad se le conoce como BLENDING o MEZCLADO. 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

Capacidad para arrancar el motor en frío Calentamiento rápido Evitar cascabeleo y obtener buena aceleración

Formación de gomas que provocan

ESPECIFICACIONES A CONTROLAR Presión de vapor reid % de Destilado a 70 ºC Núm. de Octano

Contenido de Olefinas

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

Gasolina Catalítica. Gasolina Primaria. Isomerado. Reformado. Alquilado. Isopentano. Compuestos oxigenados (MTBE y TAME). La formulación básica de la gasolina Magna Sin (1995) es la siguiente: COMPONENTE Gasolina Primaria Gasolina Catalítica Alquilado Isomerado Reformado MTBE

% VOL. 3.2 34.0 1.8 10.0 44.0 7.0

143

OBTENCIÓN DEL NÚMERO DE OCTANO

El núm. de octano de las gasolinas, es una función lineal del volumen y núm. de octano de sus componentes, como se establece en la fórmula siguiente. Vm x NOm = V1 NO1 + V2 NO2 + V3 NO3 + ....Vn NOn

Donde: Vm NOm V1 NO1

= = = =

Volumen de la mezcla. Núm. octano de la mezcla. Volumen del componente 1. Núm. octano del componente 1.

Ejemplo: Se desea elaborar una gasolina a partir de las siguientes corrientes:

CORRIENTE Gasolina Primaria Gasolina Catalítica Reformado Alquilado TOTAL

VOLUMEN (BPD) 5 17 X __3__ 25+X

No. OCTANO 70 86.2 89.9 92.5

Determinar la cantidad de reformado (BPD) que se requiere para obtener la gasolina con 87 octanos. Aplicando la fórmula:

(25+X) (87) = 5(70) + 17 (86.2) + x (89.9) + 3 (92.5) de donde X= 28.3 BPD de reformado.

PRESIÓN DE VAPOR REID

La presión de vapor de una mezcla no es una función lineal de la presión y por lo cual se debe utilizar el índice de mezcla (IM) para corregir la no-linealidad.

144

PV (IM) = PV1.25 La presión de vapor de una mezcla puede ser determinada utilizando el volumen y PV (IM) de sus componentes, de acuerdo con la fórmula siguiente: (Vm) (PVIM) = V1(PVIM), + V2 (PVIM)2 + V3 (PVIM)3 + ....Vn (PVIM)n Ejemplo: Se desea ajustar la presión de vapor de una gasolina utilizando la mezcla siguiente:

COMPONENTE Butano normal Gasolina primaria Reformado Alquilado Gasolina catalítica TOTAL

VOLUMEN (BPD) X 5.0 28.3 3.0 _17.0_ 53.3+X

PVR

PV (IM)

51.6 11.1 2.8 4.6 4.4

138.30 20.30 3.62 6.74 6.37

Determinar la cantidad de butano normal que se requiere para obtener 11.5 psi de PVR de la gasolina.

De la fórmula:

(53.3+X) 21.2 (IM) = X (138.30) + 5(20.30) + 28.3 (3.62) + 3 (6.74) + 17 (6.37) Donde: X = 6.82 BPD de butano normal

3.2. 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 145

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.

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 asfaltenos, 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.

146

EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

Instrucciones: Lea cuidadosamente y seleccione marcando con una "X" la(s) respuesta(s) correcta(s). 1. Algunas de las corrientes básicas que constituyen el POOL de gasolina son: A)Reformado

(

)

B)Gasolina catalítica

(

)

C) GLP

(

)

D) Gasóleo ligero

(

)

E)Isomerado

(

)

2. Algunas de las características más importantes de las gasolinas son: A)Núm. de cetano

(

)

B)Presión de vapor

(

)

C) Contenido de parafinas

(

)

D) Núm. de octano

(

)

E)Vicosidad cinemática

(

)

A)Desulfurar los productos

(

)

B)Ajustar la presión de vapor de los productos

(

)

C) Mezclar varias corrientes para obtener en la forma más económica las especificaciones de un producto

(

)

3. El término Blending significa:

147

D) Disminuir la viscosidad de una corriente

(

)

E)Ajustar las temperaturas de ebullición

(

)

A)Gasóleo pesado

(

)

B)Residuo de vacío

(

)

C) Residuo de reductora de viscosidad

(

)

D) Kerosina

(

)

E)Aromáticos

(

)

A)La gravedad específica

(

)

B)La temperatura final de ebullición (TFE)

(

)

C) La viscosidad

(

)

D) El contenido de azufre

(

)

E)La presión de vapor

(

)

4. Los combustóleos se elaboran a partir de:

5. La especificación más importante de los combustóleos es:

148

GLOSARIO DE TÉRMINOS

149

ALQUILACIÓN

Es un proceso de refinación mediante el cual una olefina (propileno o butileno) se combina con isobutano para obtener hidrocarburos parafínicos de baja presión de vapor, los cuales forman el alquilado.

AROMÁTICOS

Hidrocarburos del petróleo cuya estructura molecular tiene forma de anillo, como el benceno y sus derivados del benceno, tienen alto No. de octano.

ASFALTO

Material sólido o semisólido, de color negro o café oscuro, pegajoso, constituido principalmente por residuos asfálticos. Se encuentra en forma natural o se obtiene por refinación del petróleo.

BARRIL (B)

Es una unidad de volumen muy utilizada en la industria petrolera, equivalente a 159 litros.

BARRILES POR DIA (BPD)

Es una unidad de flujo utilizada para medir la producción o consumo del crudo y sus derivados.

CARBÓN CONRADSON, O RAMSBOTTON

Es una prueba de laboratorio que se realiza para determinar la cantidad de carbón residual formado después de la evaporación y pirolisis de un producto del petróleo y se reporta en por ciento en peso (%). Esta medida determina la tendencia de determinadas corrientes a formar carbón (coke) cuando se procesan, se aplica principalmente a los gasóleos que alimentan a la planta catalítica.

CATALIZADOR

Sustancia química que se utiliza en los procesos de refinación para acelerar y orientar las reacciones químicas hacia la obtención de productos determinados, no alteran su estructura química.

COKE DEL PETROLEO

Hidrocarburos complejos de alto peso molecular, con bajo contenido de hidrógeno, se presenta en estado sólido y normalmente se forma como un subproducto de los procesos de desintegración. Algunas veces se le llama simplemente "CARBÓN".

CONTENIDO DE AZUFRE (%S)

Se refiere al contenido de azufre en el crudo o en sus derivados, se mide en por ciento en peso (%S), o en partes por millón (ppm). Dependiendo del contenido de azufre y de una forma arbitraria, los crudos se consideran "DULCES" cuando contienen menos de 0.5% y "AMARGOS" cuando contienen más de 2.5%, e "INTERMEDIOS" cuando su contenido está entre estos dos valores. Debido a sus efectos de corrosión, formación de depósitos en los equipos y envenenamiento de los catalizadores, es de suma importancia el conocimiento cuantitativo de su existencia, en las corrientes que sirven de carga a los procesos de conversión.

CRACKING

Con este término se designa en forma genérica a los procesos de mediante el cual las moléculas grandes de los hidrocarburos se desintegran, sometiéndolas a altas temperaturas y/o utilizando catalizadores, resultando moléculas más pequeñas.

150

DESTILACIÓN (BTP)

Consiste en una prueba desarrollada en el laboratorio donde una muestra de crudo es separada en sus fracciones por destilación, determinando el contenido en % en volumen de cada una de ellas. El método utilizado se llama "Determinación del Verdadero punto de Ebullición" (BTP, por sus siglas en inglés).

DESTILADOS INTERMEDIOS

Son los productos que se obtienen entre las fracciones de kerosina y los gasóleos en los procesos de refinación, dentro de éstos se encuentran la turbosina, kerosina, gasóleo ligero y pesado.

ESTABILIZACIÓN

Se refiere a la acción de separar del crudo o de sus derivados los hidrocarburos ligeros, con la finalidad de disminuir la presión de vapor. Pueden ser almacenados fácilmente evitando fugas a la atmósfera. Es una torre de destilación donde se separan los hidrocarburos ligeros de una corriente o fracción para reducir su presión de vapor. Esto se aplica principalmente a la gasolina.

ESTABILIZADORA

GAS SECO

Está compuesto principalmente por metano, no contiene hidrocarburos que se condensen en condiciones normales.

GASES

Nombre genérico que se le da a los hidrocarburos de bajo peso molecular: Metano, Etano, Popeno, Propileno, Butano, Butileno.

GOMAS

Se forman por el contenido de olefinas en la gasolina. Su alto contenido afecta al funcionamiento, rendimiento y potencia del motor, bloquea los filtros e inyectores; además incrementa la contaminación al hacer menos eficiente la combustión.

GRAVEDAD (ºAPI)

Es una escala arbitraria que expresa la gravedad o densidad del crudo o sus derivados, la medición se hace en grados (ºAPI) y es calculada con la siguiente fórmula

º API 

141. 5  131. 5 G. E .

Se utiliza como un método indirecto para determinar la pureza del crudo y sus derivados, a mayor grados API, el producto es más ligero, y viceversa, a menor grados API es más pesado, ejemplos: PRODUCTOS Crudos Pesados Crudos Ligeros Gasolina Asfalto GRAVEDAD ESPECÍFICA (G.E.)

G.E.

ºAPI 0.95

0.84

18 36

0.74 0.99

60 11

Es la relación del peso de un volumen determinado, de un producto líquido, al peso de un volumen igual de agua.

GE 

Pesodel Pr oducto Pesodel Agua

151

Se utiliza como un método indirecto para determinar la pureza o composición de los productos, así, se dice que es ligero cuando tiene un GE de 0.72, como es el caso de la gasolina, y pesado cuando tiene un GE de 0.95, como es el caso de algunos crudos pesados HIDROCRACKING

HIDROGENACIÓN

Es un proceso que combina el de desintegración con el de hidrogenación, es decir, es un proceso de desintegración con hidrógeno. Es la adición química del hidrógeno a la estructura molecular de un hidrocarburo.

HIDROTRATAMIENTO

En forma genérica son los procesos mediante los cuales a los derivados del petróleo se les elimina el azufre, nitrógeno, oxígeno, metales, etc.; tratándolos con hidrógeno, mejorando su calidad como productos o cargas a los procesos de desintegración.

NÚMERO DE CETANO

Es la medida de la calidad de ignición del diesel como combustible. La ignición no ocurre en forma súbita como la explosión en un motor de gasolina, sino que se realiza en mayor tiempo. El grado de dilación o retardo en la combustión es proporcional al número de cetano y éste es el porcentaje de cetano en una mezcla de octano (C16H34) y alfametilnaftaleno (C11H10), en la que al primero se le asigna el valor de 100 y al segundo el valor de cero. Así, en una mezcla de 55% de octano y 45% de alfametilnaftaleno, se dice que tiene un número de cetano igual a 55%.

152

NÚMERO DE OCTANO

Es la medida de la calidad antidetonante o habilidad de resistir la detonación (Cascabeleo) de las gasolinas para un motor de combustión interna. Un alto índice de octano proporciona mayor eficiencia de la combustión, mayor potencia, menores depósitos de carbón y mejor funcionamiento del motor, así como menor contaminación. Lo contrario ocasiona un bajo octanaje. Rutinariamente se utilizan dos valores del número de octano para simular el comportamiento de un motor: El número de octano de laboratorio denominado RON (Research Octane Number), el cual simula el comportamiento de la máquina en condiciones de baja severidad, a600 rpm y 120 ºF de temperatura del aire. El número de octano motor MON (Motor Octane Number) refleja condiciones más severas a 900 rpm y 120 ºF de temperatura del aire. Al valor promedio del RON y el MON, se le conoce como Octanaje de Camino, esto es:

RON  MON  87 mínimo 2 siendo este último valor el que deben marcar las bombas de las gasolineras. OLEFINAS

Son hidrocarburos que tienen dos átomos de carbón unidos por una doble ligadura, debido a lo cual son altamente reactivos. Se forman en los procesos de conversión molecular: Reformación Catalítica, Desintegración Catalítica, Reductora de Viscosidad. Ejemplo: CH3 - CH = CH3 PROPILENO

PLOMO

Su contenido en las gasolinas daña el convertidor catalítico, el sensor de oxígeno, el escape de un motor y la salud. Se mide en (mg/l).

PRESIÓN DE VAPOR REID (RVP)

Es la presión del gas sobre un líquido a 37.8 ºC y se mide en psi. En forma indirecta expresa el contenido de compuestos ligeros en los petróleos crudos o sus derivados. En el caso de la gasolina esta especificación cambia de acuerdo a la estación del año y la altitud. El butano normal se emplea como agente de presurización para ajustar el PUR de la gasolina a especificación deseada.

PUNTO DE CONGELACIÓN

Mide la temperatura de congelamiento de un combustible que se utiliza a grandes altitudes como la turbosina, se reporta en (ºC).

153

PUNTO DE INFLAMACIÓN (FLASH-POINT)

Es la temperatura más baja a la cual un combustible se incendia instantáneamente al aplicarle una flama. Esta medida expresa la tendencia de un combustible a formar con el aire mezclas inflamables, por lo que es una propiedad importante que debe considerarse para evaluar el peligro de inflamabilidad de un material.

TORRE

Se utiliza para nombrar en forma genérica a los recipientes cilíndricos verticales, con platos o empaques en su interior, que se utilizan para poner en contacto dos corrientes.

TORRE DE DESTILACIÓN

Una torre que separa por destilación uno o varios de los componentes de una mezcla, aprovechando la diferencia en su temperatura de ebullición.

VISCOSIDAD (SSU, SSF, CST)

Se define como la resistencia a fluir de un líquido. Los valores de viscosidad se expresan en segundos (seg), y se determina haciendo pasar por un orificio estándar una muestra de 60 ml a una temperatura determinada, (38 ó 99 ºC), el resultado se reporta como segundos SYBOLT UNIVERSAL (SSU) a 38ºC (ó 99 ºC), cuando se trata de muestras pesadas se utiliza un orificio más grande y se reporta como segundos SYBOL FUROL (SSF) a 30 ºC (ó 99 ºC). También es común usar las unidades de viscosidad cinemática, los CENTI STOKES (CST). La viscosidad proporciona información acerca de la facilidad de los productos para transportarse por tuberías, los problemas que presentan para lograr una buena combustión y su calidad como lubricantes.

154

BIBLIOGRAFÍA

155

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157

APÉNDICE A RESPUESTAS A LOS EJERCICIOS DE AUTOEVALUACIÓN

158

TEMA 1 1. B) 2. B) y C) 3. C) 4. B) 5. B)

TEMA II 1. A), C) y D) 2. A), C) y E) 3. B) 4. A) y D) 5. A)

TEMA III 1. A), C) y D) 2. C) 3. D) y E) 4. C) 5. A) y C) TEMA IV

159

1. C) 2. D) 3. A), B), E) y G) 4. C) 5. A), B), D) y E) TEMA V 1. B) y C) 2. C) 3. B) 4. B) 5. E)

TEMA VI 1. C) y D) 2. B), D) y E) 3. B) 4. D) 5. A), C) y D)

TEMA VII 1. B), E) y F)

160

2. A), B) y D) 3. C) 4. A) y B) 5. B), C) y D) 6. A), C), D)

TEMA VIII 1. A) y B) 2. B) y D) 3. C) 4. B), C) y D) 5. C)

PARÁMETROS DE AUTOEVALUACIÓN. 5 RESPUESTAS ACERTADAS POR TEMA= SOBRESALIENTE 4 RESPUESTAS ACERTADAS POR TEMA= NOTABLE 3 RESPUESTAS ACERTADAS POR TEMA= BIEN MENOS DE TRES RESPUESTAS ACERTADAS POR TEMA= SERÁ CONVENIENTE QUE USTED REVISE NUEVAMENTE EL MANUAL.

NOTA: Cuando en los cuestionamientos exista más de una opción correcta, se considerará acertada la respuesta si se elige por lo menos una de las opciones.

161

APÉNDICE B LAMINAS DE REFINACIÓN

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APPENDIX IV: 2-1. GLOSSARY. ABSORPTION The disappearance of one substance into another so that the absorbed substance loses its identifying characteristics, while the absorbing substance retains most of its original physical aspects. Used in refining to selectively remove specific components from process streams. ACID TREATMENT A process in which unfinished petroleum products such as gasoline, kerosene, and lubricating oil stocks are treated with sulfuric acid to improve color, odor, and other properties. ADDITIVE Chemicals added to petroleum products in small amounts to improve quality or add special characteristics. ADSORPTION materials.

Adhesion of the molecules of gases or liquids to the surface of solid

AIR FIN COOLERS also called fin fans.

A radiator-like device used to cool or condense hot hydrocarbons;

ALICYCLIC HYDROCARBONS up only of carbon atoms.

Cyclic (ringed) hydrocarbons in which the rings are made

ALIPHATIC HYDROCARBONS Hydrocarbons characterized by open-chain structures: ethane, butane, butene, acetylene, etc. ALKYLATION A process using sulfuric or hydrofluoric acid as a catalyst to combine olefins (usually butylene) and isobutane to produce a high-octane product known as alkylate. API GRAVITY AROMATIC

An arbitrary scale expressing the density of petroleum products.

Organic compounds with one or more benzene rings.

ASPHALTENES The asphalt compounds soluble in carbon disulfide but insoluble in paraffin naphthas. ATMOSPHERIC TOWER BENZENE

A distillation unit operated at atmospheric pressure.

An unsaturated, six-carbon ring, basic aromatic compound.

BLEEDER VALVE A small-flow valve connected to a fluid process vessel or line for the purpose of bleeding off small quantities of contained fluid. It is installed with a block valve to determine if the block valve is closed tightly. BLENDING The process of mixing two or more petroleum products with different properties to produce a finished product with desired characteristics. BLOCK VALVE

A valve used to isolate equipment.

BLOWDOWN The removal of hydrocarbons from a process unit, vessel, or line on a scheduled or emergency basis by the use of pressure through special piping and drums provided for this purpose. BLOWER

Equipment for moving large volumes of gas against low-pressure heads.

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BOILING RANGE The range of temperature (usually at atmospheric pressure) at which the boiling (or distillation) of a hydrocarbon liquid commences, proceeds, and finishes. BOTTOMS Tower bottoms are residue remaining in a distillation unit after the highest boiling-point material to be distilled has been removed. Tank bottoms are the heavy materials that accumulate in the bottom of storage tanks, usually comprised of oil, water, and foreign matter. BUBBLE TOWER A fractionating (distillation) tower in which the rising vapors pass through layers of condensate, bubbling under caps on a series of plates. CATALYST A material that aids or promotes a chemical reaction between other substances but does not react itself. Catalysts increase reaction speeds and can provide control by increasing desirable reactions and decreasing undesirable reactions. CATALYTIC CRACKING The process of breaking up heavier hydrocarbon molecules into lighter hydrocarbon fractions by use of heat and catalysts. CAUSTIC WASH A process in which distillate is treated with sodium hydroxide to remove acidic contaminants that contribute to poor odor and stability. CHD UNIT

See Hydrodesulfurization.

COKE A high carbon-content residue remaining from the destructive distillation of petroleum residue. COKING A process for thermally converting and upgrading heavy residual into lighter products and by-product petroleum coke. Coking also is the removal of all lighter distillable hydrocarbons that leaves a residue of carbon in the bottom of units or as buildup or deposits on equipment and catalysts. CONDENSATE

The liquid hydrocarbon resulting from cooling vapors.

CONDENSER A heat-transfer device that cools and condenses vapor by removing heat via a cooler medium such as water or lower-temperature hydrocarbon streams. CONDENSER REFLUX Condensate that is returned to the original unit to assist in giving increased conversion or recovery. COOLER A heat exchanger in which hot liquid hydrocarbon is passed through pipes immersed in cool water to lower its temperature. CRACKING The breaking up of heavy molecular weight hydrocarbons into lighter hydrocarbon molecules by the application of heat and pressure, with or without the use of catalysts. CRUDE ASSAY A procedure for determining the general distillation and quality characteristics of crude oil. CRUDE OIL A naturally occurring mixture of hydrocarbons that usually includes small quantities of sulfur, nitrogen, and oxygen derivatives of hydrocarbons as well as trace metals. CYCLE GAS OIL DEASPHALTING

Cracked gas oil returned to a cracking unit. Process of removing asphaltic materials from reduced crude using liquid

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propane to dissolve nonasphaltic compounds. DEBUTANIZER A fractionating column used to remove butane and lighter components from liquid streams. DE-ETHANIZER A fractionating column designed to remove ethane and gases from heavier hydrocarbons. DEHYDROGENATION A reaction in which hydrogen atoms are eliminated from a molecule. Dehydrogenation is used to convert ethane, propane, and butane into olefins (ethylene, propylene, and butenes). DEPENTANIZER A fractionating column used to remove pentane and lighter fractions from hydrocarbon streams. DEPROPANIZER A fractionating column for removing propane and lighter components from liquid streams. DESALTING Removal of mineral salts (most chlorides, e.g., magnesium chloride and sodium chloride) from crude oil. DESULFURIZATION hydrocarbons.

A chemical treatment to remove sulfur or sulfur compounds from

DEWAXING The removal of wax from petroleum products (usually lubricating oils and distillate fuels) by solvent absorption, chilling, and filtering. DIETHANOLAMINE

A chemical (C4H11O2N) used to remove H2S from gas streams.

DISTILLATE

The products of distillation formed by condensing vapors.

DOWNFLOW

Process in which the hydrocarbon stream flows from top to bottom.

DRY GAS Natural gas with so little natural gas liquids that it is nearly all methane with some ethane. FEEDSTOCK unit.

Stock from which material is taken to be fed (charged) into a processing

FLASHING The process in which a heated oil under pressure is suddenly vaporized in a tower by reducing pressure. FLASH POINT Lowest temperature at which a petroleum product will give off sufficient vapor so that the vapor-air mixture above the surface of the liquid will propagate a flame away from the source of ignition. FLUX

Lighter petroleum used to fluidize heavier residual so that it can be pumped.

FOULING

Accumulation of deposits in condensers, exchangers, etc.

FRACTION One of the portions of fractional distillation having a restricted boiling range. FRACTIONATING COLUMN Process unit that separates various fractions of petroleum by simple distillation, with the column tapped at various levels to separate and remove fractions according to their boiling ranges.

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FUEL GAS

Refinery gas used for heating.

GAS OIL Middle-distillate petroleum fraction with a boiling range of about 350°-750° F, usually includes diesel fuel, kerosene, heating oil, and light fuel oil. GASOLINE A blend of naphthas and other refinery products with sufficiently high octane and other desirable characteristics to be suitable for use as fuel in internal combustion engines. HEADER

A manifold that distributes fluid from a series of smaller pipes or conduits.

HEAT As used in the Health Considerations paragraphs of this document, heat refers to thermal burns for contact with hot surfaces, hot liquids and vapors, steam, etc. HEAT EXCHANGER Equipment to transfer heat between two flowing streams of different temperatures. Heat is transferred between liquids or liquids and gases through a tubular wall. HIGH-LINE OR HIGH-PRESSURE GAS High-pressure (100 psi) gas from cracking unit distillate drums that is compressed and combined with low-line gas as gas absorption feedstock. HYDROCRACKING A process used to convert heavier feedstock into lower-boiling, higher-value products. The process employs high pressure, high temperature, a catalyst, and hydrogen. HYDRODESULFURIZATION A catalytic process in which the principal purpose is to remove sulfur from petroleum fractions in the presence of hydrogen. HYDROFINISHING A catalytic treating process carried out in the presence of hydrogen to improve the properties of low viscosity-index naphthenic and medium viscosity-index naphthenic oils. It is also applied to paraffin waxes and microcrystalline waxes for the removal of undesirable components. This process consumes hydrogen and is used in lieu of acid treating. HYDROFORMING Catalytic reforming of naphtha at elevated temperatures and moderate pressures in the presence of hydrogen to form high-octane BTX aromatics for motor fuel or chemical manufacture. This process results in a net production of hydrogen and has rendered thermal reforming somewhat obsolete. It represents the total effect of numerous simultaneous reactions such as cracking, polymerization, dehydrogenation, and isomerization. HYDROGENATION catalyst.

The chemical addition of hydrogen to a material in the presence of a

INHIBITOR Additive used to prevent or retard undesirable changes in the quality of the product, or in the condition of the equipment in which the product is used. ISOMERIZATION A reaction that catalytically converts straight-chain hydrocarbon molecules into branched-chain molecules of substantially higher octane number. The reaction rearranges the carbon skeleton of a molecule without adding or removing anything from the original material. ISO-OCTANE A hydrocarbon molecule (2,2,4-trimethylpentane) with excellent antiknock characteristics on which the octane number of 100 is based.

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KNOCKOUT DRUM

A vessel wherein suspended liquid is separated from gas or vapor.

LEAN OIL Absorbent oil fed to absorption towers in which gas is to be stripped. After absorbing the heavy ends from the gas, it becomes fat oil. When the heavy ends are subsequently stripped, the solvent again becomes lean oil. LOW-LINE or LOW-PRESSURE GAS Low-pressure (5 psi) gas from atmospheric and vacuum distillation recovery systems that is collected in the gas plant for compression to higher pressures. NAPHTHA A general term used for low boiling hydrocarbon fractions that are a major component of gasoline. Aliphatic naphtha refers to those naphthas containing less than 0.1% benzene and with carbon numbers from C3 through C16. Aromatic naphthas have carbon numbers from C6 through C16 and contain significant quantities of aromatic hydrocarbons such as benzene (>0.1%), toluene, and xylene. NAPHTHENES Hydrocarbons (cycloalkanes) with the general formula CnH2n, in which the carbon atoms are arranged to form a ring. OCTANE NUMBER

A number indicating the relative antiknock characteristics of gasoline.

OLEFINS A family of unsaturated hydrocarbons with one carbon-carbon double bond and the general formula CnH2n. PARAFFINS A family of saturated aliphatic hydrocarbons (alkanes) with the general formula CnH2n+2. POLYFORMING The thermal conversion of naphtha and gas oils into high-quality gasoline at high temperatures and pressure in the presence of recirculated hydrocarbon gases. POLYMERIZATION The process of combining two or more unsaturated organic molecules to form a single (heavier) molecule with the same elements in the same proportions as in the original molecule. PREHEATER

Exchanger used to heat hydrocarbons before they are fed to a unit.

PRESSURE-REGULATING VALVE A valve that releases or holds process-system pressure (that is, opens or closes) either by preset spring tension or by actuation by a valve controller to assume any desired position between fully open and fully closed. PYROLYSIS GASOLINE A by-product from the manufacture of ethylene by steam cracking of hydrocarbon fractions such as naphtha or gas oil. PYROPHORIC IRON SULFIDE A substance typically formed inside tanks and processing units by the corrosive interaction of sulfur compounds in the hydrocarbons and the iron and steel in the equipment. On exposure to air (oxygen) it ignites spontaneously. QUENCH OIL Oil injected into a product leaving a cracking or reforming heater to lower the temperature and stop the cracking process. RAFFINATE The product resulting from a solvent extraction process and consisting mainly of those components that are least soluble in the solvents. The product recovered from an extraction process is relatively free of aromatics, naphthenes, and other constituents that adversely affect physical parameters.

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REACTOR The vessel in which chemical reactions take place during a chemical conversion type of process. REBOILER An auxiliary unit of a fractionating tower designed to supply additional heat to the lower portion of the tower. RECYCLE GAS

High hydrogen-content gas returned to a unit for reprocessing.

REDUCED CRUDE A residual product remaining after the removal by distillation of an appreciable quantity of the more volatile components of crude oil. REFLUX The portion of the distillate returned to the fractionating column to assist in attaining better separation into desired fractions. REFORMATE

An upgraded naphtha resulting from catalytic or thermal reforming.

REFORMING The thermal or catalytic conversion of petroleum naphtha into more volatile products of higher octane number. It represents the total effect of numerous simultaneous reactions such as cracking, polymerization, dehydrogenation, and isomerization. REGENERATION In a catalytic process the reactivation of the catalyst, sometimes done by burning off the coke deposits under carefully controlled conditions of temperature and oxygen content of the regeneration gas stream. SCRUBBING

Purification of a gas or liquid by washing it in a tower.

SOLVENT EXTRACTION The separation of materials of different chemical types and solubilities by selective solvent action. SOUR GAS Natural gas that contains corrosive, sulfur-bearing compounds such as hydrogen sulfide and mercaptans. STABILIZATION A process for separating the gaseous and more volatile liquid hydrocarbons from crude petroleum or gasoline and leaving a stable (less-volatile) liquid so that it can be handled or stored with less change in composition. STRAIGHT-RUN GASOLINE Gasoline produced by the primary distillation of crude oil. It contains no cracked, polymerized, alkylated, reformed, or visbroken stock. STRIPPING The removal (by steam-induced vaporization or flash evaporation) of the more volatile components from a cut or fraction. SULFURIC ACID TREATING A refining process in which unfinished petroleum products such as gasoline, kerosene, and lubricating oil stocks are treated with sulfuric acid to improve their color, odor, and other characteristics. SULFURIZATION

Combining sulfur compounds with petroleum lubricants.

SWEETENING Processes that either remove obnoxious sulfur compounds (primarily hydrogen sulfide, mercaptans, and thiophens) from petroleum fractions or streams, or convert them, as in the case of mercaptans, to odorless disulfides to improve odor, color, and oxidation stability. SWITCH LOADING The loading of a high static-charge retaining hydrocarbon (i.e., diesel fuel) into a tank truck, tank car, or other vessel that has previously contained a lowflash hydrocarbon (gasoline) and may contain a flammable mixture of vapor and air.

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TAIL GAS

The lightest hydrocarbon gas released from a refining process.

THERMAL CRACKING The breaking up of heavy oil molecules into lighter fractions by the use of high temperature without the aid of catalysts. TURNAROUND A planned complete shutdown of an entire process or section of a refinery, or of an entire refinery to perform major maintenance, overhaul, and repair operations and to inspect, test, and replace process materials and equipment. VACUUM DISTILLATION The distillation of petroleum under vacuum which reduces the boiling temperature sufficiently to prevent cracking or decomposition of the feedstock. VAPOR The gaseous phase of a substance that is a liquid at normal temperature and pressure. VISBREAKING Viscosity breaking is a low-temperature cracking process used to reduce the viscosity or pour point of straight-run residuum. WET GAS A gas containing a relatively high proportion of hydrocarbons that are recoverable as liquids.

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