manual de induccion a pemex refinacion.pdf

1

PEMEX REFINACIÓN

INDUCCIÓN AL SISTEMA DE REFINACIÓN

Julio 2011 Revisión 1

Inducción al Sistema de Refinación

2

CONTENIDO

PAGINA

1. INTRODUCCIÓN AL SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN………………..………. 3

OBJETIVO INSTRUCCIONAL……………………………………………………………… 5

1.1 QUÍMICA DEL PETRÓLEO…………………...……………………………………….. 6

1.1.1 Origen geológico del petróleo…………………………………………………. 6

1.1.2 Naturaleza del petróleo crudo…………………………………………………. 7

1.1.3 Composición química y propiedades del petróleo…………………………. 7

1.1.4 Tipos y características del petróleo…………………………………………... 8

1.1.5 Instalaciones petroleras………………………………………………………... 9

1.1.6 Contaminantes del petróleo y efectos en los procesos……………………. 10

1.2 ANTECEDENTES DE LA REFINACIÓN EN MÉXICO…………………………….. 13

1.2.1 La industria petrolera en México después de la expropiación…………….. 13

1.3 CONFIGURACIÓN DE UNA REFINERÍA…………………………………………… 16

1.3.1 Productos de una refinería…………………………………………………….. 16

1.3.2 Especificaciones de productos………………………………………………... 22

1.4 PROCESOS DE REFINACIÓN DEL PETRÓLEO………………………………….. 39

1.4.1 Pozos productores de petróleo……………………………………………….. 39

1.4.2 Procesos de refinación………………………………………………………… 47

ANEXO I. Significado de las pruebas…………………………………………………….. 60

ANEXO II. Diagramas de flujo de proceso………………………….……………………. 71

BIBLIOGRAFÍA……………………………………………………………………………….. 110


3

INTRODUCCIÓN

Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime”

Figura 1.1 Características del estado de Oaxaca

La formación de Ingenieros de nuevo ingreso, hace que nazca la preocupación por

proporcionar un material de apoyo para que el personal técnico operativo adquiera y

alcance los conocimientos básicos sobre la industria del petróleo; para nuestro caso

concretamente, sobre refinación, las plantas de proceso que la forman, y sus

interrelaciones.

Se presenta un breve bosquejo acerca de lo que es refinación, las plantas que conforman

la refinería, así como los productos que se obtienen: destilados ligeros y destilados

intermedios principalmente, además de las especificaciones de los principales productos;

gas natural, gas LP, gasolina magna y Premium, turbosina, diesel y combustóleo. Se

incluye además en este tema un diagrama de bloques de cómo están conformadas cada

una de las seis refinerías del país.

Como cumplimiento a este tema; se presenta un diagrama simplificado y se hace una breve descripción sobre los procesos de refinación.


4

SUMINISTRO DE CRUDO

Figura 1.2 Suministro del crudo hacia la Refinería

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL ÁREA DE INFLUENCIA

Figura 1.3 Zonas de Influencia


5

OBJETIVO INSTRUCCIONAL.

Describir los conceptos sobre:

La industria del petróleo, el aceite crudo como materia prima, su refinación, los productos

obtenidos, así como las plantas y procesos interrelacionados en la refinería, además de la

estructura que conforma a cada una de las seis refinerías del país.


6

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

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

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

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


7

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

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

84 a 87 % Carbono

a 13 % Hidrógeno

a 4% Impurezas (azufre, nitrógeno, oxígeno, helio)

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

1.1.3 Composición química y propiedades del petróleo.

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

1. Son líquidos insolubles en agua y de menor densidad que ella. Dicha densidad está comprendida entre 0.75 y 0.95 g/ml.

2. Sus colores varían del amarillo parduzco hasta el negro. 3. Algunas variedades son extremadamente viscosas mientras que otras son

bastantes fluidas.

Es habitual clasificar a los petróleos dentro de tres grandes tipos considerando sus atributos específicos y los subproductos que suministran:

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


8

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

Petróleos mixtos: Tienen características y rendimientos comprendidos entre las otras dos variedades principales. Aunque sin ser iguales entre sí. Como en otros combustibles los compuestos de azufre comunican mal olor al petróleo y sus derivados. Como generan dióxido de azufre (SO2) en la combustión, contribuyen a la contaminación del ambiente. Los hidrocarburos que integran el petróleo son de distintos tipos, según su lugar de origen:

1. Petróleos americanos: Hidrocarburos de cadenas abiertas o alifáticas. 2. Petróleos de Pennsylvania: Hidrocarburos saturados (alcanos de No. de C = 1 a

40) 3. Petróleos de Canadá: Hidrocarburos no saturados. 4. Petróleos rusos: Hidrocarburos cíclicos, con 3, 4, 5, ó 6 átomos de carbono en

cadena abierta o cerrada. 5. Petróleos mexicanos: Los petróleos mexicanos presentan características muy

variadas según la región de origen, así se tienen crudos de base asfalténica en la zona de Pánuco, de base nafténica en la zona sur, de base parafinita, muy útiles para lubricantes y de base mixta en la zona de Poza Rica, Ver.

Por tanto; la composición química del petróleo es muy variable hasta el punto de que los cuatro tipos fundamentales de hidrocarburos: parafinas (hidrocarburos saturados), naftenos (hidrocarburos cíclicos saturados o ciclo-alcanos), e hidrocarburos aromáticos, no solamente difieren de un yacimiento a otro, sino también las diversas sustancias que es preciso eliminar más o menos completamente: gas, azufre (que junto con el sulfhídrico, mercaptanos y tioalcoholes pueden alcanzar un 3%), agua más o menos salada, compuestos oxigenados y nitrogenados, indicios o vestigios de metales etc.

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


9

La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su densidad en °API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo), que diferencia las calidades del crudo. Para exportación, en México se preparan tres variedades de petróleo crudo: Istmo. Ligero con densidad de 33.6 °API y 1.3% de azufre en peso

Maya. Pesado con densidad de 22 °API y 3.3% de azufre en peso.

Olmeca. Súper ligero con densidades de 39.3 °API y 0.77% de azufre en peso.

Las principales características de los petróleos mexicanos se muestran en la siguiente tabla.

Características Olmeca Istmo Maya

Peso específico 20/4 °C 0.825 0.858 0.920

Grados API 39.3 33.6 22.0

Viscosidad, SSU a 15.6 °C 43.3 60 1288

Factor de caracterización K 12.00 11.85 11.63

Contenido de azufre (% peso) 0.77 1.3 3.3

Carbón ramsbottom (% peso) 1.62 3.92 10.57

Metales: vanadio 2.5 39.5 343.0

Gasolina (% vol.) 38.0 26.0 17

Destilados intermedios (% vol.) 33.7 32.0 28.0

Gasóleos (% vol.) 20.5 18.0 16.0

Residuo (% vol.) 5.4 23.0 38.0

1.1.5 Instalaciones petroleras.

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

Aceite crudo Densidad (g/cm3) Densidad °API

Extra pesado >1.0

1.0

<10.0

10.0 Pesado 1.0 - 0.9 21.0 - 22.3

Mediano 0.92 - 0.87 22.3 - 31.1

Ligero 0.87 - 0.83 31.1 - 39.0

Súper ligero < 0.83 >39

39


10

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

Figura 1.4 Instalaciones petroleras

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

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


11

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

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

Solubles en aceite Rango de concentración

Sulfuros orgánicos 0.1-0.5 % como sulfuro

Compuestos organometálicos 5-400 ppm (Ni, V, Fe, As)

Ácidos nafténicos 0.03-0.4 % (volumen)

Compuestos nitrogenados 0.05-15 % (volumen)

Asfáltenos 3-14 % (peso)

Parafinas Variable según el tipo de crudo

Compuestos oxigenados 0-2.0 % como oxigeno

Resinas, cresoles Variable según el tipo de crudo

Insolubles en aceite Rango de concentración

Salmuera 0.1-10 % (volumen)

Sales inorgánicas 10-100 LMB

Sedimento 0.01-1 % (volumen)

Sólidos suspendidos 1-500 LMB

1.1.6.2 Efectos de los contaminantes en los proceso.

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


12

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


13

Efecto\Contaminante Sal Agua Sedimento Sólidos

suspendidos

Disminución de carga. x x x x

Corridas cortas. x x

Ataque corrosivo. x Gastos de mantenimiento X

Ensuciamiento. x x

Erosión de equipos. x x

Consumo de energía. x x x x Envenenamiento de catalizadores.

x

Control de corrosión y ensuciamiento.

x x x

Descontrol de operación. x x x

Problemas de efluentes. x x Productos fuera de especificación.

x x x x

1.2 ANTECEDENTES DE LA REFINACIÓN EN MÉXICO.

1.2.1 La industria petrolera en México después de la expropiación.

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


14

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


15

Figura 1.5 SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN

Figura 1.6 RED DE DUCTOS PEMEX


16

Durante el año 2000, se establecieron las bases para el diseño del Plan Estratégico 2001-2010, en el cual se proponen las estrategias operativas para maximizar el valor económico de las actividades operativas de PEMEX, la modernización de su administración para generar ahorros, así como los cambios necesarios en la relación con el Gobierno Federal, tales como un nuevo tratamiento fiscal, una nueva regulación basada en el desempeño y un control administrativo moderno de acuerdo a resultados. A partir del mes de diciembre de 2000, se inició una nueva era en la industria petrolera mexicana con la implantación de estrategias orientadas a buscar un crecimiento dinámico de Petróleos Mexicanos, mediante la ejecución de importantes proyectos dirigidos a la producción de crudo ligero, a la aceleración de la reconfiguración de las refinerías, al mejoramiento de la calidad de los productos, a la optimización de la exploración para gas no asociado y a la integración de alianzas con la iniciativa privada para revitalizar y fomentar a la industria petroquímica.

1.3 CONFIGURACIÓN DE UNA REFINERÍA.

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

Talleres de mantenimiento. Laboratorios.

Seguridad industrial. Protección ambiental. Servicios médicos


17

1.3.1 Productos de una refinería. En el esquema siguiente se muestran los principales productos de una refinería.

RE

FIN

ER

íA

Crudo Maya

Crudo Istmo

Gas natural

Propileno

Isobutano

LPG

Pemex-magna

Pemex-premium

Nafta primaria

Turbosina

Gas nafta

Pemex diesel

Diesel amargo

Gasóleo

Azufre

Combustóleo

Coque

Figura 1.7 PRINCIPALES PRODUCTOS DE UNA REFINERÍA

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


18

CAPACIDAD DE PROCESO DE REFINERÍAS (MILES DE BARRILES DIARIOS)

PROCESO 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA

DE CRUDO 1525 1525 1525 1559 1559 1540 1540 1540 1540 1540 1540

DESTILACIÓN AL VACIO

762 757 757 775 774 768 768 768 768 754 764

DESINTEGRACIÓN 368 368 368 375 375 396 396 375 375 381 381

REDUCCIÓN DE VISCOSIDAD 141 141 141 141 141 141 141 141 141 91 91

REFORMACIÓN DE NAFTAS 228 226 226 269 269 301 301 301 301 279 279

HIDRODESULFURACIÓN 698 748 748 808 848 987 987 987 987 926 926

ALQUILACIÓN E ISOMERIZACIÓN 109 106 106 139 139 144 144 144 144 152 152

FRACCIONAMIENTO DE LÍQUIDOS 71 - - - - - - - - -

COQUIZACIÓN - - - - - - 100 100 100 100 100

Fuente. Anuario estadístico de PEMEX 2008.

Gráfica 1.1 Proceso de Crudo por Refinería, 2008

17%

12%

13%

15%

22%

21%

Cadereyta, Nuevo León

Cuidad Madero, Tamaulipas

Minatitlán, Veracruz

Salamanca, Guanajuato

Salina Cruz, Oaxaca

Tula, Hidalgo


19

PROCESO DE CRUDO Y ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS POR REFINERÍA (MILES DE BARRILES DIARIOS).

Años 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Variación 2007/2006

(%)

Total

Proceso 1227.4 1251.9 1245.4 1285.9 1303.4 1284.4 1284.2 1269.9 -1.1

Elaboración 1243.1 1261.6 1262.4 1327.5 1349.1 1324.8 1327.8 1312.4 -1.2

Cadereyta

Proceso 125.8 200.4 196 209 212.8 194.6 207.2 210.2 1.5

Elaboración 120.7 204.6 206.7 227.5 220.1 199.4 214.6 218.5 1.8

Madero

Proceso 149.3 105.9 108 141.2 145.3 141.9 149.3 141.4 -5.3

Elaboración 140.6 92.1 89.9 142.2 153.8 158.6 172.0 160.6 -6.6

Minatitlán

Proceso 172 177 169.6 176.6 167 162.6 168.6 170.1 0.9

Elaboración 177.4 181.9 175.8 178.2 174.7 176.4 173.1 173.8 0.4

Salamanca

Proceso 186 185.7 185.4 185 198,6 197 196.4 187.6 -4.5

Elaboración 189.5 185.1 186.3 187.4 201.1 195 195.8 183.8 -6.1

Salina Cruz

Proceso 298.2 292.8 306.3 306.2 287.9 292.7 290 271.5 -6.4

Elaboración 315.7 303.7 322.7 320.1 303.1 301.2 299.5 284.0 -5.2

Tula

Proceso 296.2 290.3 280.1 267.8 291.9 295.6 272.7 288.9 6.0

Elaboración 299.2 294.2 281 272.1 296.4 294.2 272.9 291.8 6.9


20

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS (MILES DE BARRILES DIARIOS).

Años 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Variación 2007/2006

(%)

Petrolíferos 1245.9 1267.1 1275.9 1342.9 1361.2 1338.3 1329.7 1312.4 -1.3

Gas licuado 24.9 27.8 31.3 33.8 28 30.6 25.4 26.6 4.9

Gasolinas 393 390.2 398.2 445.2 466.7 455.1 456.2 456.4 0.0

Nova/Base 1 27.9 22.4 16.4 10.5 3.9 4.8 7.5 4.5 -40.1

Pemex Magna 2 346 349.4 359.4 396.5 418.5 412 413.7 425.7 2.9

Pemex Premium

17.9 17.3 21.8 37.6 43.8 38.2 35 26.1 -27.4

Otras 1.2 1.2 0.7 0.6 0.4 0.1 0.1 0.1 -20.3

Turbosina 55.3 56.7 56.7 59.6 62.1 63.3 64.8 66.3 2.3

Otros querosenos

0.3 0.3 - - - - - - -

Diesel 265.4 281.6 266.9 307.8 324.7 318.2 328.1 334.0 1.8

Desulfurado 1.2 1.1 0.7 0.6 0 - - - -

Pemex Diesel 254.5 266.6 246.7 290.8 319.6 312.3 318.3 326.2 2.5

Otros 9.7 13.9 19.5 16.4 5.1 5.9 9.8 7.8 -20.1

Combustible industrial 3

2.4 - - - - - - - -

Combustóleo 422.6 435.9 449.6 396.5 368 350.8 325.2 301.5 -7.3

Asfaltos 31.1 28.7 28.8 25.6 27.2 29.3 32.3 31.9 -1.1

Lubricantes 6 5.2 4.9 5.5 5.4 5.2 5.1 5.2 1.5

Parafinas 1.3 1.2 1 0.9 1 1.1 1.0 1.1 7.5

Gas seco 41.8 39 37.4 51.3 49.9 51.9 56.7 55.2 -2.6

Otros petrolíferos 4

1.9 0.6 1.1 16.7 28.2 32.8 34.8 34.2 -1.7

Petroquímicos (Mt)

768 712.8 690.6 894.8 1042.6 1048.2 1070.8 1121.2 4.7

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


21

DIAGRAMA DE BLOQUES DE PROCESO


22

PRINCIPALES PRODUCTOS (Mbd)

Figura 1.8 Principales productos

1.3.2 Especificaciones de productos. Formulación y mezclado. La formulación y mezclado es el proceso de combinación de fracciones de hidrocarburos, aditivos y otros componentes para obtener productos finales con propiedades específicas. Descripción. La formulación es la mezcla física de un número de diferentes líquidos de hidrocarburos para obtener un producto final con ciertas características deseadas. Los productos pueden ser formulados en línea a través de un sistema de válvulas o formulación por baches en tanques y recipientes. La formulación en línea de gasolina, destilados intermedios y combustibles para avión se lleva a cabo por inyección de cantidades proporcionales de cada componente en la corriente principal donde unos mezcladores completan la mezcla. Los aditivos incluidos que son adicionados durante y/o después de la formulación proveen propiedades específicas no inherentes en hidrocarburos.

Especificaciones de los productos de refinación. Las especificaciones son las series de propiedades o características que deben reunir los productos de un proceso de producción, éstos determinan su calidad. Las especificaciones se establecen en función de normas ambientales, seguridad y la funcionalidad, de tal forma que a los usuarios les permita evitar la contaminación ambiental, optimizar sus procesos, ofrecer a los consumidores finales productos de


23

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

ESPECIFICACIONES DEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO (MEZCLA PROPANO-BUTANO)

Propiedad Unidad Método Especificación

Densidad relativa a 15,6 °C 60/60 °F D-2598 Informar

Presión de vapor a 37.8C kPa

(Ib/pulg2) D 1267

688 Min – 1379 Max 100 Min- 200 máximo

El 95% destila a: °C D 1837 2.0 máximo

Etano % volumen D 2163 2.0 máximo

Propano % volumen D 2163

Informar

n Butano + i Butano % volumen D 2163

Informar

Pentano + pesados % volumen D 2163

2.0 máximo

Olefinas totales % volumen D 2163

Informar

Residuo de la evaporación % volumen

D 2158 0.05 máximo

Corrosión de placa de cobre, 1 hora a 37.8C D 1838 estándar No. 1 máximo

Azufre total Mg/Kg D 2784 140 máximo

Agua libre - Visual nada

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

Componente % Vol.

Propano 77

Propileno 2

Isobutano 7

Butano 12

Pentano 2


24

ESPECIFICACIONES DEL GAS LICUADO DEL PROPILENO


Propileno % volumen D-2163 92.0 mínimo

Etano + Etileno + Ligeros % volumen D 2163 1.0 máximo

Propano % volumen D 2163

8.0 máximo

Butano + Butilenos + pesados % volumen D 2163

0.2 máximo

Humedad Mg/Kg Phillips 9515K

500 máximo

Azufre total µg/g D 2784 10 máximo

SIGNIFICADO DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO EN GASES LICUADOS DE ALTA

PRESIÓN Y BAJA PRESIÓN

Pruebas Repetibilidad Definición

Presión de vapor

lbs./in2 máx.

+ 1.5 + 1.0 Es una medida indirecta de la temperatura a la cual se inicia la temperatura de ebullición del gas licuado. Además la prueba deberá de terminarse, para poder trasportar, almacenar y manejar estos productos con seguridad.

95% destila a °C

máx. + 0.6 Esta especificación asegura que el componente más

pesado presente en el producto será el butano.

Azufre total ppm

máx. + 4 Es importante que el contenido de azufre sea mínimo, pues

ocasiona problemas de corrosión generalmente.

Corrosión 1 hr. a

37.8 °C máx. -

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

Contenido de

humedad ppm -

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


25

ESPECIFICACIONES DE GASOLINA PEMEX MAGNA INTERIOR DEL PAÍS.

Prueba Unidades Método ASTM Especificación

Peso específico 20/4 °C D 1298 Informar

Color visual rojo

Prueba Doctor D 4952 Negativa

Destilación D 86 3

10 % °C D 86 70 máxima

50 % °C D 86 77/121

90 % °C D 86 190 máxima

Temperatura final de ebullición °C D 86 225 máxima

Residuo de la destilación % volumen D 86 2 máximo

Temperatura relación (V/L=20) °C D 5188 20

Presión de vapor Reid lb/plg2 D 5191

7.8 - 9.0

Relación vapor líquido D 5188

56 mínimo

Azufre Total Mg/Kg D 4294 1000 máximo

Azufre mercaptánico Mg/Kg D 3227

20.0 máximo

Corrosión al Cu, 3H a 50 °C

D 130 Std 1 máximo

Goma lavada mg/100 ml D 381 4.0 máxima

Periodo de inducción minutos D 525 300 mínimo

No. de octano RON

D 2699 Informar

No. de octano MON

D 2700 82 mínimo

índice de octano (R + M) / 2 D 2699 D 2700

87 mínimo

Contenido de fósforo g/gal D 3231 0.004 máximo

Aromáticos % volumen D 1319 Informar

Olefinas % volumen D 1319 Informar

Benceno % volumen D 5580

3.0 máximo

Aditivo detergente dispersante mg/L IMP-D-15 165 mínimo


26

ESPECIFICACIONES DE GASOLINA PEMEX PREMIUM INTERIOR DEL PAÍS.

Prueba Unidades Unidades Método ASTM Especificación


Color visual Sin anilina

Prueba Doctor D 4952 Negativa

Destilación D 86

10% °C D 86 70 máxima

50 % °C D 86 77/121

90 % °C D 86 190 máxima

Temperatura final de ebullición °C D 86 225 máxima

Residuo de la destilación % volumen D 86 2 máximo

Presión de vapor Reid lb/plg2

D 5191 7.8 - 9.0

Temperatura a relación

vapor/líquido

D 5188 56 mínimo

Azufre Total mg/Kg D 5453 80.0 máximo

Azufre mercaptánico mg/Kg D 3227 20.0 máximo

Corrosión al Cu, 3H a 50 °C D 130 Std 1 máximo

Goma lavada mg/100 ml D 381

4.0 máxima

Periodo de inducción minutos D 525 300 mínimo

No. de octano RON D 2699 95.0 Min

No. de octano MON D 2700 Informar

índice de octano (R + M) / 2 D 2699

D 2700 92 mínimo

Contenido de fósforo g/gal D 3231 0.004 máximo

Aromáticos % volumen D 1319 35.0 Máx.

Olefinas % volumen D 1319 15 Max.

Benceno % volumen

D 5580

2.0 máximo

Oxígeno % Peso

D 4815

2.7 Max.

Oxigenados (MTBE+TAME) % Vol.

D 4815

Informar

Aditivo detergente dispersante mg/L IMP-D-15 165 mínimo


27

SIGNIFICADO DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO EN GASOLINAS


Destilación

10% °C máx. + 2

Los compuestos contenidos en el 10% destilado facilitan el encendido en un motor de combustión interna; pero no deberán ser tan ligeros que se vaporicen en las líneas antes de llegar al carburador.

50% °C máx. + 2 Los compuestos contenidos entre el 10% y el 50% permiten un calentamiento y una aceleración rápida.

90% °C máx. + 2

Los compuestos contenidos entre el 50% y el 90% están relacionados con la potencia requerida; paro no se deberá rebasar la especificación, pues se favorecen con esto las diluciones en el aceite del Carter.

TFE °C máx. + 2

Los compuestos que forman una gasolina no deberán ser demasiado pesados, es decir, su temperatura final de ebullición no deberá ser demasiada alta, este tipo de compuestos produce una carbonización excesiva.

Residuo de la destilación

- Valores más altos indican presencia de compuestos de alto punto de ebullición.

Corrosión al cobre 3 hrs. A

50 °C

Valores mayores indican presencia de compuestos de azufre generalmente corrosivos, y por lo tanto perjudícales a los motores en donde se usan estas gasolinas.

Índice de octano min.

+ 0.7

Nos da idea del poder antidetonante de la gasolina, a valores menores de los especificados la detonación o cascabeleo aumenta, debido a cierto tipo de compuestos formados durante la oxidación de la gasolina, y que explotan espontáneamente antes de que el frente de flama originado al producirse la chispa en la bujía y encenderse los hidrocarburos más cercanos a ella les lleguen. Esta auto ignición es debida al aumento de presión y temperatura en los compuestos que aún no les llega la flama.

Destilación

Azufre total % máx.

+ 0.005

Los compuestos de Azufre generalmente son corrosivos y además los óxidos de azufre formados en la combustión forman ácidos corrosivos, por esa razón es importante que los valores no sean mayores de los especificados, lo ideal en un producto, hasta cierto punto que este azufre corrosivo no existiera, sin embargo, la especificación esta en razón directa a la eficiencia de los procesos de purificación a que se someten las gasolinas.

Goma preformada

mgs/pit. + 2.3

Las gomas son debidas a reacciones de oxidación en un producto, el valor especificado nos indica la cantidad de gomas presentes.

Periodo de inducción min.

+ 12

Indica la oxidación que sufrirá en el almacenamiento, aproximadamente el número de horas en periodo de inducción es igual a los meces que se podrá almacenar, sin un aumento considerable en el contenido de gomas.

Presión de vapor reid

lbs/in2 máx.

+ 0.2

En un motor es perjudicial que la presión exceda el limite, pues eso provocaría una vaporización excesiva en el tanque de la gasolina y en las líneas que la conducen, y además podría en caso extremo causar una explosión por exceso de presión, lo mismo que la presión es importante especificarla por razones de seguridad en el almacenamiento y transporte de estos productos.


28

ESPECIFICACIONES DE PEMEX DIESEL INTERIOR DEL PAÍS

Especificación Método ASTM Unidades Prueba


Color ASTM D1500 2.5 máximo

Destilación D 86 3

Temperatura Inicial de ebullición °C D 86 Informar

10 % °C D86 275

50 % °C D 86 Informar

90 % °C D 86 345

Temperatura final de ebullición °C D 86 Informar

Temperatura de inflamación °C D 93 45 mínima

Temperatura de escurrimiento °C D 97 0 °C

Temperatura de nublamiento °C D 2500 Informar

Número de cetano o índice de cetano

D 976

48 mínimo

Azufré total Mg/Kg D 4294 500 máximo

Corrosión al Cu, 3H a 50 °c D130 Std 1 máximo

Carbón Ramsbottom en 10% del residuo

% W D 524 0.25 máximo

Agua y sedimento % V D2709 0.05 máximo

Viscosidad cinemática a 40 °c Mm2/s (Cst) D 445 1.9 Min. - 4.1 Max.

Cenizas % W D 482 0.01 máximo

Aromáticos % volumen D1319 D5186

30 máximo

Lubricidad HFRR a 60°C Micrones D 6079 Informar

Hidrocarburos aromáticos polinucleares. % Peso D 5186 Informar


29

SIGNIFICADO DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO EN DIESEL Y COMBUSTÓLEO


Destilación TIE °C

±2 Los compuestos contenidos en este rango de ebullición tienen un elevado color de combustión, lo cual se refleja en economía y potencia en el uso de este combustible, recomendado especialmente para cargas pesadas.

TFE °C . ±2

Corrosión 3 Hrs. 50 °C

- Los compuestos ácidos o de Azufre contenidos en ese producto (Std 3) no causa problemas graves de corrosión, para el uso a que se van a destinar.

Color ASTM M ±0.5 El color nos da una idea del grado de oxidación del producto.

Índice de Cetano

±2 Nos da idea de la calidad de ignición de un combustible, el número de Cetano requerido depende del diseño y tamaño de la máquina.

Viscosidad SSU a 37.9 °C

. ±2

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

Temperatura de Inflamación

±2 Se especifica por razones de seguridad en el manejo y transporte.

Temperatura de

Congelación °C

±3 El combustible usado en lugares fríos es necesario que no se congele en las líneas del motor, lo cual se traducirá en problemas de arranque.

Agua y Sedimento

-

Es importante que no lleve agua por los problemas de corrosión que trae consigo y, además es necesario que no existan sedimentos que tapen los conductos por donde va a fluir el combustible.

Apariencia Visual

-

Nos da idea de la cantidad de refinación de un producto, además nos permite rápidamente observar si el producto está oxidado, pues generalmente los ácidos corrosivos producidos en la oxidación lo obscurecen. Además la presencia de humedad arriba de 150 ppm produce turbidez.

Carbón en 10% de

residuo % ±0.04

Se usa para evaluar los depósitos carbonosos del combustible usado en máquinas de combustión interna, la determinación de carbón en 10% del residuo se usa para destilados ligeros.

Cenizas % ±0.04

Generalmente en contenido de cenizas es siempre menor de 1% para este tipo de destilados, es necesario que el contenido de cenizas sea bajo, pues además de formar depósitos son abrasivas.

Azufre % . ±0.04 Los compuestos de Azufre generalmente son corrosivos, por lo cual se especifica en estos combustibles, para evitar corrosión de partes metálicas del motor.


30

ESPECIFICACIONES DEL COMBUSTÓLEO PESADO.


Gravedad esp. A 20/4 |C - ASTM D 98 1.000 Max.

Temperatura de inflamación °C ASTM D 93 66 mínimo

Temperatura de escurrimiento °C ASTM D 97 +15 máximo

Agua y sedimento % volumen ASTM D 1796 0.5 máximo

Viscosidad Saybol Furol a 50°C segundo ASTM D 445 y D 88 300 a 550

Viscosidad cinemática a 50°C Mm2/s

cts. ASTM D 2161 636 / 1166

Azufre Total % peso ASTM D 4294 4.0 Max.

Vanadio Mg/Kg ASTM D 5863 Informar

Níquel Mg/Kg ASTM D 5863 Informar

Nitrógeno Mg/Kg ASTM D 3228 ASTM D 5762

Informar

Poder Calorífico Neto MJ/Kg ASTM D 4868 40.0 Mínimo

Asfaltenos % Peso ASTM D 3276 Informar


31

ESPECIFICACIONES DE LA TURBOSINA


Peso específico a 2014C _ ASTM-D-1298-90 o

4052-91

0.772 a 0.837

Destilación: el 10 % destila a °C 205 máximo

el 50 % destila a °C ASTM-D-86-90 informar

el 90 % destila a °C informar

Temperatura final de Ebullición °C 300 máximo

Residuo de la destilación % 1.5 máximo

Pérdida de la destilación % 1.5 máximo

Temperatura de inflamación °C ASTM-D-56-87 o 3828-87

38 mínimo (1)

Composición: Acidez total kg KOH/kg ASTM-D-3242-89 0.0001 máximo

Aromáticos % vol. ASTM-D-1319-89 25 máximo (2)

Azufre mercaptánico % peso ASTM-D-3227-89 0.003 máximo (3)

% peso ASTM-D-1266-91 0.3 máximo

Azufre total mg/kg D 4294-10 o D 5453-09 3000 Máx

Fluidez: Punto de

Congelación °C ASTM-D-2386-88 -47 mínimo (4)

Viscosidad Cinemática cts. ASTM-D-445-88, ASTM-D-

4529-90

8 máximo

Calor neto de combustión MJ/kg 2382-88, 3338-91, o 4809-90

42.8 mínimo (5)

Luminosidad: Número ó ASTM-D-1740-91 45 mínimo (6)

Punto de humo mm ASTM-D-1322-90 25 mínimo (6)

O ASTM-D-1322-90 19 mínimo f

Punto de humo mm ASTM-D-1840 3 máximo (6)

y naftalenos % vol.

Corrosión al Cu, 2 horas a 100 °C ASTM-D-130-88 Estándar no.1

máximo Estabilidad térmica: caída de Presión kP (mm

Hg)

D 3241-09 3.3 (25) máximo (7)

Presión por los depósitos en el

Tubo del precalentador visual ASTM-D-3241-91

CÓDIGO < 3

Clasificación

Contaminantes: Goma kg/m3 ASTM-D-381-86 0.070 máximo

Preformada ASTM-D-1094-85 2 máximo

Agua separada ASTM-D-1094-85 1-b máximo

Interfase de agua

Conductividad eléctrica pS/m ASTM-D-2624-89 o 4308-89

50 a 450, opcional (8)

Apariencia visual visual D-4176-04 brillante y claro


32


Color visual - incoloro a amarillo

ligero Prueba Doctor ASTM-D-4952-89 negativa

Aditivos: Antioxidante kg/m3 -- 0.024 máximo

Desactivador de metales kg/m3 0.0057 máximo

De conductividad Eléctrica kg/m3 -- 0.001 a 0.003 (9'

Inhibidor de la congelación % vol. 0.1 a 0.15

SIGNIFICADO DE LAS ESPECIFICACIONES EN KEROSINAS* Y TURBOSINAS


Pe 20/4 °C +0.0005 Permite conocer volúmenes o pesos para almacenamiento o ventas de estos productos.

Densidad °API a 60/60 °F

+ Es una correlación de la gravedad específica determinada a 60 °F, Existen tablas de conversión de diversas unidades de volumen y peso.

Destilación TIE °C min.

+ 2

Este producto no deberá tener compuestos muy ligeros que causen excesiva vaporización en tanques de almacenamiento, lo cual podría producir burbujas en las líneas que conducen combustible a motores.

10% °C min. + 2 Permite encendido rápido, valores menores favorecen a la formación de gases en las líneas, sobre todo a elevadas altitudes.

50% °C min. + 2 Los compuestos contenidos en este rango permiten un calentamiento rápido del motor.

TFE °C máx. + 2 Previene excesiva dilución en el carter y formación de depósitos de carbón.

Recuperado % min. + 1 Es una indicación de la presencia o ausencia de los compuestos pesados.

Residuo % máx. - Valores mayores indican un exceso de compuestos pesados, que pueden producir carbonización en motores.

Destilado a 200 °C min.

+ 1 Los compuestos contenidos en este rango de destilación, permiten fácil encendido del combustible.

Destilado a 235 °C máx.

+ 1 Los compuestos contenidos en ese rango (10% - 90%) Favorece que el calentamiento sea rápido y permiten una máxima potencia.

Corrosión 3 hrs a 50 °C

- Esta prueba es muy importante y se controla estrictamente para preveer problemas de corrosión en la maquinaria en que se va a usar este tipo de combustible.

Corrosión 2 hrs a 100 °C -

Es importante que en combustibles de aviación no existan compuestos de Azufre corrosivo, que dan por resultado

corrosión a la lámina de Cobre en las condiciones especificadas.

Color Saybolt Min ±1

Nos da idea de la calidad del producto y es un control contra posibles contaminaciones en transporte o almacenamiento .Los productos formados en la oxidación de un compuesto generalmente son de color obscuro.

Visc. Cinemática a -34°C cts Maz

±0.05

Nos asegura que este producto va a fluir adecuadamente a elevadas altitudes, como en el caso de las turbosinas que se usan como combustibles de aviación.


33

Temperatura de Inflamación Min 41*

±1.1; ±1 Es un medio de asegurarnos que el manejo y transporte no existirá peligro de incendio .Los hidrocarburos ligeros generalmente se inflaman a temperaturas bajas.

Temperatura de congelación Máxima

±7 Nos asegura que el combustible no se congelara a elevadas altitudes.

Reacción al agua mls - Es necesario que estos combustibles no contengan agua, pues se congelaría a (0 °C) a altas altitudes evitando el flujo.

Color visual - La coloración se la da por medio de Anilinas y se usa para diferenciar de productos normalmente incoloros.

Estabilidad térmica: Caída de presión Pulg.

Hg Máx. -

Se asemejan las condiciones a que se va a someter el combustible en un avión en equipo especial y se determinan estas pruebas con el fin de valorar la calidad del combustible en uno.

Depósitos en el tubo del precalentador Máx.

-

Valor calorífico BTU/lb El calor de la combustión provee una cantidad de energía, la cual se transforma en trabajo en una máquina.

Azufre total % Máx. ±0.0005 Los compuestos de Azufre son corrosivos y es necesario evitar que estén presentes en combustibles, sobre todos los usados en aviación.

Azufre Mercaptánico % Máx.

±0.0002 Estos productos atacan los elastómeros, los cuales se usan para cierto tipo de empaques.

Goma preformada mgs/100 mls

±1.6

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

Goma acelerada 16 hrs mgs/100 mls

±1.4 Nos da idea del grado de oxidación que sufrirá en almacenamiento, esto es las gomas que se formaran.

Acidez total mgs KOH/gr Máx.

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

Aromáticos % Vol. Máx.

±1

La cantidad de Aromáticos es especificada por que en la combustión forman Carbón que se deposita en la cámara, produciendo además un exceso de humos.

Prueba Doctor

Es una prueba rápida para detectar la presencia de H2S en caso de no existir este, nos indica la presencia de Mercaptanos, generalmente se reporta como B/B si no contiene H2S no Mercaptanos. B/M si no contiene H2S pero si Mercaptanos.


34

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

Propiedades Especificaciones a controlar

Capacidad para arrancar el motor en frío Presión de vapor Reid

Calentamiento rápido % de Destilado a 70 °C

Evitar cascabeleo y obtener buena aceleración Núm. de Octano

Formación de gomas que provocan ensuciamiento Contenido de Olefinas

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

siguientes:

Gasolina Catalítica.

Gasolina Primaria.

Isomerizado.

Reformado.

Alquilado.

Isopentano.

Compuestos oxigenados (MTBE y TAME). La formulación básica de la gasolina Magna Sin (1995) es la siguiente:

Componente % Vol.

Gasolina Primaria 3.2

Gasolina Catalítica 34.0

Alquilado 1.8

Isomerizado 10.0

Reformado 44.0

MTBE 7.0

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


35

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

Las parafinas son altamente viscosas Las olefinas y aromáticos simples tienen bajas viscosidades. Los asfáltenos, aromáticos complejos y naftenos tienen viscosidades altas.

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


36

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

Figura 1.9 Primer pozo petrolero

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

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/6/68/Primer_pozo.jpg


37

procesa en los Complejos Petroquímicos de Cactus, Cd. Pemex y Nvo. Pemex, proveniente de la Sonda de Campeche.

Componentes %Vol. Componentes %Vol.

Metano 69.31 Hexano (+) 1.24

Etano 14.20 Bióxido de Carbono

* 2.50

Propano 6.40 Ácido Sulfhídrico 2.50

Butanos 2.85 Agua SATURADA

Pentanos 1.00 T O T A L : 100.00

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

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

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


38

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

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

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

1. Tratamiento químico. 2. Tiempo de retención. 3. Calentamiento. 4. Tratamiento eléctrico

Tratamiento químico.

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

1. Fuerte atracción hacia la interfase aceite-agua: ellos deben desplazar y/o neutralizar a los emulsificadores presentes en la película de la interfase.

2. Floculación: neutralizan las cargas eléctricas repulsivas entre las gotas dispersas, permitiendo el contacto de las mismas.

3. Coalescencia: permiten que pequeñas gotas se unan a gotas más grandes que tengan suficiente peso para asentarse. Para esto se requiere que la película que rodea y estabiliza las gotas se rompa.

Los productos químicos desemulsificantes pueden identificarse como sigue (Smith, H. Et al,): Esteres, buenos deshidratadores, provocan asentamiento lento de las gotas de agua, al sobredosificarse provocan emulsiones inversas (o/w).


39

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

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


40

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

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

1. Desgasifica la emulsión de entrada. 2. Elimina la arena, sedimentos y agua libre, previo al calentamiento. 3. Lava con agua y calienta la emulsión. 4. Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua.

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

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


41

corriente de alimentación. 2. Reducir la transferencia de calor y quemar el equipo de calentamiento. 3. Interferir en los controles de nivel, ánodos, válvulas, medidores y

bombas. Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de corrosión.

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

1. Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 °F baja la viscosidad de la emulsión por un factor de 2.

2. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su coalescencia.

3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo. 4. Promueve una mejor distribución del desemulsificante. 5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones. 6. Debilita la película de emulsificante que rodea a las gotas

de agua. Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas:

1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Esta pérdida de ligeros en el crudo provoca una disminución de volumen del crudo calentado y una disminución en su gravedad API.

2. Incrementa los costos por el uso de combustible. 3. Incrementa los riesgos en las instalaciones. 4. Requieren mayor instrumentación y control. 5. Causa depósitos de coke.

Tratamiento electroestático.

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


42

La alimentación pasa a través de un distribuidor a un baño de agua para la coalescencia de las gotas de mayor tamaño. Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizadas en la parte superior del recipiente, arriba de la interface agua-aceite. En caso de que el nivel del baño de agua esté tan alto que alcance a los electrodos se produce un violento cortocircuito, por lo que esto debe ser evitado para la correcta operación del tratador. Los tratadores electrostáticos generalmente son usados en los siguientes casos:

1. Si el gas combustible para calentar la emulsión no está disponible o es muy costoso. 2. Cuando la pérdida de gravedad API es económicamente importante.

3. Si grandes volúmenes de crudo deben ser tratados en una planta a través de un número mínimo de recipientes.

Las ventajas del tratamiento electrostáticos son:

1. La emulsión se rompe a temperaturas menores que las requeridas en los tratadores-calentadores.

2. Como sus recipientes son más pequeños que los tratadores calentadores, eliminadores de agua libre y gun-barrels, son ideales para plataformas petroleras marinas.

3. Remueven mayor cantidad de agua que otros tratadores. 4. Las bajas temperaturas de tratamiento provoca menos problemas de corrosión e

incrustación. La mayor desventaja de los tratadores es el gasto adicional del sistema eléctrico requerido, sistemas de control y de mantenimiento. En general se puede decir que el uso de un tratador electrostático procesará el doble que un tratador de otro tipo que tenga las mismas dimensiones y a bajas temperaturas.

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


43

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

CLASIFICACIÓN DE LOS PROCESOS DE REFINACIÓN.

Físicos (sin reacción químicas)

Químicos (con reacción química)

Separación El crudo se separa en sus

fracciones

Rearreglo molecular Los hidrocarburos

cambian su estructura molecular

Desintegración Las moléculas grandes y

complejas de los hidrocarburos se

desintegran formando moléculas más

pequeñas

Construcción molecular

Una molécula de hidrocarburo se une

con otra molécula para

formar moléculas más

grandes


44

Destilación atmosférica Ref. catalítica Desintegración catalítica Alquilación

Destilación al vacío Isomerización Reductora de viscosidad Eterificación: MTBE/TAME

Fraccionamiento de gases

Hidrodesulfuración Hidrodesintegración (H.

Oil) Coquizadora

El primer proceso de separación en una refinería es el que ocurre en la planta de "destilación atmosférica", llamada así porque la separación del crudo (por destilación) se lleva a cabo a una presión de 0.5 a 0.8 kg/cm2 manométricos, ligeramente arriba de la presión atmosférica, tiene como objetivo principal, separar el crudo en varias corrientes, llamadas productos primarios o fracciones, es por esto que a esta separación se le llama también fraccionamiento del crudo y a las instalaciones donde se llevan a cabo estos procesos se les llama "Plantas Primarias". Cada una de estas plantas tiene una capacidad para procesar crudo que van de 50,000 a 250,000 barriles por día (BPD). El crudo desalado (<5 LMB de sal y 0.1% de agua) intercambia calor con las corrientes de gasóleo ligero (GL), reflujo intermedio pesado (RIP), gasóleo pesado (GP), y residuos del fondo ,elevando su temperatura hasta 300 °C; para alcanzar la temperatura de alimentación a la torre (350 °C), el crudo es calentado en el "calentador de carga”, donde sale parcialmente vaporizado y es conducido a través de las "líneas de transfer" a la torre fraccionadora atmosférica, que contiene entre 30 y 35 platos; aquí el crudo se separa en sus diferentes fracciones. Al entrar la corriente de crudo a la torre fraccionadora, los vapores se separan y ascienden al 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. Los vapores del 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 enfriado por agua, donde se condensan los vapores de gasolina, pasando posteriormente a un acumulador , en el cual se separan los gases que no se condensaron (metano, etano, propano y butano). La gasolina líquida del acumulador a 40 °C, aproximadamente, se bombea y una parte es regresada a la torre como reflujo del domo para controlar la temperatura del domo en 130 °C. El resto, 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 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 man por una válvula que regula la salida de los gases del acumulador. La temperatura final de ebullición (TFE) de la gasolina se controla entre 190 y 210 °C por medio de la temperatura del domo de la torre que a su vez se controla con el reflujo.


45

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. La turbosina se extrae del plato 28 de la torre fraccionadora, el cual tiene una temperatura de 180 °C. 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 su temperatura de inflamación entre 38°C y 50 °C. La turbosina sale del agotador y se bombea a la planta hidrodesulfuradora de destilados intermedios para eliminarle los compuestos de azufre o a almacenamiento. Las extracciones de kerosina, gasóleo ligero (diesel) y gasóleo pesado, de la torre fraccionadora, 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 hidrodesulfuradora de gasóleos y de ahí a 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 carga térmica dentro de la torre, evitando el tránsito de grandes cantidades de vapores en la sección de rectificación. El residuo atmosférico sale de la torre fraccionadora con temperatura cercana a 340 °C, y por medio de las bombas de residuo atmosférico se envía 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. 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, 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 vario usos: aceites lubricantes, carga a Planta Catalítica (FCC), carga a Plantas de Hidrotratamiento. El residuo atmosférico proveniente de la Planta de Destilación Atmosférica, se calienta a una temperatura cercana a 385 °C, ocurriendo con ello la evaporación parcial de los gasóleos. La carga parcialmente vaporizada que 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


46

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 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 del residuo. El residuo de vacío es tomado por las bombas de fondos y enviado a 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 °C) y así evitar la descomposición térmica del mismo. El resto del residuo puede ser enviado a las siguientes plantas: reductoras de viscosidad, H-Oil, 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 hidrodesulfuradora de gasóleos y de ahí a 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, 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


47

envía a un tanque de sellos, donde se separan los hidrocarburos, el agua y los gases incondensables se envían a la atmósfera. 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. 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 hidrosulfurarse se eliminan los malos olores y disminuye la formación de humo.

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 °C 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: 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. 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 °C, 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


48

turbosina, kerosina o diesel. 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. 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 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. 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 °C, 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 °C, en seguida, entra al primer reactor donde se llevan a cabo las 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 °C, 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 °C, 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". 1.4.2.6 Hidrodesulfuradora de gasóleos. La hidrodesulfuración involucra múltiples reacciones, la mayoría de las cuales mejora la calidad de la corriente del proceso. La diferencia entre las diversas aplicaciones de hidrodesulfuración es el grado de cada reacción. La saturación e hidrodesintegración de aromáticos, por ejemplo, ocurre a un grado significativo sólo en aplicaciones de hidrodesulfuración de alta severidad (alta presión parcial del hidrógeno y alta temperatura).


49

Las sales metálicas son adsorbidas y los sólidos suspendidos son capturados por el lecho catalizador. Los metales en las sales y los sólidos suspendidos contaminan y afectan la eficiencia de los costosos procesos de reformación y desintegración catalítica. Otras reacciones son la saturación de olefinas para producir parafinas e isoparafinas. La desulfuración es el propósito principal de la mayoría de las unidades de hidrodesulfuración. El catalizador y el calor trabajan de manera conjunta para desintegrar el compuesto de hidrocarburo con azufre. El azufre reacciona con el hidrógeno para formar H2S (sulfuro de hidrógeno). Los componentes de hidrocarburo son típicamente moléculas de LPG y de gas combustible. En este proceso también se lleva a cabo la desnitrificación del nitrógeno orgánico reaccionando con hidrógeno, para formar NH3 (amoníaco). La desoxigenación de los compuestos heterocíclicos que también contienen azufre y nitrógeno, formando estos compuestos en agua e hidrocarburos. Y la saturación de aromáticos, eliminando los enlaces dobles de aromáticos y olefinas. Las reacciones son exotérmicas, por lo que la temperatura aumenta de la parte superior del lecho del reactor hacia el fondo. La temperatura de cada lecho depende de la temperatura de entrada, de la cantidad de reacción que está ocurriendo en él y del calor de la reacción. La temperatura de entrada se controla inyectando hidrógeno o hidrocarburo de enfriamiento en cada lecho. Los productos del reactor se separan obteniendo una corriente de hidrógeno que no reaccionó, recirculándolo, mientras que a la corriente líquida se procesa en una columna fraccionadora en donde se obtienen las corrientes de nafta, diesel y gasóleo desulfurado. 1.4.2.7 Desintegración catalítica El proceso de desintegración catalítica fluida, conocido popularmente como cracking 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. La alimentación es una mezcla de gasóleos de vacío, gasóleo pesado de la destilación atmosférica y gasóleo desulfurado, 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. Al romperse las moléculas de los gasóleos se produce hidrógeno, una cantidad considerable de carbón (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 además todo el rango de hidrocarburos de tamaño molecular desde metano hasta residuo y carbón (coke). Los gasóleos provenientes de la planta de destilación al vacío son alimentados y precalentados, intercambiando calor con el residuo catalítico de la misma planta; 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 °C. 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.


50

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 °C y al regenerador a una temperatura de 745 °C. Los gases calientes de la combustión compuestos principalmente por CO2 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, los gases calientes de la combustión compuestos principalmente por CO2 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 la refinería. Finalmente, los gases se envían a la atmósfera a través de una chimenea. 1.4.2.8 Alquilación. El proceso de Alquilación comprende la unión de una olefína (Propileno o butileno) con Isobutano, para formar una isoparafina a la que se le llama alquilado. Algunos procesos de refinación como: hidrocracking, reductoras de viscosidad, coquización 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 favorece limitando la


51

adición a la mezcla de gasolina de corrientes que contengan olefinas y sustituirlas por alquilado, mediante el proceso de Alquilación. 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. 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 las reacciones y que mantienen baja la temperatura, aquí el isobutano reacciona con el butileno. 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. 1.4.2.9 Fondo de barril. Al 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). Algunas refinerías 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. 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 Coking (coquizado


52

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 instalado y puesto en operación plantas coquizadoras. Existen varios procesos de coquizado, tales como: Coquización fluidizada. Flexicoking. Coquización retardada.

COQUIZACIÓN RETARDADA. El proceso de coquización retardada fue desarrollado para minimizar en las refinerías el rendimiento de aceites residuales tales como residuos de vacío, gasóleos aromáticos y alquitranes térmicos. A medida que se ha evolucionado en el diseño de equipo, se ha obtenido, 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 con mayor valor. Esto también reduce la producción neta en la refinería de productos de bajo valor comercial. 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: Combustible y manufactura del grafito, 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. 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. 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 baja (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


53

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. 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. Reacciones de coquización:

+ CH3 - CH2 - (… - CH2 -…) 6 - CH2 - CH3 + C

(Residuo de vacío)

CH3 - CH2 - (…- CH2 -…) 76 - CH2 - CH3 CH3 - CH2 - (…- CH2 -…) 20 - CH2 - CH3

(gasóleos + gasolina + carbón)

El vapor del domo del Tambor de Coquización fluye hacia la torre fraccionadora y entra por 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. 1.4.2.10 Hidrógeno. La producción de hidrógeno se lleva a cabo en un reactor de reformación de metano/vapor. La reacción ocurre en dos pasos. La primera reacción entre el metano (CH4) y el vapor (H2O) produce monóxido de carbono (CO) e hidrógeno (H2). Una parte del CO reacciona posteriormente con el vapor para producir bióxido de carbono (CO2) e hidrógeno adicional. Esta segunda reacción se denomina reacción de intercambio de gas-agua:

CH4 + H2O ↔ CO + 3H2 (Muy endotérmica)


54

Las reacciones se realizan a lo largo de un catalizador de níquel empacado en los tubos de un calentador. Se utiliza un exceso de vapor para facilitar la reacción de reformación. El vapor también evita carbonización en el catalizador. Uno de los factores clave en la operación del Reformador es equilibrar las temperaturas del metal de la tubería con la gestión del quemador para control de NOX y la frecuencia de limpieza del quemador. El rango de temperatura para la reacción es de 750 °C - 810 °C. El calor para la reacción endotérmica para que ocurran las reacciones de reformación del metano se suministra por la combustión externa controlada en el Reformador. El efluente del reformador se enfría en una caldereta y se alimenta al Convertidor de Alta Temperatura, el cual contiene un lecho de catalizador de hierro-cromo promovido por cobre. Aquí reacciona el CO y el H2O para producir H2 y CO2 por medio de la reacción de intercambio agua-gas.

CO + H2O ↔ CO2 + H2 (altamente exotérmica) Las bajas temperaturas favorecen la producción de H2. Por lo que se selecciona un catalizador que induzca la reacción hacia el equilibrio a temperaturas tan bajas como sea posible, mientras retiene una alta actividad y resiste a la ruptura así como a la contaminación. El hidrógeno crudo del convertidor se purifica por medio de un proceso de adsorción con variaciones de presión (PSA). El propósito de la Unidad PSA es eliminar impurezas (CO, CH4, H2O, N2 y CO2). La cantidad de impurezas afecta la capacidad de la Unidad PSA de producir un H2 puro. El sobrecargar con impurezas la Unidad PSA ocasionará que el H2 producto se salga de las especificaciones. Los adsorbentes (mallas moleculares /carbono activado/zeolitas/alúmina activada) tienen mejor capacidad de eliminar impurezas cuando están menos cargados. 1.4.2.11 Azufre. El objetivo de la planta es la de recuperar el azufre de dos corrientes gaseosas principales que contienen sulfuro de hidrogeno (H2S). Estas corrientes son los gases acido que vienen de tratamiento de aguas amargas y tratamiento de aminas. El azufre es recuperado como un producto liquido con un rendimiento de 99.5% de azufre, una composición de 99.9% y un máximo contenido de H2S de 10 ppm; la recuperación cumple con lo establecido por la regulación ambiental. El proceso está basado en la reacción conocida como reacción de Claus con un paquete en el cual se tratan los gases residuales. Los gases acido son quemados con aire en una cámara de combustión donde una parte del H2S es convertido a SO2. Los gases del proceso se hacen pasar al primero reactor Claus convirtiendo los compuestos de azufre en azufre elemental y la mayor cantidad de COS y CS2 son convertidos a ácido sulfhídrico (H2S) por hidrólisis usando un catalizador especial. Esta corriente entra después a un segundo reactor Claus en el cual con un catalizador de oxido de aluminio activo que favorece la conversión de los compuestos de azufre remanentes a azufre elemental.

CO + H2O ↔ CO2 + H2 (Ligeramente exotérmica)


55

Los gases de proceso aun conteniendo H2S son enviados hacia el área de tratamiento de gas residual para incrementar el rendimiento de azufre. .Los gases del área tratamiento de gas residual con una cantidad menor de H2S son enviados al incinerador. El incinerador convierte el H2S a SO2 el cual es venteado a la atmósfera. Descripción del proceso. El gas de reciclo proveniente de la unidas de tratamiento de gas residual es mezclado con el gas acido. La mezcla de gas procedente de la unidad de tratamiento de aminas pasa por un separador y se distribuye a los trenes. En un quemador este gas más el gas de reciclo es mezclado con la cantidad apropiada de aire suministrado por el soplador. En caso de condiciones inestables en la corriente de gas acido esta puede ser desviada al quemador. Podría condensar agua en los separadores y tendría que ser bombeada a la unidad de tratamiento de aminas. El amoniaco contenido en el gas que sale del agotador de aguas amargas pasa a un separador y entra al quemador central del sistema de quemado Lurgi; en la cámara de combustión, donde se quema estequiometricamente con aire. Este quemador central usa gas combustible con el fin de calentar durante el arranque o paro. En caso de operación sin gas del agotador de aguas amargas, se tiene que purgar con aire. Incluye un piloto, un sistema de encendido, detector de flama. En caso de condiciones anormales del gas, este gas puede ser desviado a otro tren en operación. El condensado del separador se bombeara a la unidad de tratamiento. La cámara de combustión esta dimensionada de tal manera que este cerca del equilibrio termodinámico de los gases del quemador central de H2S, muchas de las reacciones que se llevan a cabo en el interior de la cámara de combustión trasforman parte del H2S en vapores de azufre y casi todo el NH3 en N2, H2 y H2O respectivamente. Directamente a la salida de la cámara de combustión esta un recuperador de calor (caldereta), el cual enfría el gas de proceso hasta 280° C y precipita parte del vapor de azufre, este recuperador de calor genera vapor saturado de media presión. Saliendo de la caldereta de recuperación de calor el gas de proceso pasa al primer reactor Claus. En este reactor los compuestos de azufre son convertidos a azufre elemental, la reacción depende de la temperatura del reactor. En resumen la mayor parte de los carbonilos (COS) y disulfuro de carbono (CS2) es convertido a H2S por hidrólisis, usando un catalizador especial. La temperatura de salida del reactor es aproximadamente de 325 °C. El gas que sale del primer reactor, pasa por el condensador y es enfriado hasta 165 °C, el calor recuperado genera vapor saturado de baja presión, el azufre condensado es enviado a la fosa de azufre. El gas de proceso que sale del condensador es calentado hasta 200 °C en el calentador de gas de proceso con vapor de alta presión. El gas de proceso entra al segundo reactor Claus, en el cual un catalizador de oxido de aluminio altamente activo que favorece la conversión de los compuesto de azufre remanentes a azufre elemental. Los gases de proceso salen del segundo reactor a una temperatura de aproximadamente 225 °C, luego se enfría hasta 165 °C en un condensador donde se condensan los vapores de azufre contenido en el gas. El calor recuperado genera vapor saturado de baja presión. Si aun hay azufre en la corriente esta es separado.


56

Después el gas de proceso es enviado hacia la unidad de tratamiento de gas residual. Para recuperar el 99.9% de azufre. El gas pobre en azufre se envía al incinerador. La solución rica del absorbedor es regenerada. La corriente de gas que sale de las secciones de regeneración es enviada como gas de reciclo que se mezcla con el gas acido. El gas pobre se quema en los incineradores diseñados para los compuestos que trae el gas residual como son CO, H2 y H2S. Los gases que salen del incinerador son enfriados con aire en las chimeneas. Para tener 10 ppm de H2S en azufre, se utiliza una unidad desgasificadora (AQUISULF). Los cambiadores de calor, líneas y recipientes de azufre líquido están aislados y con venas de vapor hasta la unidad desgasificadora.


57

ANEXO I. SIGNIFICADO DE PRUEBAS ASFALTO

ASTM SIGNIFICADO.

D-5 PENETRACIÓN EN MATERIALES SEMISÓLIDOS, SÓLIDOS Y BITUMINOSOS

ALCANCE: PENETRACIONES >500. SIGNIFICADO: Mide la consistencia de un material bituminoso expresado como la distancia en décimas de milímetros que una aguja estándar penetra verticalmente a una muestra de material bajo condiciones conocidas de carga, tiempo y temperatura. Valores altos de penetración indican la consistencia de ablandamiento. ESPECIFICACIONES ASFALTO AC-20: MÍNIMO 60 (1/10 mm).

D- 56 PUNTO DE INFLAMACIÓN POR COPA CERRADA.

ALCANCE: para productos líquidos con viscosidad de 5.5 mm2/s (cSt) o mayor a 40°C (104°F) o menores de 9.5 mm PUNTO DE INFLAMACIÓN TAG Es la temperatura más baja corregida a una presión de 101.3 kPa (760 mm Hg) a la cual la aplicación de una fuente de ignición causa que los vapores de una porción de la muestra se inflamen bajo condiciones especificas de prueba. El punto de inflamación puede indicar la posible presencia de materiales altamente volátiles y flamables en un material relativamente no volátil ó no filmable. Por ejemplo, un punto de inflamación anormalmente bajo en una muestra de kerosina puede indicar contaminación de gasolina.

86 DESTILACIÓN La destilación (volatilidad) característica de los hidrocarburos tiene un efecto importante en su seguridad y funcionamiento, especialmente en casos de aceites y solventes. El rango de ebullición proporciona información en la composición, las propiedades y el funcionamiento de los aceites durante el almacenamiento y uso. La volatilidad es el principal determinante de la tendencia de una mezcla de hidrocarburos para producir potencialmente vapores explosivos. Las características de destilación son críticamente importantes para gasolinas automotrices y de aviación afectando el arranque, calentamiento y tendencia a evaporarse a altas temperaturas ó de alta altitud, la presencia de componentes de alto punto de ebullición en estos puede afectar significativamente el grado de formación de depósitos sólidos de combustión. 10 % Los compuestos contenidos en el 10 % de destilados facilitan el encendido en un motor de combustión interna, pero no deberá ser tan ligeros que se vaporicen en las líneas antes de llegar al carburador. 50 % Los compuestos contenidos entre el 10 % y el 50 % permiten un calentamiento y una aceleración rápida. 90 % Los compuestos contenidos entre el 50 % y el 90 % están relacionados con la potencia requerida pero no se deberá rebasar la especificación, pues se favorecen con esto las diluciones del carter T.F.E. Los compuestos que forman una gasolina no deberán ser demasiados pesados, es decir su temperatura final de ebullición no deberá ser demasiado alta, este tipo de compuestos producen una carbonización excesiva. RESIDUO valores altos indican presencia de compuestos de alto punto de ebullición. P La T.F.E. en la gasolina apoyo en el control del domo de la fraccionadora así como el ajuste de reflujos de la turbosina. Al 90 % del gasoleo lig. Control del plato del diesel así como el ajuste del perfil de la torre. H En los diesel de carga deben andar en 345 máximos. Indica que se tiene producto más pesado de lo normal, se da un consumo de hidrógeno mayor, se debe ajustar un incremento la temperatura de reacción.


58

ASTM SIGNIFICADO.

88 VISCOSIDAD SAYBOLT Es el tiempo de flujo en segundos de 60 mL. De muestra, fluyendo a través de un orificio calibrado, es medido bajo condiciones cuidadosamente controladas. Este tiempo es corregido por un factor de orificio y reportado

como viscosidad de la muestra a esta temperatura. Este método de prueba es útil en la caracterización de ciertos productos del petróleo, como un elemento para establecer uniformidad en embarques. A mayor ind. De visc. la variación con la temp. Es menor. P A 98.9 °C para preparar asfalto indica la extracción de gasoleos en la torre de vacio A 50 °C. Se requiere para calcular la inyección de diluente en la caja enfriadora y preparar COPE.

92 PUNTO DE INFLAMACIÓN E IGNICIÓN POR C.A.C. Punto de inflamación en un producto del petróleo, es la temperatura más baja corregida a la presión barométrica de 760 mmHg cuando se aplica una flama de prueba que provoca que el vapor de la muestra se encienda bajo condiciones específicas de prueba. Punto de ignición en productos del petróleo, es la temperatura más baja corregida a una presión barométrica de 760 mmHg la aplicación de una fuente de encendido causa los vapores de una muestra probada para encender y sostener la flama por un mínimo de 5 segundos bajo condiciones específicas de la prueba. El punto de inflamación mide la tendencia que tienen las muestras de formar con el aire mezclas inflamables bajo condiciones controladas en el laboratorio, es una especificación aplicable en los reglamentos de embarque y seguridad. El punto de inflamación puede indicar la presencia posible de materiales altamente volátiles e inflamables en un material relativamente no volátiles ni inflamables. El punto de inflamación es una medida de la tendencia de la prueba de una muestra para soportar la combustión y también puede indicar una contaminación con compuestos como gasolina.

93 PUNTO DE INFLAMACIÓN PENSKY-MARTENS COPA CERRADA Determina punto de inflamación en productos del petróleo en el rango de 40 a 360 °C. Es una prueba que se aplica para la detección de contaminación por materiales más volátiles ó flamables. Es aplicable para líquidos que tienen una viscosidad cinemática de 5.8 cSt ó más a 37.8 °C. Ó de 9.5 cSt ó más a 25 °C. Ó que tienden a formar una película superficial durante la prueba (tendencia a formar espumas). Se especifica por razones de seguridad en el manejo y transporte y detecta posible contaminación.

95 AGUA POR DESTILACIÓN EN HIDROCARBUROS Esta prueba cubre el rango de 0 a 25 % volumen, si está presente material volátil soluble en agua, puede ser medido como agua. Un conocimiento del contenido del agua en los productos del petróleo es importante en la refinación, compra venta y transporte de productos.


59

ASTM SIGNIFICADO.

97 PUNTO DE ESCURRIMIENTO DE PRODUCTOS DEL PETRÓLEO Este método prueba la fluidez de un producto a una temperatura especificada y es un índice de la temperatura más baja en que el útil como líquido, 3 ° por debajo de su temp de escurrimiento por definición el aceite estará congelado e impedirá su fluidez. Esta prueba se puede aplicar a cualquier producto del petróleo.

113 DUCTILIDAD EN MATERIALES BITUMINOSOS (ASFALTOS) La ductilidad es una medida de propiedades de tensión de materiales bituminosos y puede ser usado para medir la ductilidad para requerimientos de especificación La ductilidad de materiales bituminosos se mide por la distancia a la cual se pueden estirar antes de romperse cuando se jalan de sus extremos a una velocidad y temperatura constante.

130 CORROSIÓN AL COBRE EN PRODUCTOS DEL PETRÓLEO. Se aplica en hidrocarburos que tengan una presión de vapor no mayor de 18 psi. El petróleo crudo contiene compuestos de azufre, la mayoría de los cuales se elimina durante la refinación, la corrosión es un efecto de de los compuestos de azufre remanentes en el producto del petróleo y pueden tener acción corrosiva sobre varios metales y sobre motores de gasolina y cuya corrosividad no es proporcional al contenido total de azufre, el efecto puede variar de acuerdo a los tipos químicos del compuesto de azufre presente. La prueba está diseñada para calcular el grado relativo de corrosividad de un producto del petróleo

156 COLOR SAYBOLT Es la definición empírica del color de un líquido transparente del petróleo basado en la escala de –16 (el más obscuro) a +30 (el más claro). Esta prueba es usada principalmente para propósitos de control de los productos que se procesan y es una característica importante de la calidad. En algunos casos puede servir como una indicación del grado de refinación de los productos, y también puede indicar una posible contaminación.

287 GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO CRUDO. Con esta prueba se obtienen la gravedad API del hidrocarburo líquido que tengan una POR de 26 lbs/pulg2 como máximo. Este método está basado en el principio de gravedad de un líquido que varía directamente con la profundidad de la inmersión de un cuerpo flotante en este. La gravedad es un factor que gobierna la calidad del petróleo y sus productos. Correlacionada con otras propiedades la gravedad puede ser usada para obtener aproximadamente la composición del hidrocarburo y calor de combustión.

445 VISCOSIDAD CINEMÁTICA DE LÍQUIDOS TRANSPARENTE Y OPACOS El rango de viscosidad cubierta por este método de prueba va desde 0.2 a 300 000 mm2 / s. La viscosidad dinámica es una medición de la resistencia a flujo ó deformación de un líquido. En muchos casos los productos del petróleo son usados como lubricantes y la correcta lubricidad de los equipos depende de la viscosidad del lubricante, esta prueba también es importante para estimar un correcto almacenaje, manejo y condiciones de operación del líquido.


60

ASTM SIGNIFICADO.

976 ÍNDICE DE CETANO El índice de cetano es una herramienta útil para la estimación del número de cetano. Puede emplearse para la aproximación del número de cetano donde la cantidad de muestra es demasiado pequeña para una medición de motor. El número de cetano es un indicativo de las concentraciones de aromáticos en el combustible y su calidad de ignición.

1093 ACIDEZ EN HIDROCARBUROS Es una determinación cualitativa de la acidez en hidrocarburos líquidos, cuando algunos productos del petróleo es tratado con ácido mineral como parte del procedimiento de refinación, obviamente cualquier ácido mineral residual en un producto del petróleo es indeseable, SON CORROSIVOS

1094 REACCIÓN DEL AGUA EN COMBUSTIBLES DE AVIACIÓN Esta prueba cubre la determinación de la presencia de componentes miscibles en agua en combustibles de turbinas de aviación así como los efectos de dichos compuestos en la interfase agua-combustible. El cambio de volumen de la reacción al agua usando la técnica revela la presencia de componentes solubles en agua tales como alcoholes, en la interfase revela la presencia de contaminantes solubles como los surfactantes la contaminación que afectan la interfase son capaces de desarmar los filtros separadores rápidamente permitiendo el paso de agua libre y partículas

1298 DENSIDAD RELATIVA (GRAVEDAD ESPECIFICA) DEL PETRÓLEO Es la relación de la masa de un volumen dado de líquido a 15° C. A la masa de un volumen igual de agua pura a la misma temperatura. La determinación exacta de la densidad relativa (gravedad específica) ó gravedad API del petróleo y sus productos es necesaria para conversión de mediciones de volúmenes a volúmenes a la temperatura estándar de 15 °C. La densidad relativa es un factor que rige la calidad del petróleo crudo, los precios del petróleo son frecuentemente puestos contra valores de API. P se corroboran datos ya que se tienen 5 tanques de 500 mil y 200 mil que alimentan y los P.e. sirven para controlar el proceso de la torre atmosférica.

1500 COLOR ASTM La determinación de color de productos del petróleo se usa principalmente para propósitos de control de manufactura y es una característica cualitativa importante dado que el color es fácilmente observado por el usuario. Cuando el rango de color de un producto en particular es conocido, una variación fuera de rango establecido puede indicar posible contaminación con otro producto, también nos da idea del grado de oxidación del producto.

1796 AGUA Y SEDIMENTO EN ACEITES COMBUSTIBLES. El contenido de agua y sedimento en los aceites combustibles es significativo porque puede causar corrosión de los equipos y problemas en los procesos. Una determinación del contenido de agua y sedimento se requiere para medir exactamente los volúmenes netos de aceite combustibles actual en ventas, impuestos, cambios y custodia de transferencias. Los sedimentos pueden tapar los conductos por donde debe fluir los combustibles.


61

ASTM SIGNIFICADO.

2161 CONVERSIÓN DE VISCOSIDAD CINEMÁTICA A VISCOSIDAD SAYBOLT UNIVERSAL Ó VISCOSIDAD SAYBOLT FUROL. Útil en la aplicación de tablas de conversión.

2170 VISCOSIDAD CINEMÁTICA (cSt) DE ASFALTO Se aplica en asfaltos líquidos, aceites de carreteras y residuos de la destilación de asfaltos líquidos y de cementos asfálticos. La viscosidad cinemática se caracteriza por el comportamiento de flujo, este método se usa para determinar la consistencia de bitumen como un elemento al establecer la uniformidad de los embarques ó fuentes de abastecimiento, las especificaciones son generalmente a las temperaturas de 60 y 135 °C.

2171 VISCOSIDAD DE LOS ASFALTOS POR CAPILARIDAD AL VACIO La viscosidad a 60 °C. Se caracteriza por el comportamiento del flujo y puede usarse para requisitos de especificaciones para asfaltos diluidos y cementos asfálticos.la viscosidad en poises se calcula multiplicando el tiempo de flujo en segundos por el factor de calibración del viscosímetro.

2386 PUNTO DE CONGELACIÓN EN TURBOSINAS Este método de prueba cubre la determinación de la temperatura más baja a la cual los cristales sólidos de hidrocarburos pueden formarse en combustibles de turbinas de aviación. La temperatura de congelación es la temperatura más baja a la cual el combustible permanece libre de cristales que pueden restringir el flujo de combustibles a través de filtros, la temperatura de los aviones normalmente decrece durante el vuelo dependiendo de la velocidad altitud y duración del vuelo, el punto de congelación debe ser siempre más baja que la temperatura mínima operacional del depósito. Esta especificación de la congelación nos asegura que el combustible no se congelará e elevadas altitudes. P Control de tamp. Del plato de turbosina así como el ajuste de reflujos en la torre y producción de la turbosina.

2500 PUNTO DE NUBLAMIENTO Esta prueba se aplica únicamente a productos del petróleo el cual sea transparente con color máximo de 3.5 ASTM en capas de 40 mm de espesor y con un punto de nublamiento debajo de 49 °C. El punto de nublamiento es la temperatura a la cual aparecen agrupamientos de cristales pequeños y cerosos debido a un enfriamiento bajo condiciones prescritas y es un índice de la temperatura mínima de su utilidad para ciertas aplicaciones.

4006 AGUA POR DESTILACIÓN EN ACEITE CRUDO Un conocimiento del contenido de agua en aceite crudo es importante para efectos de refinación, compra, ó transferencia de aceite crudo

4007 AGUA Y SEDIMENTO EN ACEITE CRUDO El agua y sedimento contenido en el aceite crudo es importante porque puede causar corrosión al equipo y problemas en el proceso, se requiere una determinación del contenido de agua y sedimento para medir volúmenes netos exactamente de aceite real en venta, impuestos, intercambio y transferencia


62

ASTM SIGNIFICADO.

4952 PRUEBA DOCTOR Esta prueba es emitido primeramente para la detección de mercaptanos en combustibles de motor, esta presencia es indicada por la coloración de azufre flotando en la interfase aceite-agua ó mediante la decoloración de cualquiera de las fases, el azufre presente como mercaptanos ó acido sulfhídrico ataca a los materiales metálicos y no metálicos, un resultado negativo en la prueba asegura que la concentración de estos compuestos es insuficiente para causar problemas.

2699 OCTANO F-1 Número de octano: es la medida de la resistencia de un combustible a golpear, la cual se asigna a un combustible problema basado en la operación de la máquina a las mismas condiciones de intensidad de golpeteo para una mezcla de combustible de referencia. Combustible de referencia: mezclas volumétricas proporcionales de isooctano (100 octanos) y n heptano (0 octanos). Combustible de estandarización: mezclas proporcionales volumétricamente de dos ó más de los siguientes: tolueno, n-heptano e isooctano H Octano bajo afectada la red de gas combustibles y baja temperatura de reacción, vigilar características de la gasolina dulce de U-400 a U-500. ver la T.I.E. de carga a Reformación, resultados de agua, HCl y sulfhídrico en gas de recirculación. En los isómeros un dato de octano bajo requiere revisar la operación del DA-402 ó indica daño en el catalizador por agua ó azufre, se debe checar cromatográfico del FA-403 y Afa-407.

Índice de Octano ± 1.0 ± 0.6 ± 0.7

Nos da idea del poder antidetonante de la gasolina, a valores menores de los especificados la detonación ó cascabeleo aumenta, debido a cierto tipo de compuestos formados durante la oxidación de la gasolina, y que explotan espontáneamente antes de que el frente de flama originado al producirse la chispa en la bujía y encenderse los hidrocarburos más cercanos a ella le lleguen. Esta auto ignición es debida al aumento de presión y temperatura en los compuestos que aún no les llega la flama

PRESIÓN VAPOR (LBS/PULG2)

100 - 200

± 1.5 a ± 1.0

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

95% destilación en ºF y residuo

+2 ± 0.6 Esta especificación asegura que el componente más pesado presente en el producto será el butano. P en LPG el residuo nos indica la temperatura del domo de la estabilizadora y ajuste en el reflujo de la torre.

Azufre total en ppm

200 4 Es importante que el contenido de Azufre sea mínimo, pues ocasiona problemas de corrosión generalmente.


63

ASTM SIGNIFICADO.

Corrosión 1 hora a 37.8 ºF

Std 1 - La corrosión es una medida de los compuestos de azufre presentes en el gas licuado, sobre todo nos detecta la presencia de H2S, el cual es corrosivo en concentraciones tan bajas como 1 ppm. P Apreciación del tratamiento de Sosa y Amina. H corrosión y residuo en n-butanos, indica arrastre de sosa y amina checar presión en el acumulador presión en la torre prueba de vaporización y de acetato ó muetra mal purgada por muestreo. En isobutanos indican torre sin buena separación.

Contenido de humedad ppm

Cero - La presencia de agua es causa de corrosión, además el enfriamiento producido por la expansión del gas, puede ocasionar que esta se congele con la consiguiente obstrucción de las tuberías.

Sal en crudo La sal presente en crudo si no es separada se transforma durante el proceso en ácido clorhídrico que es muy corrosivo y puede atacar las líneas por donde pasa.


64

PRUEBA SIGNIFICADO

Temperatura de anilina

El punto de anilina es la mínima temperatura para completar la miscibilidad de iguales volúmenes de muestra y anilina en condiciones especificadas. La temperatura de anilina de un determinado producto se incrementará a medida que su peso molecular es mayor, y nos da una idea clara de los tipos de hidrocarburos que contiene la muestra. Una temperatura de anilina alta nos indica que el contenido de aromáticos y naftenos es bajo. En función de esta temperatura y la gravedad API es posible calcular el calor de combustión neto ó total. En función de la temperatura de anilina es posible clasificar un crudo, para cual es necesario destilarlo y determinar esta temperatura a las fracciones destiladas de la siguiente manera: Temperatura de anilina Gasolina Diesel T media eb. 150 ºF 290 ºF. Base parafínica 144 ºF ó mayor 175 ºF ó mayor Base intermedia 106 – 144 ºF. 143 – 175 ºF. (parafininica nafténica) base naftenica aromática 106 ºF ó menor 143 ºF ó menor

Número de bromo

El número de bromo es el número de gramos de bromo consumidos por 100 gr. De muestra en condiciones especificadas, se usa para estimar el contenido de olefinas en fracciones del petróleo. Un número de bromo menor de uno significa que no hay presencia de compuestos olefínicos. Una prueba similar es el índice de bromo que s refiere al número de mgs. De bromo consumidos por 100 grs. De muestra en condiciones especificadas. Es decir es 1000 veces mayor que el número de bromo

Índice de correlación BMCI

Comúnmente llamado BMCI que significa índice d correlación de la US Bereau Of Mines, por ser esta compañía la que lo desarrolló. El BMCI es obtenido en función de la gravedad específica a 60/60 ºF y la temperatura de ebullición media volumétrica (esta temperatura de ebulición es obtenida sumando las temperaturas al 10% - 30 % - 50 % - 70 % - 90 % destilados y dividiendo Entre 5: BMCI = 48640 / T + 273 + 473.7 - 456.8 Para desarrollar esta correlación se le asigno a las parafinas un BMCI ó índice de correlación de cero y al benceno de 100 y se podrá incrementar por encima de este número a medida que aumente el contenido de compuestos cíclicos.


65

ANEXO II. DIAGRAMAS DE FLUJO DE PROCESO Destilación Primaria I La destilación de petróleo crudo de acuerdo a los métodos y procedimientos científicos, nos permite conocer las propiedades físicas y químicas bien definidas de las fracciones obtenidas. El crudo de carga a las plantas Primaria I y II primeramente es calentando a través del banco de intercambiadores de calor, para de ahí pasar a las desaladoras en donde se les elimina la sal, agua y sedimento obteniéndose un crudo con una cantidad de sal menor a 1 lb /1000bls.Si el contenido de sal en el crudo desalado es mayor, permitirá la formación de acido clorhídrico en las otras despuntadoras y fraccionadoras causando corrosión en las mismas .El crudo continua precalentándose para alcanzar la temperatura de 220°C para que en la torre despuntadora de separe de la gasolina despuntada .El crudo ,una vez despuntado ,se envía a los calentadores de fuego directo hasta alcanzar la temperaturas de destilación atmosférica y de acuerdo a sus temperaturas de ebullición ,los productos son separados en la torre fraccionaria para de ahí continuar con los procesos de acuerdo a las necesidades. En la refinería contamos con dos plantas de destilación primaria las cuales fueron diseñadas e instaladas para procesa cada una 165 mb/d de crudo. En la Primaria I se procesa una mezcla de crudos con Pe 20/4°C de 0.865 a 0.875 y en la Primaria I la mezcla es de 0.875 a 0.890 De las plantas Primarias se obtienen los siguientes productos:

a) Gas licuado que una vez endulzado en Primaria II se envía a esferas finales. b) Gasolina amarga, que junto con la de despunte, una vez estabilizada se envía a

tanques de almacenamiento para su tratamiento posterior de endulzamiento eliminándole el azufre en los procesos de Merox e Hidrosulfuración.

c) Turbosina que se envía a tanques para que de acuerdo a los lineamientos de calidad continúe su tratamiento en las unidades de destilados intermedios.

d) Kerosina que se envía una parte a tanques ´para utilizarla como diluente y la otra parte para preparación de tanques de diesel para el ajuste del % de azufre.

e) Gasóleos ligeros enviados a tanques para su utilización en la preparación de diesel.

f) Gasóleos pesados que se envían a tanques para preparar mezclas que sirven de carga a las plantas FCC I y II.

g) Residuo primario que se envía como carga a las plantas de destilación al vacio.


66

DIAGRAMA DESTILACIÓN PRIMARIA I

Agua

H-01B H-01A

Crudo a

Desalado

Turbosina

Kerosina

Diesel L.

T-01

V-01 V-02

EX-06 A/D EX-19 A/B

EX-05 A/D EX-03 A/D EX-02 A/D

T-02

A

B

C

V-03

Kero a Tq’s

P-08

P-07

P-06

P-02

P-04

P-03

AT-10

P-11

EX-12 A/D

D-01AB

EX-10 A/C EX-11 A/H

Incond. a

quemador

Agua Amarga

Turbo a Tq’s

RO a A.V I

GOP a Tq’s

Nafta a Reflujo

EX-07

EX-08

EX-09

CARGA

Diesel a Tq’s.

48

P-05

EX-01 A/D

03

06

13

15

50

TV

-03

Diesel P.

PEMEX-REFINACION

REF. “ING. ANTONIO DOVALI JAIME”

DESTILACIÓN ATMOSFERICA REV. 7

ELABORO ING. MAJG

REVISO ING. ACS

FECHA ELAB.

SISTEMA INTEGRAL DE ADMINISTRACION

19 ENERO 2011

P-23 Nafta Producto


67

REV 4FECHA 02/ 01 /2009

PEMEX-REFINACIONREF. “ING. ANTONIO DOVALI JAIME”

ELABORO ING PROC Y OP’N

REVISO JEFE PROC Y OP’N

APROBO SUPDTE GRAL DE OP’N

SISTEMA DE ASEGURAMIENTO DE CALIDAD

332-42102-RPO-019-1

PLANTA DE DESTILACION PRIMARIA No. 2

G.O.P

AEA-13/14 AH

G.O.L

G.O.P

Carga Turbosina

Turbosina

Kerosina

AGA-1,2/R

AD

A-3

V-01 AFA-9

AEA-25

ADA-4

A

B

C

AGA-14/R

AEC-4

AEA-17 AJ

ABA-2

Despunte

Kerosina

RO a AV II

Desalado

Diesel

AEA-1,2 AB

AEC-3 AEC-1 AEC-2 AEC-5

AEA-27 AEA-26 AEA-28

AEA-3,4 ABAEA-5,6AEA-7,8AEA-9/10 ABAEA-11/12 AB

ABA-1

AFA-4

AGA-10/R

AGA-9/R

AGA-18/R

AGA-8/R

AGA-12/R

AGA-11/R

AGA-16/R

AGA-13/RAGA-15/R

Nafta a

Estabilizadora

Nafta a

Despuntadoras

04

06

164951

Agua

Amarga

A desfogue

CAPACIDAD DE DISEÑO:

165 000 Bls./d.

DIAGRAMA DESTILACIÓN PRIMARIA II


68

DESTILACIÓN AL ALTO VACIO

La refinería cuenta con dos plantas de destilación al alto vacío diseñadas para procesar 75 y 90 mb/d cada una de residuo primario (carga).El residuo se hace pasar por los calentadores de fuego directo para alcanzar la temperatura de destilación y posteriormente ser enviados a la torre de destilación al alto vacío de donde se obtiene:

a) Gasóleo ligero y pesado de vacío que se envían como carga a las plantas catalíticas.

b) Residuo de vacío que se envía como carga a la planta reductora de viscosidad, y a tanques para la preparación de combustóleo y asfalto.


69

DIAGRAMA DESTILACIÓN AL ALTO VACIO I

A Chimenea

H-

201A/B T-201

EJ-201 A/B

P-201 A/B

EX-201 A/L EX-205 A/L

P-202 A/B

EX-204 A/D

EX-203 A/F

EX-212 A/D

P-203 A/B

V-

201

V-202

E-48

P-204 A/B

P-205 A/B

EJ-203 A/B EJ-202 A/B

EX-206 A/B EX-208 A/B

Carga Residuo

Primario

GOLV a FCC- II

Residuo de

Vacío a

Reductora de

Viscosidad

Agua Amarga

Residuo

de Vacio

GOPV a FCC- II

27

GOLV a Tq’s.

GOPV a Tq’s.

EX-207 A/B

Cond. Aceitoso

87

E-3 G/H

EX-18

92

Residuo

Diluido a Tq’s.

26

DESTILACIÓN ALTO VACIO

ELABORO ING. MAJG

REVISO ING. ACS

19 – ENERO - 2011 FECHA ELAB. REV. 7

PEMEX-REFINACION

SISTEMA INTEGRAL DE ADMINISTRACIÓN



70

REV 4FECHA 02/ 01 /2009

PEMEX-REFINACIONREF. “ING. ANTONIO DOVALI JAIME”

332-42102-RPO-019-2

ELABORO ING PROC Y OP’N

REVISO JEFE PROC Y OP’N



PLANTA ALTO VACIO No. 2

COPE a tanques

VF

A-2

VDA-1

Condensado

Aceitoso

A Chimenea

GOL a tanques

Carga de PP IIResiduo a

tanquesGOP A FCCCarga de TQ’s

VGA-3/R

GOL a FCC- 1

Diluente

GOP a Tanques

Residuo

Atmosférico.

VGA-8/R

VGA-4 AB/2R

VGA-9/RVGA-7/R

VGA-5/RVGA-2/RVBA-1

VBA-2

VFA-4

VFA-3

VEC-2

VEC-1

VEB-1

VEA-2 A/F

VEA-3 A/F

VEA-4 A/F

VEA-8ACX

VEA-5 A/F

VEA-6 A/F

91

29

VEA-1 A/F

VGA-9

28

RV a VISCO

86

VEA1/2 ACX VEA-7ACX

CAPACIDAD DE DISEÑO:

90 000 Bls./d

14

DIAGRAMA DESTILACIÓN AL ALTO VACIO II


71

REDUCTORA DE VISCOSIDAD. Mediante un sistema de refinación se logra una mayor conversión de residuales a destilados enfocándose a obtener el volumen máximo de productos de mayor valor agregado y mejor calidad usando materias primas pesadas. La planta Reductora de Viscosidad fue diseñada para procesar 50mb/d de carga que son los residuos de alto vacío :El proceso consiste en someter los residuos de un cracking térmico para romper las macromoléculas de hidrocarburos de alto peso molecular en hidrocarburos más ligeros con la finalidad de obtener combustóleos con un rango de viscosidad SSF a 50 °C 1 550 sin necesidad de agregar lo que se traduce en un ahorro considerable :Además de obtener hidrocarburos más ligeros como gas, gasolina y gasóleos. En este proceso, a los calentadores y a la caja de retorno se les considera como reactores de desintegración térmica. La planta cuenta con una torre fraccionadora y el agotador de gasoleos: Tres son los pasos que sigue el residuo de vacío para que se efectúe el cracking. El primer paso es el calentamiento en la zona de convección alcanzando una temperatura de 340°C a 360°C. El segundo paso es alcanzar una temperatura de 400 °C en la zona de radiación. El tercer paso es donde se alcanza una temperatura de 430°C aproximadamente. Dependiendo del grado de desintegración térmica que se requiera ,después del calentamiento al residuo de vacío se le inyectan gasóleos calientes que se recirculan de la misma planta o aceite cíclico ligero de las plantas catalítica llamados aceites de quench para mantener en suspensión a los asfaltenos y además enfriar la corriente hasta 397 °C mas o menos deteniendo así la reacción de desintegración térmica y evitando la formación de carbón en la torre fraccionadora y su depósito en el tren de precalentamiento .Los productos que se obtienen se manejan de la siguiente manera:

a) Gas que comprime con el compresor centrífugo GB-1 de la misma planta se envía a las plantas catalíticas para su tratamiento.

b) Gasolina amarga que se envía a las plantas catalíticas para su endulzamiento. c) Gasóleos; una parte se recircula y la otra se envía a tanques para mezclas de

gasóleos y para usarse como carga de plantas FCC-I y FCC-II. d) Residuo reducido o combustóleo. Sale del fondo de la torre fraccionadora a una

temperatura de 360 °C aproximadamente y se envía al precalentamiento o de carga para que, por intercambio de calor, se enfríe y pueda ser mandado a tanques para preparación de combustóleo.


72

DIAGRAMA PLANTA REDUCTORA DE VISCOSIDAD

RV DE

AV. I AV. 2

DILUENTE

DE BOYAL

GAS

AMARGO A

FCC

GASOLINA A

PP-2 FCC-2

EA-4 A/C

EB-1

M FA-3

FA-1

GASOLEO A

TANQUES

GA-1/R

GA-2/R

EA-2 A/C EA-1 A/C

BA-1

BA-2

DC-1

DC-2

GB-1

GA-6M/RT GA-8M/RM

EA-5 A/D

GA-7M/RT

GA-5A/B/RT

GA-4 M/ART/BRT

GA-10/R

EA-9 A/D

EA-14

PM-63

PM-62

PM-96

PM-61

PM-95

DA-1

DA-2


73

DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA. Las plantas FCC I y FCC II reciben los gasóleos de carga ya sea directos de alto vacio o de tanques de almacenamiento, al recibirse, son precalentados intercambiando calor con los productos de la fraccionadora como son los fondos, aceite cíclico ligero y aceite cíclico pesado. La temperatura alcanzada en la FCC i es de 350 °C y en la FCC II de 180 °C, una vez que salen los gasóleos del tren de calentamiento llegan a la corona de carga que está compuesta por boquillas de atomizado con vapor, cuyo objetivo es que el contacto de las partículas de hidrocarburos con el catalizador sea mayor, el catalizador es a base de silica-alumina, el cual rompe las moléculas grandes de hidrocarburos para convertirlas en moléculas cortas, (cracking) dando productos de mayor valor agregado. La reacción de la mezcla de catalizador y aceite se lleva a cabo en el reactor (raiser), a una temperatura de 500 °C a 520 °C, pasando posteriormente al separador, en el cual se lleva a cabo la separación de los hidrocarburos y el catalizador, este se regenera en la parte baja del reactor de desintegración mediante aire caliente que le elimina el carbón depositado durante la reacción, para volverse a utilizar mediante una recirculación continua, a esta parte del proceso se llama regeneración. A la mezcla de hidrocarburos, productos de la reacción una vez separados, se envía a la fraccionadora, separándose por sus densidades, saliendo en la parte inferior el decantado. El siguiente ciclo es el del aceite cíclico pesado que se recircula y el aceite cíclico ligero, (en la planta catalítica II, se obtiene un plato mas de nafta pesado que se utiliza para intercambio de calor), por el domo salen los gases, gasolinas y vapor de agua. La mezcla gas-gasolina pasa por el absorbedor primario para poder eliminar los gases licuables propano-Propileno arrastrándolos con el gas seco. Esta gasolina pasa a un acumulador de alta y mediante una bomba pasa a la sección de agotamiento para una rectificación primaria, en el cual se le elimina el metano y etano. Esta gasolina pre estabilizada pasa a la torre debutanizadora con el objeto de eliminarle todos los gases licuados y la mayor parte del acido sulfhídrico, al salir debe tener una PVR de aproximadamente 8.5 lb/in

2, mandándose después al tratamiento Oximer o Merox.

El LPG obtenido en la debutanizadora pasa previamente al tratamiento de aminas y luego al Merox para su endulzamiento. Después pasa a la torre depropanizadora cuya finalidad es separar por el fondo el butano-butileno y por el domo propano-Propileno. El butano se manda una parte a esferas y la otra como carga a la planta MTB; el propano-Propileno se manda a la torre depropilenizadora para separarse por el fondo propano que se utilizan en mezclas propano-butano y por el domo Propileno, ambos productos se consideran finales y van a esferas. Los gases del acumulador de la fraccionadora, son comprimidos mandándolos al absorbedor primario y secundario y posteriormente al sistema Gribotol saliendo el producto como gas seco al sistema de gas combustible. De la fraccionadora sale el corte de aceite cíclico ligero el cual se envía a tanques como producto final, así como también el decantado. Esta refinería cuenta con dos plantas de desintegración catalítica con capacidad para procesar 40 000 Bpd cada una y dos plantas depropilenizadoras de 4 000 y 5 000 Bpd cada una, las cuales, en conjunto producen lo siguiente:

1. Gas combustible que va a la red del sistema. 2. Propano que sale como producto a esferas. 3. Butano- butileno enviado una parte a esferas para traspaso a otras refinerías y la otra como

carga a la planta MTBE. 4. Propileno a tanques como producto final para traspaso a otros centros de trabajo. 5. Gasolina de alto octano, que se le da un tratamiento Merox para eliminarle mercaptanos y

enviarla a tanques para preparación de mezclas de gasolinas. 6. Aceite cíclico ligero, que se envía a tanques para la preparación de diesel o mezclas y como

diluyente en la preparación de combustóleo. 7. Aceite decantado, producto final enviado a tanques para mezclas.


74

DIAGRAMA PLANTA CATALÍTICA NO. 1 SECCIÓN DE REACCIÓN.

PLANTA CATALITICA F C C No. 1

SECCION DE REACCION

PLANTA CATALITICA F C C No. 1PLANTA CATALITICA F C C No. 1

SECCION DE REACCIONSECCION DE REACCION

3-F

12-F

8-C 29-C 6-C

2-B

11-J

7-J

Carga (B/D)

9-J

10-J

5-C

1-C

29-J

4-J

8-J

Gas a 2-J

(m3/D)

1-E

2-E

HC’s A 3-E

(B/D)

Cond. Ac.

Ac. Cic. Lig.

(B/D)

5-J

6-J

Ac. Dec.

(B/D)

Ac. Esponja

Pobre (B/D)

Convertidor 1-D

4-C

7-C

ºC

TI-28

ºC

TI-15

ºC

TI-17/24

ºC

TI-18/23

ºC

TI-9

ºC

ºC

ºC

ºC

FR-39 Lodos (B/D)

FR-44 ACP (B/D)

CFR

3-J

Ac. Esponja

Rico de 4-E

Riser


75

DIAGRAMA PLANTA FRACCIONADORA DE PROPANO-PROPILENO.

PLANTA FRACCIONADORA DE PROPANO-PROPILENOPLANTA FRACCIONADORA DE PROPANOPLANTA FRACCIONADORA DE PROPANO--PROPILENOPROPILENO

Carga (B/D)

Propileno (B/D)

Gas Comb.

(m3/D)

Propano (B/D)

57-C1/C6

58-C

61-J/JA

52-F62-J/JA

53-F

V.M..P

16-E

125

88

84

80

1


76

7-E5-E9-E4-E

3-E

6-E

14-F

DEA

OXIMER

PLANTA CATALITICA FCC No.1

SECCION DE RECUPERACION DE GASES

PLANTA CATALITICA FCC No.1 PLANTA CATALITICA FCC No.1

SECCION DE RECUPERACION DE GASESSECCION DE RECUPERACION DE GASES

16-E

MEROXTRATAMIENTO DE

AMINA

DEA

HC’s a

1-E

HC’s de

1-E

Al 4-F

Glna. del

28-C (B/D)

HC’s del

3-F (B/D)

Gases del

4-F (m3/D)

HC’s del

4-F (B/D)

Gas Acido

(m3/D)

Gas Seco

(m3/D)

Gasolina

(B/D)

Butano

(B/D)

Propano

(B/D)

Propileno

(B/D)

Gas Comb.

(m3/D)

11-C

13-C

DIAGRAMA PLANTA CATALÍTICA FCC NO. 1. SECCIÓN DE RECUPERACIÓN DE GASES.


77

DIAGRAMA PLANTA CATALÍTICA NO. 2 SECCIÓN DE REACCIÓN.

Convertidor R - 1

D-4

Carga

E-2 A/D

P-5 A/B

P-3 A/B

P-4 A/B

Gas a D-5

T-1

T-2

HC’s A T-3

Agua Amarga

Ac. Cic. Lig.

P-6 A/B

Fondos

E-3

Ac. Esponja

a T- 4

Riser E-29

E-4

P-2 A/B

P-9 A/B

P-23 A/B

P-7 A/B

P-10 A/B

D-3

E-13 E-30 E-23

E-9 A/B E-8 A/D

E-5

E-6

E-18 A/B P-8 A/B

Aire

REV 6 FECHA 10-11-08

PEMEX-REFINACION


SECCIÓN DE REACCION

ELABORO COORD. “B”

REVISO COORD. “C”


SIST. DE ASEG. DE CALIDAD DIAGRAMA DE FLUJO DE LA PLANTA CATALITICA II


78

DIAGRAMA PLANTA CATALÍTICA FCC NO. 2. SECCIÓN DE RECUPERACIÓN DE GASES.

HC’s del

D-4

T-8 T-7

T-4 T-6

DEA

OXIMER

T-16

MEROX TRATAMIENTO DE

AMINA

DEA

HC’s a

1-E

HC’s de

1-E

Al D-8

Gases del

D-8

HC’s del

D-8

Gas Ácido Gasolina Butano

Propano

Propileno Gas Comb.

E-14

E-16

T-3 T-5

73

58

35

38 81

REV -6 FECHA 10-11.08

PEMEX-REFINACION REF. “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” ELABORO COORD. “B”


APROBO SUPDTE GRL DE OP’N


SECCION DE RECUPERACION DE GASES

DIAGRAMA DE FLUJO DE LA PLANTA CATALITICA II


79

PLANTAS DE AZUFRE Los gases amargos procedente de la reductora de viscosidad, y de las despuntadoras que son productos de los tratamientos de endulzamiento con aminas en las plantas catalíticas, son los que sirven de carga a las plantas de azufre por su alto contenido de H2S, con ello se ayuda a la preservación del medio ambiente al transformar los gases ácidos en azufre por medio de un tratamiento térmico y catalítico. Actualmente se cuenta con dos plantas con capacidad de procesar cada una 80 ton/día, el azufre producido se almacena en forma líquida o bien en forma solida en patios, para manejarse a granel. El producto se obtiene mediante una reacción de oxidación de la siguiente forma:

H2S + 1.5 O2 H2O + SO2 H2S + SO2 2 H2O + 3 S

Debe cuidarse la reacción de aire ya que un exceso puede desviar la reacción a una mayor producción de SO2 que sale sin reaccionar y si la reacción es baja el H2S se quemara en el incinerador sin reaccionar. Durante el arranque de la planta, es muy importante controlar el secado y el calentamiento del catalizador mediante análisis Orsat para determinar el exceso de aire y que debe estar entre 150 y 250%. Gas de Carga: A esta corriente se le debe controlar la cantidad de hidrocarburos en 5% vol. Máximo, para evitar altas temperaturas en la cámara de combustión, producto final manchado, deposito excesivo de carbón en el catalizador, taponamientos a la entrada del convertidor, altas temperaturas en la chimenea y descontrol en el balance. Debe controlarse también H2S, Hidrogeno, inertes, CO2 y humedad. Gases de horno de reacción: Para un rendimiento eficiente de la reacción es importante controlar la concentración de H2S y que la relación H2S / SO2 este entre 1.5 a 2.5.


80

DIAGRAMA PLANTA DE AZUFRE NO. 2

101-P/PA

101-K

Gas Ácido

(m3/D)

Aire Atmosférico Gas Combustible

(m3/D)

Agua Ácida

Producción de Azufre (Ton/D)

101-V

102-EX

202-EX

103-EX

203-EX

104-EX

204-EX

105-EX

205-EX

102-V

202-V

101-H

101-R

201-R

102-

L

102-H

202-H

103-H

203-H

104-H

204-H

102-R

202-R

REV- 6 FECHA 24 –MARZO-2010

PEMEX-REFINACION REF. “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” ELABORO COORD. “B”


APROBO SUPDTE. GRL DE OP’N


PRÓXIMA REVISIÓN 24-03-2013

PLANTA AZUFRE II

*PM-93

*PM-76

* PUNTO DE MUESTREO


81

PLANTAS MTBE Debido al alto grado de contaminación ambiental actualmente vivimos y acuerdo a las normas de protección ambiental (E.P.A), y como una manera de contribuir a reducir la contaminación ,Pemex-Refinación al ir a la vanguardia en alta tecnología e la producción de combustibles para motores de combustión interna y para usos industriales construyo en la refinería un paquete de plantas ecológicas para producir combustibles oxigenados como metil-tetrabutil-eter (MTBE),con capacidad de 30000 ton /año teramil-metil-eter(TAME) con capacidad de 60000 ton /año. Estos compuestos vienen a sustituir al tetraetilo de plomo y por consiguiente a reducir las emisiones de plomo a la atmósfera. Los butanos-butilenos producidos en las plantas catalíticas son la carga para la planta MTBE, cuyo producto se usa como aditivo en la preparación de tanques finales de gasolina para aumentar el octano y mejorar la combustión .El objetico de este proceso es el de producir MTBE a partir de la reacción del isobutileno con el metanol en una relación molar uno a uno.

Descripción simplificada del proceso del MTBE. El proceso consiste básicamente de: Una sección de lavado de la carga de butanos (C4´s)con agua de calderas la cual permite eliminar las impurezas de carácter básico provenientes de los procesos de tratamientos Merox de las plantas catalíticas, estos contaminantes tales como amoniaco, hidróxido de sodio, acetonitrilo que aún en pequeñas cantidades pueden desactivar los sitios activos del catalizador reduciendo la conversión y la vida útil del catalizador y además causar daños por corrosión a las tuberías y a los equipos e implícitamente ocasionar una caída de presión. Una sección de reacción que cuenta con un reactor de lecho de resina iónica expandida con el objeto de proporcionar una mayor área de contacto y una conversión mayor de isobutileno a MTBE, la reacción se lleva a cabo en fase líquida .La presión de operación es suficientemente alta para mantener el medio en estado líquido pero no tiene efecto sobre la reacción .La temperatura a la cual se lleva a cabo la reacción es del orden de los 45 °C la cual va aumentando conforme al catalizador se va desactivando. Una sección de fraccionamiento catalítico la cual permite la separación entre el producto deseado MTBE y los productos secundarios (refinados) y asegura al mismo tiempo la casi conversión total del isobutileno a MTBE lográndose alcanzar hasta un 99% de conversión. El equipo consiste de una torre de destilación cuya sección de rectificación está constituida


82

por seis secciones empacadas con catalizador intercalado entere los platos: Este arreglo permite, además de rectificar el MTBE, completar la reacción del isobutileno para alcanzar el grado de conversión antes mencionado. Por último, una sección de lavado cuyo objetivo es el de separar el exceso de metanol del refinado obtenido por el domo de la torre .Aparte una sección de recuperación de metanol, en donde el exceso es separado del agua en forma tal que pueda ser recirculada hacia la sección de lavado de refinado para volver a separar el metanol excedente que proviene de la torre catalítica. Tanto a la carga, que son los fondos de la Depropanizadora (FDC3I), como lo productos intermediarios y finales, se les da un seguimiento en el laboratorio por medio de un análisis cromatográfico para ir controlando la reacción de conversión de los butanos-butilenos en MTBE y nos ayuda también a conocer la pureza de los productos. De acuerdo al diseño, los componentes deben estar en la siguiente proporción:

Composición de la carga Los isobutano no reaccionan y sirven como base para el cálculo .Los reaccionantes van a ser los isobutilenos y son los que se deben de cuidar .Una vez que reacciona el producto final debe tener una pureza de acuerdo al diseño de 98.8% y contener un mínimo de las impurezas que aparecen en la siguiente tabla cuales se controlan en el laboratorio por medio de análisis cromatográfico:

Nombre/unidades %

Propano-propileno 0.4

Isobutano 26.0

Isobutileno 18.0

1,Buteno 14.7

1,3Butadieno ---

n-Butano 10.4

2-trans-buteno 17.0

2-cis-buteno 11.7

Iso-pentano 0.1

Nombre/unidades %

MTBE 95.57

1,3Butadieno 0.1

n-Butano 0.2

2-trans-buteno 0.9

2-cis-buteno 2.0

Terbutanol 0.59


83

AGUA DE

CALDERA

S

02-F-101

BUTANOS

REACTIVOS METANOL

02-F-102

M T B E

02-F-103

02-C-106

02-E-101

H 2 O

02-J-101 A/S

02-C-101

02-CA-101A 02-J-102 A/S

02-D-101 02-E-102 02-E-103

02-X-102 A/S 02-X-101 A/S

02-C-102

02-C-103

02-C-104

02-CA-101B

02-J-103 A/S

02-C-105 A/B

METANOL-AGUA

A

02-E-204

AGUA DE

02-J204 A/S

REFINADOS

BUTANOS

PM-41

PM-36

02-X-100 A/F

DIAGRAMA PLANTA MTBE


84

PLANTA TAME La carga a TAME es la fracción del corte de los pentanos mas gasolina procedente de las plantas catalíticas, está entre primeramente a la sección de fraccionamiento de los pentanos(depentanización) en la cual se separan pentanos y gasolina, pasando a la sección de purificación de la carga, en donde se le eliminan las impurezas básicas que son sales de metales solubles en agua y que resultan ser venenos del catalizador .Estas son minimizadas por medio de un lavado con agua. El agua de lavado es enviada a una columna empacada con mallar y cargada con agua caliente .Posteriormente pasa a la sección de reacción principal la cual consta de dos reactores y es donde se lleva a cabo la mayor conversión de isomilenos:la reacción principal es: MetOH + *Isoamilenos TAME *2-metil-1-buteno y 2-metil-2-buteno Los reactores son de lecho fijo ,tipo resina operando con flujos, la temperatura de operación es suficientemente alta para reducir la reacción y proteger al catalizador de daño por perdida de actividad. Durante el proceso se deben de tener presentes las consideraciones básicas siguientes:

a) La reacción principal es reversible. b) Todas las reacciones son exotérmicas. c) Un exceso de metanol ayuda a la producción de TAME. d) Altas temperaturas incrementan el rango de reacción e) Bajas temperaturas favorecen la producción de TAME.

La mezcla de hidrocarburos que sale de la sección de reacción pasa a la sección de fraccionamiento donde se lleva a cabo el corte TAME, pentanos, saliendo por el fondo de la columna como producto TAME que va hacia tanques de almacenamiento para l preparación de gasolinas. El exceso de metanol es recolectado con un lavado con agua. La mezcla agua-metanol es fraccionada y el metanol reciclado a la sección de reacción, mientras que el agua es retornada a la sección de lavado. Es muy importante la eliminación de las impurezas de la carga con los lavados de agua. Estas pueden ser sales fuertemente básicas o compuestos básicos débiles procedentes de los tratamientos cáusticos de endulzamiento y que se consideran contaminantes por tener u efecto adverso sobre los grupos sulfónicos contenidos en la resina de intercambio bajando su concentración y por tanto disminuyendo la actividad de la misma .Algunos de ellos son cloruro de sodio,hidróxido de sodio,dietalonamina,acetonitrilo y propionitrilo,etc. De acuerdo al diseño la carga debe contener los compuestos de la siguiente tabla.

Nombre/unidades %

2-m-2-buteno 15.4

2-m-1-buteno 10.3

isopentanos 28.8


85

El producto en tanques debe tener una pureza del 90% con algunas de las siguientes impurezas

Nombre/unidades %

TAME 90.0

Iso-pentano 0.2

n-pentano 1.4

2-1- penteno 3.6

2-c-penteno 2.4

2-m-2-buteno 4.8

t-1,3-pentadieno 0.07

MTBE 4.3


86

02-F-201 02-F-202

02-F-203

AGUA DE

CALDERAS

PENTANOS

DE CARGA METANOL TAME

PRODUCTO RAFINADO HACIA

ALQUILACION METANOL-AGUA A

02-E-204

02-D-201 02-D-202 02-D-203

02-X-203A/S

02-C-201

02-C-206

02-C-205

02-C-204

02-C-207

02-C-208

02-J-203A/S

02-J-201A/S

02-J-202

A/S

02-C-202

02-E-201 02-E-202 02-E-203

02-X-205 A/B 02-X-206 A/B

02-X-207 A/B 02-X-204A/S

02-CA-201A/D

02-X-201 AGUA

AMARGA

02-X-202A/S

PM-39

PM-42

DIAGRAMA PLANTA TAME


87

PLANTA DE ALQUILACIÓN La unidad de alquilación de la refinería está diseñada para producir 14 145 Bpd de alquilado, la reacción de alquilación es la combustión de una isoparafina como por ejemplo el isobutano y una olefina como propileno, butileno o milenos en presencia de HF (Acido Fluorhídrico) para producir una gasolina llamada alquilado. El proceso consiste en:

a) Sección de pretratamiento de la carga para secarla. b) Sección de reacción. c) Sección de fraccionamiento y d) Sección de tratamiento del producto.

La carga de olefinas para la unidad de alquilación es una mezcla de las siguientes corrientes:

a) Corriente de refinados de la unidad de MTBE, b) Corriente de butilenos de las unidades catalíticas y c) Corriente de Propileno de las unidades catalíticas.

A la corriente de refinados de butano de MTBE debe dársele un tratamiento para convertir el butadieno a butenos y para isomerizar el 1-buteno a 2-buteno. Además, la carga es pasada a través del agotado del DME para remover oxigenados, hidrocarburos ligeros gaseosos y agua. Posteriormente la carga es mezclada y pasada por los secadores para remover la humedad. Antes de entrar a la unidad de reacción, se debe contar con una corriente de reposición de isobutanos que se hace pasar a través de una cama de alúmina para eliminarle el agua antes de combinarse con la carga de olefinas. La carga seca y el isobutano recirculado son dispersados dentro del reactor de recirculación acido a través de boquillas de rocío. La reacción de alquilación ocurre instantáneamente en una sección de líneas verticales del reactor de acido. El Acido, los productos alquilados y los isobutanos no reactivos fluyes hacia arriba donde la fase acida y los hidrocarburos se separan por densidades, para pasar al fraccionador donde son separados del efluente de hidrocarburos el acido, alquilado, propano, butano e isobutanos. El propano es removido por la parte superior con algo de isobutano residual y acido, pasando después al agotador de HF para remover el ácido residual, el ácido es retornado al separador de ácidos del fraccionador principal. Posteriormente, el propano pasa al defluorinador para remover las trazas de fluoruros orgánicos y descomponerlos en olefinas y HF. El HF reacciona con la alúmina solida en el defluorinador de propano para formar AlF3. Las trazas de HF y agua son removidas del propano con el tratamiento de KOH. En suma el propano, butano, los productos de alquilación y de un subproducto llamado ASO (Acid Soluble Oil) Aceite acido soluble son formados en pequeñas cantidades. El ASO es un aceite pesado formado como un subproducto de la reacción de Alquilación o se puede considerar también, formado por las impurezas de la corriente de carga. Las variables que afectan la calidad y la cantidad del alquilado y que tienen efecto sobre el consumo de ácido son:

a) Tipo de olefinas en la carga. b) Rangos de isobutanos-olefinas. c) Temperatura de reacción. d) Acidez. e) Tiempo de reacción. f) Relación Acido-hidrocarburo en el reactor. g) Mezclado en el reactor.


88

DIAGRAMA PLANTA ALQUILACIÓN.


89

PLANTA DE ISOMERIZACIÓN. La unidad isomerizadora tiene por objetivo la isomerización de pentanos, hexanos y mezcla de ambos. Las reacciones tienen lugar en una atmosfera de hidrogeno sobre un lecho fijo de catalizador a base de platino al cual se le adiciona el promotor de reacción percloro etileno a condiciones de presión y temperatura que favorezcan la isomerización y reduzcan el hidrocraqueo. La isomerización catalítica convierte las parafinas en compuestos de estructura ramificada de alto número de octano, por ejemplo: pentanos a isopentanos y hexanos a 2, 3-dimetil butano. Las reacciones de isomerización se desarrollan dentro de un equilibrio limitado en donde a bajas temperaturas se favorezca la producción de isómeros altamente ramificados. Durante el proceso se obtiene gas y producto isomerizado. El proceso se desarrolla en tres secciones:

1) Acondicionamiento de la carga 2) Sección de reacción y 3) Sección de estabilización y lavado caustico.

La capacidad de procesamiento de la planta de isomerización de pentanos y hexanos es de 15,000 bls/d de una corriente consistente de una mezcla de pentanos y hexanos libres de azufre provenientes de las unidades de hidrodesulfuración de naftas 1 y 2, que se reciben en los tanques de balance a una temperatura de 38 °C y se calienta a 121 °C. Se alimenta a la guarda de azufre, para proteger al catalizador del azufre que pudiera tener la carga, reduciendo su contenido hasta 0.1 ppm en peso máx. Por intercambio de calor se enfría hasta 38 °C y se envía a la sección de secado, se le inyecta hidrogeno seco de las unidades de reformación y se precalienta hasta alcanzar 150 °C y se le agrega el promotor de reacción, antes de alimentarla a la sección de reacción. Después pasa la sección de estabilización y lavado caustico cuyo objetivo es la separación del hidrogeno que no reacciono, HCl y gases de craqueo (metano, etano, propanos) del producto isomerizado. Después de que la reacción de isomerización se ha llevado a cabo, el producto pasa a una torre estabilizadora donde se separan los gases producidos en la reacción y que salen por el domo hacia un tratamiento caustico para eliminar el HCl contenido en el gas por medio de un lavado a contracorriente con una solución de NaOH al 10%. Los gases libres de HCl se envían al circuito de gas combustible y el isómero formado sale por el fondo de la torre estabilizadora hacia tanques de almacenamiento. A los gases lavados se les determina las moles de hidrogeno para ajustar la relación hidrogeno/hidrocarburo.


90

DIAGRAMA PLANTA ISOMERIZADORA DE PENTANOS Y HEXANOS.


91

HIDRODESULFURACIÓN DE NAFTAS, UNIDADES 400’S. Las gasolinas primarias y de tanques con un octano de 45 a 55 se manda a las plantas hidrodesulfuradoras de naftas (gasolinas) U-400 I y U-400 II para eliminarles los compuestos de azufre, mediante una reacción catalítica con hidrogeno, para poder enviarlas como carga a las unidades reformadoras de naftas. La planta consta de dos secciones:

a) Sección de reacción y b) Sección de fraccionamiento.

Los productos que se obtienen son:

a) Los subproductos que se liberan en la reacción como el H2SO4, que se envía a la unidad 600.

b) Una mezcla de hidrocarburos llamados isohexanos y c) La gasolina que es la carga a las unidades de reformación catalítica.

Las corrientes de gasolina deben contener menos de 0.5 ppm de azufre la I y <0.2 ppm la II para evitar la contaminación y envenenamiento del catalizador de platino de la planta reformadora. Actualmente, en la refinería se cuenta con dos planta<s de hidrodesulfuración de naftas (gasolinas) con capacidad para 25 000 bls/día la I y 36 500 bls/día la II.


92

DIAGRAMA HIDRODESULFURADORA DE GASOLINA U-400 I.

PENTANOS/HEX A U. ISOMERIZACION

Gas a Desfogue

LPG A L.B.

DC - 401

FA - 404

GB - 401 GA - 401

FA - 402

EA - 401

FA - 401

BA - 401

EA - 404

EA - 402

FA - 403

DA - 401

GA - 407

BA - 402

EA - 403

FA - 407 FA - 407 GA - 402

GA - 403

Gasolina Amarga H2 de

Planta U - 500 I

Gasolina a L. B Gasolina a

U - 500 I

Gas Comb . Combust .

H2/HC

Cope

GA - 404

FA - 408

EA - 408

GA - 408 GA - 409

DA - 402

GA - 410

BA - 403

1

EA - 407

GA - 405

EA - 409 Gas Amargo

EA - 403A

PEMEX - REFINACIÓN REF. “ING. ANTONIO DOVALI JAIME”

DIAGRAMA DE FLUJO DE LA U.HIDRODESULF. DE NAFTAS 1 U - 400 - 1

SECTOR HIDROS

-REFORMADORA I REV 7

ELABORO COORDINADOR “B” REVISO COORD. ESPTA. “C” APROBO SUPDTE GRAL. OPN. FECHA 04 FEB / 2011

PM - 100

PM-20


93

DIAGRAMA HIDRODESULFURADORA DE GASOLINA U-400 II.


94

REFORMACIÓN CATALÍTICA, UNIDADES 500’S. El proceso de reformación catalítica de naftas se utiliza para mejorar la calidad de las gasolinas respecto al número de octano. La gasolina desulfurada de las plantas U-400 I y II de bajo octano, una vez tratada pasa a ser carga de la unidad de reformación catalítica. La unidad 500-I tiene una capacidad de 20 000 bls/día y la unidad 500-II de 300 000 bls/día. La carga entra al reactor y se pone en contacto con el catalizador que es a base de platino. Para llevar a cabo la reacción que se entiende como un reacomodo de los hidrocarburos nafténicos a hidrocarburos aromáticos con desprendimiento de hidrogeno, esto es con el objeto de obtener un octano de 92 a 98 dependiendo de la severidad. Los principales productos que se obtienen son; gasolina reformada de alto octano que de acuerdo a las necesidades puede ser de 92 a 95 octanos, la cual se envía a tanques, el hidrogeno producto de la reacción de reformación que es utilizado en la hidrodesulfuración de la gasolina, turbosina, diesel y gasóleos para su endulzamiento, se produce un gas ligero y un gas licuado que se envía para su proceso de fraccionamiento a la unidad 600.


95

DIAGRAMA REFORMACIÓN CATALÍTICA U-500 I.

BA - 501A/D

FA - 508

DC - 501

A/D

EA - 501

EC - 501

BA - 502

FA - 502 EA - 502

GB - 502

GB - 501

FA - 501

GA - 501 EA - 507

GA - 504

EA - 510

GA - 503

D

A - 50

1

FA - 504 EA - 508

GA - 502

H2 A PTAS. HIDROS.

EA - 511

EA - 512

Prod . H2

Comb .

Reformado H2 a

Sistema Gas Com

b . Carga

de U - 400

I

EC - 503

GA 507

LPG A U - 600

EC - 502

TRC - 501 TRC - 509

TRC - 504 TRC - 511

PEMEX - REFINACION REF. “ING. ANTONIO DOVALI JAIME”

DIAGRAMA DE FLUJO DE LA U. REFORMADORA DE NAFTAS 1 U - 500 - 1

SECTOR HIDROS - REFORMADORA I REV 7

ELABORO COORDINADOR “B” REVISO COORD. ESPTA. “C” APROBO SUPDTE. GRAL. OPN. FECHA 04 FEB / 2011

PM - 18

PM - 23


96

DIAGRAMA REFORMACIÓN CATALÍTICA U-500 II.


97

TRATAMIENTO Y FRACCIONAMIENTO DE HIDROCARBUROS, UNIDADES 600´S Las dos plantas con capacidad de 26000 m3 /día cada una, están conformadas por dos secciones: una de tratamiento con dietalonamina(DEA),a través de un contador para endulzamiento de los gases y líquidos ,y la otra de fraccionamiento de hidrocarburos ligeros y pesados por dos torres. La carga para estas plantas con los gases ácidos ricos en sulfhídrico, isopentanos e isohexanos provenientes de las plantas hidrodesulfuradoras y reformadas, obteniéndose gas dulce que se envía a la red de gas combustible, gas ácido a la planta de azufre y LGP que se envía .Para que los tratamientos de endulzamiento cumplan con su función se deben mantener dentro de las especificaciones.


98

DIAGRAMA REFORMACIÓN CATALÍTICA U-600 I. Gas Dulce

a L. B Gas Acido a L. B

FA - 605

FA - 606

DA - 602

FG - 601

EA - 605

FB - 601 GA - 606

EA - 604

EA - 606

GA - 607

DA - 603

EA - 607

Carga Gas Amargo U - 400 /700/800

GA - 604

FA - 601

FA - 603 GA - 605

DEA a Regeneración

DEA


DIAGRAMA DE FLUJO DE LA U. TRATADORA DE GASES AMARGOS U - 600 - 1



PM - 78


99

DIAGRAMA REFORMACIÓN CATALÍTICA U-600 II.


100

HIDRODESULFURACIÓN DE DESTILADOS INTERMEDIOS. Unidades 700’S y 800’S La refinería cuenta con cuatro plantas de destilados intermedios con capacidad de 25 000 bls/día cada una para eliminar parcialmente los compuestos de azufre a la turbosina, diesel y a los gasóleos por medio de una reacción catalítica con hidrogeno procedente de la planta reformadora a una temperatura y presión controlada. La carga a esta planta son los productos de las plantas de destilación atmosférica, los cuales pasan sobre un lecho catalítico para llevar a cabo la reacción. Después, a una torre agotadora para obtener los productos programados.

Productos obtenidos.

Turbosina. Calidad exportación que cumple con las normas internacionales ISO-9000 de comercialización. Diesel Sin. Con calidad ecológica por contener cantidades mínimas de azufre de acuerdo a las especificaciones internacionales de 0.05% máximo. Diesel desulfurado especial. Con un contenido de azufre de 0.5% máximo. Gas amargo. Se envía a la U-600 para su tratamiento.


101

DIAGRAMA REFORMACIÓN CATALÍTICA U-700 I Y II.

Carga de L. B

H2 de Planta Reformadora

Turbo/Diesel a L. B

Gasolina a PP I

Gas a Desfogue

Gas Amargo a U - 600 I

DC - 701

FA - 704

GB - 701 GA - 701

FA - 702

DA - 702 EA - 701

FA - 701

BA - 701

EA - 706 EA - 702

EA - 707

EA - 703 EA - 708

FA - 706

DA - 701

FA - 705

GA - 703

BA - 702

EA - 705

GA - 702

ppm S

EA - 704

Gas Comb . Comb .

Comb.


DIAGRAMA DE FLUJO DE LA U. HIDRODESULF. DE DEST. INTERMED. U - 700 - 1


ELABORO COORDINADOR “B” PEMEX - REFINACION REF. “ING. ANTONIO DOVALI JAIME”

- -

REVISO COORD. ESPTA. “C” APROBO SUPDTE GRAL. OP’N FECHA 04 FEB / 2011

PM - 53* PM - 08**

*CASO DIESEL

**CASO DIESEL O TURBOSINA


102

DIAGRAMA REFORMACIÓN CATALÍTICA U-800 I Y II.

Carga de L. B H2 de Planta

Reformadora

Turbo/Diesel a L. B

Gasolina a PP I

Gas a Desfogue

Gas Amargo a U - 600 I

DC - 801

FA - 804

GB - 801 GA - 801

FA - 802

DA - 802 EA - 801

FA - 801

BA - 801

EA - 806 EA - 802

EA - 807

EA - 803 EA - 808

FA - 806

DA - 801

FA - 805

GA - 803

BA - 802

EA - 805

GA - 802

EA - 804

Gas Comb . Comb .

Comb .

HC - 804


DIAGRAMA DE FLUJO DE LA U. HIDRODESULF. DE DEST. INTERMED. U - 800 - 1



PM - 53*

PM -08 **

PM = PUNTO DE MUESTREO

* = CASO DIESEL


103

BOMBEO Y ALMECENAMIENTO Actualmente la refinería cuenta con una capacidad de 14 millones de barriles tanto de crudo como de productos y destilados distribuidos en 149 tanques de la siguiente manera: 21 tanques almacenan materias primas tales como crudo Istmo, Maya, mezclas y metanol; 40 tanques para productos intermedios como Gasolina Primaria ,productos petroquímicos MTBE, TAME, Gasolina Nova, Kerosina Turbosina y Diesel primarios ,recuperados (slop),Aceite Cíclico Ligero, Gasóleos de Vacío, Residuos Catalíticos ,Aceites Recuperados ,57 tanques para productos finales como Gasolina Nova, Gasolina Magna Sin ,Diesel Sin, Turbosina ,Tractomex,Diesel especial, Diesel desulfurado, Combutóleo,Asfalto 14 tanques esféricos para el almacenamiento de Butano-Butileno,Propano,Propileno,LGG(mezclas de propano-butano) y 17 tanques de combustóleo para plantas.


104

BIBLIOGRAFÍA.

Schramm, Laurier L. "Petroleum Emulsions", 1992.

Smith, H. Vernon y Kenneth E. Arnold, "Crude oil emulsions", 1987. Portal de Intranet de la Refinería de Minatitlán-Reconfiguración. Martínez, Marcial. Yacimientos de crudo y gas. www.qas-traininq.com

Manual de procedimientos de la coordinación de operaciones de la Terminal Marítima Dos Bocas, Tab. PEP, 2004.

García C, Filadelfo. Principios básicos de refinación. Dirección ejecutiva de capacitación, IMP., 2004.

http://www.qas-traininq.com/

manual de induccion a pemex refinacion.pdf

Documents

Transcript of manual de induccion a pemex refinacion.pdf