Producción de Acido Sulfurico en una Refineria de Petroleo

PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION

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PROLOGO

En un mundo cada vez más globalizado con grandes descubrimientos tecnológicos y

desarrollo global, la demanda de energía también se ha ido incrementada

considerablemente en el tiempo. Además, con descubrimientos de crudos cada vez

más ácidos, su mayor oferta y las nuevas especificaciones en el diesel, conllevan a

pensar nuevos proyectos para equilibrar el mercado de oferta de diesel ácido con la

alta demanda de diesel con menor cantidad de azufre.

Ante este hecho, la industria refinera se está trazando nuevos desafíos para

competir ante las nuevas condiciones del mercado nacional e internacional. Ahora en

base a las nuevas normas ambientales, como la denominada ley del Aire limpio, se

estable nuevas reglas para la comercialización de combustibles líquidos como el

diesel.

En base a la nueva normativa, el diesel a comercializar deberá tener una

cantidad de 50 ppm y las empresas de refinación tiene el reto de llevar a cabo

proyectos que contemplen esta nueva normativa. Es por ello que implementar

soluciones económicamente viables se ha vuelto cada vez más en necesidades de

gran prioridad en la industria de los hidrocarburos.

El método más saltante para desulfurizar diesel es por medio del

hidrotratamiento de destilados medios como el diesel, sin embargo, producto de la

desulfurización las cantidades obtenidas de sulfuro de hidrógeno exceden el limite

permito para ser expulsadas al aire, teniendo como resultado gran cantidad de este

compuesto químico altamente venenoso para la salud.

Existen diferentes formas de aprovechar los gases de H2S, la primera es

mediante es transformarlo a azufre elemental a través del proceso Clauss. La segunda

es aplicar la tecnología de Haldor Topsoe el Wet Sulfur Acid (WSA), la cual consigue

obtener acido sulfúrico a través del sulfuro de hidrógeno. Es esta tecnología la que se

aplicara en el presente proyecto para producir acido sulfúrico para países de la región

como Chile.


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1. RESUMEN EJECUTIVO

El presente proyecto académico tiene la finalidad de obtener acido sulfúrico a

partir del sulfuro de hidrógeno obtenido del hidrotratamiento catalítico del diesel. Para

ello es el proyecto contempla instalar una planta de hidrogeno y una unidad de

tratamiento con aminas como unidades complementarias al hidrotratamiento y la

planta de acido sulfúrico respectivamente.

Cabe recalcar que se empleara para el hidrotratamiento netamente diesel como

materia prima para la unidad, sus detalles y especificaciones se mostraran como

anexos a la tesis.

Además, el proyecto contempla aspectos como localización, evaluación de las

diversas tecnologías, por medio del uso de los diversos licenciantes de tecnologías

existentes en el mercado. El estudio técnico contempla aspectos como equipos,

insumos como los catalizadores y diversas condiciones de operación para obtener los

requerimientos del proceso. Así mismo se hace un estudio económico para medir su

factibilidad económica.

Por otro lado, es importante mencionar que el estudio se establece

geográficamente como unidades anexas a la REFINERIA LA PAMPILLA, por ende nos

enfocaremos a cubrir una necesidad de la empresa la cual es producir diesel de bajo

azufre, hidrotratando su diesel para obtener suficiente sulfuro de hidrogeno para

producir acido sulfúrico empleando la tecnología de Haldor Topsoe, de tal forma de

cubrir las expectantes demanda del mercado regional de este producto en la actividad

cuprífera-minera.

Finalmente, haremos mención a temas relacionados al medio ambiente así

como también temas un balance económico a través de un flujo de caja y evaluación

del VAN y TIR.


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2. DEFINICIÓN DEL PROYECTO

2.1 NOMBRE

PRODUCCION DE ÁCIDO SULFÚRICO A PARTIR DE LA DESULFURIZACIÓN DE

DIESEL EMPLEANDO HIDRÓGENO OBTENIDO DEL GAS NATURAL

2.2 NATURALEZA

El proyecto busca implementar una plata de acido sulfúrico en la refinería LA

PAMPILLA, aprovechando los gases de proceso obtenidos de la unidad de

hidrotratamiento diesel que se emplea para obtener diesel de bajo azufre conforme a

las nuevas especificaciones para tal objetivo se emplearan los siguientes procesos.

2.3 PROCESO PRINCIPALES

Unidad de Hidrotratamiento: Tecnología proporcionada por AXEN con más de 20 años

en la industria de refinación proporciona la tecnología adecuada para obtener un diesel

con un contenido de 50 ppm de azufre.

Unidad WSA: Es el corazón de la planta puesto que aprovecha los gases ácidos de la

unidad de aminas para obtener la materia requerida para obtener acido sulfúrico. Este

proceso es una alternativa presentad al proceso Claus para la obtener azufre

elemental. Todo esto en el contexto de darle un uso comercial a un gas de refinería no

deseado para las mismas. La tecnología es proporcionada por Haldor Topsoe y nos

permite conseguir este objetivo.

2.4 PROCESOS AUXILIARESUNIDAD DE TRATAMIENTO DE AMINAS: Es un proceso complementario a la unidad

de hidrotratamiento, usado para tratar los gases obtenidos de esta unidad y nos

permite obtener dos tipos de gases, los gases de proceso o gases incondensables o

dulces y los gases ácidos o agrios.

UNIDAD PRODUCCION DE HIDRÓGENO: Al igual que WSA, la producción de

hidrógeno también es encargada a Haldor Topsoe, por las características en su

rendimiento y gran pureza de producto.

2.5 OBJETIVOS DEL PROYECTO

El objetivo del proyecto es producir Acido Sulfúrico obtenido de la unidad de

hidrotratamiento, aprovechando las altas concentraciones de sulfuro de hidrógeno

conseguido de esta unidad y producir diesel de bajo azufre para el mercado local

exigido por las normas actuales.


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2.6 LOCALIZACION DE LA PLANTA DE ACIDO SULFURICO

La ubicación de la planta de acido sulfúrico de acido sulfúrico depende de varios

factores, entre los cuales podemos destacar:

1. Disponibilidad de recursos y servicios para la operación y producción de Acido

Sulfúrico.

2. Posición estratégica para la distribución y comercialización del acido sulfúrico

en el mercado

2.6.1 Recursos y Servicios

En el diagrama de bloques del proyecto podemos apreciar la carga al proceso (corte

de diesel) y los servicios requeridos (hidrogeno y aire) para la producción del acido

sulfúrico.

Diesel

El diesel con alto contenido de azufre es la mejor carga para este proceso.

Hidrogeno

El hidrogeno participa activamente en la desulfurización retirando el azufre

como sulfuro de hidrogeno. Como se indica se producirá a partir del Gas

Natural.


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Aire

El sulfuro de hidrogeno se quema con aire, luego el dióxido de azufre formado

pasa a trióxido de azufre por catálisis. El trióxido de azufre reacciona con el

vapor de agua que contiene produciendo el Acido Sulfúrico.

En nuestro país las refinerías no cuentan con procesos de desulfurización para cada

corte ó productos terminados, por lo tanto nuestro proyecto debe de formar parte de

los procesos de una refinería (a menor escala) ó estar lo más próxima a una refinería

para disponer fácilmente de una parte de la carga total necesaria para el proceso.

El Diesel B2 es la mezcla de 98% en volumen de Diesel N°2 y 2% en volumen de

Biodiesel - B100 (esteres metílicos de aceites vegetales). Desde enero 2009 se inició

la comercialización de este combustible en reemplazo del Diesel N°2. El Diesel B2

cumple con las especificaciones de la norma técnica peruana vigente y guarda

concordancia con los principales ensayos de los estándares internacionales ASTM,

D975 y SAE J313.


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Refinería La Pampilla produce más diesel y con mayor contenido de azufre que la

Refinería Conchán e incluso que la Refinería Talara y las otras.

La necesidad del uso del Gas Natural para producir hidrogeno como servicio implica

instalar la planta por donde esta tendido el gaseoducto, de lo contrario será necesario

construir una tubería hasta la planta.

Gasoducto Troncal de Gas Natural – CALIDDA


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Este ducto que recorre Lima y Callao de Sur a Norte, desde la Trampa de

Lanzamiento de Scraper en Lurín (City Gate) hasta la Trampa de Recepción de

Scraper en Callao.

CALIDDA ha operado inicialmente con clientes tales como: Cerámica San Lorenzo,

Cerámica Lima 01, Cerámica Lima 02, Corporación Cerámica 01, Corporación

Cerámica 02, Alicorp 01, Alicorp 02, Sudamericana De Fibras, Etevensa y Vinsa.

Siendo necesario el tendido del ducto desde la Estación Terminal por la Av. Néstor

Gambetta hasta la empresa ETEVENSA (próxima al el Rio Chillón en el límite con

Ventanilla) para brindar el servicio de Gas natural a una presión de 31 barg.


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La Refinería La Pampilla se encuentra muy próxima a la Troncal de Gas Natural, por

tanto a comparación con la Refinería Conchán se puede contar con el servicio de Gas

Natural a menor costo en los alrededores de La Pampilla.

El aire a utilizar es tomado del ambiente, por tanto no influye en la localización de la

planta. El Agua como un servicio auxiliar de agua de enfriamiento está disponible

desde el Rio Chillón ó con tratamiento previo desde el mar de Ventanilla.

2.6.2 Distribución y Comercialización

Como se tiene entendido la producción de Acido Sulfúrico es almacenada en tanques

y la planta debe de contar con una estación de despacho a camiones cisterna

exclusivos para este producto químico.

Mercado local

La ubicación de la planta debe estar próxima a su mercado local, de manera que los

camiones que trasportan el acido hacia las industrias tengan el menor recorrido,

menores costos de distribución.

La mayor cantidad y diversidad de empresas que constituyen un mercado para el

ácido sulfúrico están en Lima y Callao, por tanto la empresa Votoramtin Metais

(Refinería de Cajamarquilla) será la principal competidora de la Planta de Acido

Sulfúrico ubicada en Ventanilla en Refinería La Pampilla.


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EMPRESAS QUE ULITILIZAN ACIDO SULFÚRICO EN SUS PROCESOS DEPRODUCCION

Puerto de Importación/Exportación


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Una de las consideraciones más importantes para una planta a gran escala es la

necesidad de Importar Insumos (Diesel con alto contenido de azufre) y Exportar

Productos (Acido Sulfúrico) por la gran demanda de acido sulfúrico en el mercado

externo. Esto implica considerar la cercanía de un puerto que tenga las condiciones

para poder almacenar y despachar el Acido Sulfúrico a granel.

PUERTO DEL CALLAO – MUELLE Nº 5

Por el Muelle Nº 5 del PUERTO DE CALLAO se exportan contenedores y más de 2

millones de toneladas de concentrados de minerales hasta el 2007.

El Plan Nacional de Desarrollo Portuario, ante la creciente demanda del comercio por

contenedores y exportación de minerales, establece que el Muelle Nº 5 será solo para

contenedores. Y para el embarque de minerales será desarrollado el Terminal

Portuario Ventanilla.

TERMINAL PORTUARIO VENTANILLA - TPV

La empresa Operadora Portuaria (OPORSA), perteneciente al GRUPO NEPTUNIA, ha

contratado a la empresa constructora Graña y Montero para culminar el diseño

definitivo del Terminal Portuario de Ventanilla (TPV) en el Callao, el cual estará

operativo a partir del 2012.

El TVP será un puerto privado que contará con modernas instalaciones y amplios

espacios de almacenamiento, ambos especializados en el manejo de graneles sólidos

y líquidos. Para el desarrollo del puerto, OPORSA cuenta con un terreno propio de 60

hectáreas ubicado en la zona industrial del distrito de Ventanilla, 14 km al norte del

Terminal Portuario del Callao, a la que se accederá por vía rodo viaria y ferroviaria.

Con el propósito de garantizar una integración logística y de servicios, el TPV tendrá

acceso ferroviario mediante la construcción de un ramal para el transporte de

concentrados de minerales y otras cargas. Dicho ramal se extenderá desde el patio

central del ferrocarril existente en el Callao hasta el patio de maniobras del Terminal

Portuario Ventanilla.


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SERVICIO A LA CARGA

El TPV ofrecerá servicios integrales dentro de la cadena logística de exportación e

importación de graneles sólidos y líquidos, es decir, carga y descarga de buques,

transferencia, almacenaje, control de inventarios, recepción y despacho de camiones

y/o trenes.

Contará también con infraestructura adecuada para el almacenamiento de graneles

sólidos y líquidos, y dispondrá de un área preparada para el incremento de los

volúmenes de carga. Entre otros espacios tendrá:

Terminal de Minerales:

Almacenes cerrados (o herméticos en caso sean requeridos) para la recepción,

almacenaje y despacho de los concentrados de mineral que provienen de la zona

centro del país y que se embarcarán por el puerto.

Terminal de Líquidos:

Instalaciones para la recepción, almacenaje y embarque o despacho de líquidos a

granel, tales como químicos, aceites e hidrocarburos, entre otros.

Terminal de Granos:

Instalaciones para la recepción, almacenaje y despacho en camión o tren de los

granos importados por las principales empresas del sector agroindustrial.

Terminal para Otros Graneles:


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Amplias áreas para el servicio de almacenaje de otras cargas a granel sólidas, como

fertilizantes, carbón, cemento, clinker y otros.

SERVICIO A LA NAVE

El TPV dispondrá de infraestructura tal que permita facilitar la prestación de una gama

completa de servicios para atender a todas las naves que recalen en el Terminal:

Remolcaje, Practicaje, alquiler de lanchas, servicio de amarre y desamarre, Suministro

de combustible (bunkering), Suministro de agua potable, energía eléctrica y servicio

telefónico, Rancho de naves, Vigilancia, Inspecciones y limpieza de cascos, entre

otros.

Amarraderos:

Amarradero N°1:

Embarque/desembarque de ácido sulfúrico y otros líquidos para naves de hasta

60,000 DWT, con calado de hasta 11m.

Amarradero N°2:

Embarque/desembarque mecanizado de graneles sólidos (principalmente minerales)

para naves de hasta 50,000 DWT, con calado de hasta 12m.

Amarradero N°3:

Embarque/desembarque mecanizado de graneles sólidos para naves Tipo Panamax

de un máximo de 70,000 DWT, con calado de hasta 14m.


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Amarradero N°4:

Embarque/desembarque mecanizado de granos y otro graneles sólidos para naves de

un máximo de 50,000 DWT, con calado de hasta 12m.

Amarradero N°5:

Embarque/desembarque de graneles sólidos y líquidos para naves de un máximo de

70,000 DWT, con calado de hasta 13m.

CONCLUSION

La Planta de Ácido Sulfúrico debe ubicarse en Ventanilla (Refinería La Pampilla),

considerando que:

ü Se dispone de la mayor cantidad de diesel y con mayor contenido de azufre

desde Pampilla.

ü El Gasoducto Principal de Gas Natural está muy próxima a Pampilla así como

el Rio Chillón para cubrir los requerimientos de hidrogeno y agua

respectivamente para procesos.

ü El mercado local de la Planta Acido Sulfúrico estará constituido por las

empresas distribuidas por todo el Callao y en un parte de Lima, teniendo en

cuenta que Votoramtin Metáis actualmente tiene un monopolio de acido


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sulfúrico en Lima y Callao. Y que para ello deberá contarse con camiones

cisterna.

ü La Planta Acido Sulfúrico contara con el Terminal Portuario Ventanilla para la

importación de Diesel azufrado permitiendo que su diseño sea de mayor

tamaño y a la vez exportar Acido sulfúrico directamente, sin tener que

transportarlo en camiones hasta el puerto.


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3. ANÁLISIS DEL MERCADO

3.1 PROVEEDOR

Nuestro proyecto abarca tres procesos, por lo tanto necesitamos tres materias primas

diferentes (Gas Natural, Diesel y H2S) para su correcto funcionamiento, debido a que

dos de ellas se pueden abastecer de la misma producción de la refinería, nuestro

estudio del mercado de proveedor se haría solamente al Gas Natural. La empresa que

actualmente nos puede abastecer de él, es la Compañía Pluspetrol PerúCorporación S. A. (Pluspetrol).

Esta empresa puede llegar a hacer nuestro potencial abastecedor de Gas Natural.

Estas fueron sus producciones para los meses de Octubre 2008 a Octubre del 2009

según el Ministerio de Energía y Minas, con tendencia creciente.


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Y luego mostramos a continuación la tendencia creciente de la producción de Gas

Natural en el país.

Con respecto a estas cifras de producción de Gas Natural a nivel Nacional, un gran

porcentaje de ella es producida por la Compañía Pluspetrol, de la siguiente manera.

Reservas


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El Lote 88 está compuesto por dos yacimientos de gas natural: San Martín y Cashiriari,

de los cuales sólo está en operación el primero. La auditoría de reservas realizada por

Gaffney, Clie & Associates (GCA) certifica el nivel de reservas de hidrocarburos, al 31

de diciembre del 2005, la cual limitó las reservas probadas de GN a los volúmenes

contratados, o en negociación, a la fecha de elaboración del reporte (abril 2006).

Conforme se incrementen los contratos de venta de GN, las reservas probadas

aumentarían en una proporción similar.

La vida útil estimada del lote, considerando la producción del 2006, es de 28.6 años

para la explotación de LGN y 140 años para el GN.

Los cuadros nos muestran que fácilmente podrían abastecer nuestra planta de

Hidrógeno, ahora estos cuadros se basan en el consumo del 2006, pero como ya

vimos un cuadro anterior el consumo del 2006 de gas natural al 2009, prácticamente

se ha duplicado, por lo que la vida útil del gas natural fácilmente se habría reducido a

la mitad, aún así sigue siendo beneficioso el consumo del gas natural de Camisea ya

que nuestra planta tendrá un tiempo de vida mucho menor a este.


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3.2 COMPETIDORES

El producto que vamos a obtener de nuestro proyecto es el Ácido Sulfúrico, el cual no

se produce en las refinerías sino más bien son las empresas mineras y metalúrgicas

las que se encargan de esta producción, es por eso que nuestros principales

competidores van a ser estas compañías, a continuación una breve descripción de

cada una de ellas.

Entre las empresas que lideran la producción de Acido Sulfúrico están; Southern Perú

Copper Corporation - SPCC, Votorantim Metais - VM y Doe Run Perú - DRP.

3.2.1 Doe Run Perú – DRP

La empresa Doe Run Perú está comprometida con el Estado Peruano a través del

Programa de Adecuación y Manejo Ambiental (PAMA), siendo un elemento primordial

para la reducción de las emisiones del Complejo Metalúrgico de La Oroya (CMLO),

disminuyendo así de forma progresiva cualquier impacto que el proceso de producción

pudiera generar en el medio ambiente.

El proyecto de las plantas de ácido sulfúrico que considera la operación de tres plantas

de ácido: La re potenciación de la planta en el circuito de zinc concluida al 2006, la

construcción de la planta del circuito de plomo operativa desde 2008 y la construcción

de la planta del circuito de cobre prevista para el 2010. Estas plantas han logrado

solucionar el problema del SO2, en 17 %, 45 % respectivamente y con la creación de

la última será solucionado al 100%.

Las plantas de ácido sulfúrico tienen las siguientes capacidades:


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PROCESOPLANTA DE ÁCIDO SULFÚRICO

Capacidad Nominal - TM/año

Circuito de Zinc 60 000

Fundición de Plomo 115 000

Fundición de Cobre ** 200 000

** Planta de acido sulfúrico no construida todavía

CMLP - Planta de acido sulfúrico construida para fundición de Plomo

La planta de ácido sulfúrico del circuito de cobre, requerirá ejecutar cambios

tecnológicos en el proceso productivo para obtener concentraciones adecuadas de

SO2, en los gases emitidos a fin de hacer viable la producción de ácido sulfúrico.

CMLP – Terminal de almacenamiento de Acido Sulfúrico

El Complejo Metalúrgico de La Oroya cuenta con un moderno terminal de despacho y

almacenamiento de ácido sulfúrico de una capacidad para más de 30 700 TM de

ácido.


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3.2.2 Votorantim Metais – VM

La Refinería de Zinc de Cajamarquilla, propiedad de la minera brasileña Votorantim

Metais se encuentra se a 22 km al Este de la Ciudad de Lima. Ubicada en la quebrada

de Cajamarquilla en el distrito de Lurigancho-Chosica, a la altura del km 9.5 de la

Carretera Central en el desvío al Puente Huachipa en dirección NE, y a una altitud de

450 m.s.n.m. (metros sobre el nivel del mar).

Desde 1984 la empresa canadiense Teck Cominco opero la planta con una capacidad

para tratar unas 200 000 TM anuales de concentrados de Zinc. Como sub-producto se

obtiene anualmente aproximadamente 176 000 TM de Ácido Sulfúrico de las cuales 17

000 TM son usadas en la misma planta y 39 000 TM distribuidas, a establecimientos

industriales cercanos a Lima. El resto más o menos 120 000 TM son transportados a

Cerro Verde en Arequipa, a través de una carretera intensamente transitada, en 36

camiones cisterna de 30 TM de capacidad cada una, y un recorrido de 1 050 km. En

caso de exportación de Ácido Sulfúrico o su envío en barco, a un puerto cercano a

Cerro Verde, se le transporta desde Cajamarquilla por carretera, hasta el Puerto de

Punta Pejerrey en Paracas, con un recorrido de 250 km.

Productos CalidadProducción del año 2001

(TM)

Zinc SHG 99.99% 121 400

Aleaciones Al/Pb ASTM B-240, JIS-H-2201 22 780


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Ácido Sulfúrico Grado B 98.3% 223 440

Cadmio Alta pureza 99.97% 319

Sub-Productos

Cemento de Cu - Co 56% de Cu 1 829

Concentrado de Plata 413 oz/TC 1 351

Votorantim compró Cajamarquilla a la canadiense Teck Cominco en el 2004, cuando

apenas producían 120.000 TM. Desde ese año las inversiones han ascendido a

US$830 millones, orientadas a casi triplicar su producción.

La Refinería de Zinc de Cajamarquilla está actualmente en proceso de expansión. Se

está duplicando su capacidad de producción, de 160 000 TM de concentrados anuales

a 320 000 TM (en 100%), dicha expansión de la refinería estará operativa a inicios

del 2010.

Una vez concluida la expansión a 320 000 TM, Cajamarquilla sería una de las

"mayores refinerías del mundo".

Luis Eduardo Woolcott, gerente comercial de Votorantim, afirma que "Está programado

que inicie a principios del 2010".

3.2.3 Southern Perú Copper Corporation – SPCC

El Complejo de Fundición y Refinería de Ilo, propiedad de la SPCC, está ubicado en

el sur del Perú, a 17 km al norte de la ciudad de Ilo, a 121 km de Toquepala, a 147 km

de Cuajone y a 1 240 km de la ciudad de Lima.

La Refinería consta de instalaciones de recepción y preparación de ánodos, una planta

electrolítica, una planta de metales preciosos y una serie de instalaciones auxiliares.

La refinería produce cátodo de cobre de Grado A de 99.998% de pureza. La capacidad

nominal es de 280 000 TM/año. Los lodos anódicos se recuperan del proceso de

refinación y luego se envían a la planta de metales preciosos para producir plata

refinada, oro refinado y selenio de grado comercial.

Durante 2006, 2007 y 2008 se produjo 273 299 TM, 178 397 TM y 178 397 TM de

cátodos de cobre, respectivamente, con un grado promedio de 99.998% para los tres

años. La planta de metales preciosos produjo 119 175 kg de plata refinada y 261 kg de


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oro en 2006, 82 650 kg de plata y 296 kg de oro en 2007 y 92 400 kg de plata refinada

y 153 kg de oro en 2008. La producción de selenio fue de 49.8 TM, 35.4 TM y 44.2 TM

en 2006, 2007 y 2008 respectivamente.


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3.3 DISTRIBUCION

3.3.1 Distribución de Ácido Sulfúrico

Transportes Enrique Cárcamo Granda SAC es pionero en el transporte de ácido

sulfúrico a nivel nacional. También transportan otros productos químicos tales como

Hidróxido de Sodio (soda cáustica) e Hidrosulfuro de Sodio (NaSH).

3.3.2 Empresas distribuidoras de acido sulfúrico

Empresa Producto País Cobertura

PROQUIEL

ACIDO

SULFURICO

ACIDO

SULFURICO 66

ACIDO

SULFTAMICO

CHILEINDUSTRIA Y

LATINOAMERICA.

OXIQUIM SAACIDO

SULFURICOCHILE

INDUSTRIA Y

MUNDIAL

AURIALACIDO

SULFURICOARGENTINA INDUSTRIA

SEDIMENTALACIDO

SULFURICOCHILE

INDUSTRIA Y

LATINOAMERICA


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BIOPACK

ACIDO

SULFURICO

ACIDO

SULFURICO 1+3

ARGENTINAINDUSTRIA Y

MUNDIAL

SISTEMASANALITICOS

ACIDO

SULFURICOARGENTINA INDUSTRIA

SOUTHERNCOOPER PERU

ACIDO

SULFURICOPERU INDUSTRIA

AGROVETMARKET

ACIDO

SULFURICO Y

DERIVADOS

PERU LATINOAMERICA

CORPORACIONTRIVEÑO

ACIDO

SULFURICO Y

ACIDO

FOSFORICO

PERUINDUSTRIA Y

LATINOAMERICA

PAPEX

ACIDO

CARMINICO Y

ACIDO

SULFURICO

PERUINDUSTRIA Y

EUROPA

PERUQUIMICOSACIDO

SULFURICO Y

DERIVADOS

PERUINDUSTRIA Y

PERU

QUIMICA SUIZAACIDO

SULFURICO Y

DERIVADOS

PERUINDUSTRIA Y

LATINOAMERICA

3.3.3 CONTROL Y PREVENCION DE ACCIDENTES DEL DISTRIBUIDOR

El ácido sulfúrico no constituye un riesgo grave si se instruye bien a los trabajadores

además de supervisar las labores relativas al manejo de esta sustancia. Esta

instrucción y esta supervisión deberán tener como objetivo principal evitar el contacto

del ácido con la piel, con los ojos o la inhalación de sus vapores.

3.3.4 CONTROL DEL DISTRIBUIDOR

En las áreas donde se maneja o se almacena ácido sulfúrico deberán existir,

convenientemente distribuidas, regaderas de seguridad, fuentes de agua para lavado

de ojos o red de tubería de agua potable para irrigación de los ojos o para lavar

cualquier parte del cuerpo que haya sido salpicada. El agua que se emplea en la


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alimentación de estas regaderas y fuentes lava ojos, deberá ser de preferencia tibia

y las regaderas deberán suministrar agua en abundancia a una presión moderada

habiendo una válvula de acción rápida y que una vez operada queda abierta. La

localización de estos dispositivos deberá ser estratégica para permitir un rápido y fácil

acceso.

En el caso de las instalaciones para el llenado o vaciado a pipas o carros-tanque,

estos dispositivos de seguridad deberán estar localizados cuando más a 7.6 m. (25

pies) del sitio donde se efectúe la operación y además deberán existir otras fuentes

de agua para usarse en caso de derrame del producto.

Todos los trabajadores que laboren en áreas de ácido, deberán lo conocer la

localización de los dispositivos de seguridad mencionados. Para preparar soluciones

de ácido sulfúrico con agua, deberá tenerse la precaución de agregar lentamente y

en pequeñas cantidades el ácido al agua, agitando la mezcla al mismo tiempo.

Nunca deberá agregarse el agua al ácido, ya que de esta manera se genera una

violenta elevación de temperatura que provoca la proyección del líquido, lo cual

puede ocasionar salpicaduras de éste.

En caso de fugas o derrames de ácido, deberá lavarse inmediatamente con agua

abundante el área contaminada; posteriormente se deberá neutralizar la acidez

remanente por medio de una solución de bicarbonato de sodio o lechada de cal.

Para evitar daños o contaminación de los drenajes en caso de fugas o derrames

considerables de ácido, deberán lavarse éstos arrojándoles una cantidad suficiente

de solución de bicarbonato de sodio u otra sustancia alcalina.

Se deben colocar escaleras, plataformas y pasillos para tener acceso a la parte

superior de los tanques. Debido a que el ácido sulfúrico es muy corrosivo para

muchos metales y aleaciones, es imperativo el proyecto y la selección adecuados del

equipo para su almacenamiento, manejo y procesamiento.

Siempre que sea posible, el ácido sulfúrico debe ser manejado totalmente mediante

un sistema cerrado. Los tanques de almacenamiento y equipo similares deben estar

siempre protegidos con respiradores situados de manera que un derrame accidental

sea descargado con seguridad en un colector o en algún otro lugar seguro.

Es importante mantener una ventilación adecuada en todos los lugares en donde se

maneja el ácido sulfúrico, ya que los vapores son extremadamente irritantes de la

parte superior de las vías respiratorias.

EI almacenamiento debe estar al descubierto, en edificios bien ventilados o en

cobertizos. Los accesorios electrónicos deben ser del tipo a prueba de líquidos y


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todo el alumbrado debe estar dentro de conductos metálicos rígidos a prueba de

líquidos.

EI hidrógeno, es un gas muy inflamable, puede producirse en el interior de un

tambor, de un carro-tanque, de una pipa o de un tanque metálico de almacenamiento

que contenga ácido sulfúrico. Como el hidrógeno forma mezclas explosivas con el

aire bajo ciertas condiciones, no se debe fumar, ni prender luces descubiertas en la

cercanía de dichos almacenes.

Para evitar la explosión del hidrógeno cuando se produce fuego o se realizan

trabajos de soldadura, las líneas que van al equipo que se este reparando debe

vaciarse y cerrarse en válvulas.

Antes de iniciar un trabajo, se debe comprobar que no hay hidrógeno, para lo cual se

revisan los orificios del muestro localizados en la parte superior de las torres y en

cualquier otro lugar del sistema. Esta precaución se aplica particularmente a los

tambores o tanques parcialmente llenos. Se deben tomar precauciones especiales

cuando se solde o se produzca fuego en las líneas de ácido que han sido purgadas,

pero no lavadas. La producción acelerada de hidrógeno por generación de calor en

algún lugar determinado, con frecuencia origina pequeñas explosiones, aspersión del

ácido y destrucción de soldaduras, por lo cual dichas líneas deben lavarse y

purgarse cuando sea posible. Una ventilación adecuada es indispensable para

prevenir las explosiones del hidrogeno.


27

3.4 ANÁLISIS DE PRECIOS

3.4.1 Contexto Global

Para poder establecer la rentabilidad de nuestro proyecto es necesario poder tener

una idea en el tiempo de los costos de las materias primas principales de este

proyecto entre las que se encuentran:

Ácido Sulfúrico

A continuación se muestran cuadros donde se aprecian los volúmenes y los precios en

los últimos 10 años en el mercado.


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En los cuadros se aprecia una tendencia creciente, a excepción del año 2009 donde

hubo una caída en la economía global, tanto para los volúmenes de exportación así

como también a los costos por tonelada métrica de ácido sulfúrico.

Con esta información es posible estimar un valor promedio para nuestro producto para

realizar nuestros balances económicos así como también para consignarlo en el

análisis de sensibilidad.

Según el cuadro de precios la tonelada métrica se encontrara valorizada en 75 $/TM.

Con estos valores vamos a realizar los balances económicos respectivos.

3.4.2 Costos y Beneficios de la Reducción de Azufre en los Combustibles

La tecnología necesaria para reducir el azufre a niveles ultra bajos se utiliza

actualmente en muchos lugares en todo el mundo. Los costos actuales son razonables

y la industria de refinación continúa desarrollando catalizadores más activos y nuevos

procesos para la remoción del azufre y reducir aún más los costos.

Los estudios muestran que los beneficios de la reducción de azufre rebasan con

mucho los costos, si bien la inversión requerida en refinación sigue siendo significativa.

La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos encontró que los

beneficios ambientales y en la salud humana asociados a la reducción de azufre

fueron diez veces más elevados que los costos (este estudio consideró normas de

emisión contingentes más estrictas para combustibles de bajo azufre). Más aún: un

estudio europeo demostró que los combustibles de ultra bajo azufre reducen

significativamente los costos totales, incidiendo directamente en un mayor rendimiento

del combustible. El considerable potencial para reducir emisiones de gases de efecto

invernadero es un beneficio adicional a los impactos positivos sobre la salud, sobre el

ambiente y otros, derivados de la reducción del azufre.

3.4.3 Tendencias Globales hacia Combustibles de Bajo Azufre

En el mundo desarrollado, los fabricantes de autos y las empresas de

refinación han tenido que aplicar sus importantes capacidades técnicas y

administrativas para cumplir con regulaciones ambientales crecientemente estrictas.

Los resultados han sido niveles de azufre menores en los combustibles y normas de

emisión cada vez más bajas para todo tipo de vehículos. De igual forma, los retos

ambientales de largo plazo y los requerimientos más estrictos que se esperan en el

futuro, están impulsando la investigación científica y el desarrollo tecnológico.


29

En los países en desarrollo, donde el número de vehículos se incrementa

exponencialmente, los combustibles con alto contenido de azufre continúan siendo la

norma, impidiendo la introducción de nuevas tecnologías vehiculares. Mediante el

establecimiento de políticas para bajar los niveles de azufre y aplicar normas de

emisión más estrictas, estos países pueden aliviar los impactos en la salud humana

derivados del número creciente de vehículos y disminuir el esfuerzo social y

tecnológico necesario para hacer más limpios sus parques vehiculares. De esta forma,

los países relativamente nuevos en este campo, podrán retomar la experiencia de los

países que han logrado ventajas con los combustibles de bajo azufre.

Aun más, los países deberán incrementar sus esfuerzos de cooperación para rebasar

la barrera de calidad en los combustibles y moverse hacia los vehículos de baja

emisión.

Los beneficios locales de salud y ambientales son, por sí mismos, una razón suficiente

para requerir combustibles más limpios, sin embargo no son el único punto, ya que las

emisiones vehiculares han adquirido una importancia significativa a nivel global. Es un

hecho, por ejemplo, que los contaminantes que tradicionalmente han sido de

preocupación exclusivamente local, como las PM y el ozono a nivel del suelo, pueden

tener impactos importantes en el cambio climático global. La reducción de los niveles

azufre en los combustibles del sector transporte y el impulso al control de emisiones y

a los vehículos con tecnologías de uso eficiente del combustible, son los primeros

pasos para reducir el impacto local y global de las emisiones vehiculares.

3.4.4 Costos Asociados con la Desulfuración (Análisis de Precios)

Conforme la demanda global de combustibles de bajo azufre se incrementa aparecen

nuevas tecnologías que prometen bajar substancialmente el costo de la desulfuración.

La mayor parte de los estudios de costos que se citan en este artículo no incluyen las

tecnologías emergentes, que potencialmente tienen costos más bajos. Como

resultado, los costos que se describen aquí podrían sobrestimar los costos de capital y

de gasto corriente en la modernización a gran escala de refinerías para reducir los

niveles de azufre en los combustibles.

Los costos para alcanzar niveles de bajo y ultra bajo azufre dependen de los niveles

que desean alcanzarse. Los siguientes estudios están enlistados del costo más

elevado al más bajo, conforme a las normas de contenido de azufre de las regiones


30

estudiadas. Los costos incrementales para lograr normas nacionales de bajo azufre en

el diesel a lo largo de Asia parecen demasiado elevados (donde las normas actuales

pueden ser tan elevadas como 10,000 ppm). Sin embargo, como se muestra en el

estudio subsecuente, que examinó las inversiones de capitales requeridos para China,

los costos podrían ser substancialmente más bajos y las normas más estrictas para

zonas urbanas podrían ser una forma costo-efectiva de transitar hacia los

combustibles de bajo azufre. Como lo demostraron los estudios y los incentivos

fiscales en Europa y los Estados Unidos, una vez que se reducen los niveles de

azufre, puede hacerse una transición relativamente sencilla hacia combustibles de

ultra bajo azufre. La figura 1 indica el rango de costos asociados con la reducción del

azufre en los combustibles.

(DATO.- 100 Centavos de dólar = 1 dólar americano)

Los costos han sido derivados de los estudios que se describen más adelante

en este proyecto, las estimaciones oficiales, los promedios o aproximaciones cercanas


31

han sido usados como el asunto de costo, indicándose con barras de error los puntos

extremos del rango indicado. Un reporte preparado para el Banco de Desarrollo de

Asia (Asia Development Bank) estimó los costos asociados con la reducción de niveles

de azufre en el diesel en Asia.

Las normas de azufre en los países asiáticos tenían un rango de 500 a 10,000 ppm

para el diesel, con un promedio de 2,000–3,000 ppm. El estudio encontró que los

costos son aproximadamente constantes, alrededor de 4¢ por galón, para un producto

con un rango de 1,000 a 250 ppm de azufre. Existe un brinco en la consideración de

los niveles de azufre, sobre el cual los costos se duplican. Los costos permanecen

aproximadamente constantes, en un poco más de 10¢ por galón, para 10 ppm y 50

ppm de azufre en el diesel (Enstrat 2002).

El estudio del grupo Trans-Energy modeló los costos capitales para mejorar la calidad

del combustible del sector transporte en China. Empezando en la línea base de 800 a

1,000 ppm de azufre en la gasolina y de 2,000 ppm de azufre en el diesel, los costos

variaron dependiendo de la calidad final del combustible y del tiempo sobre el cual se

planeó la inversión.

El incremento en costo del diesel (relacionado con las inversiones de capitales

solamente) para el escenario del 2005 tuvo un rango de 1.9¢ por galón para alcanzar

un abastecimiento nacional de diesel de 500 ppm, a 2.1¢ por galón para diesel con

350 ppm de azufre. A partir de una línea base de 500 ppm de azufre, el costo se elevó

sólo a 2.0¢ por galón para proporcionar combustible de calidad superior con 50 ppm

de azufre hasta para el 35% del abastecimiento total, el cual está destinado para áreas

urbanas contaminadas. Todos los escenarios de 2010 tuvieron un precio de 3.2¢ por

galón para alcanzar una línea base de diesel con 350 ppm de azufre, considerando

que hasta el 40% del país estaría recibiendo diesel con 50 ppm de azufre.

Los costos asociados con las inversiones de capitales para la desulfuración de la

gasolina fueron aproximadamente la mitad de los costos del diesel en todos los

escenarios. Para el año 2005, los incrementos en el costo de la gasolina tuvieron un

rango desde 0.8¢ por galón, para alcanzar una cobertura de abastecimiento nacional

de gasolina con 500 ppm de azufre, hasta 1.1¢ por galón para reducir los niveles de

azufre a 150 ppm. Todos los escenarios del 2010 para gasolina tuvieron un costo de

1.5¢ por galón para una línea base de gasolina con 150 ppm de azufre con el 40% del

país recibiendo gasolina con 50 ppm de azufre (Trans Energy 2002).


32

La Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos encontró que los costos de

desulfuración para cumplir la nueva norma de azufre en el diesel serán

aproximadamente del doble que los costos de alcanzar esta norma en la gasolina. En

los Estados Unidos, los niveles actuales de azufre varían de 300 a 350 ppm en

gasolina (con excepción de California). La EPA encontró que los costos completos

promedio para alcanzar la nueva norma de 30 ppm de azufre en gasolina serán

superiores a 1.9¢ por galón en el 2004 pero bajarán a menos de 1.7¢ por galón en el

2010, conforme tecnologías de menor costo se hagan viables (EPA 1999). Por otra

parte, los costos de alcanzar la nueva norma de 15 ppm para vehículos a diesel, a

partir de la línea de base de 500 ppm, darán comienzo con un promedio nacional de

4.3¢ por galón y se incrementaran a razón de 5¢ por galón para el 2010 (EPA 2000b).

Actualmente los combustibles para vehículos y maquinaria estacionarios (non-road) en

los Estados Unidos pueden tener niveles de azufre hasta de 3,000 ppm. La EPA

anunció recientemente planes para extender el límite de 15 ppm de azufre en

combustibles a este tipo de vehículos, lo que podría provocar un aumento en los

costos variables para todo el combustible diesel. Un estudio de la compañía MathPro

estimó que una extensión del límite de 15 ppm de azufre a los vehículos y maquinarias

estacionarios a diesel podría elevar el rango estimado de costos variables para todo el

diesel de 4.7–7.8¢ por galón (MathPro 2000).

Un estudio para evaluar los costos para reducir los niveles máximos de azufre de 50

ppm a 10 ppm en Europa, encontró que los costos promedio para alcanzar niveles de

ultra bajo azufre fueron mucho más bajos una vez que las reducciones iniciales fueron

realizadas. Se esperaba que los costos tuvieran un rango de 0.4 a 1.1¢ por galón en la

gasolina y de 1.1 a 2.3¢ para el diesel, con un posible sobreprecio para el diesel que

podría ser de 3.4¢ (Birch and Ulivieri 2000). Una vez que se indicaron los posibles

costos asociados con la reducción de niveles de azufre, el mercado alemán ha

cambiado casi completamente a diesel de 10 ppm de azufre debido a un incentivo

fiscal de 3 pfennigs por litro (6¢ por galón).

3.4.5 Comparación de Costos y Beneficios

Los análisis de costo-beneficio en Estados Unidos y Europa han encontrado que los

beneficios de la reducción de azufre en los combustibles de transporte rebasan por

mucho los costos, independientemente de las diferentes consideraciones asumidas.

La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos encontró que los

beneficios de normas más estrictas de emisiones son aproximadamente 10 veces más

grandes que los costos requeridos de refinación. En Europa, el análisis investigó


33

únicamente el cambio en niveles de azufre, asumiendo que las nuevas normas de

emisión no eran contingentes a normas de azufre. La calidad del aire jugó un papel

menos importante en este análisis, que se enfocó más hacia el incremento resultante

de las modificaciones de diseño que fueron posibles con los combustibles de ultra bajo

azufre.

La Agencia de Protección Ambiental realizó un análisis de costo beneficio para

las normas del Tier 2 y para los motores de uso pesado así como para las normas

vehiculares. La reducción de niveles de azufre en la gasolina y diesel son una parte

integral para poder cumplir las nuevas normas de emisión y lograr los beneficios

esperados. La reducción de mortalidad prematura asociada a niveles menores de PM

fue el beneficio dominante en cada caso. Este fue un gran beneficio para la norma de

vehículos pesados, con el registro de reducciones significativas de emisiones de PM.

Beneficios y costo en el 2030

Pero el beneficio fue también significativo para el Tier 2, debido a la reducción de

emisiones de NOx y SOx, que conducen a la formación secundaria de PM. Otros

beneficios adicionales de las normas incluyen la reducción en impactos a la salud

(como la bronquitis crónica), la pérdida de la visibilidad y el daño a los cultivos.

La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos proyectó cada análisis

hasta el año 2030 y los beneficios netos que resultaron de estos dos estudios fueron

de $86 mil millones de dólares (ver tabla 4.1). Diversos aspectos del análisis,

incluyendo el marco temporal, introdujeron incertidumbre en los números finales. De

cualquier manera, debido a que varios beneficios no fueron monetarizados, es posible

asumir que los números finales están subestimados. Una alternativa plausible a este

análisis de EPA para las normas de vehículos pesados determinó un incremento de

150% en los beneficios totales, lo que daría un resultado de beneficios netos de la

regulación por $189 mil millones de dólares (EPA 2000b).


34

En contraste, el análisis realizado por el Directorate General for Environment de la

Unión Europea consideró solamente el cambio de combustibles de 0 a 10 ppm de

azufre, asumiendo que las normas de emisión permanecían constantes. En este

contexto el principal beneficio fue el incremento del rendimiento del combustible de los

nuevos modelos que aprovechaban la ventaja del combustible de ultra bajo azufre

para lograr modestos incrementos de 2-3% en el rendimiento (son posibles

incrementos mucho más substanciales de rendimiento, pero el análisis tomó un

enfoque conservador al predecir estos beneficios.) Los beneficios en la calidad del aire

debidos a la reducción de contaminantes por el uso de combustibles de ultra bajo

azufre en vehículos viejos fueron relativamente menores. Este análisis consideró la

reducción neta de las emisiones de CO2 (ver apéndice C) y los beneficios monetarios

de siete diferentes escenarios debido a la introducción de combustible de ultra bajo

azufre. La calendarización varió del 2005 al 2011 para la introducción, y el uso

obligatorio de combustible de 10 ppm de azufre y los beneficios fue proyectado hasta

el 2020. El valor presente neto de los varios escenarios varió de 1.1 a 3.0 mil millones

de Euros ($1.7 a $3.2 mil millones de dólares) (Directorate-General Environment

2001).

Estos valores son mucho más bajos que los del análisis para Estados Unidos debido a

que no se incluyeron los beneficios en la salud y en la calidad del aire asociados con

normas más estrictas de emisiones vehiculares. De hecho, los beneficios de la calidad

del aire no cancelan el aumento de los costos de refinación en ninguno de los

escenarios Europeos. El beneficio dominante en el análisis derivó del ahorro en

combustible.

Mientras que el análisis realizado por el Director General predijo sólo beneficios

moderados en la calidad del aire derivado de la reducción de emisiones de los

vehículos existentes por la disminución de los niveles de azufre, la calidad del aire

actual se ha beneficiado drásticamente con la reducción de los niveles de azufre de los

combustibles. Un estudio en Dinamarca, un año después de que el nivel de azufre en

el diesel fue reducido de 500 ppm a 50 ppm, reveló una disminución significativa de

concentración de partículas ultra finas en el aire ambiente. El estudio relacionó la

disminución de concentraciones en el ambiente a una reducción de 56% en las

emisiones promedio de partículas provenientes de vehículos a diesel (Wåhlin et al

2000).


35

Estos ejemplos demuestran que los beneficios rebasan los costos de reducir los

niveles de azufre bajo una variedad de escenarios y los beneficios pueden ser incluso

superiores cuando los niveles de azufre son reducidos a partir de una línea base

elevada. La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos, haciendo

comparaciones entre la regulación vigente y medidas pasadas, encontró que la

relación costo efectividad fue substancialmente mayor para los primeros esfuerzos

regulatorios que hicieron más estrictos los niveles de emisión y redujeron los niveles

de azufre. Al mismo tiempo, los análisis europeos demuestran que los beneficios,

exclusivamente en términos de ahorro de combustible, continúan siendo positivos

incluso hasta el nivel de los combustibles de ultra bajo azufre.

3.5 CONSUMIDOR3.5.1 Consumidores Internos

Estas son las empresas en el Perú las cuales requieren el Ácido Sulfúrico:

The Doe Run Company (Estados Unidos) (Perú) Compañía internacional de recursos

naturales enfocada a explotación de minas, fundición, reciclaje y fabricación de

metales base. Plantas en Missouri, el estado de Washington, Texas, Arizona y Perú.

Southern Perú Copper Corporation (Perú). SPCC es un productor integrado de cobre

y la compañía minera más grande del Perú. A nivel mundial, Southern Perú está entre

las diez principales productoras privadas de cobre.

TECNOFIL S.A. (Perú). Empresa dedicada a la Transformación y venta de metales no

ferrosos, tales como Alambre y Alambrones de cobre, Barras de cobre, Alambre y

Alambrones de laton, Sulfato de cobre, Varilla de Puesta a Tierra, Hilo de Cobre.

Exportamos a todo el mundo. El Cobre de los Andes. El cobre en el Perú. Procesos

(Fundición, Trefilación, Laminación, Control de Calidad).

Industrias Nacol - Sulfato de Cobre y Tratamiento de Agua (Lima, Perú). Producción

de sulfato de cobre, importación comercialización de productos químicos y

asesoramiento en proyectos de tratamiento del agua para consumo (potabilización),

procesos industriales, generación de vapor y reciclaje de agua (PAMA).

ZINSA - Zinc Industrias Nacionales S.A. - (Perú) Manufactura de metales no ferrosos.

Fabricamos Oxido de Zinc, Aleaciones de Zinc para presofusión (Zamac), Aleaciones

de Zinc para galvanización, Plomo Antimonio, Aleaciones de Cobre y Aleaciones de

Plomo/Calcio. Comercialización en más de 32 países.

Adolfo Ríos Pita Giurfa (Perú). Nanotechnology, sulphuric acid, aluminum recycling,

aluminum ammonium sulphate, alchemy the cosmological yoga of medieval

christianity, la alquimia el yoga cosmológico de la cristiandad medieval, cu-as residues,

artificial rain, obtention of cadmium pigments, etc.

http://:@www.doerun.com/

http://:@www.southernperu.com/

http://:@www.tecnofil.com.pe/

http://:@www.nacolperu.com/

http://:@www.zinsa.com/

http://:@www.giurfa.com/


36

3.5.2 Consumidores Externos

CHILE

Diariamente las fundiciones de cobre producen una

razón de 2,9 a 3 toneladas de ácido sulfúrico por cada

una tonelada de cobre moldeado, esto dependiendo

de la naturaleza del concentrado y el grado de

captura de los gases sulfurosos en el proceso de

fundición.

De la misma forma, en el proceso específico de

lixivación de cátodos de cobre, solamente en el año

2004 se ocuparon 4,66 millones de toneladas de ácido sulfúrico, con lo cual la

participación de la minería chilena del cobre se perfila como el principal sector

consumidor en el país.

Por esta razón, y teniendo en cuenta el déficit de producción de ácido sulfúrico en

Chile, los principales importadores son CODELCO, por su relevancia en el mercado, y

las compañías mineras que realizan importación directa de ácido sulfúrico. Así como

también los traders, especializados en este mercado.

En la actualidad, la mayor parte del déficit de ácido sulfúrico se abastece con

importaciones desde Japón, Perú y suecia, productores de alto rango del corrosivo.

Son más de un millón de toneladas que se necesitan además de toda la producción

interna de ácido, por lo cual la puesta en marcha de proyectos como el de la fundición

Caletones de la División el Teniente, son fundamentales para mantener los costos de

producción y seguir con el éxito de CODELCO como uno de los líderes mundiales del

mercado del cobre

Abonos Colombianos S.A. (Abocol) - Producción de fertilizantes complejos

garantizados. Incluye muestra de su división agro e industrial.

Abonos Jaén - Abonos y fitosanitarios para la agricultura ecológica y descripción del

Permanganato Potásico.

http://:@www.abocol.com/

http://:@www.uco.es/%7Eg82hecem


37

Agrochem - Fabricación, venta y exportación de coadyuvantes y fertilizantes foliares y

de fertirriegos sólidos solubles en agua.

Agrofermex - Grupo empresarial productor de fertilizantes para sus cosechas que

tiene exportaciones a todas partes del mundo.

Agroinco, S.R.L - Producción de fertilizantes para suelos, líquidos, naturales, foliares y

por goteo.

Alfredo Iñesta, S.L. - Fabricación de materia orgánica líquida, correctores de

carencias, fitorresguladores y bioestimulantes además de fertilizantes líquidos para la

agricultura.

Bioland - Fabricante y representante de productos orgánicos para la agricultura.

Calcimer - Fábrica de ceniza de huesos y otros subproductos ganaderos.

Coljap S.A. - Fabricación de micronutrientes para proveer fertilizantes al agro

colombiano. Describe las características técnicas de sus productos.

Cosmoagro, S.A. - Productores de fertilizantes y nutrientes para pastos, flores,

hortalizas y similares.

Distribuidora Agrícola Codisa-Dicaher, S.L. - Empresa dedicada a la fabricación y

comercialización de abonos sólidos, líquidos y solubles así como correctores de

microelementos, complejos líquidos con formulaciones especiales y nutrición vegetal.

Fagro de México - Fabricación y comercialización de agroquímicos; información

general, composición e instrucciones de uso de cada uno de sus productos.

Fax, S.A. de C.V. - Fertilizantes, herbicidas, equipo agroindustrial, semilla y manuales.

Fertiberia - Fabricación de fertilizantes líquidos y sólidos. Recomendaciones de

abonados para cultivos.

Fertilizantes Ferturca - Elaboración de la mezcla física de fertilizantes de uso agrícola

según el análisis del suelo.

Fertilizantes Gombau - Marcas, productos y asesoramiento de fincas.

http://:@agrochem.netfirms.com/

http://:@www.agrofermex.com.mx/

http://:@www.agroincosrl.com.ar/

http://:@www.lombrico.es/

http://:@www.bioland.cl/

http://:@www.calcimer.com.ar/

http://:@www.coljap.com/

http://:@www.cosmoagro.com/

http://:@www.codisa-dicaher.com/

http://:@www.fagro.com.mx/

http://:@www.faxsa.com.mx/

http://:@www.fertiberia.com/

http://:@www.ferturca.com/

http://:@www.fertilizantesgombau.es/


38

Herogra, S.A. - Empresa dedicada a la producción de fertilizantes.

INSUR Protección Vegetal, S.A. - Distribución de productos fitosanitarios y abonos.

Mediterránea de Agroquímicos, S.L. - Fabricación de fertilizantes líquidos, aptos para

fertirrigación y pulverización foliar.

Minera Industrial Case, S.A. de C.V. - Fabricación de fertilizantes con magnesio.

Novartis Argentina - Desarrollo de productos químicos y biológicos para la protección

de cultivos con fichas técnicas sobre su composición y uso.

Plymag S.L. - Empresa de fabricación y comercialización de fertilizantes y productos

para la agricultura biológica.

Ray Green - Fertilizante biológico a base de azospirillum y hormonas vegetales, apto

para agricultura orgánica.

Representaciones Fercon Ltda. - Producción y distribución de insumos para el sector

agropecuario, especializados en la fabricación de fertilizantes, así como de

fumigadoras y equipos agrícolas.

http://:@www.herogra.es/

http://:@www.insur.es/

http://:@www.mediterraneadeagroquimicos.es/

http://:@www.casemag.com.mx/

http://:@www.ar.novartis.com/

http://:@www.plymag.com/

http://:@www.ecofertil.com/

http://:@www.fercon.com.co/


39

3.6 ANÁLISIS DE DEMANDA

Antes de mencionar los posibles mercados para el acido sulfurico a través de la

demanda actual es necesario saber:

Este subproducto es una materia prima indirecta, es un insumo necesario y vital que

interviene en múltiples procesos. En el procesado de metales se utiliza en el

tratamiento del acero, cobre, uranio, vanadio y en la preparación de baños electrolí-

ticos para la purificación y plateado de metales no ferrosos.

En la industria de fertilizantes, los mayores volúmenes de ácido sulfúrico sirven en la

producción del ácido fosfórico, que a su vez se usa para fabricar materiales

fertilizantes como el superfosfato triple y fosfatos de mono y diamonio. Se estima que

del total de la producción de ácido sulfúrico el 60 % está relacionado con la

manufactura de fertilizantes.

Es decir, como insumo además de los fertilizantes participa en la refinación de

petróleo, en la producción de pigmentos, tratamiento de acero, extracción de metales

no ferrosos, manufactura de explosivos, detergentes, plásticos y fibras. También es

utilizado en la producción ilícita relacionada con el narcotráfico.

En nuestro país el principal productor de ácido sulfúrico, es la empresa minera

Southern Perú Copper Corporation (SPCC), que en el 2007 obtuvo una producción de

771 mil toneladas, gracias a la captura del dióxido de azufre y otros gases en el

cumplimiento de los compromisos ambientales ha convertido a SPCC, en el principal

productor de este insumo que se exporta principalmente a Chile.

En el 2007, tal como se expone en el cuadro de las importaciones de ácido sulfúrico

realizadas por las empresas ubicadas en Chile, nuestro país aparece en el primer

lugar de los proveedores de este insumo con una exportación de 499 mil toneladas,

seguidas de las compras al Japón por 286 mil toneladas, Corea del Sur por 233 mil

toneladas y las Filipinas por 71 mil toneladas. En resumen, el año pasado el vecino del

sur importó más de 1,285 mil, es decir un millón doscientos ochenta y cinco mil

toneladas, por un valor de de 94 millones de dólares.

El mayor productor de ácido en nuestro país es SPCC, entre enero/julio del 2008

produjo 602 mil toneladas de ácido sulfúrico, de las cuales exportó más de 291 mil

toneladas hacia Chile y 56 mil toneladas a los Estados Unidos de Norteamérica, la


40

diferencia habría sido utilizada .en sus propias operaciones y realizadas en el mercado

interno.

EXPORTACIONES PERUANAS

FUENTE: ADUANET

FUENTE: ADUANET


41

FUENTE: ADUANET

FUENTE: ADUANET

Los siguientes cuadros muestran una clara demanda del país vecino del Chile, por

ende es concluyente pensar que la oferta de nuestro producto será cubierta por la alta

demanda del país de chile en los próximos años.

3.6.1 Exportaciones e Importaciones de Ácido Sulfúrico

Durante los últimos años se ha incrementado la oferta exportable peruana de diversos

productos no tradicionales, destacando los químicos. Uno de los productos químicos


42

que ha registrado un repunte importante en su nivel de exportación fue el ácido

sulfúrico, cuya oferta proviene principalmente de las fundiciones de cobre y zinc.

En el 2008, la exportación de ácido sulfúrico1[7] ascendió a US$ 67,5 millones,

registrando un crecimiento de 202,7% respecto del nivel alcanzado en el año 2007,

resultado explicado por el incremento en el excedente peruano, el aumento en la

demanda de Chile y la aparición de nuevos mercados de destino. Siguiendo la misma

tendencia, entre el 2007 y 2008 el volumen exportado aumentó 55,6% al pasar de

509,6 Miles de Toneladas a 792,7 miles de toneladas, respectivamente.

En el año 2008 el 74% de las exportaciones de ácido sulfúrico se dirigió a Chile (US$

50 millones), registrando además un incremento de 129,3% debido al déficit que

registra el mercado sureño como consecuencia de la puesta en marcha de varios

proyectos de lixiviación de minerales de cobre. Estados Unidos se ubicó como el

segundo mercado en importancia con US$ 14 millones (21% del total exportado)

Cabe mencionar que casi la totalidad de las exportaciones peruanas de ácido sulfúrico

durante el 2008 fueron realizadas por las empresas Southern Perú Copper Corporation

(US$ 51 millones) y Votorantim Metals de Cajamarquilla (US$ 16 millones).


43

En nuestro país el principal productor de ácido sulfúrico, es la empresa minera

Southern Perú Copper Corporation (SPCC), que en el 2007 obtuvo una producción de

771 mil toneladas, gracias a la captura del dióxido de azufre y otros gases en el

cumplimiento de los compromisos ambientales ha convertido a SPCC, en el principal

productor de este insumo que se exporta principalmente a Chile.

En el 2007, tal como se expone en el cuadro de las importaciones de ácido sulfúrico

realizadas por las empresas ubicadas en Chile, nuestro país aparece en el primer

lugar de los proveedores de este insumo con una exportación de 499 mil toneladas,

seguidas de las compras al Japón por 286 mil toneladas, Corea del Sur por 233 mil

toneladas y las Filipinas por 71 mil toneladas. En resumen, el año pasado el vecino del

sur importó más de 1,285 mil, es decir un millón doscientos ochenta y cinco mil

toneladas, por un valor de de 94 millones de dólares.

El mayor productor de ácido en nuestro país es SPCC, entre enero/julio del 2008

produjo 602 mil toneladas de ácido sulfúrico, de las cuales exportó más de 291 mil

toneladas hacia Chile y 56 mil toneladas a los Estados Unidos de Norteamérica, la

diferencia habría sido utilizada .en sus propias operaciones y realizadas en el mercado

interno.


44

OFERTA

3.6.1.1 Exportaciones del Sector Químico

Entre enero y mayo de 2008, el sector químico registró exportaciones por US$ 396.8

millones, es decir 30.3% más que en igual periodo del año anterior; además

representó el 3.1% de las exportaciones totales del Perú en esos meses.

Las ventas al exterior del sector, en el mes de mayo, fueron US$ 81.1 millones, lo cual

significo un aumento de 32.8% respecto a mayo de 2007.

A nivel de mercados

En total se registró ventas a 98 mercados en los cinco primeros meses del año, dos

menos que en similares meses del año anterior y Colombia (15.0% de participación),

Chile (13.2%) y Ecuador (10.7%) constituyeron los mercados más importantes para los

productos del sector.

Por otro lado, Uruguay (761.0% de aumento), Canadá (161.3%), Portugal (122.5%) y

México (94.7%) incrementaron en forma importante sus compras; especialmente de

tinta para imprenta

(Uruguay), sulfato de cobre (Canadá), oxicloruro de cobre (Portugal) y ácido sulfúrico

(México).


45

A nivel de productos

En los cinco primeros meses del año, el 35.4% de las exportaciones de este sector

recaen en las cinco principales partidas. A continuación se detalla la evolución de las

tres más importantes:

El ácido sulfúrico (partida 2807.00.10.00 – 6.0% de participación sectorial)

experimentó un incremento de 335.6% en sus exportaciones al totalizar US$ 23.9

millones en el periodo de análisis. A nivel de mercados, Chile (59.9% del total),

Estados Unidos (30.4%) y México (7.8%) fueron los más importantes para este

producto.


46

Al comparar los cinco primeros meses de 2008 respecto al 2007, observamos que

nuestro país aumentó sus envío de ácido sulfúrico a Chile en 167.2%, e ingresó con

valores importantes a Estados Unidos (US$ 7.3 millones) y México (US$ 1.9 millones).

El 2007, nuestro país se convirtió en el primer abastecedor de ácido sulfúrico de Chile,

al representar el 23.8% del total importado por ese país; y ante la drástica disminución

de las importaciones de origen mexicano, país que dejó de ser el principal exportador

del producto para ubicarse en un modesto 8avo. Lugar. Además de Perú otros

proveedores significativos, de este mercado, son Corea del Sur (23.5% de las

importaciones), Japón (18.6%) y la India (10.2%).


47

4. ESTUDIO TÉCNICO

El proyecto planteado consta de 4 unidades fundamentales, dos principales y dos de

servicio que han sido estructuradas de la siguiente manera:

1. Producción de hidrogeno,

2. Desulfurizacion de diesel,

3. Tratamiento con aminas y

4. Producción Acido sulfúrico.

A continuación, se hará una descripción de cada unidad, en la cual se hará una

descripción de las tecnologías existentes, así como la selección de la tecnología

adecuada y los catalizadores recomendables y la cinética de las reacciones.


48

4.1 PRODUCCION DE HIDRÓGENO

4.1.1 Descripción del Proceso

La hidrogenación es un proceso de reformación catalítico con vapor. En detalle la

descripción de este primer proceso parte de cargas de aproximadamente 31 bar de

presión, la cuales son precalentadas y purificadas para quitar rastros de azufre y de

los halógeno para proteger el catalizador del reformador. La impureza más común es

H2S; esta es quitada por la reacción con ZnO. El azufre orgánico puede también estar

presente; en este caso el hidrógeno reciclado del producto se mezcla con la

alimentación y se hace sobre un catalizador de hidrogenación (generalmente

cobalto/molibdeno) para convertir el azufre orgánico al H2S. Si existe cloruros

presentes también se hidrogenan y después se reaccionan con un adsorbente del

cloruro.

La alimentación es mezclada con el vapor, precalentada más adelante, y reaccionada

sobre catalizador de níquel en los tubos del reformador para producir el gas de síntesis

(una mezcla en equilibrio de H2, CO y CO2 que luego será tratada para obtener la

cantidad optima de hidrógeno).

La relación vapor / carbón es un parámetro dominante, debido a que altos niveles del

vapor ayudan la conversión del metano. El metano residual en el gas de síntesis

pasará a través de la planta sin cambiar (al mismo tiempo que el nitrógeno en la

alimentación). Esto reducirá la pureza del hidrógeno así que es importante asegurar

una salida baja en el contenido de metano. Por esta razón son usados altos

coeficientes vapor / carbón y altas temperaturas en el reformador; lo cual también se

utiliza para prevenir la formación de coque en el catalizador. Las condiciones típicas

de salida del reformador para la producción del hidrógeno son 1500 ºF y 300 lb/in2

(815 ºC y 21 bar).

El reformado catalítico con vapor es utilizado para convertir, alimentaciones de

hidrocarburos en nuestro proyecto utilizaremos el Gas Natural a gas de síntesis

(mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono) por reacción con vapor sobre un

catalizador (níquel). Este tipo de procedimiento permite el tratamiento de hidrocarburos

saturados en fase gaseosa (metano, etano, gases licuados y nafta).

Las condiciones de operación varían de acuerdo a la naturaleza de la carga y del

producto deseado. La pureza del hidrógeno obtenido puede ser tan alta como 99% en

volumen, con un contenido de óxidos de carbón de 10 ppm o menos. Las impurezas


49

pueden clasificarse en variables, como el metano y fijas como el gas inerte en la

alimentación y nitrógeno.

La calidad del hidrógeno y los costos de su producción dependen sobre todo del

método de purificación, lo cual no excluye a la materia prima, ni la severidad del

proceso. En relación a este tema, la oxidación parcial incluye un alto costo de capital y

en el caso de alimentaciones ligeras, como el gas natural, ha sido substituida

generalmente por el reformado por vapor. Por lo tanto analizar el proceso de

reformado, promueve concentrar nuestro interés en cuatro operaciones unitarias

relacionada a este proceso:

· Reactor/horno: para la generación de gas de síntesis elemental

· Convertidor primario: para la reacción del CO y H2O

(v)a H

2; si el cociente

H2/CO necesita ser aumentado o si el hidrógeno es el producto deseado.

· Recuperación de calor y/o generación de vapor

· Separación y purificación del hidrógeno.

4.1.1.1 Tecnologías Existentes

4.1.1.1.1 TECNOLOGIA HIDROGEN – LINDEa. Licenciante: Linde AG

b. Alimentación: Flujo de hidrocarburos ligeros desde Gas Natural a Nafta. En

nuestro caso nosotros trabajaremos con gas natural.

c. Aplicación: Producción y purificación de hidrógeno a partir de hidrocarburos

usando reformado por vapor (principalmente metano).

d. Descripción:

Después de ser levantado a la presión de operación, en el caso de gasolinas

vaporizado, el gas de alimentación es pre-tratando (1) para remover azufre y otros

componentes. El tratamiento normalmente consiste en pre-tratar con hidrógeno a las

cagas para convertir componentes azufrados a H2S y remover el H2S con ZnO como

catalizador. Dependiendo del tipo de carga, otros pasos de purificación pueden ser

requeridos. La corriente desulfurada es luego mezclada con vapor del proceso y

precalentada nuevamente contra el humo caliente en una bobina de conversión del

reformador.


50

La mezcla de alimentación precalentada entra en al horno de reformado (2), donde

ocurren las reacciones de reformado en tubos rellenos con catalizador de níquel.

Debido a que la reacción es endotérmica se provee calor externamente por

combustión, en hornillas múltiples, las cual usan, alternativamente, gas de purga

proveniente del PSA como combustible suplementario.

El flujo de gas del proceso y la dirección de la llama en el quemador están

determinados consecuentemente con el diseño usando los siguientes arreglos:

• Bottom fire / Up flow – Reformador Cilíndrico

• Top fire / Dow flow – Reformador tipo caja

Para optimizar la trasferencia de calor a lo largo de la longitud del tubo y

minimizar los requerimientos de combustibles.

El calor de combustión es nuevamente aprovechado por una sección de

recuperación de calor (4) por donde pasa el humo de reformado a través de una serie

de bobinas para precalentar corrientes del proceso y maximizar los rendimientos

energéticos. El gas reformado caliente que sale de los tubos, conteniendo H2, CO,

CO2 y una cantidad pequeña de CH4, es recogido y enfriado en la caldera de proceso

del gas para generar el vapor como subproducto. El gas enfriado entonces se alimenta

a un reactor de la cambio “convertidor” (3) donde el CO reacciona con el exceso de

vapor presente para producir el hidrógeno adicional. Puesto que la reacción es

exotérmica, el gas convertido abandona el reactor de conversión a una temperatura

alta. El calor exotérmico es recuperado dentro del proceso en la sección de

recuperación de calor (5) por contacto del gas caliente a través de una caldera de

agua desmineralizada. En la sección de proceso donde se recupera calor, el


51

condensado del proceso es recogió y separado para ser reutilizado. El gas enfriado es

enviado a una unidad alta eficiencia PSA de “Linde” donde el hidrógeno se separa del

CO2, CH4 y el agua residuales. La unidad de PSA consiste en una serie de recipientes

rellenos de adsorbente, que se alternan entre la adsorción y la regeneración. Durante

la adsorción, el hidrógeno pasa a través del recipiente, mientras que los componentes

residuales se capturan en el material del adsorbente. El recipiente es regenerado

alternativamente despresurizado y purgando con el producto fresco. La corriente de

purga de la unidad PSA es capturada y enviada al reformador como combustible

alternativo.

4.1.1.1.2 TECNOLOGIA HIDROGEN – TECHNIP

a. Licenciante: TECHNIP

b. Alimentación: La alimentación para el proceso se extiende desde el gas

natural a la nafta pesada, usando intermedios potenciales como los gases de

eliminación de la refinería. La mayoría de plantas actuales del hidrógeno en

refinerías presentan una amplia flexibilidad en la alimentación para el proceso,

ya sea debido a la necesidad de alimentación alternativas en caso de

desabastecimiento o para el uso continuo de alimentaciones mixtas. Estos

avances en la flexibilidad para la materia prima también han sido insertados

con éxito por TECHNIP en el desarrollo de sus plantas

c. Aplicaciones: Producción del hidrógeno (H2) de hidrocarburos (HC) como

materias primas, usando reformado por vapor (Steam Reforming).

d. Descripción: El esquema genérico consiste en el pre tratamiento de la

alimentación, pre-reformando (opcional), el reformado por vapor de

Hidrocarburos, conversión primaria y purificación del hidrógeno por (PSA). Sin

embargo, se adapta a menudo para satisfacer requisitos específicos.

Normalmente el pre tratamiento involucra el retiro de azufre, cloro y otros venenos

del catalizador para después ser precalentados de 350ºC a 400 ºC. El gas tratado de

la alimentación se mezcla con vapor del proceso para ingresar a un reformador

primario (después de pasar por el pre-reformador, si se estuviera utilizado). Las

reacciones de reforming son fuertemente endotérmicas. El calor es proveído de la

combustión del gas de purga de la unidad de PSA, adicional al combustible regular

quemado en hornillas múltiples de horno de reformado.


52

La severidad del reformado se optimiza para cada caso específico. El calor inútil

del gas reformado se recupera a través de la generación del vapor antes de ingresar al

convertidor primario (shif conversión), conversión agua-gas. Donde la mayor parte del

monóxido de carbono contenido en el gas de salida del reformador se convierte más a

fondo a hidrógeno. Los condensados resultantes del proceso de la recuperación del

calor y el enfriamiento del gas se separa y se reutiliza generalmente en el sistema del

vapor después del tratamiento necesario. La generación entera del vapor está dada,

generalmente, por circulación natural, lo cual agrega una confiabilidad más alta.

Finalmente el gas fluye a la unidad de PSA que proporciona como producto hidrógeno

de gran pureza (< 1ppm CO) a presiones cercanas a las de la entrada.

Los consumos tipos específicos de energía basados en la alimentación + el

combustible – el vapor de exportación están entre 3.0 a 3.5 Gcal/KNm3 (330 – 370

BTU/scf) LHV, dependiendo de la materia prima, de la capacidad de planta, de los

criterios de optimización y de los requisitos de exportación de vapor. Los avances

recientes incluyen la integración de la recuperación y la generación de hidrógeno,

(pos-reformado) recuperativo para las modificaciones de capacidad y emisiones

reducidas.

4.1.1.1.3 TECNOLOGIA HIDROGEN, HTCR Based – Haldor Topsøe A/Sa. Licenciante: Haldor Topsøe A/S

b. Aplicación: Producir hidrógeno (H2) de materias primas de hidrocarburo por

ejemplo: gas natural, GLP, nafta, offgas de refinería, etc., usando un


53

reformador convectivo de Haldor Topsoe (HTCR). Los rangos de capacidades

de las plantas varían a partir de 200 Nm3/h a 20000 Nm3/h (2000 scfd a 20

MMscfd) y la pureza del hidrógeno se extiende a partir del 99.5% a 99.999%

sin exportación de vapor.

c. Alimentación: Gas Natural, offgas de refinerías, GLP/butano y nafta ligera.

d. Productos: Hidrógeno de gran pureza (>99.9%), CO, CO2 y/o electricidad que

puede producirse también por separado como subproducto.

e. Descripción La planta de hidrógeno HTCR-based puede ser fijada para

satisfacer las necesidades de los consumidores con respecto a flexibilidad en

la materia prima. En una típica planta la alimentación es primero desulfurada.

El vapor del proceso se agrega posteriormente y la mezcla se alimenta al

HTCR. Los gases del proceso reaccionan en el convertidor y son purificados

por la unidad de adsorción por oscilación de presión (PSA) para obtener como

producto de valor agregado al hidrógeno. Los gases de purga de PSA se

utilizan como combustible para el HTCR. El exceso de calor se utiliza

eficientemente para la generación de del vapor y el proceso de la calefacción.

Una característica única de esta tecnología es la alta eficiencia térmica. El producto

gaseoso y el humo ambos se enfrían alrededor de 600ºC (1100ºF) para recuperar el

calor entregado en la reacción de reformado. La eficiencia energética de las plantas de

hidrógeno basadas en el uso de HTCR es la alta eficiencia térmica debido a que no se

tiene ninguna exportación de vapor.


54

4.1.1.1.4 TECNOLOGIA HIDROGEN – Uhde GmbH

a. Licenciante: Uhde GmbH

b. Aplicación: Producir hidrógeno para el hidrotratamiento e hydrocracking en

refinerías u otros usos petroquímicos e industriales.

c. Alimentación: Gas Natural, offgas de refinerías, GLP/butano y nafta ligera.

d. Productos: Hidrógeno de gran pureza (>99.9%), CO, CO2 y/o electricidad que

puede producirse también por separado como subproducto.

e. Descripción La materia prima (gas natural, por ejemplo) es desulfurada (1),

mezclada con vapor y convertido al gas de síntesis en el reformador (2),

usando catalizadores de níquel, a presiones entre 20 a 50 bar y temperaturas

de 800ºC a 950ºC.

El reformador del vapor de Uhde es un reformador top-fired, que tiene tubos

hechos de una aleación de acero producidos centrífugamente y un sistema múltiple de

válvulas de escape “frío” de marca registrada propia para realzar la confiabilidad. La

subsiguiente generación de vapor de alta presión (3) y la transferencia del calor

estupenda permiten que la explotación de calor en el proceso sea máxima; logrando

así, un proceso económico optimizando el uso de energía. La conversión del monóxido

de carbono (CO) ocurre en un reactor de alta temperatura (4), adiabático, de un solo

paso. La adsorción por oscilación de presión PSA (5) es un paso de la purificación

establecido para obtener hidrógeno de gran pureza.

El diseño del reformador de Uhde por sus características es el único que permite la

construcción y operación de reformadores en todo el mundo con capacidades hasta de

250.000 Nm3/h (2.7MMft) de hidrógeno.


55

4.1.1.2 SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA

Una vez que han sido planteadas las diversas tecnologías para satisfacer el

requisito de diseño, es necesario seleccionar mediante algún criterio simple, la o las

tecnologías que serán objeto de estudios. En este sentido, el criterio aplicado consiste

en identificar cuál de los estudios realizados aportaría al acervo de conocimientos y

aplique dentro de nuestras necesidades en el esquema de refinación nacional, objetivo

específico establecido en este proyecto de tesis.

A modo de resumen y para fijar ideas, se tiene que los criterios de selección

responden principalmente a la disponibilidad de información, el uso de tecnologías

tradicionales, la capacidad de procesamiento requerida y la búsqueda de un equilibrio

técnico económico.

Como ya se ha visto en los diversas tecnologías aplicadas en la producción de

hidrogeno, existen desde tecnologías maduras y comercializadas hasta aquellas que

se encuentran aún en etapa de investigación; de acuerdo a esto, y aplicando el criterio

de selección establecido se escogerá como alternativa de tecnología en concordancia,

ligeramente a los requisitos de diseño, a la tecnología HTCR - Haldor Topsoe;evaluada sobre los requisitos que se detallan en el cuadro a continuación.


56

4.1.1.3 CATALIZADORES Y CINETICA DE LAS REACCIONES

La catálisis para nuestro proyecto en el proceso de hidrogenación puede ser de dos

tipos:

• Homogénea: El catalizador y el reactivo están en una misma fase, por

ejemplo, en solución acuosa. Es el caso de la catálisis

ácido-base y la catálisis enzimática.

• Heterogénea: El catalizador y reactivo se encuentran en distintas fases,

como por ejemplo, la catálisis heterogénea de una

reacción entre sustancias gaseosas adsorbidas en la

superficie de metal. Los catalizadores sólidos pueden ser

porosos y están hechos de metal u óxido metálico

soportado sobre una matriz sólida inerte. Este caso

particular se conoce como catálisis de contacto. Este tipo

de catalizadores son ampliamente utilizados en las

refinerías de petróleo.

En el caso del catalizador de Reforming está disponible en muchas formas y

tamaños, cada uno con ventajas específicas según el surtidor. Sin embargo, un

HALDORTOPSOE

HTCR

UOPLLC

UHDEGmbh

Otros

Eficiencia >99.9 >99.9 >99.9

Estado de latecnología

Muy conocidaMuy

conocidaMuy conocida Conocida

Vapor deexportación

No Si Si Si

Disponibilidadde datosgenerales

Alta Baja Baja Baja

Ventajas de

diseñoReformador

cilíndrico

Grandes

Volúmenes

Grandes

VolúmenesVariado


57

catalizador típico es por ejemplo el de anillos rashing de 5/8in*5/8in*3/8in

conteniendo Ni 16-20% como NiO en soporte de aluminato del calcio, alúmina

o una combinación de aluminato titanato de calcio. El NiO se reduce a Ni en

presencia del vapor antes de usar. Los catalizadores de reformado por vapor

son envenenados por azufre, arsénico, cloro, fósforo, plomo y cobre. Resultado

del envenenamiento es la desactivación del catalizador; sin embargo, el

envenenamiento por azufre es a menudo reversible. La reactivación se puede

alcanzar quitando el azufre de la alimentación y añadiendo vapor al catalizador.

El arsénico es un veneno permanente; Por lo tanto, la alimentación debe

contener no más de 50 PPM de arsénico para prevenir la desactivación

permanente del catalizador por el envenenamiento arsénico.

Las plantas del hidrógeno son uno de los usuarios más extensos de

catalizadores en la refinería. Las operaciones catalíticas incluyen la hidrogenación,

reformado con vapor, la conversión y la metanación. El retiro del azufre y del halógeno

es hecho realmente por la reacción con adsorbentes sólidos, pero se incluyen aquí

como complemento.

Purificación de la alimentación.

La vida larga del catalizador en plantas modernas del hidrógeno es atribuible

en gran parte al retiro eficaz en la purificación, particularmente del azufre y cloruro de

la alimentación. El gas natural típico o la otra materia de base ligera del hidrocarburo

contienen rastros del H2S y del azufre orgánico. El gas de refinería puede contener los

cloruros orgánicos de una unidad reformado catalítico.

En este orden para quitar dichas impurezas, es necesario primero hidrogenar la

alimentación para convertir el azufre orgánico al H2S, que entonces reacciona con el

óxido del cinc: los cloruros orgánicos se convierten a HCl y reaccionan con un

adsorbente alcalino-metálico. La purificación se hace en aproximadamente 700°F

(370°C), desde esto da lugar al mejor uso del óxido del cinc, así como asegurar la

hidrogenación completa.


58

- Desulfurización por Carbón Activado: Tº superior al punto de rocío de la

carga, se regenera con vapor.

- ZnO: No se regenera, puede adsorber hasta un 30% de su peso.

Reformado

Debido a las temperaturas altas y la carga de calor de la reacción de

reformado, el catalizador de reformado se utiliza dentro de los tubos radiantes de un

horno de reformado. El catalizador está acorde a las condiciones de funcionamiento

severas: hasta 1600°F (870°C), con caídas de presión típica de 40 lb/in2 (bar 2.8).

Para soportar estas condiciones, el portador es generalmente cerámica alúmina,

aunque algunas más viejas formulaciones utilizan el aluminato del calcio.

El agente activo del catalizador de reformado es níquel, y la reacción es

controlada normalmente por la difusión y transferencia térmica. El catalizador por lo

tanto se hace en forma de anillos para proporcionar mayor transferencia térmica y de

masa, además de una caída de presión mínima. Para promover el aumento en la

transferencia de calor la mayoría de los vendedores de catalizador ahora ofrecen

catalizadores especialmente formados.

Incluso con un portador de alta resistencia, la vida del catalizador es limitada

tanto por la interrupción física (ensuciamiento) como por la desactivación. El completar

un ciclo térmico es especialmente duro en el catalizador; cuando los tubos son

calentado se dilatan y el catalizador tiende a ordenarse en el tubo, después cuando el

tubo se enfría y contrae el catalizador es aplastado. Esto puede causar vacíos al

modelo en los tubos, conduciendo a los puntos calientes y en última instancia a tubos

rotos.

Los venenos principales son azufré y cloruros, que están presentes en

cantidades pequeñas en la mayoría de las materias prima. El envenenamiento del

azufre es teóricamente reversible, y el catalizador se puede restaurar a menudo a su

actividad original por vaporización. Sin embargo, la desactivación puede hacer en la

práctica que el catalizador recaliente y coquize, al punto que debe ser substituido.

Los cloruros son un veneno irreversible, ya que el cloro se combina con el níquel para

formar el cloruro de níquel, que es volátil. El níquel emigra y recristaliza, reduciendo la

actividad del catalizador.

El catalizador es también sensible al envenenamiento por metales pesados y

arsénico aunque estos son raramente encontrados en materias primas. El catalizador


59

se provee como óxido de níquel. Durante la puesta en marcha el catalizador se

calienta en una corriente de gas inerte, para finalmente llegar a la temperatura de

operación con vapor. Cuando el catalizador está cerca de la temperatura normal de

funcionamiento, el hidrógeno o un hidrocarburo ligero es agregado para reducir el

óxido de níquel al níquel metálico. En la vaporización el catalizador oxidará el níquel,

pero la mayoría de los catalizadores pueden fácilmente ser reducido.

Coquefacción del catalizador de reformado

La coquefacción del catalizador del reformador es el problema más

característico de en una planta del hidrógeno. Mientras que este puede ser similar en

aspecto al ensuciamiento encontrado en los cubos del calentador de otras unidades,

las precauciones adicionales son necesarias aquí.

Una razón importante de la alta confiabilidad en unidades modernas es la

reducción en la coquefacción del catalizador. Esto es debido a los avances en

tecnología del catalizador y en diseño del reformador. Mientras que, corrientes ligeras

ricas en metano tales como gas natural o gas ligero de refinería, sean las

alimentaciones más comunes en las plantas de hidrógeno no es a menudo un

requisito, sin embargo si lo es para procesar una variedad de materias, más pesadas,

incluyendo el LPG y la nafta. Pero debido a variaciones estaciónales en el precio de la

materia prima, una fuente interrumpible de gas natural, o recirculación en una unidad

de producción de gas las variaciones de la materia prima pueden también ser

inadvertidas por ejemplo, los cambios en la composición de los gases de salida de la

refinería provenientes de otras unidades.

Al usar materias prima más pesadas en una planta del hidrógeno, la

preocupación primaria es coquefacción del catalizador del reformador. También habrá

generalmente una reducción de pequeña capacidad debido al carbón adicional en la

materia prima y el vapor adicional requerido. Esto aumenta la carga en el convertidor y

el CO2 removido de la sección del retiro de la planta. El tamaño de este efecto

dependerá de las materias primas usadas y de la planta real. La coquefacción sin

embargo es la preocupación más inmediata puesto que puede evitar que la planta

funcione.

La coquefacción ocurre con mayor probabilidad de la mitad en adelante del

tubo, donde están la temperatura alta y el contenido del hidrocarburo es mayor. En

esta región, los hidrocarburos pueden craquisarse y polimerizarse más rápidamente

que el coque, que es removido por la reacción con vapor o hidrógeno. Una vez que se

desactive el catalizador, la temperatura empieza a aumentar y la coquefacción se


60

acelera. Un plano más lejano son los tubos donde se encuentra la menor reacción

hidrocarburo-hidrógeno (HC/H2), allí es menor el riesgo de la coquefacción. La

coquefacción depende en gran parte del equilibrio entre la actividad del catalizador y la

entrada del calor; un catalizador más activo produce más hidrógeno a una temperatura

más baja, reduciendo el riesgo de la coquefacción. La entrada uniforme de calor es

especialmente importante en esta región del tubo de catalizador, puesto que

cualesquier falla en el catalizador o variación de la actividad del catalizador pueden

producir puntos calientes localizados, lo cual puede conducir a la formación de coque

o fallas en el tubo.

El coque es el resultado de la formación de puntos calientes en los tubos del

catalizador, y puede producir los patrones característicos conocidos como cuello de

jirafa o cola de tigre. Este aumenta la caída de presión, reduce la conversión del

metano, y puede causar fallas en el tubo. La coquefacción puede ser aliviada

parcialmente aumentando la relación vapor-hidrocarburo para cambiar las condiciones

de la reacción, pero la solución más eficaz es sustituir el catalizador del reformador por

uno especialmente diseñado para alimentaciones más pesadas.

Además para las reacciones de reformado y conversiones el proceso de

reformado catalítico una serie de reacciones secundarias ocurren. La mayor parte de

éstos incluyen la producción o el retiro del carbón. El carbón se forma continuamente

en el catalizador, pero reacciona ordinariamente con el vapor más rápido que el que

tarda en acumularse. Alimentaciones más pesadas producen más carbón. A menos

que se cambie las condiciones de proceso o el catalizador, el carbón puede

acumularse.

El catalizador estándar del reformado de metano es el níquel en un portador de

cerámica de alfa-alúmina. La alúmina es ácida; lo cual promueve el craqueo del

hidrocarburo y puede formar coque con alimentaciones más pesadas. Algunas

formulaciones del catalizador utilizan un mineral sintético de magnesia/alúmina que

sea más neutral que el alfa-alúmina. Esto reduce el agrietamiento en el portador, y

permite que materias primas algo más pesadas sean utilizadas: típicamente en el

rango de GLP. Las desventajas a este acercamiento incluyen dificultad en la reducción

del catalizador a menos que haya una fuente de hidrógeno en el gas reductor, y del

daño posible al catalizador por la hidratación del catalizador durante el arranque.

La resistencia adicional a la coquefacción puede ser alcanzada agregando un

promotor del álcali típicamente una cierta forma de potasa (KOH), al catalizador.

Además de reducir la acidez del portador, el promotor cataliza la reacción del vapor y

del carbón. Mientras que el carbón continúa siendo formado, se quita más


61

rápidamente del que se puede acumular. Este acercamiento se puede utilizar con

nafta como materias primas hasta un punto de vaporización de 350°F (180°C).

Bajo condiciones de arranque, en un reformador, la potasa es volátil y se incorpora en

el catalizador como un compuesto más complejo que hidroliza lentamente para lanzar

el KOH. El catalizador promovido se utiliza solamente por la mitad superior de los

tubos del catalizador, puesto que aquí es donde están los más altos contenidos del

hidrocarburo, y la posibilidad de coquefacción. Además esto guarda la potasa fuera de

la pieza más caliente del tubo, reduciendo la migración de la potasa.

El catalizador alcalizado permite el uso de una amplia gama de materias

primas, pero tiene desventajas. Además de la migración posible de la potasa. La cuál

se puede reducir al mínimo por diseño y la operación apropiada. El catalizador es

también algo menos activo que el catalizador convencional. Pre-reforming . Otra

opción para reducir el coque en reformadores de vapor es utilizar un pre-reformador.

Esto utiliza una cama fija de catalizador muy activo, funcionando a una temperatura

más baja, desde el arranque del reformador. Se seleccionan las temperaturas de

entrada de modo que haya el riesgo mínimo de coquefacción. El gas que sale del pre-

reformador contiene solamente el vapor, el hidrógeno, los óxidos del carbón, y el

metano. Esto permite que un catalizador estándar del metano sea utilizado en el horno

del reformador. Este acercamiento se ha utilizado con materias prima hasta el

kerosene ligero. La desventaja a este acercamiento es la necesidad de un reactor

separado de pre-reformador y un más complicado tren de precalentamiento.

Desde el gas que sale tratado del pre-reformador y el riesgo de coquefacción

es reducido, esto hace también al reformador por encendido más “tolerante”. Lo cual

puede compensar hasta cierto punto para las variaciones en actividad del catalizador y

el flujo del calor en el reformador primario. Además de su uso para la flexibilidad de la

materia prima, un pre-reformador puede ser utilizado para reducir el consumo del

combustible y la producción del vapor del reformador. Puesto que el gas de salida del

pre-reformador no contiene hidrocarburos más pesados, puede ser recalentado a una

temperatura más alta que la materia prima original sin el riesgo de la formación del

carbón. Las altas temperaturas reducen el consumo del calor radiante y de

combustible, así como la producción del vapor.

4.1.1.3.1 CINÉTICA DE LA REACCIÓN

En el proceso de reformado por vapor del gas natural se analiza los datos de

velocidad y desarrollar una ley de velocidad que se pueda usar para el diseño y

operación de los reactores, las leyes de velocidad en catálisis heterogénea en pocas


62

ocasiones siguen modelos de ley de potencia y por lo tanto son inherentemente más

difíciles de formular de los datos. En tal sentido nuestro objetivo será la descripción de

la reacción según un mecanismo catalítico que nos permita entender a grosso modo el

comportamiento del catalizador dentro del proceso.

Los procesos actuales de reformación emplean elevadas presiones, lo que los hace

más económicos, pero a partir de las consideraciones del cambio de volumen

involucrado en la reformación con vapor del metano

(Reacción: CH4 + H2Oó CO + 3H2)

Puede anticiparse que las altas presiones son desfavorables al avance de la reacción.

Esto es Verdad, pero al emplearse también altas temperaturas y un exceso de vapor,

la reacción se desarrollará hacia la derecha. El efecto negativo del empleo de alta

presión se compensa con el uso de altas temperaturas. El empleo de las altas

presiones en la reformación por vapor tienen las siguientes ventajas: Los gases

alimentados para la síntesis deben ser comprimidos antes de ser introducidos al

reactor, ya que la reacción global de la reformación del metano incrementa el volumen

total del gas, una compresión antes del paso de reformación, disminuye en gran

medida la potencia requerida para la compresión posterior del gas de síntesis. Los

convertidores son más eficientes a altas presiones. La reformación es realizada con un

exceso de vapor, el cual es recuperado posteriormente con condensado, por tanto a

mayor presión de operación, mas alta será la cantidad de calor que se puede obtener

del condensado.

Los diseños para altas presiones son beneficiosos si se toma en cuenta el

hecho de que el gas natural esta usualmente disponible a altas presiones.

Las reacciones de reformación no han sido estudiadas completamente, solo se han

logrado algunas reacciones suponiendo que el gas natural está compuesto

únicamente de metano. Una de estas relaciones es:


63

Siendo:

Las expresiones anteriores son fueron tomados de la referencia (13) y son válidas

para las dos reacciones principales que ocurren en el reformador primario:

Siendo “R” la relación de moles de vapor por mol de metano alimentado. Asumiendo

que las expresiones de las constantes de equilibrio para las dos reacciones serán:

Debido al valor relativamente pequeño de la velocidad de reacción metano-

vapor, la máxima conversión que se pudiera lograr a una temperatura dada de

operación de reformador no es alcanzada; por lo que se debe usar un parámetro

denominado temperatura de aproximación, el cual se puede definir por dos formas

equivalentes: la diferencia entre la temperatura de operación del reformador y la

temperatura de equilibrio para la reacción de reformado, o la diferencia entre la

temperatura de la reacción monóxido de carbono-vapor y a la temperatura de las

reacción metano-vapor. De todo lo anterior se desprende que el parámetro

temperatura de aproximación define una temperatura ficticia, la que restada a la

temperatura de operación da la temperatura a la cual la composición del gas de

reformado se encuentra una composición de equilibrio.

Ya que la reacción química ocurre a relativamente baja temperatura, las

velocidades de transporte son grandes comparadas alas velocidades químicas y estas


64

últimas controlan la velocidad de la reacción. Existen dos formas por los que un

catalizador puede promover una reacción redox:

El catalizador va a ser alternativamente oxidado y reducido, siendo el

mecanismo: para la reacción que ocurre aquí (CO + H2O CO2 + H2):

Los reactantes van a ser absorbidos sobre la superficie del catalizador con uno ó más

de las especies reactantes, el mecanismo será:

Absorción de Reactantes:

CO + zózCO

H2O + zó zH2O

Reacción:

zCO + z H2Oó zCO2 + zN2

Desorción de Reactantes:

zCO2 ó z + CO2

zH2 ó z + H2

Donde z representa un sitio del catalizador o el centro activo.

Si se sabe que uno de los pasos anteriores controla la velocidad total de reacción y

que todas las otras reacciones se pueden despreciarse, se puede obtener una

expresión para la velocidad de la reacción. El hecho que los pasos anteriores son

generalmente combinados y no necesariamente proceden en serie o en paralelo, hace

imposible frecuentemente combinarlos por simples medios; en este caso un

acercamiento empírico puede satisfactoriamente cumplir los datos experimentales.


65

Los datos de la ecuación anterior fueron tomados de la referencia (13), así

mismo esta referencia encuentra otra expresión en función de la velocidad espacial, la

cual se establece a partir de la integración de una relación similar a la anteriormente

dada, esta última es aplicable asumiendo que el reactor trabaja isotérmicamente.

Como el incremente de temperatura en el reactor no es grande se puede aplicar

directamente ésta última expresión a fin de evitar el engorroso cálculo a base de

incrementos. Dicha expresión es:

La constante de equilibrio para la reacción que ocurre en el convertidor es:

METANADOR

En el metanador se remueven las trazas de CO, CO2 y si lo hubiere oxígeno,

las cuales son impurezas (venenos) para usos posteriores del hidrógeno. Las

reacciones que ocurren aquí son:

CO2 + 4H2 ó CH4 + H2O

CO + 3H2 ó CH4 + H2O


66

Estas reacciones son de carácter exotérmico, pero dada su relativamente pequeña

extensión de cada una de ellas, el reactor experimenta un comportamiento adiabático.

Los valores determinados para las constantes de equilibrio son:

Por lo que:

4.1.1.3.1.1 Convertidor de alta temperatura

El catalizador de alta temperatura (HT) del convertidor opera en el rango de

600 a 800°F (315 a 430°C). Consiste sobre todo en la magnetita Fe3O4, con el óxido

del cromo Cr2O3 agregado como estabilizador. El catalizador se provee bajo la forma

de Fe2O3 y Cr2O3, y debe ser reducido, esto se logra a través del hidrógeno y

monóxido de carbono en el gas de la alimentación del convertidor, y ocurre

naturalmente como parte de la puesta en marcha del proceso. Si la reacción

vapor/carbón de la alimentación es demasiado bajo, el ambiente reductor es

demasiado fuerte y el catalizador se puede reducir más lejos, a hierro metálico. Esto

es un problema, puesto que el hierro metálico catalizará las reacciones de Fischer-

Tropsch y formará los hidrocarburos. En la mayoría de las plantas de reformado por

vapor esto era raramente un problema, dado que la reacción vapor/carbón del gas de

proceso tomaba valores de 5 a 6, demasiado alta para la formación del hierro. En

algunas plantas modernas con relaciones vapor/carbón por debajo de 3, el catalizador

de conversión se convierten lentamente a hierro, teniendo como resultado cantidades

significativas de hidrocarburos formadas sobre el catalizador de conversión de alta

temperatura. Para retrasar (pero no eliminar) la sobre reducción del catalizador se

puede dopar con el cobre, que actúa acelerando la conversión del CO. Lo cual

aumenta la actividad a temperaturas más bajas, pero también hace al catalizador

sensible al envenenamiento por azufre y cloruros. El catalizador de alta temperatura

de cambio es muy durable. En su forma básica no es sensible a la mayoría de los


67

venenos, y tiene alta fuerza mecánica. Está conforme a la sinterización termal, sin

embargo, y una vez que haya funcionado en una temperatura particular, pierde su

actividad a temperaturas más bajas

4.1.1.3.1.2 Convertidor de baja temperatura.

El catalizador del convertidor de baja temperatura (LT) opera a una

temperatura típica de entrada de 400 a 450°F (205 a 230°C). Debido a la temperatura

más baja, el equilibrio de la reacción es mejor y el CO a la salida es más bajo. El

catalizador del convertidor de baja temperatura es económico sobre todo en las

plantas de reformado por vapor, que utilizan un metanador para la purificación final. La

ventaja principal de la conversión adicional no es el hidrógeno adicional que se

produce, si no el menor CO residual lo cual reduce la subida de temperatura (y la

pérdida de hidrógeno) a través del metanador.

Las plantas a base de PSA no usan convertidores de baja temperatura (LT), ya

que cualquier partícula de CO no reaccionada será en general recuperada como

combustible en el reformador. Debido a que un convertidor de LT incrementa la

producción de hidrógeno para un reformador tamaño fijo, puede ser usado en las

renovaciones para incrementar la producción. El catalizador del convertidor de baja

temperatura es sensible al envenenamiento por azufre y cloruro. Es también

mecánicamente frágil y sensible al agua líquida, que puede causar el debilitamiento de

catalizador seguido por un incrustamiento y taponado. El catalizador se provee como

óxido de cobre en un portador del óxido del zinc, y cobre el cual debe ser reducido

calentándolo en una corriente del gas inerte con cantidades medidas de hidrógeno. La

reducción es fuertemente exotérmica y debe ser supervisada de cerca.


68

4.2 DESULFURIZACION DE DIESEL

4.2.1 Descripción del Proceso

Son procesos donde se hace reaccionar hidrógeno con hidrocarburos insaturados

(olefinas y aromáticos) transformándolos en saturados (parafinicos y nafténicos).

Además el hidrógeno reacciona con compuestos de azufre, nitrógeno y oxigenados

transformándolos en ácido sulfhídrico (H2S), amoniaco (NH3) y agua (H2O).

Luego de ser calentada, la carga pasa por un sistema de reacción donde el

hidrocarburo toma contacto con el hidrógeno en presencia de un catalizador. La

corriente de salida del sistema de reacción pasa por un separador de alta presión

donde se separa el hidrógeno que no reaccionó junto con parte del sulfhídrico y

amoníaco formado, luego la corriente pasa a una torre estabilizadora donde se elimina

una pequeña cantidad de gases por la parte superior.

4.2.2 REACCIONES DE HIDROTRATAMIENTO

4.2.2.1 Hidrodesulfurización de Compuestos de Azufre (HDS) de Tiofeno

Las estructuras tiofénicas se han usado ampliamente en los estudios de desulfuración,

ya que son representativas del tipo de compuestos de 5 que suelen encontrarse en las

fracciones del petróleo. De estos compuestos modelo, el más ampliamente usado es

el tiofeno.

El esquema de reacción, propuesto por Owens y Amberg, y generalmente más

aceptado para la HDS de tiofeno se muestra en la figura 1. En este esquema se

considera que la reacción tiene lugar en tres etapas: 1) rotura del enlace C-S para dar

1,3 butadieno; 2) hidrogenación del butadieno a 1 buteno con posterior isomerización

de éste a cis y trans buteno y; 3) hidrogenación de las tres olefinas a butano. En

trabajos posteriores de los mismos autores, se confirmaron estos resultados, viendo

que la HDS de tetrahidrotiofeno (THT) daba lugar a productos distintos que la HDS de

tiofeno.

Los estudios cinéticos que se han realizado sobre la HDS de tiofeno han sido muy

numerosos. En general, salvo algunos autores que describen ordenes menores de 1


69

[16], se admite que la reacción es de orden 1 con relación a la presión parcial de

tiofeno. Por lo que respecta a la presión parcial de hidrógeno, se admite generalmente

que el orden de reacción depende de la presión de trabajo. Así, para reacciones

realizadas a presión atmosférica, la mayoría de los autores describen un orden 1,

mientras que para medidas a alta presión Devanneux y Maurín [17] encuentran un

orden 0,5, lo que significa que las especies activas de 112 están en forma atómica

(adsorción disociativa). De los estudios cinéticos realizados hasta la fecha se pueden

extraer las siguientes conclusiones.

La etapa limitante de la velocidad es la reacción entre el ‘~2 y el tiofeno.

La reacción superficial tiene un mecanismo de dos centros, uno para el tiofeno y otro

para el hidrógeno.

El 5H2 inhibe la HDS. Su influencia sobre la hidrogenación no está clara; mientras que

algunos autores encuentran que tiene un efecto inhibidor, otros no encuentran ningún

efecto.

La HDS de tiofeno y la hidrogenación de butenos tienen lugar en sitios distintos del

catalizador.

El efecto inhibidor de los compuestos de nitrógeno sobre la HDS ha sido descrito en

numerosos trabajos. Satterfield [19,20], estudiando el efecto de la piridina sobre la

HDS de tiofeno en catalizadores de CoMo, NiMo y NiW sobre alúmina, propuso la

existencia de dos tipos de centros activos para la IrlOS de tiofeno, que se

envenenaban con diferente grado por la piridina.

En muchos trabajos se ha estudiado la HDS de tiofeno a presión atmosférica; sin

embargo son pocos los que la estudian a alta presión, y aun muchos menos los

trabajos en donde se comparen series de catalizadores para la HDS de tiofeno a alta y

baja presión.

Dentro de este Ultimo grupo se destaca el trabajo de Qusro y Massoth, quienes

estudiaron la HDS de tiofeno a presión atmosférica y la HDS de dibenzotiofeno a 35

atm sobre una serie de catalizadores de Mo/A1203 preparados con diferentes tipos de

alúmina.


70

Estos autores encontraron que el orden de reactividad de los catalizadores para las

dos reacciones no variaba si éstos se habían preparado de manera similar, pero si se

comparaban series de catalizadores que diferían mucho en el método de preparación,

el orden de reactividad de los mismos para las dos reacciones no era el mismo. De

estos resultados concluyeron que el test clásico de HDS de tiofeno a presión

atmosférica no era representativo de las condiciones industriales de reacción. A la

misma conclusión llegaron Betteridge y Burch comparando la actividad HDS para

tiofeno a presión atmosférica y para gasoil a alta presión de diez catalizadores

industriales. Sin embargo, aún no está claro si la HDS de tiofeno a alta presión puede

describir mejor el comportamiento de los reactores industriales, que la HDS de tiofeno

a presión atmosférica. Por otra parte, un trabajo muy reciente de Ledoux señala que

las medidas de HDS de tiofeno a presión atmosférica se deben realizar en unas

condiciones tales que la constante de velocidad obtenida no esté enmascarada por


71

ningún efecto secundario (difusión externa e interna, inhibición por los

productos....etc.) y que se deben tener en cuenta, además, las constantes de

adsorción si se quieren obtener datos que puedan ser comparables con los de las

plantas industriales.

4.2.3 CATALIZADORES DEL HIDROTRATAMIENTO

Catalizadores de Mo/A1203 con un promotor

La estructura y reactividad de los catalizadores de Mo/Al2O3 promovidos por Co o Ni

ha sido muy estudiada en la literatura.

De Beer y col. realizaron un estudio del efecto promotor del Co, Ni, Mn y Zn sobre el

Mo en la HDS de tiofeno a presión atmosférica, encontrando que se producían

Co/Co+Mo se había optimizado para HDS en 0,4, producía un incremento adicional en

la actividad. El mismo efecto encontró añadiendo pequeñas cantidades de Fe a un

catalizador de NiMo/Al2O3.

Posteriormente, Trifiró y col. estudiaron el comportamiento en HDS de catalizadores

de CoMo/Al2O3 preparados con alúminas que habían sido dopadas con pequeñas

cantidades de cationes metálicos (Ca, Fe y Zn). Del estudio concluyeron que aunque

los iones de Fe y Zn podían sustituir parcialmente a los de Co, su incorporación tenía

un efecto muy pequeño sobre la actividad UDS.

Martinez y Mitchell estudiaron el efecto de la adición de Zn y Mg a un catalizador

comercial de CoMo/Al2O3 sobre su estructura y su actividad en la HDS de tiofeno. Para

el caso del Zn, observaron que a bajas relaciones Zn/Co (0,25) se producía un

incremento en la cantidad de Co octaédrico y también un aumento en la conversión de

tiofeno; pero mayores relaciones Zn/Co provocaban un aumento en la cantidad de Co

tetraédrico y la actividad HDS disminuía. También observaron que, a igual conversión

en UDS, el catalizador con Zn presentaba una mayor relación butano/butenos que el

catalizador comercial de CoMo/Al2O3. Este aumento en la hidrogenación fue atribuido

por los autores al mayor poder hidrogenante del Zn o bien a que el butano se forma

directamente por hidrogenólisis del enlace C-S de] tetrahidrotiofeno (formado éste a su

vez por hidrogenación del tiofeno) en sitios ácidos del catalizador, aumentando el Zn el

número o la acidez de dichos sitios.

Enlazando con los trabajos de Beuther, el sistema catalítico de CoNiMo fué estudiado

simultáneamente en el Instituto de Catálisis y Petroleoquímica del CSIC y en el

Instituto Venezolano de Investigaciones Científicas. En el primero de los centros

citados, Gil LLambias y col. estudiaron una serie de catalizadores CoNiMo/Al2O3 con

distintas relaciones atómicas de los promotores r Ni/(Ni+ Co) (0< r< 1); encontrando un

máximo en la actividad para UDS de gasoil sobre el catalizador que tenía una relación


72

de promotores igual a 0,23. Estos autores, sugirieron que este efecto promotor

secundario del Ni sobre el Co se debía a que e] Ni formaba más fácilmente la espinela

superficial con la alúmina e induce una redistribución del Co en la monocapa de

átomos de Mo. Este aumento en la fracción de Co superficial en interacción con el Mo

(fase CoMo), sería el responsable del máximo encontrado en la actividad.

Por otra parte, Brito y col. [47] del Instituto Venezolano de Investigaciones Científicas,

estudiaron otra serie de catalizadores de CoNiMo/Al2O3, con mayor contenido de Mo y

distinto método de preparación que el de la referencia citada en el párrafo anterior.

La reacción test empleada en este caso fue la HDS de tiofeno a presión atmosférica y

observaron un máximo en la actividad sobre el catalizador con una relación Ni/(Ni+

Co) = 0,7. Los mismos autores, en un trabajo posterior sobre la misma serie de

catalizadores, estudiaron la influencia de la presulfuración, observándose que los

catalizadores que contenían mayor cantidad de Ni experimentaban un aumento mayor

en la actividad con la presulfuración que los que tenían más Co. También observaron

que la presión de trabajo no afectaba a la forma de la dependencia de la actividad con

la relación Ni/(Ni +Co). Las notables diferencias encontradas entre los dos grupos de

trabajo anteriormente citados en cuanto a la situación del máximo para HDS frente a la

relación de promotores, les indujo a realizar un trabajo conjunto sobre las dos series

de catalizadores de CoNiMo/Al2O3 ya citadas, llevando a cabo las medidas de

actividad y los ensayos de caracterización de ambas series en las mismas

condiciones. En este trabajo se encontraron ciertas diferencias en cuanto a

reducibilidad y adsorción de NO entre las dos series, concluyéndose que la diferencia

entre ellas era debida, muy posiblemente, a diferencias en la preparación de los

catalizadores, principalmente en la etapa de impregnación y calcinación que conducen

a cambios en la distribución de especies octaédricas superficiales de los promotores

asociadas con el Mo. En trabajos posteriores, y estudiando las mismas series de

catalizadores, estos autore mostraron que al aumentar la temperatura de calcinación

de 500 a 600 0C se produce una disminución de átomos promotores en superficie

(medida por quimisorción de NO) y un cambio en la posición del máximo relativo de

promotores superficiales, así como un cambio paralelo en la tendencia de la HDS de

tiofeno en función de la relación de promotores. El efecto promotor adicional del Zn

sobre el Co en un catalizador de CoZnMo /Al2O3 fué primeramente estudiado por

Fierro y col. En este trabajo se estudió una serie de catalizadores en los que se

mantuvo constante el contenido de Mo y se varió la relación de promotores (Zn/Zn +

Co). Los autores encontraron un máximo en la actividad para la HDS de gasoil para el

catalizador que tenía una relación Zn/(Zn+Co)=4J,49. De medidas de caracterización

de los catalizadores, principalmente mediante XPS y espectroscopia de reflectancia


73

difusa, dedujeron que el efecto promotor del Zn sobre el Co debe estar asociado a una

menor formación de especies superficiales de CoAI2O4 y a un incremento en la

proporción de Co en coordinación octaédrica situado muy cerca de la superficie de la

alúmina o parcialmente apantallado por los átomos de Mo.

Un efecto tambien promotor del Zn sobre catalizadores de CoMo/A1203 ha sido

descrito recientemente con muestras preparadas de forma algo diferente [53], en este

caso el Co y el Zn se impregnaron antes que el Mo y el contenido en MoO3 de los

catalizadores fué mayor, 12 %, mientras que en la referencia éste fue del 8%. Por otra

parte, en un trabajo reciente se ha estudido el efecto de la adición de fluor a un

catalizador de CoZnMo/Al2O3 sobre su estructura y su actividad para la HDS de

tiofeno. Se concluye que la incorporación de fluor conduce a un decrecimiento en la

actividad HDS e hidrogenante del catalizador doblemente promovido. En este trabajo

no se encontró una relación clara entre la actividad y la concentración de especies

superficiales medidas por XPS y quimisorción de NO, por lo que los cambios en

actividad los atribuyeron a modificaciones texturales de la superficie de la alúmina por

el tratamiento con (NH4)HF2 en la etapa de impregnación.

4.2.4 Cinética de las Reacciones de Hidrotratamiento

La velocidad de las reacciones de Hidrotratamiento sigue la cinética de primer orden

en función de la concentración de los productos reactantes.

Las velocidades relativas de reacción dependen de facilidad de absorción de los

reactantes sobre el catalizador

Variables de Procesos: Hidrotratamiento

Las principales variables de proceso son:

Catalizador

Velocidad Espacial

Presión parcial de Hidrógeno

Relación hidrógeno/ hidrocarburo

Velocidad Espacial (LHSV)


74

Es la medida de la cantidad de carga que se procesa por volumen de catalizador en un

periodo de tiempo determinado.

Más velocidad espacial, menor calidad de producto.

Para igual calidad de producto con mayor velocidad espacial, debemos compensar

con mayor temperatura.

Presión Parcial de Hidrógeno

Se define como la presión parcial de hidrógeno sobre los reactantes.

A menor presión, se requiere mayor temperatura para lograr la misma calidad de

productos.

La presión parcial de hidrógeno se obtiene: Presión Parcial de H2: Presión Sistema x

Pureza de H2 del reciclo.

Relación hidrógeno / hidrocarburo

La relación hidrógeno / hidrocarburo es la que mantiene el contacto físico entre

el hidrógeno catalizador e hidrocarburos

De esta manera el hidrógeno estará disponible en todo momento en los sitios

donde las reacciones químicas tienen lugar.

Hidrotratamiento de Diesel: Relación Hidrógeno / Hidrocarburo debe ser superior a

130 Nm3 H2/m3 carga (Nm3 H2 = Normales m3 de H2)

Hidrocracking Relación Hidrógeno Hidrocarburo debe ser superior a 1350 Nm3 H2 /

m3 carga

4.2.5 Tecnologías Existentes

4.2.5.1 Para Hidrodesulfurización de Destilados Medios

La mayor parte del azufre en la gasolina deriva de las naftas producidas en la unidad

de cracking catalítico (FCC). La porción más ligera de las naftas tiende a contener

especies de azufre que son más fácilmente removidas y una mayor proporción de

olefinas. La porción más pesada de esta corriente de fluidos contiene compuestos de

azufre que son más difíciles de remover y que típicamente se tratan bajo


75

hidrotratamiento convencional. En la unidad de lecho fijo de hidrotratamiento, la

mezcla de gasolinas es calentada, presurizada y combinada con hidrógeno. El azufre

se combina con el hidrógeno sobre el lecho del catalizador, formando sulfuro de

hidrógeno, que después puede ser condensado y convertido en azufre elemental en

una unidad separada. Adicionalmente, parte del hidrógeno reacciona con olefinas,

resultando en una pérdida de octanaje y en un mayor consumo de hidrógeno. Para

reducir la pérdida de octanaje, las refinerías pueden elegir separar las corrientes de

fluidos a través de la destilación de una fracción ligera, de alto octanaje que después

será tratada catalíticamente, y otra fracción pesada con la mayor proporción de azufre,

para hidrotratamiento.

De cualquier manera muchos de los procesos y de los catalizadores recientemente

desarrollados han reducido la pérdida de octanaje asociada con el hidrotratamiento

para la reducción del azufre. Los nuevos catalizadores están diseñados para prevenir

la saturación de olefinas o para provocar otras reacciones que mejoren el octanaje si

ocurre esta saturación. Muchos de estos procesos también operan en condiciones

menos severas que las de las unidades de hidrotratamiento convencionales. Con

estas condiciones menos severas se preserva el rendimiento de gasolina y también

bajan los costos de capital y de operación así como las emisiones de CO2. Los costos

típicos para una nueva unidad de hidrotratamiento nueva para producción de gasolina

de bajo azufre están en el rango de 20 a 40 millones de dólares, para una refinería de

mediana a grande (EPA 1999)

Varias compañías han desarrollado mejoras para el proceso convencional de

hidrotratamiento permitiendo que las refinerías preserven los niveles de octanaje,

operen a presiones y temperaturas bajas y alcancen niveles de bajo azufre con el

retrofit de un reactor existente en lugar de la construcción de una nueva unidad.

· El proceso Mobil Oil’s Octgain 125 permite la saturación de hidrógeno pero

luego recupera el octanaje perdido a través de un proceso conocido como

isomerización y alquilación. Condiciones severas se requieren para la

recuperación del número de octano, lo que resulta en una pérdida de

rendimiento que puede ser significativa. El proceso de la compañía Mobil más

reciente, Octgain 220, impide la saturación de hidrógeno y recupera el octanaje

perdido a través de isomerización. Este proceso generalmente resulta en

menores pérdidas de rendimiento, pero para una desulfuración profunda tanto

el rendimiento como la pérdida de octanaje pueden ser peores que con el

proceso 125 (EPA 1999).

· El proceso Scanfining I de la compañía Exxon impide la saturación de

hidrógeno. Mientras que este proceso resulta en una pérdida de rendimiento


76

muy pequeña, la pérdida de octanaje a altos niveles de desulfuración puede

ser significativa. Para insumos con alto contenido de azufre, la pérdida de

octanaje puede resultar severa cuando se alcanzan niveles de ultra bajo

azufre. El proceso de Scanfining II es un desarrollo más reciente de la Exxon

que mantiene los niveles de octanaje, incluso con una profunda desulfuración y

altos contenidos de azufre en insumos. El Exomer, un nuevo desarrollo

adicional para mantener los niveles de octanaje, previene las reacciones de

recombinación entre el sulfuro de hidrógeno y las olefinas. Para producir un

producto de 10 ppm de azufre proveniente de un insumo con 1,000 ppm de

azufre, el proceso Scanfining I con el uso combinado de Exomer resulta en una

pérdida de octanaje de menos de uno, al contrario de la pérdida de octanaje

mayor de cuatro sin el uso de Exomer (Stuntz and Plantenga 2002).

· Un reciente desarrollo de CDTECH utiliza la destilación catalítica, con ambos

procesos de remoción catalítica del azufre y destilación ocurriendo en el mismo

reactor. Este proceso permite tratar toda o una porción de la gasolina, sin

necesidad de una columna de destilación adicional. El proceso incluye dos

columnas de destilación cargadas con catalizador de desulfuración, una que

trata los compuestos ligeros y la otra que trata la fracción pesada. Toda la nafta

de la unidad de cracking catalítico (FCC) es alimentada en la primer columna y

los compuestos ligeros se elevan con hidrógeno, que es inyectado en la base

de la columna, a través del catalizador. Los compuestos de azufre

experimentan reacciones para formar compuestos más pesados, que se

acumulan en el fondo y son alimentados a la siguiente columna con el resto de

la fracción pesada.

Dado que la presión y la temperatura en la primer columna son mucho más bajas

que en los hidrotratamientos convencionales, hay muy poca saturación de olefinas y

bajo consumo de hidrógeno. El octanaje puede también obtenerse a través del uso de

un catalizador de isomerización, que puede compensar la pérdida de octanaje en la

otra columna. En la segunda columna, los compuestos pesados se hunden otra vez y

los ligeros fluyen hacia arriba con hidrógeno inyectado en la base de la columna para

reaccionar con los compuestos de azufre más difíciles de remover. A través del

proceso, la presión y la temperatura son menores que en el hidrotratamiento

convencional. Las presiones y las temperaturas son especialmente bajas en la primer

columna y en la parte superior de la segunda, donde se encuentran la mayor parte de

las olefinas, lo que da como resultado una mínima pérdida de octanaje (EPA 1999).


77

Estos nuevos catalizadores y procesos disminuyen los costos de capital y de

operación, reducen la pérdida de octanaje para poder obtener un producto de mayor

valor y producen menores emisiones de gases de efecto invernadero. En la siguiente

sección se describe un nuevo desarrollo en la tecnología de desulfuración de la

gasolina, que representa un enfoque completamente diferente a los procesos de

hidrotratamiento convencionales.

4.2.5.2 Para Adsorción de Azufre

Esta es una tecnología de reciente comercialización que ofrece una solución de menor

costo para una remoción más efectiva del azufre en la gasolina. Las pruebas de

laboratorio han mostrado también que esta tecnología podría ser apropiada para la

desulfuración del diesel. En lugar de añadir hidrógeno, este proceso usa procesos

químicos de adsorción para remover el azufre del combustible. Estos procesos de

adsorción operan a una temperatura y presión mucho más baja que la hidrogenación y

por tanto requieren menores consumos de energía. Esto reduce los costos de

operación y tiene el potencial de bajar también los costos de capital. El reporte Phillips

muestra que su tecnología S Zorb puede reducir el contenido de azufre en la gasolina

a menos de 10 ppm con mínimas pérdidas de octanaje, mínimo consumo de hidrógeno

y pérdidas de volumen cercanas a cero. El adsorbente remueve selectivamente el

azufre de las moléculas de hidrocarburo, trabajando alternativamente en el reactor y el

regenerador para un uso continuo. El adsorbente opera en el lecho fluidizado del

reactor y, bajo ciertas condiciones, las unidades de hidrotratamiento pueden

convertirse en unidades de adsorción. El tiempo de las corridas de la unidad SZorb

está acoplado a la unidad de cracking catalítico (FCC) a fin de mantener los ciclos de

producción continua de la refinería.

El adsorbente remueve el azufre y lo acumula, manteniendo la porción de

hidrocarburos sin sulfuro de hidrógeno detectable en la corriente de producción. El

adsorbente es reciclado entre el rector y el regenerador para proveer un

abastecimiento continuo regenerado y activar la remoción del azufre. El adsorbente es

regenerado en una atmósfera oxidante, produciendo SO2 y CO2. El azufre puede ser

separado de la corriente de gas en una variedad de maneras, dependiendo de la

configuración del reactor.

La pérdida de octanaje con la tecnología S Zorb depende de la reducción de azufre

que desea alcanzarse así como del nivel de azufre en los fluidos de abastecimiento.

Se requieren condiciones de operación más severas para bajar mayormente los límites

del azufre, y causarán en consecuencia una mayor pérdida de octanaje. La producción


78

de combustible con menos de 10 ppm de azufre con abastecimiento de 220 ppm

resulta en una pérdida de aproximadamente 0.2 octanos; y con un abastecimiento de

1,435 ppm de azufre, la pérdida de octanaje se incrementa a aproximadamente 1.2.

(Greenwood et al, 2002). La compañía Phillips estima que los menores requerimientos

de hidrógeno de este proceso pueden disminuir los gastos de operación por hasta 2

millones de dólares por año en una unidad de 35,000 barriles por día. Los costos de

capital se estiman en 800 a 900 dólares por barril de capacidad ($28 a $32 millones de

dólares para una planta de 35,000 barriles por día), con gastos de operación de 0.9¢ a

1.2¢ por galón (Greenwood et al, 2002).

Una planta piloto está actualmente demostrando el uso de este proceso de

desulfuración para mezclas de diesel. Y la compañía Phillips ha reportado que el

catalizador por adsorción realiza una mejor desulfuración de los compuestos de azufre

obstaculizado que de los compuestos de azufre en la gasolina. La principal diferencia

operativa es un incremento moderado en la presión del reactor comparada con la

aplicación en gasolina, que es aún relativamente baja comparada con la destilación

por hidrotratamiento. El resultado de consumo de cero hidrógeno resulta en un cambio

despreciable en las propiedades del diesel (aparte de la remoción del azufre) y puede

resultar en ahorros significativos de costos de operación.

4.2.5.3 Para Hidrotratamiento de Destilados Medios

En tanto que las refinerías no enfrentan la preocupación de mantener los niveles

de octanaje para el diesel, la producción de diesel de bajo azufre tiene sus propios

retos. A diferencia de la gasolina, todas las fracciones del petróleo crudo son usadas

para producir diesel, incluyendo los destilados directos que tienden a tener elevados

niveles de azufre. Esto significa que debe ser procesada una cantidad mayor de los

fluidos de abastecimiento de lo que se requiere para la producción de gasolina. La

desulfuración catalítica convencional del diesel puede remover la mayoría de los

compuestos de azufre pero la remoción de los compuestos de azufre estéricamente

obstaculizados requeridos en la producción de diesel de bajo azufre, disminuyen

significativamente la velocidad del proceso. Usando técnicas convencionales de

desulfuración, la remoción de los compuestos con azufre obstaculizado puede ser 30

veces más lenta que la remoción de las moléculas similares con azufre no

obstaculizado (EPA 2000b). Mientras que la producción de diesel de bajo azufre puede

realizarse con tecnología convencional de refinación, el reto es hacer el proceso costo-

efectivo.


79

Para hacer esto el tiempo de corrida debe ser acelerado sin que se requieran

incrementos significativos en los volúmenes de los reactores o en el consumo de

hidrógeno. En algunas partes, las refinerías han hecho una inversión de capital para

alcanzar niveles de azufre de 350 a 500 ppm. Sin desarrollos adicionales de procesos

o tecnologías de catálisis, se requería incrementar cuatro veces el volumen del reactor

para poder aumentar la desulfuración de 500 a 10 ppm (Stuntz and Plantenga 2002).

Desarrollos recientes en tecnologías de hidrotratamiento con lecho fijo han

demostrado reducir el tiempo de reacción, y por tanto disminuir el volumen del reactor

necesario para la producción de diesel de bajo azufre. El desarrollo de catalizadores

nuevos podría disminuir la necesidad de volúmenes mayores de reactores en algunas

refinerías. Mucho del mejoramiento de la tecnología de catálisis en años recientes es

el resultado de una mejor dispersión de los metales activos en el substrato y del

incremento en la actividad de los sitios de reacción. Nuevos catalizadores de las

empresas Akzo Nobel, Haldor-Topsoe y Criterion Catalyst incrementan la actividad

respecto de previas generaciones de catalizadores desde 25% hasta más de 80%

(EPA 2000b).

Las compañías creadoras de los nuevos catalizadores NEBULA, ExxonMobile y

Akzo Nobel, muestran un incremento de un factor de dos en la actividad del

catalizador a presiones moderadas. Este catalizador no ha sido aún utilizado en forma

amplia, y es actualmente significativamente más caro que los catalizadores

convencionales (Stuntz and Plantenga 2002). Muchos cambios adicionales pueden

mejorar la remoción de azufre de los actuales destiladores de hidrotratamiento.

Una reducción de 3–6% en las concentraciones de sulfuro de hidrógeno por el

lavado químico del hidrógeno reciclado puede reducir los niveles finales de

azufre en 60%.

Un distribuidor mejorado vapor-líquido puede incrementar el contacto entre

hidrógeno y los fluidos de abastecimiento lo cual reduce el nivel final de azufre

en 50%.

El incremento de la pureza del hidrógeno, que es preferible al incremento de la

presión parcial de hidrógeno la cual es intensiva en energía, puede generar un

aumento en la remoción de azufre de aproximadamente 40%.

El incremento de la temperatura de reacción puede también conducir a la

reducción de azufre deseada, pero reduciría significativamente el tiempo de

vida de los catalizadores. (EPA 2000b).


80

Cambios más extensivos incluyen aumentar el volumen del reactor e instalar

reactores adicionales. Un reactor adicional podría ser usado como una

segunda fase de alta presión con la inclusión de un lavador de sulfuro de

hidrógeno entre el primero y el segundo reactor. Una única fase de tecnología

de hidrotratamiento en desarrollo en China ha mostrado que se pueden lograr

los niveles de ultra bajo azufre con altos rendimientos y moderadas presiones a

través del uso de un segundo reactor en serie (Xiao-dong et al, 2002).

Los beneficios de estos cambios no se adicionan necesariamente y podrían no ser

suficientes para alcanzar niveles de azufre de 50 o 10 ppm en refinerías existentes,

dependiendo de los aspectos únicos de los fluidos de abastecimiento, el diseño del

reactor y las condiciones de operación.

Las refinerías pueden escoger entre mejorar una unidad de hidrotratamiento

existente o construir una nueva unidad de tecnología “casera”. Una adaptación es

menos intensiva en capital, con un costo del orden de 40 millones de dólares por

unidad en comparación a los 80 millones para una nueva unidad de hidrotratamiento.

Las mejoras podrían, sin embargo, ser menos flexibles respecto de las propiedades de

la corriente de abastecimiento y del producto final. La decisión está basada en la edad

del reactor existente, la calidad de los fluidos de abastecimiento y de las propiedades

deseadas del producto final. Varias refinerías que han decidido instalar un nuevo

sistema lo han hecho así porque prefieren usar la vieja unidad de tratamiento en

alguna otra parte de la refinería o porque prefieren expandir la capacidad de

producción de diesel. Varias estimaciones de costos realizadas en relación con las

nuevas regulaciones en Europa y los Estados Unidos han pronosticado que cerca de

la mitad de las refinerías instalarán sistemas “caseros” de hidrotratamiento para la

producción de diesel.

De cualquier manera, las predicciones más recientes de la Agencia de Protección

Ambiental, basadas en las normas para vehículos pesados a diesel, predicen que sólo

10–30% de las refinerías preferirán instalar sistemas “caseros” en lugar de mejorar las

unidades existentes(EPA 2000b).

4.2.5.4 Para Hidrocracking

Se trata de un proceso flexible para convertir las fracciones pesadas del crudo en

destilados medios para la producción de diesel. Es particularmente importante con el

uso de petróleo crudo, en el que dominan las fracciones de azufre pesado. En el

pasado se ha utilizado un hidrocracking suave para preparar las corrientes de

alimentación de la unidad de cracking catalítico (FCC), pero también puede ser


81

utilizado para reducir el contenido de azufre de los productos o para producir un mayor

rendimiento en la producción de diesel, ofreciendo además una mayor flexibilidad en la

relación de producción gasolina/diesel.

Nuevos desarrollos en catalizadores de hidrocracking y en el diseño de procesos

han mejorado el rendimiento de productos, y la selectividad y la amplitud de los ciclos.

Como puede observarse en la tabla B.2, en las tecnologías de hidrocracking se

requieren una mayor presión y un mayor consumo de hidrógeno, comparadas con la

adsorción o el hidrotratamiento, pero el volumen de reactor requerido es menor

(Belato, Lima, and Oddone 2002). En condiciones de operación menos severas, todos

los productos tienen menor contenido de azufre —menos de 50 ppm- y el diesel de

alta calidad es producido con un número de cetano elevado.

HIDROTRATAMIENTO PREVIO AL CRACKING

Dado que una larga proporción del azufre en el diesel y la gasolina es aportada por las

mezclas provenientes de la unidad de cracking catalítico (FCC), una forma de remover

el azufre es tratar la corriente de alimentación de estas unidades, con lo que se logra

reducir los niveles de azufre en la gasolina y el diesel al mismo tiempo. Este proceso,

diseñado para operar a presiones y temperaturas elevadas, también remueve el

nitrógeno y ciertos metales en las corrientes de abastecimiento que afectan

adversamente al catalizador en la unidad de cracking catalítico (FCC). A pesar de que

esta unidad no permitirá por sí sola la producción de gasolina y diesel de ultra bajo

azufre, puede permitir el uso de crudos de menor calidad, que de otra forma se

alimentarían a la unidad de cracking catalítico (FCC) diminuyendo su rendimiento, a la

vez que se logran alcanzar productos de mayor calidad al mismo tiempo. Sin embargo,

los gastos de capital y operación son frecuentemente prohibitivos.

Para una refinería de mediana a larga escala los costos de capital de instalación

pueden exceder los 100 millones de dólares (EPA 1999). Y dadas las altas


82

temperaturas y presiones requeridas, combinadas con grandes volúmenes de

abastecimiento para ser tratados, los costos de este equipamiento son relativamente

caros, comparados con otras formas de remoción del azufre.

4.2.6 Selección de la Tecnología

Nuestro objetivo es la producción de diesel con muy bajo contenido de azufre, un alto

índice de cetano y un color mejorado, para lo cual utilizaremos la tecnología Axens

'Prime-D Toolboox, la cual es una tecnología de punta altamente probada.

Si la principal necesidad es una unidad nueva o una máxima reutilización de las

actuales unidades de diesel, la Prime-D Hydrotreatment Toolbox responde a este


83

desafío. Como se comento, el objetivo del proceso, el cual van desde un bajo

contenido de azufre, compuestos aromáticos de bajo y alto índice de cetano, nos

permite lograr costos minimos por:

La selección de una combinación adecuada de catalizadores de la serie HR y

clasificación ACT la cual nos permite maximizar la duración del ciclo y la

performance. Los catalizadores 626 cubre el rango de los requerimientos de las

unidades de hidrotratamiento con catalizadores activos y estables. Los rangos

exhibidos por HR 626 CoMo van desde bajas a medias presiones; las unidades

HR 538/HR 548 NiMo tienen una gran actividad a altas presiones.

El uso de pruebas, reactores internos de alta performance, Equiflow, logran un

casi perfecto perfil de temperaturas (implementado sobre 100 unidades)

La carga de catalizador al reactor con la técnica de carga Catapac por encima

del 20% de la capacidad del reactor. Sobre 15000 toneladas de catalizador que

han sido cargadas, rapida, fácil y cuidadosamente en años recientes usando la

técnica Catapac.

La aplicación de procesos avanzados de control para operaciones

dependientes y la larga vida del catalizador.

La ingenieria de sonidos cuyos diseños basados en los años de R&D, diseño

de procesos y técnicas de retroalimentación para asegurar la correcta

aplicación de la tecnología adecuada para nuevos proyectos.

Cualesquiera que sean las metas de calidad del diesel, tal como un alto contenido de

cetano o bajo contenido de aromaticos, la tecnología Prime-D’s Hydrotreatment

permitirá lograr estas metas con gran efectividad y una buena manera económica.

Instalación:

Sobre las 200 unidades de destilados, los hidrotratadores han sido licenciados.

Ellos incluyen 85 unidades de bajo contenido de azufre, así como también unidades de

incremento de número de cetano, equipados con dispositivos internos y cargado con

catalizadores de la serie HR.


84

4.2.6.1 HALDOR TOPSOE

APLICACIÓN: La tecnología de hidrotratamiento de Topsoe tiene un amplio rango de

aplicación, incluyendo la purificación de nafta, destilados medios y residuos, tan bueno

que permite una desulfurización a fondo y mejoras en el color del diesel y las cargas

de pretratamiento de FCC e hidrocraking.

PRODUCTOS: El diesel ultra bajo en azufre, y las cargas limpias para las unidades de

hidrocracking y FCC.

DESCRIPCIÓN: El diseño del proceso de hidrotratamiento incorpora su tecnología

probada del catalizador TK con una óptimo y graduado lecho y alto performance en un

reactor patentado. Las combinación de estas características, anexado al diseño

especial y geometría de la unidad del hidrotratamiento resultan en el proceso que da

solución a los requerimientos de las refinerías.

En el hidrotratador del Topsoe, la alimentación mezclada con hidrógeno, calentada y

parcialmente evaporada en un intercambiador alimentación-efluente antes de entrar al

reactor. En el reactor, la alta eficiencia de los internos de Topsoe tienen una baja

sensibilidad para el bajo nivel y son diseñados para asegurar la mayor efectividad en

el mezclado de las líneas de líquido y vapor y el máximo uso del volumen del

catalizador; por ende permitiendo altos ratios de producción. La tecnología del lecho

del catalizador Topsoe y el uso de una óptima forma del lecho no catalítico en el tope

del reactor minimiza la caída de presión en el equipo.


85

Los catalizadores del hidrotratamiento de Topsoe, se ubican en serie, y han probado

su alta actividad y alto performance en numerosas unidades en producción en el

mundo. El efluente del reactor es enfriado en el intercambiador con la alimentación,

además el gas y líquido es separado. El gas hidrógeno es enviado a un lavado con

aminas para remover el sulfuro de hidrógeno y reciclarlo al reactor. El reciclo frio de

hidrógeno es usado como enfriador de gas entre la cama del catalizador, si es que

esto fuese necesario. El producto líquido es despojado con vapor en una columna

despojadora de productos para remover el sulfuro de hidrógeno, gases disueltos y

cortes livianos.


86

Condiciones de Operación

En el reactor:

La temperatura de ingreso al reactor debe estar comprendida entre 300 a 400 ºC, y la

presión estará entre 30 a 130 atm.

En el separador:

El gas sale del separador a 35ºC y una presión que está entre 3 y 5 atm.

4.2.7 Unidad de Tratamiento de Aminas

Esta planta elimina el Sulfuro de Hidrogeno (H2S) de la mezcla de corrientes de gas y

lo recupera como una corriente de H2S pura para ser alimentada a la planta de acido

sulfurico. Es una tecnología abierta. Para este estudio se seleccionó la unidad

Crosstex, y debido a que está montada en patines es de bajo costo. Otros

suministradores podrían proveer equipo similar. ExxonMobil tiene incluido un

absorbedor de sulfuro de hidrogeno en su unidad de Flexicokin.

Los gases de los despojadores de agua ácida no pueden ser enviados a esta unidad,

debido al amoniaco que contienen los gases. El amoniaco se disolverá en el agua

de dilución de la amina, y causara problemas con el absorbedor. Estos gases serán

enviados directamente a la planta de ácido sulfúrico.

El tratamiento de gas con aminas se refiere a un grupo de procesos que utilizan

soluciones acuosas de varias aminas para eliminar el sulfuro de hidrógeno (H2S) y

dióxido de carbono (CO2) de gases. Es un proceso usado en refinerías de petróleo,

plantas petroquímicas, plantas de procesamiento de gas natural y otras industrias. El

http://:@es.wikipedia.org/wiki/Amina

http://:@es.wikipedia.org/wiki/Sulfuro_de_hidr%F3geno

http://:@es.wikipedia.org/wiki/Di%F3xido_de_carbono

88

proceso también se conoce como eliminación del gas ácido y endulzamiento. Los

procesos dentro de las refinerías de petróleo o de las plantas de gas natural que

eliminan el sulfuro del hidrógeno y/o los mercaptanos se refieren comúnmente como

procesos de endulzamiento porque los productos que se obtienen no tienen dióxido de

carbono y sulfuro de hidrógeno. Los procesos consisten en la absorción del gas por

soluciones químicas acuosas de amina a presión y a temperatura ambiente.

Hay muchas aminas usadas para tratar el gas:

Monoetanolamina (MEA)

Dietanolamina (DEA)

Metildietanolamina (MDEA)

Diisopropilamina (DIPA)

Diglicolamina - Econoamina(DGA)

Existen también combinaciones de aminas que se usan para mejorar la extracción de

los gases ácidos y minimizar la corrosión en los equipos usados. Las aminas se

emplean en soluciones acuosas que van del 20% al 70% en peso de amina en agua.

Las aminas también se utilizan para eliminar gases ácidos de los hidrocarburos

líquidos por ejemplo el gas licuado del petróleo (GLP).

http://:@es.wikipedia.org/wiki/Monoetanolamina

http://:@es.wikipedia.org/w/index.php?title=Dietanolamina&action=edit&redlink=1

http://:@es.wikipedia.org/w/index.php?title=Metildietanolamina&action=edit&redlink=1

http://:@es.wikipedia.org/w/index.php?title=Diisopropilamina&action=edit&redlink=1

http://:@es.wikipedia.org/wiki/Gas

http://:@es.wikipedia.org/wiki/Gas_licuado

http://:@es.wikipedia.org/wiki/GLP

90

4.3 PROCESO WSA (WET SULFURIC ACID)

El proceso WSA es un proceso para la conversión de corrientes azufradas en ácido

sulfúrico y fue desarrollado por Haldor Topsoe A / S, Dinamarca. Desde su introducción,

en la década de 1980, el proceso ha WSA sido reconocido como un proceso eficiente

para la recuperación de azufre procedente de diversas fuentes en forma de ácido sulfurico

de calidad comercial. El proceso WSA ha encontrado una amplia aplicación en las

refinerías, la industria metalúrgica, la industria del acero (coque), la industria de la energía

y la industria de la celulosa. Más de 60 plantas han sido levantadas en todo el mundo con

licencia para el tratamiento de los gases en una amplia gama de industrias.

ESQUEMA DE UNA PLANTA WSA

91

4.3.1 Aplicación

El proceso WSA se aplica en todas aquellas industrias en la que el azufre es un

problema. Las aplicaciones típicas incluyen:

Refinería y Petroquímica

El H2S contenido en los gases procedentes de las unidades de extracción con

amina.

Los gases del extractor de agua acida.

La regeneración de ácido sulfúrico gastado de la alquilación.

El tratamiento de los humos de las calderas despedido por residuos pesados y

coque de petróleo.

Principales características

En comparación con el tratamiento de azufre de otros los procesos, el proceso de

WSA ofrece una amplia gama de características:

Más del 99% del total de contenido de azufre, siempre de acuerdo con la

legislación ambiental.

El producto es limpio, acido sulfúrico concentrado de gran valor comercial

El calor de reacción se recupera como vapor sobrecalentado o vapor saturado.

Los gases que contienen hidrocarburos, con también muy alto contenido de CO2,

se aceptan

Procesos opcionales de DeNOx, para los gases con alto contenido de

de NH3 y HCN

No consumo productos químicos (excepto DeNOx, opcional)

Muy bajo consumo de agua de refrigeración

No hay consumo de agua de proceso

No hay efluentes de residuos líquidos o sólidos.

Economía atractiva

4.3.2 Principios del Proceso

WSA es la abreviatura de gas húmedo de ácido sulfúrico, el sentido de que,

contrariamente a los procesos convencionales de ácido sulfúrico, el proceso de WSA trata

los gases de proceso con un gran contenido de agua. Esto significa que el enfriamiento y

la condensación antes de la conversión de SO2 etapa no es necesaria. En

92

consecuencia, no habrá residuos líquidos efluentes, no la pérdida de ácido, no hay uso de

agua de refrigeración para este parte, y no hay pérdida de calor. Esta función también

reduce la caída de presión y por lo tanto consumo de energía eléctrica.

Los principios de proceso puede ser ilustrado en varios casos diferentes: Uno de los

casos es el tratamiento de sulfuro de hidrógeno (Fig. 1), que es el que vamos a emplear

en el proceso que requerimos.

Los procesos involucrados en el WSA son los siguientes:

● De combustión (excepto en el caso de SO2 gases)

● Calefacción o enfriamiento del gas a la temperatura del reactor

● Conversión de SO2 a SO3

● La hidratación del SO3 a H2SO4 gaseoso.

● La condensación de H2SO4 en el condensador de WSA

Gases de H2S

El proceso WSA es un eficaz y en algunos casos una alternativa superior al proceso

Claus. El proceso puede ser aplicado para gases con alto contenido de H2S, y para los

gases con un contenido de H2S inferior tanto en la descarga de unidades de gasificación y

en el gas de Rectisol. Este último tipo de gas normalmente tiene un alto contenido de CO2

y a menudo un contenido sustancial de hidrocarburos; esto también es aceptado por el

proceso de la WSA.

En el caso de H2S, por ejemplo, de una unidad de regeneración con aminas, el gas es

incinerado a SO2 en un quemador seguido de una caldera de calor residual. A menos que

el gas de alimentación contenga otro combustible, un combustible de apoyo es necesario

si el gas de alimentación contiene menos de, digamos, 25% de H2S. El gas que se

incinera normalmente contiene 5-6% de SO2.

93

El gas que sale de la caldera de calor residual a una temperatura de aproximadamente

400°C. El gas entra en el reactor de SO2, que contiene dos o tres lechos de catalizador,

dependiendo de las condiciones reales del proceso y el grado deseado de conversión. Ya

que la reacción en el reactor es exotérmica, el gas se enfría entre los lechos para para

optimizar el equilibrio SO2/SO3. Después de la última etapa de transformación, se enfría el

gas y la mayoría del SO3 reacciona con el agua de vapor y forma en fase gaseosa el

ácido sulfúrico (Tabla 1). El gas de proceso se dirige al condensador WSA, donde la

hidratación final y condensación del ácido se produce.

94

El condensador WSA (Fig. 2) es un intercambiador vertical de carcasa y de tipo tubo de

película descendente y está hecho con tubos de boro silicato de vidrio resistente a la

degradación térmica y al ácido. Los flujos de gas de proceso dentro de los tubos se

enfrían por el aire ambiente en la corriente patrón. El ácido sulfúrico se condensa en los

tubos y fluye hacia abajo mientras se concentra mientras la corriente de contacto del gas

de proceso sale caliente.

El acido sulfúrico se recoge en un recipiente de ladrillos alineados resistente al ácido en la

parte inferior y se enfría a 30-40 ° C en un refrigerador de tipo intercambiador de calor de

placas por agua y luego se bombea al almacenamiento.

Soporte del Modulo del Condensador WSA

95

Instalación del Modulo del Condensador WSA

Sección Inferior del Condensador WSA

96

El gas sale del proceso del Condensador WSA a aproximadamente 100 ° C y pueden ser

enviados directamente a pila. Es una característica notable del condensador WSA que el

gas contiene sólo una muy pequeña cantidad de niebla de ácido, por lo general menos de

los requisitos legales.

El aire de refrigeración del condensador WSA sale aproximadamente a 200-250°C. Parte

del aire caliente se utiliza como aire de combustión en el quemador de H2S, y la parte

restante puede ser mezclada en la pila para mayor volatilidad o puede ser usado para el

agua de alimentación de calderas de precalentamiento. Cuando el gas de alimentación

contiene apreciables cantidades de amoníaco, cianuro de hidrógeno -- IDE o de otros

compuestos de nitrógeno, o si la coincineración tiene lugar a temperaturas elevadas, una

cierta cantidad de nitrógeno nitrógeno (NOx) se forma. Con el fin de cumplir con los

requisitos legales y de evitar la decoloración de la pila de emisión, puede ser necesario

eliminar el NOx.

El calor de reacción se recupera en la forma de vapor. El vapor saturado a lo

general 50-60 bar se genera en el calor residual de calderas y en el enfriador de gas

aguas abajo de la Reactor de SO2. Procedentes del tambor de vapor de agua saturado se

utiliza para la refrigeración de entre las etapas reactor catalítico y es exportada como

vapor sobrecalentado, por lo general en más de 400 ° C, o puede estar condicionada a las

propiedades deseadas. La presión del vapor requerido se determina por el contenido de

SO3 y de agua en el proceso de gas de tal manera que todas las temperaturas de la

superficie están muy por encima del punto de rocío del ácido. Los materiales de

construcción de la planta WSA es generalmente de acero al carbono, excepto cuando

temperatura de diseño requiere de calor se utiliza una aleación resistente de acero y

molibdeno (inoxidable o ½). La cámara de combustión del quemador de H2S y los

residuos de entrada de calor de la caldera están protegidos por el revestimiento

refractario. Las partes del condensador WSA en contacto con la condensación de ácido

estarán protegidas por un revestimiento de fluoro polímeros, y la parte inferior del

condensador está bordeada con ladrillos resistentes al ácido. El enfriador de ácido esta

típicamente hecho de Hastelloy C. La bomba del ácido está llena y de acoplamiento

magnético.

Por ejemplo, en una gran ampliación de la refinería proyecto, TNK-BP en Ryazan, Rusia

decidió utilizar la WSA para la recuperación de azufre de todo el sitio, incluyendo el gas

del tratamiento SWS. Esta decisión se tomó en base en ocho años de exitosa operación

de otras dos plantas WSA en el mismo sitio. La alquilación fue parte de la expansión y,

97

naturalmente, se decidió incorporar la regeneración del ácido en el sistema general, en

este caso, la capacidad de H2S fue mucho más de lo necesaria como combustible para la

regeneración de ácido gastado. Se construyeron dos plantas separadas de WSA, una

para H2S, además del gas SWS, incluyendo un reactor SCR, y uno para el ácido gastado

más H2S. Las nuevas plantas de WSA se pusieron en marcha en 2005 y 2006,

respectivamente.

COSTOS TECNOLÓGICOS

Capital

AdjustedCapital

Volume Cost Peru Volume Volume Cost

Units

KBD $MM Factor Exponent: KBD KBD $MM

Dieselhydrodesulfurization

22,00 45,00 1,20 0,60 39,000 41,053 78,51

Hydrogen plant 90,00 150,00 1,20 0,60 18,398 19,367 71,61

Sulfuric acid plant 739,00 40,00 1,20 0,60 0,262 0,275 48,00

98

5. ESTUDIO LEGAL

El proyecto es viable legalmente en vista que existe normatividad aplicable a nuestra

actividad que nos da la estabilidad jurídica necesaria para llevar a cabo la realización

del proyecto, esto ya ha sido analizado con anterioridad y nos da los lineamientos para

realizar un análisis más profundo del aspecto legal en el cual se enmarca nuestro

proyecto de inversión.

Al obtener nosotros en nuestro proceso productos cuyas especificaciones están

normadas, debemos contemplar las mismas para incluir en nuestro proceso las

consideraciones necesarias para poder obtener un producto que esté dentro de estas

especificaciones.

Los problemas ambientales existentes en el mundo han conllevado a que los

combustibles sean cada vez más limpios, y eso va refrendado con leyes que

promueven ese desarrollo, en nuestro país se han dado por ejemplo:

Ley N° 28054 (08/08/2003).- Ley de Promoción del Mercado de Biocombustibles

Ley N° 28694 (22/03/06).- Ley que regula el contenido de azufre en el combustible

Diesel.

A partir del 1 de enero del 2010 queda prohibida la comercialización para el consumo

interno de combustible diesel cuyo contenido de azufre sea superior a las 50 partes por

millón por volumen.

A partir de la vigencia de la presente Ley queda prohibida la importación de

combustible Diesel N°1 y Diesel N°2 con concentraciones de azufre superiores a 2500

ppm., prohibiéndose además la venta para el mercado interno de un combustible diesel

con un contenido de azufre superior a 5000 ppm.

El Ministerio de Energía y Minas queda facultado para establecer, por excepción, las

zonas geográficas del interior del país en las que se podrá utilizar el expendio de diesel

http://:@www.minem.gob.pe/archivos/dgh/legislacion/l28054.pdf

http://:@www.minem.gob.pe/archivos/dgh/legislacion/ley28694.pdf

99

con contenido mayor de azufre, bajo las regulaciones que sobre esta materia se

establezcan en el reglamento de la presente Ley.

Además, nos amparamos en el Reglamento de Transporte, Almacenamiento y Manejo

de Ácido Sulfúrico, el cual esta detallado ampliamente en el anexo del presente trabajo.

Par a terminar entre los anexos adjuntamos la Ley Que Regula El Contenido De Azufre

En El Combustible Diesel Ley Nº 28694.

Y en esta aprte legal es importante conocer las Normas Relacionadas con elProcesamiento, Comercialización y Transporte de Hidrocarburos Líquidos para lo

cual adjuntamos las siguientes:

A. Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento deHidrocarburos Decreto Supremo N° 051-93-EM (17/11/93)

Modificaciones:

· Decreto Supremo N° 005-2003-EM (05/03/2003).- Sustituyen artículo del

reglamento de normas para la refinación y procesamiento de hidrocarburos y

modifican definiciones del glosario, siglas y abreviaturas del subsector

hidrocarburos.

· Decreto Supremo N° 035-2003-EM (06/11/2003).- Modifican Diversos Artículos del

Reglamento de Normas para la refinación y procesamiento de hidrocarburos,

aprobado mediante D.S. N° 051-93-EM

· Decreto Supremo N° 014-2004-EM (02/05/2004).- Modifican Reglamento de

Normas para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, aprobado mediante

D.S. N° 051-93-EM

B. Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos Decreto

Supremo N° 052-93-EM (18/11/93)

Modificación:

· Decreto Supremo N° 036-2003-EM (06/11/2003).- Modifican el reglamento de

seguridad para el almacenamiento de hidrocarburos, aprobado POR D.S. N° 052-

2003-EM

http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/reglanormas.PDF

http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/ds005-2003-EM.pdf

http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/DS%20035-2003-EM_Mod.pdf

http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/ds014-2004.pdf

http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/hidrocarburos/normas_reglamento.asp


http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/ds036-2003_Mod.pdf

100

C. Reglamento para la Comercialización de Combustibles Líquidos y OtrosProductos Derivados de los Hidrocarburos Decreto Supremo N° 030-98-EM

(03/08/98)

Alcance: Medios de Transporte, Grifos y Estaciones de Servicio

Modificaciones:

· Decreto Supremo N° 019-2000-EM(30/10/2000)

· Resolución Ministerial N° 090-2001-EM (01/03/2001)

· Decreto Supremo N° 001-2003-EM (21/01/2003)

· Decreto Supremo N° 015-2005-EM (05/05/05) Otorgan un plazo de adecuación

para los grifos con almacenamiento rural en cilindros.

· Decreto Supremo N° 045-2005-EM(20/10/05) Modifican diversas normas de los

reglamentos de comercialización del Subsector Hidrocarburos Fe de

Erratas (28/10/05)

Decreto Supremo N° 010-2006-EM (17/02/06) Modifican artículo 20° del Decreto Supremo

N° 045-2005-EM Amplían plazo de adecuación para plantas de abastecimiento e

Instalaciones de Consumidores Directos de Otros Productos Derivados de los

Hidrocarburos Fe de Erratas

D. Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento de

Hidrocarburos Decreto Supremo N° 051-93-EM (17/11/93)

Modificaciones:

· Decreto Supremo N° 005-2003-EM (05/03/2003).- Sustituyen artículo del

reglamento de normas para la refinación y procesamiento de hidrocarburos y

modifican definiciones del glosario, siglas y abreviaturas del subsector

hidrocarburos.

· Decreto Supremo N° 035-2003-EM (06/11/2003).- Modifican Diversos Artículos del

Reglamento de Normas para la refinación y procesamiento de hidrocarburos,

aprobado mediante D.S. N° 051-93-EM



http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/rm090-2001.pdf




http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/ds045-2005-Erratas.pdf



http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/Fe_010-2006-EM.pdf

http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/reglanormas.PDF

http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/ds005-2003-EM.pdf

http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/DS%20035-2003-EM_Mod.pdf

101

· Decreto Supremo N° 014-2004-EM (02/05/2004).- Modifican Reglamento de

Normas para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, aprobado mediante

D.S. N° 051-93-EM

E. Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos Decreto

Supremo N° 052-93-EM (18/11/93)

Modificación:

· Decreto Supremo N° 036-2003-EM (06/11/2003).- Modifican el reglamento de


2003-EM

F. Reglamento para la Comercialización de Combustibles Líquidos y OtrosProductos Derivados de los Hidrocarburos Decreto Supremo N° 030-98-EM

(03/08/98)

Alcance: Medios de Transporte, Grifos y Estaciones de Servicio

Modificaciones:

· Decreto Supremo N° 019-2000-EM(30/10/2000)

· Resolución Ministerial N° 090-2001-EM (01/03/2001)


· Decreto Supremo N° 015-2005-EM (05/05/05) Otorgan un plazo de adecuación


· Decreto Supremo N° 045-2005-EM(20/10/05) Modifican diversas normas de los

reglamentos de comercialización del Subsector Hidrocarburos Fe de

Erratas (28/10/05)

· Decreto Supremo N° 010-2006-EM (17/02/06) Modifican artículo 20° del Decreto

Supremo N° 045-2005-EM Amplían plazo de adecuación para plantas de

abastecimiento e Instalaciones de Consumidores Directos de Otros Productos

Derivados de los Hidrocarburos Fe de Erratas (28/02/06)

· Resolución Directoral Nº 141-2008-EM/DGH (21/07/08)




http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/ds036-2003_Mod.pdf



http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/rm090-2001.pdf









http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/rd141-2008.pdf

102

G. Reglamento para la Comercialización de Combustibles Líquidos y OtrosProductos Derivados de los Hidrocarburos. Decreto Supremo N° 045-2001-EM

(26/07/2001)

Alcance: plantas de abastecimiento, plantas de abastecimiento en aeropuertos,

terminales, consumidores directos, distribuidores mayoristas, importadores/exportadores y

distribuidores minoristas

Modificaciones:

· Decreto Supremo N° 034-2002-EM(23/10/2002).- Plazo para el Cumplimiento de

Obligación de Transporte por el Distribuidor Mayorista.

· Decreto Supremo N° 054-2002-EM(18/12/2002).- Modificación del artículo 8°

del D. S. N° 030-98-EM.

· Resolución Ministerial N° 216-2003-EM/DM (24/05/2003) Establecen lineamientos

para que marcadores o trazadores a ser incorporados en los productos y

productos de selva permitan determinar adulteración de los mismos

· Decreto Supremo N° 004-2004-EM (23/02/2004) Modifican Normas sobre

Comercialización de Combustibles Líquidos y Otros Productos Derivados de los

Hidrocarburos.

· Decreto Supremo N° 045-2005-EM (20/10/05).- Modifican diversas normas del

Reglamento de comercialización del Subsector Hidrocarburos.

· Decreto Supremo N° 010-2006-EM(17/02/06) Modifican artículo 20° del Decreto

Supremo N° 045-2005-EM Amplían plazo de adecuación para plantas de

abastecimiento e Instalaciones de Consumidores Directos de Otros Productos

Derivados de los Hidrocarburos. Fe de erratas

· D.S. Nº 012-2007-EM (03/03/07) Modifican normas de comercialización de

combustibles líquidos y otros productos derivados de Hidrocarburos y dictan

disposiciones complementarias. Fe de Erratas

H. Reglamento para la coloración y el uso de marcadores o trazadores en loscombustibles líquidos y otros productos derivados de los hidrocarburos ynormas complementarias para el control de calidad. D.S. N° 012-2003-EM

(23/03/03)


http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/ds034-2002-EM%20_modifica045-2001-EM.pdf

http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/modifi045-2001.pdf

http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/rm216-2003-em.pdf






http://:@intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dgh/legislacion/Fe_DS012-2007-EM.pdf

http://:@www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/Hidrocarburos/normas_legales/ds012-2003.pdf

103

Modificación:

· Decreto Supremo N° 037-2004-EM Reglamento para la coloración y el uso de

marcadores o trazadores en los combustibles líquidos y otros productos derivados

de los hidrocarburos y normas complementarias para el control de calidad

I. Reglamento para el Uso de Marcadores en los Combustibles Líquidos yOtros Productos Derivados de los Hidrocarburos. Decreto Supremo N° 023-

2006-EM (10/04/06)

J. Reglamento de Seguridad para establecimientos de Venta al Público deCombustibles Derivados de Hidrocarburos. Decreto Supremo N° 054-93-EM

(20/11/93)

Modificaciones:

· Decreto Supremo N° 020-2001-EM (11/05/01).- Modificación del artículo 11° del D.

S. N° 054-93-EM

· Decreto Supremo N° 014-2001-EM (11/03/01).- Plazos para presentación a

OSIGNERG del programa de adecuación para la instalación del sistema de

recuperación de vapores

· Decreto Supremo N° 031-2001-EM (21/06/01).- Ampliación de los plazos

establecidos en el D. S. N° 014-2001-EM.

· Decreto Supremo N° 018-2002-EM (09/05/2002).-Ampliación de plazos

establecidos en el D. S. N° 014-2001-EM.

· Decreto Supremo N° 035-2002-EM (24/10/2002).- Ampliación de plazos

establecidos en el D. S. N° 014-2001-EM.( Derogado)

· Decreto Supremo N° 013-2003-EM (17/04/03).- Establecen nuevo plazo para la

presentación del programa de adecuación para la instalación del sistema de

recuperación de vapores de estaciones de servicio, grifos y consumidores directos

de combustibles líquidos.

· Decreto Supremo N° 017-2004-EM Derogan Num. 2 del Art. 11° del Reglamento

de Seguridad para Establecimientos de Venta al Público de Combustibles

Derivados de Hidrocarburos, aprobado por D.S. N° 054-93-EM

· Decreto Supremo N° 015-2005-EM (05/05/05).- Otorgan un plazo de adecuación



http://:@www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/Hidrocarburos/normas_legales/reglaseguestable.PDF





http://:@www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/Hidrocarburos/normas_legales/ds035-2002_modifica%20018_.pdf




104

· Decreto Supremo N° 027- 2005-EM (20/07/05)

K. Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos. Decreto

Supremo N° 026-94-EM (10/05/94)

Modificaciones:



· Decreto Supremo N° 018-2002-EM (09/05/2002).-Amplían plazos establecidos en

el D. S. N° 014-2001-EM.- Sistema de Recuperación de vapores

· Decreto Supremo N° 035-2002-EM (24/10/2002) Amplían plazos establecidos en el

D. S. N° 014-2001-EM - Sistema de recuperación de vapores.( Derogado)

· Decreto Supremo N° 013-2003-EM (17/04/03).- Establecen nuevo plazo para la

presentación del programa de adecuación para la instalación del sistema de

recuperación de vapores de estaciones de servicio, grifos y consumidores directos

de combustibles líquidos.

· Decreto Supremo N° 047-2003-EM (31/12/03).- Modifican el artículo 111° del

Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos.

· Decreto Supremo N° 034-2004-EM Modifican el Artículo 43° y agrega el Artículo

68A al Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos, aprobado

por Decreto Supremo N° 026-94-EM.

5.1. PROCEDIMIENTO LEGAL A SEGUIR PARA PODER OPERAR5.1.1. TRAMITACIÓN DE LICENCIA DE CONSTRUCCIÓN Y FUNCIONAMIENTO

Previo al inicio de la construcción debemos tramitar la autorización de la misma ante

la Dirección General de Hidrocarburos, la solicitud de autorización incluirá la siguiente

documentación:

1. Memoria descriptiva del proyecto, que contendrá lo siguiente:

a) Ubicación de la Obra.

b) Descripción de las unidades de procesamiento y de servicios proyectados,

naturaleza y origen de las materias primas, capacidad de procesamiento y

producción, naturaleza y destino de los productos y subproductos.







http://:@www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/Hidrocarburos/normas_legales/ds035-2002_modifica%20018_.pdf


http://:@www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/Hidrocarburos/normas_legales/ds047-2003-em.pdf

http://:@www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/Hidrocarburos/normas_legales/ds034-2004-EM.pdf

105

2. Planos relativos al proyecto, incluyendo diagramas de flujo de proceso, planos de

ubicación, arreglo de planta y de equipos, sistemas de contra incendio, principales

elevaciones, cortes y especificaciones de equipos, y toda información que permita

verificar en lo posible el cumplimiento de las normas y disposiciones dadas en este

Reglamento.

3. El programa propuesto para el diseño, construcción y puesta en funcionamiento.

4. Documentos relativos al terreno y conformidad de ubicación, que incluya:

a) Copia certificada del título de propiedad del terreno o minuta de compra

legalizada o contrato de cesión de uso del terreno, según sea el caso.

b) Certificado de compatibilidad de uso y certificado de alineamiento del terreno

propuesto para las instalaciones, expedido por la municipalidad provincial

correspondiente.

5. Relación de los profesionales colegiados responsables de la ejecución del

proyecto.

6. Informe de una empresa Auditora Técnica, sobre calificación de la seguridad

técnica de las instalaciones proyectadas.

7. Estudio de Impacto Ambiental (EIA), según las normas establecidas en el

Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos.

La Dirección General de Hidrocarburos aprobará u observará el proyecto presentado

en un plazo no mayor de treinta días calendario, en caso contrario éste quedará

aprobado tal como lo propuso el responsable del proyecto. De existir observaciones

éstas deberán absolverse en un plazo máximo de sesenta días calendario, caso

contrario se declarará en abandono la solicitud.

Aprobado el proyecto, la Dirección General de Hidrocarburos expedirá una resolución

directoral de Autorización de Instalación. La Licencia de Construcción deberemos

gestionarla posteriormente ante la municipalidad provincial correspondiente.

Terminada la etapa de construcción, informaremos de ello por escrito a la Dirección

General de Hidrocarburos, solicitando que se ordene la inspección y se hagan las

pruebas que fueran necesarias, con el objeto de obtener la Autorización de Uso y

Funcionamiento.

La inspección se realizará con participación de una empresa de Auditoría Técnica,

dentro de un plazo que no excederá de treinta días calendario, levantando un acta

donde constarán los resultados de la inspección y pruebas y demás observaciones

que hubiera. El acta deberá ser firmada por el representante de la Dirección General

106

de Hidrocarburos, el responsable de nuestro proyecto y el representante de la

empresa de Auditoría Técnica.

La Autorización de Uso y Funcionamiento de las instalaciones se hará mediante

resolución directoral por la Dirección General de Hidrocarburos, en un plazo no mayor

de quince días calendario. La conformidad de las obras civiles se tramitará ante la

municipalidad provincial correspondiente y la Licencia de Apertura la otorgará el

concejo distrital de su jurisdicción.

Para obtener la autorización de funcionamiento, debemos salir airosos de la

inspección, para esto el D.S. N° 051-93-EM norma el diseño, construcción, operación

y mantenimiento, es así que debemos regirnos a estas normas en el proceso

completo del proyecto. Las consideraciones más importantes a tomar en cuenta son:

· Diseño y Construcción: el diseño y construcción deberá llevarse a cabo de acuerdo

a normas nacionales, de no existir estas se tomarán en cuenta estándares

internacionales en especial en los aspectos relativos a la seguridad del personal e

instalaciones, control de la contaminación ambiental y conservación de la energía.

Contempla por ejemplo los niveles de ruido permisibles y la procedencia de los

materiales de construcción.

· Disposición de la planta: la disposición de planta (layout) de las refinerías y plantas

de procesamiento deberá realizarse, tomando en consideración los criterios de

prevención y lucha contraincendio, así como de la operabilidad y mantenimiento

con seguridad de los equipos, siguiendo las normas y estándares de la NFPA o

equivalentes. Contempla el espaciamiento entre los equipos así como la

disposición de los cuartos de control, tanques de almacenamiento, entre otros.

· Equipos y sistemas a utilizar en el proceso: describe los requisitos de diseño y

montaje de hornos, bombas, compresores, intercambiadores de calor, calderos,

torres de enfriamiento, sistemas de tuberías, desagües, instrumentación y control,

eléctrico, iluminación, contra incendio. Estos equipos y sistemas deben cumplir

con los estándares internacionales aceptados.

· Construcción y Montaje: describe los aspectos a tomar en cuenta para la

construcción y el montaje de la planta, principalmente la protección al personal, lo

107

que incluye los equipos de seguridad que utilizarán y el procedimiento más seguro

para evitar accidentes.

· Operación y Mantenimiento: el personal de operación de las unidades de proceso

y servicios deberá ser provisto de manuales detallados de operación, incluyendo

los procedimientos de arranque y paro de planta, procedimientos para situaciones

de emergencia por falla en el suministro de combustible, aire de instrumentos,

energía eléctrica, vapor, paro de bombas de alimentación, etc. Se contemplan

principalmente los aspectos de higiene y seguridad industrial tanto para la

operación como para el mantenimiento de la planta.

La normatividad adicional que afecta el proyecto se detalla a continuación:

Decreto Supremo N° 052-93-EM (18/11/93).- Reglamento de Seguridad para el

Almacenamiento de Hidrocarburos.

Modificación:

Decreto Supremo N° 036-2003-EM (06/11/2003).- Modifican el reglamento de


2003-EM.

R.M. Nº 0664-78-EM/DGH.- Reglamento de Seguridad en la Industria del Petróleo.

Decreto Supremo N° 026-94-EM (10/05/94).- Reglamento de Seguridad para el

Transporte de Hidrocarburos.

Modificaciones:

Decreto Supremo N° 034-2004-EM.- Modifican el Artículo 43° y agrega el Artículo

68A al Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos, aprobado por

Decreto Supremo N° 026-94-EM

Decreto Supremo N°015-2006-EM.- Reglamento para la Protección Ambiental en las

Actividades de Hidrocarburos.

Decreto Supremo N°012-2008-EM.- Reglamento de Participación Ciudadana para la

Realización de Actividades de Hidrocarburos.

http://:@www.minem.gob.pe/archivos/dgh/legislacion/reglaseguridad.PDF

http://:@www.minem.gob.pe/archivos/dgh/legislacion/ds036-2003_Mod.pdf

http://:@www.minem.gob.pe/archivos/dgh/legislacion/ds26-94.pdf

http://:@www.minem.gob.pe/archivos/dgh/legislacion/ds034-2004-EM.pdf

108

6. ESTUDIO AMBIENTAL

6.1. Introducción

6.1.1. Objetivos Generales

Las Actividades de Hidrocarburos, de acuerdo a la legislación ambiental vigente se

rigen por:

I.- La necesidad de lograr compatibilizar el equilibrio ecológico y el desarrollo,

incorporando el concepto de "desarrollo sostenible" en las Actividades de

Hidrocarburos, a fin de permitir a las actuales generaciones satisfacer sus

necesidades sociales, económicas y ambientales, sin perjudicar la capacidad de las

futuras generaciones de satisfacer las propias.

II.- La prevención, que se instrumenta a través de la Evaluación de los posibles

Impactos Ambientales de las Actividades de Hidrocarburos, con la finalidad de que

se diseñen e implementen acciones tendentes a la eliminación de posibles daños

ambientales, en forma adecuada y oportuna.

III.- El establecimiento a todo nivel de una conciencia ambiental, orientada a

preservar los ecosistemas, con miras a alcanzar un equilibrado aprovechamiento de

los recursos naturales y demás elementos ambientales.

IV.- El ejercicio del derecho de propiedad que compromete al Titular a actuar en

armonía con el ambiente.

V.- No legitimar o excusar acciones que impliquen el exterminio o depredación de

especies vegetales o animales.

VI.- Las normas relativas a la protección y conservación del ambiente y los recursos

naturales que son de orden público.

109

6.1.2. Objetivos Específicos

Caracterizar las condiciones ambientales (condiciones físicas, biológicas y

socio-económicos) del área de influencia del proyecto para establecer una

"Línea Base", que servirá como un marco referencial para futuras

evaluaciones ambientales.

Determinar los impactos ambientales generados en las etapas de construcción

y operación del proyecto.

Proponer medidas de mitigación a los impactos ambientales negativos

generados en las etapas de construcción y operación del proyecto, mediante

la elaboración de un Plan de Manejo Ambiental.

Cumplir con la legislación vigente que garantice la protección ambiental.

6.1.3. Alcance

Para el Estudio Ambiental nos regiremos al Decreto Supremo N° 015-2006-EM.“Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades deHidrocarburos”. El organismo competente ante el cual debemos presentar nuestro

estudio de impacto ambiental es el ministerio de energía y minas a través de la

dirección general de asuntos ambientales energéticos. El cual da las siguientes

definiciones de interés:

ü Impacto ambiental: es el efecto de las acciones del hombre o de la

naturaleza causan en el ambiente natural o social. Pueden ser positivos o

negativos.

ü Declaración de impacto ambiental (DIA): documento que tiene el carácter

de declaración jurada donde se expresa que el proyecto de inversión cumple

con la legislación ambiental y que es susceptible de generar impactos

ambientales negativos poco significativos de acuerdo con la normativa

ambiental vigente.

ü Estudio de impacto ambiental (EIA): documento de evaluación ambiental de

los proyectos de inversión cuya ejecución puede generar impactos

ambientales significativos en términos cuantitativos y/o cualitativos. Dicho

documento debe ser a nivel de factibilidad del proyecto.

110

ü Estudio de impacto ambiental semidetallado (EIA-SD): de evaluación

ambiental de los proyectos de inversión cuya ejecución puede generar

impactos ambientales susceptibles de ser eliminados o minimizados mediante

la adopción de acciones técnicas fácilmente aplicables.

6.2. Estudio Impacto Ambiental

6.2.1. Objetivos

ü Sumariar las características pertinentes del proyecto y las sensibilidades

ambientales.

ü Describir la naturaleza y gravedad de las posibles interacciones entre el proyecto

propuesto y los elementos ambientales naturales y humanos existentes del área

del proyecto.

ü Identificar las medidas de atenuación que se aplicarán para limitar los impactos a

niveles aceptables.

ü Prevenir los impactos que puedan resultar luego de la aplicación de las medidas

de atenuación.

ü Especificar todos los compromisos del proponente con respecto a la protección

ambiental y a la compensación.

6.2.2. Línea Base Física

6.2.2.1. Ubicación Del Proyecto

La instalación de la UDC se llevará a cabo en la Refinería “La Pampilla” y es allí

donde funcionará generando una sinergia entre las unidades ya existentes y esta

nueva.

La Refinería La Pampilla se localiza en el distrito de Ventanilla en la Provincia

Constitucional del Callao, Carretera Ventanilla Km 25. Con una Latitud 11°55’40’’

Sur, y Longitud 77°11’09’’ oeste.

111

VISTA SATELITAL DE LA REFINERIA LA PAMPILLA

6.2.2.2. Área De Influencia Directa e Indirecta

6.2.2.2.1Descripción del Área del Proyecto

La Refinería La Pampilla, en la cual instalaremos las tres Unidades de

Hidrotratamiento, Unidad de Steam Reforming y Unidad de WSA, se ubica

geopolíticamente en el distrito de Ventanilla, Provincia Constitucional del Callao.

Este ámbito está conformado por centros poblados urbanos y rurales, destacando

que en los primeros se asienta aproximadamente el 99% de las viviendas del

distrito. La concentración de la población distrital de Ventanilla presenta una

distribución asimétrica, dado que algunos centros poblados se constituyen en ejes

del distrito, y alrededor de éstos se articulan poblaciones secundarias y menores,

denominadas anexos.

Los componentes operativos de la Refinería La Pampilla, esto es, las instalaciones

principales, y como elementos auxiliares, el muelle de carga y otros equipos se

112

localizan en el mismo distrito. A continuación la relación de pueblos jóvenes y

urbanizaciones.

ü Pueblo joven

Alfonso Ugarte

Ampliación Angamos

Ampliación hijos de

ventanilla

Angamos i sector

Angamos ii sector

Angamos sector iii

Brisas de ventanilla

Ciudad del licenciado ii

etapa

Coopemar

Defensores de la patria

El progreso

Hijos de Angamos

Hijos de Grau

Hijos de ventanilla

José Carlos Mariátegui

José Gabriel

Condorcanqui

Kenyi Fujimori

Kunamoto

Las casuarinas

Las lomas del Paraíso

Las terrazas de ventanilla

Leoncio prado (oeste)

Los Ángeles

Los cedros

Los jardines de Leoncio

prado

Los licenciados i etapa

Luis bedoya reyes

Luis Felipe de las casas

Mi Perú

Miramar

Moisés Wall

Parque porcino

Ricardo durand

San Juan Bosco

San pablo

San Pedro de choque

Santa margarita

Susana Higuchi

Valle hermoso

Veinticuatro de junio

Víctor Raúl haya de la

torre

Villa los reyes

http://:@www1.inei.gob.pe/BancoCuadros/Bancua20.asp?bco=14&dep=07&pro=01&dis=06&cat=02&ccpp=0002&tit=Departamento:CALLAO$Provincia:$Distrito:VENTANILLA















































ü Urbanización

Antonia Moreno de Cáceres

Ciudad del pescador

Ex zona comercial

La bandera

Los próceres

Miguel Grau

Naval

Pedro Cueva Vásquez

6.2.2.2.2 Área de Influencia Directa

El Área de Influencia Directa (AID) del Proyecto está conformada por las poblaciones

de los Parques, Unidades Vecinales y Urbanizaciones en el distrito de Ventanilla

ubicadas alrededor de los componentes operativos de la Refinería La Pampilla y

cuya percepción de impacto directo se dirige a la instalación de las tres unidades

antes mencionadas.









114

Mapa de los alrededores de la Refinería La Pampilla

6.2.2.2.3 Área de Influencia Indirecta

El Área de Influencia Indirecta (AII) comprende un área de mayor extensión, donde el

impacto indirecto se presenta por la importancia de la Refinería en la dinámica

socioeconómica de la ciudad de Callao. El AII está conformado por los Parques,

Unidades Vecinales, Urbanizaciones y Asentamientos Humanos restantes que

conforman el distrito de ventanilla y el Callao y distribuidos en los sectores.

115

Mapa de la Refinería La Pampilla

6.2.2.2.4 Clima y Meteorología

Datos de temperatura del aire y precipitación (1950-1991). Estación del Aeropuerto de

Talara y de la estación de SENAIM.

116

Promedio Mensual de Temperaturas del Callao del 2009

Temperaturas y precipitación en el Aeropuerto Jorge Chávez

(Guía Climática Turística – SENAMHI)

6.2.2.2.5 Calidad del Aire

La calidad del aire se determina analizando las emisiones e inmisiones al aire producidas en

la refinería, en este caso tomaremos datos del SENAMHI sobre la calidad de aire en Mayo

del 2008 en el Callao con respecto a emisiones de varios contaminantes como:

117

La información registrada por el analizador modelo API 200E en la estación de calidad de

aire de la sede central del SENAMHI, muestra registros máximos horarios de NO de 213,4

ppb y de NO2 de 82,6 ppb, ocurridos el lunes 26 de mayo a las 19:00 horas; y mínimos

horarios entre 0 y 2 ppb en horas comprendidas entre las 3 y 5:00 horas de la madrugada.

El valor medio del mes del gas dióxido de nitrógeno (NO2) fue de 21 ppb, superior al del

mes anterior (18 ppb), propio de la dinámica del gas en interacción con las condiciones

atmosféricas predominantes de bajas temperaturas y mayor humedad.

La información registrada por el analizador modelo 43i en la estación de calidad de aire de la

sede central del SENAMHI según la figura 10, muestra un registro máximo horario de 19,7

ppb, ocurrido el martes 27 de mayo a las 10:00 horas; y mínimos horarios de 0,1 ppb en

horas comprendidas entre las 3 y 6:00 horas. El valor medio del mes del gas dióxido de

azufre (SO2) fue de 4 ppb, inferior al del mes anterior; ello se explica debido al incremento

de la humedad relativa que favorece reacciones químicas que disminuyen las

concentraciones del gas para convertirse en compuestos que formarán parte de la lluvia

ácida.

6.2.3. Línea Base Biológica

De los estudios desarrollados se han podido registrar los siguientes:

§ Flora Fanerogamica: Se han identificado 53 especies de flora, que están

comprendidas en 49 géneros y 22 familias botánica.El 54% de la flora vascular de los

umbrales de ventanilla corresponden a especies de que crecen en forma natural en

este tipo ecosistemas costeros e inclusive alto andinos o amazónicos; el 46%

restante lo constituyen especies cultivadas (11%) y plantas invasoras de cultivos

(35%), algunas de las cuales ya se han naturalizado en los humedales de la costa

peruana.

§ Plancton y Peces: El volumen hídrico de los humedales de ventanilla regularmente

significativo y las condiciones natureologicas existentes en la zona, favorecen la

118

proliferación de organismos que conforman el fitoplancton y zooplancton, que se

pueden encontrar en los espejos de agua; a pesar de eso se han encontrado una

baja diversidad de especies acuáticas.

§ Avifauna: La diversidad de la avifauna, está compuesta de 62 especies entre

residentes (37%), migratorias locales (37%), migratorias alto andinas (3%),

migratorias del norte del país (2%), migratorias del Norteamérica (19%) (2%), siendo

las especies residentes, migratorias locales y de Norteamérica las de mayor

representatividad en número de especies e individuos.

Las aves se distribuyen en los hábitats acuáticos e inundados (29 especies), marino

(6 especies) y terrestre (27 especies), siendo los espacios acuáticos los más

frecuentados a pesar que representan una área mínima de 9.6 Ha., a la que se suma

espejos de agua temporales durante los periodos de incremento de la napa freática

pero que no superan el área total de humedal (538.68 ha.).

6.2.4. Atracciones Turísticas de Ventanilla

En este parte del trabajo se toca debido a que debemos tener en cuenta la diversidad

de lugares turísticos en este distrito para tener conciencia de que no debemos

destruirlos en el desarrollo de las actividades petroleras y refineras.

El distrito de ventanilla existen diversos atractivos que permitieran desarrollar la

actividad turística y recreativa de manera permanente, es decir, durante todo el año,

constituyéndose en uno de los ejes de desarrollo económico del distrito. Dentro de los

recursos turísticos, recreativos y culturales con los que cuenta Ventanilla, están:

ü Los Humedales

ü Restos Arqueológicos

ü Balneario y Playas

ü Acantilados e Islotes

ü Cuevas y Monumentos Naturales

ü Río Chillón

6.3. Descripción del Proyecto

El proyecto se basa en la instalación de tres unidades ya antes mencionadas dentro de la ya

existente Refinería Talara, con el objetivo de procesar en primer lugar disminuir la cantidad

de azufre en el diesel y luego transformar ese azufre obtenido en un producto para la

comercialización como es el caso del acido sulfúrico.

119

Una resumida explicación del proceso es la siguiente:

ü Usar el Gas de Camisea para la producción de hidrógeno mediante el usa de las

tuberías que provee la empresa repartidora de Gas Natural – Calidda.

ü Usar el hidrógeno en la siguiente unidad que es de Hidrotratamiento para disminuir la

calidad de diesel hasta menor a 50ppm de azufre que especifica la normativa

peruana.

ü Usar el azufre obtenido, que aun no tiene valor comercial, en un producto para

comercializar, es decir volverlo acido sulfúrico.

121

7. ESTUDIO DE COSTOS, INGRESOS, INVERSIÓN Y FINANCIAMIENTO

7.1. INTRODUCCIÓN

A continuación, se ha realizado el estudio económico y de viabilidad de la planta de Delayed

Coking.

Para el estudio de su viabilidad se han estimado los beneficios generados por esta actividad

económica y se han determinado los parámetros que permiten definir si esta actividad es

viable económicamente o al contrario no tiene ningún tipo de rendimiento.

7.1.1. ESTUDIO DE COSTOS

Los costos de fabricación corresponden a los gastos referentes a la fabricación del

producto en la planta, por ejemplo, los costes de las materias, de los trabajadores, o del

mantenimiento. Todos estos costes están evaluados anualmente, y si el cociente de los

costes totales y las vendas es superior a 1, entonces se podrá afirmar que la planta

tiene beneficios anualmente.

Para establecer los costes de fabricación se realiza un estudio de los costes principales

temas que intervienen en este término que son los siguientes:

M1: materias primas

El primer término de los costes de fabricación, deriva del coste de las materias

primeras.

Mediante la consulta a las diferentes instituciones y organismos que trabajan con estos

valores se ha conseguido una estimación del costo de la materia prima que utilizara

nuestro proceso.

M2: Mano de obra

Mediante el estudio de los requerimientos de personal, realizado en el transcurso del

proyecto podemos aproximar que el sueldo de la mano.

122

M3: Licenciante

Debido a que el proceso productivo es conocido y otras compañías e investigadores

han patentado las condiciones óptimas de producción de los destilados medios y coque,

y previamente se ha decido seguir estas condiciones, es necesario estimar el coste

debido a la utilización de patentes registradas y en vigor.

Para ello se ha estimado que el coste generado por la utilización de patentes es de un

1% de las ventas.

M4: Servicios generales

El coste generado por consumos de servicios, suministros energéticos o de otros

productos, por distribuidores externos a la planta genera un costo, en nuestro caso

utilizaremos vapor de alta presión, electricidad, combustible, agua de enfriamiento.

M5: Suministros

El coste de fabricación derivado de los

suministros hace referencia a la

adquisición de forma regular de

materiales que no son materias

primas, como lubricantes,

herramientas, vestuario adecuado. El

rango típico de este coste es 0,1-

1,5% de I.

M6: Mantenimiento

El coste de fabricación derivado del

mantenimiento hace referencia a las revisiones anuales, la substitución de piezas o

reparaciones por posibles problemas. El rango típico de este coste es 1-2% de I.

M7: Laboratorio

El coste de fabricación derivado del laboratorio hace referencia a controles de calidad

tanto del producto como de las materias primeras. El rango típico de este coste es

5-25% de M2, no se ha considerado este costo.

M8: Envasado

El coste de fabricación derivado del envasado se supone nulo debido a que la mayoría

del producto, el 99,9 % se distribuye mediante camiones.

M9: Expedición

El coste de fabricación derivado de la expedición hace referencia a los costes de

transporte y de venta del producto. No se considera este costo

M10: Alquiler

No existe alquiler de instalaciones.

123

M11: Depreciación

El coste de depreciación se ha considerado que este planta se depreciará en un 100%

en 10 años lo cual hace un porcentaje de 10% de la inversión inicial

M12: Aseguradoras

El coste de fabricación derivado de las aseguradoras hace referencia al hecho de

asegurar tanto instalaciones como equipos y edificios de la planta. Se ha considerado

un valor estándar, el 0,5% de I.

7.1.2. ESTUDIO DE INGRESOS

Para realizar un estudio del rendimiento económico en primer lugar es necesario

realizar un estudio de los ingresos por ventas de los productos comercializados por la

planta, teniendo en cuenta tanto nuestro producto principal como los subproductos.

Para la estimación de su precio se han hecho consultas a los valores impuestos por la

misma refinería de talara y a lo largo de distintas webs de mercado de subproductos.

La planta del estudio tendrá una capacidad de 22600 BDP, el cual abastecerá tanto

mercado local como para exportación, generando impuestos y creando más puestos de

trabajo, el precio de cada producto del Delayed Coking se encuentra en evaluación

económica en el capitulo 8 del presente trabajo.

7.1.3. ESTUDIO DE INVERSION

La inversión inicial se entiende como el capital necesario para comprar tanto bienes

materiales como servicios en el periodo de desarrollo de la idea inicial y construcción de

la planta para poder desarrollar la actividad de producción deseada.

Esta inversión consta de los gatos previos, del capital inmovilizado, del capital

circulante, y de la puesta en marcha de la planta.

7.1.3.1. Inmovilizado

El capital inmovilizado (I) se utilizada para la compra de los equipos y los materiales

de la planta. Se ha utilizado el método de Vian con el fin de calcular el coste del

capital inmovilizado, este método divide el cálculo del inmovilizado en diferentes

apartados:

124

En lo que respecta en la inversión de maquinarias y equipos utilizamos el programa

CADCOST 2008 y actualizamos el valor del equipo al 2009 con el índice de costos,

al ver que el monto es muy pequeño optamos por la escalar el costo de instalación

de la Planta de Delayed Coking, los cálculos desarrollados con el cadcost 2008, se

encuentra en el ANEXO B y la formula utilizada para la escalamiento de la inversión

de la planta

NOTA 3: Ver los cálculos para la estimación de los equipos en el ANEXO C

7.1.3.2. Capital circulante

El capital circulante se relaciona con la inversión inicial debido a que es necesario

realizar una primera inversión en diferentes costes materiales coma materias

primeras y servicios comenzar la producción. Este dinero es destinado a diferentes

pagos para poder hacer el ciclo productivo y finalmente vender el producto, después

de empezar la actividad económica, también es necesario este capital para poder

hacer frente a los pagos de carácter inmediato.

Para poder establecer un valor del capital en circulación, este se aproxima a un

rango de entre el 10-30% de las ventas. En una primera aproximación este valor de

las ventas puede ser desconocido, se acaba aplicando que el capital circulante es

del 10-30% del inmovilizado, el valor estándar es del 20%.

125

7.1.4. ESTUDIO DE FINANCIAMIENTO

Antes de adquirir un financiamiento debemos conocer los tipos de financiamiento que

existen y a que tipos de financiamiento se deberá aplicar. Los tipos de financiamiento

pueden clasificarse según si exigen a cambio de patrimonio o deuda. Cuando se

negocia patrimonio de la empresa, se desconoce el resultado final de la inversión y

generalmente se espera un retorno mayor.

Cuando se negocian deudas, el resultado de la inversión es mucho más predecible:

cuándo y cuánto se va a pagar.

Instituciones que permitirán concentrar y canalizar recursos generados por esta enorme

fuerza económica y las provenientes de organismos oficiales como agencias de

gobierno y fuentes cooperantes; facilitan el financiamiento de actividades económicas

con impacto social positivo que generen beneficios; ubicando estos dos objetivos al

mismo nivel, que los consideren no sólo compatibles, sino complementarios. Los

beneficios que se obtengan será respetando una serie de criterios éticos y financiando

actividades con impacto social positivo. En ambos casos, cualquier proyecto que desee

recibir financiación por parte de una institución como esta, debe cumplir una segunda

condición: ser viable económicamente. Solo así se logra que la institución no tenga

resultados negativos. A continuación mencionaremos algunas instituciones donde se

podría aplicar para un financiamiento en este proyecto.

Corporación Andina de Fomento (CAF)

La Corporación Andina de Fomento (CAF) es una institución financiera multilateral, que

presta múltiples servicios bancarios a clientes de los sectores público y privado de sus

países accionistas, mediante la eficiente movilización de recursos financieros desde los

mercados internacionales hacia América Latina. La Corporación está comprometida con

el desarrollo sostenible y la integración regional, pilares de su misión.

La CAF es la principal fuente de financiamiento multilateral de la región andina, con

aprobaciones que ascienden a USD 18.401 millones en los últimos cinco años.

Consciente de esta realidad la CAF trabaja constantemente en el desarrollo de

productos y mecanismos novedosos de financiamiento de proyectos, así como en el

establecimiento de alianzas estratégicas con entidades financieras, fondos de capital de

riesgo, bancos de desarrollo, entidades públicas, organizaciones no gubernamentales,

fundaciones, entre otros, a fin de facilitar el proceso de acceso al capital.

Banco Interamericano de Desarrollo (BID)

http://:@www.caf.com/view/index.asp?pageMS=34172&ms=17

126

El BID presta recursos financieros y otorga donaciones. Además, comparte sus

investigaciones y ofrece asesoría y asistencia técnica para mejorar áreas

fundamentales como la educación, la reducción de la pobreza y la actividad

agropecuaria. La lista de clientes abarca desde gobiernos centrales a alcaldías y

pequeñas empresas. El banco procura, además, asumir un papel protagónico en

cuestiones transfronterizas como el comercio internacional, la infraestructura y la

energía.

El BID cuenta con varios mecanismos que apoyan la preparación de proyectos: la

Facilidad para la Preparación de Proyectos (FPP), la Facilidad para la Preparación yEjecución de Proyectos (FAPEP), el Fondo de Infraestructura (InfraFund), el Fondo

para el Financiamiento de Iniciativas de Integración de la Infraestructura Regional

(FIRII) y el Fondo para el Financiamiento de la Prevención de Desastres (FDP).

Banco Mundial

La Corporación Financiera Internacional (International Finance Corporation o la IFC) es

la institución afiliada del Grupo del Banco Mundial que se ocupa del sector privado. La

IFC, miembro del Grupo del Banco Mundial, es un inversionista y asesor internacional

abocado a promover, en sus países miembros en desarrollo, proyectos viables que

sean redituables, financiera y comercialmente sólidos, y sostenibles desde el punto de

vista ambiental y social.

Ellos se basan en que un crecimiento económico racional es clave para la reducción de

la pobreza, que tal crecimiento se funda en el desarrollo del espíritu empresarial y la

inversión privada exitosa, y que se necesita un clima propicio para los negocios a fin de

que esta inversión prospere y contribuya a elevar el nivel de vida de la población.

127

8. EVALUACION ECONOMICA

La evaluación económica del proyecto sirve para determinar la viabilidad o no de este, en

términos económicos. Y para ello se precisará del cálculo del coste de los equipos, de la

inversión inicial para la planta, de los costes de fabricación, y del volumen total de vendas

que se conseguirá con el proceso.

La evaluación económica se hizo a partir de hojas de Excel, en las cuales hemos podido

hallar cada punto necesario para ver la viabilidad del proyecto con un rate de producción de

ácido sulfúrico de 85 TM/ D y un consumo de diesel acido en el rango de 41000 barriles por

día con un contenido de sulfuros de 5000 ppm.

Para la evaluación económica de la planta se deben seguir los siguientes puntos:

1. Cálculo de la inversión inicial requerida.

2. Costes de fabricación y gerencia.

3. Dinero por ventas.

4. Cálculo de la rentabilidad de la planta.

A continuación se presentan los siguientes cuadros para cada uno de los procesos y un

cuadro concluyente final.

128

INDICE DE COSTOS

INDICE DE COSTOSAÑO M&S CE1970 125,71971 132,21972 137,21973 144,11974 165,41975 182,01976 198,01977 215,01978 552 219,01979 607 239,01980 675 261,01981 745 297,01982 774 314,01983 786 317,01984 806 323,01985 813 325,01986 817 318,01987 814 324,01988 852 343,01989 895 355,01990 915 358,01991 931 361,01992 943 358,01993 964 359,01994 993 368,01995 1028 381,01996 1039 382,01997 1057 387,01998 1062 390,01999 1068 392,02000 1068 393,02001 1070 395,72002 1073 395,72003 402,02004 444,2

2005 468,2

2006 499,62007 525,4

2008 575,4

2009 618,0201020112012

8.1 UNIDAD WSA- PRODUCCION DE ACIDO SULFURICO

136

8.2 HIDROTRATAMIENTO DE DIESEL

8.3 PRODUCCION DE HIDRÓGENO

142

8.4 RESUMEN ECONÓMICO GLOBAL

144

8.4.1 CALCULO DEL TIR Y VAN

145

8.5 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

8.5.1 PRIMER ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

A continuación se presenta una evaluación de precios para el diesel

Según lo evaluado el precio de diesel influye de en los valores de VAN y el TIR, proponiendo

una alternativa para nuestra plata al estimar un posible costo de nuestra materia prima de tal

forma de garantizar una rentabilidad, considerando que netamente compraremos diesel, en

el caso de procesar otras cargas también se llevarían a al análisis de tal forma de tener

presente hasta que precios es posible negociar.

146

8.5.2 SEGUNDO ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

En este análisis se harán variaciones de los precios del acido sulfúrico en venta operando a

una máxima capacidad, comprando el diesel únicamente al precio al cual es vendido en la

planta de despacho.

Es análisis muestra que parte de nuestras ganancias no van con el precio del acido

sulfurico, tomando con la consideración que se produciría netamente diesel azufrado; como

se aprecia en el análisis el precio del acido sulfúrico tendria que alcanzar valores

extremadamente altos en el orden de 3000 a 5000 dolares, tomando en cuenta que toda la

inversión será pagada por el costo de mi producto final.

147

9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES

Para una producción anual de 85 TM/D y un consumo netamente de diesel, los

ingresos son insuficientes para establecer una recuperación en un periodo mínimo

de 10 años. Si se aprecia el costo de implantar una unidad WSA es mucho menor

que instalar una unidad de hidrotratamiento; así mismo la planta de hidrogeno tiene

un costo considerablemente alto.

El signo negativo en el UTILITY de vapor en la unidad de hidrógeno, implica una

producción autónoma de vapor de alta; reduciendo los costos operativos mas es

insuficiente para disminuir el alto costo de inversión.

El proyecto implica comprar el diesel ácido con una cantidad de azufre de 5000 ppm

a refinería la pampilla y el cálculo se realiza al precio en planta. Sin embargo, si

seguimos el concepto de los crudos, al tener una materia prima de mayor contenido

de azufre (>=10000 ppm) su costo también se reduce teniendo un mayor margen

reduciendo así el índice negativo que presenta nuestro VAN.

El proyecto no solo contempla compartir instalaciones con REFINERÍA LA

PAMPILLA, sino también pretende darle un uso a los servicios como energía

eléctrica y agua. Debido a nuestro gran utility en generación de vapor tanto en el

WSA como en la unidad de hidrógeno se puede buscar acuerdos empresariales de

tal manera de bajar los precios a través del uso compartido de sus utilities.

Llevando a cabo el análisis de los costos operativos; el costo que más se eleva es al

comprar el diesel, este tiene una relación de costo de aproximadamente 10 veces a

los costos considerados

Los costos de mano de obra se calculan de forma global considerando unidades

referenciales como un índice para valorar al personal.

El costo de venta del acido sulfúrico es 10 veces menos que el diesel dulce,

concluyendo que las mayores ganancias se verán en comercializar el diesel en vez

del acido sulfúrico total.

Asimismo, la logística y todos los aspectos comerciales, van de la mano con las

inversiones que se están realizando para exportar acido sulfúrico, lo que implica

menores costos tanto en gente calificada como en los costos generados para su

comercialización.

Nuestro proyecto contempla obtener nuestra materia prima, sulfuro de hidrógeno, de

la unidad de hidrotratamiento catalítico del diesel, en base a lo obtenido en el

balance de masa, el hecho de emplear únicamente diesel es insuficiente para la

148

obtención de la materia prima, por ello es importante recalcar que la tecnología

provista por AXXEN nos permite emplear otras cargas de destilados medios, así

mismo considerar tratar los gases de proceso para obtener mayor cantidad de

materia prima es parte de una de las posibles alternativas para remediar la limitada

cantidad de sulfuro de hidrógeno conseguido del diesel.

La producción de acido sulfúrico mediante el proceso de WSA no solo es más barata

para ser usado como alternativa para procesar las altas cantidades de gases de

proceso, sino también tiene un mercado cada días más demandante de este

producto para países como Chile, el cual presenta una creciente demanda de ese

elemento para su industria minera.

En el mercado existen diversas tecnologías para tratar los gases de proceso

obtenidas de la unidad de aminas, como son el proceso Claus (producción de azufre)

el proceso WSA (ácido sulfúrico húmedo), pero ésta última presenta ventajas no solo

en la facilidad de almacenamiento sino también del valor económico que conlleva

producir acido sulfúrico en vez de azufre elemental, con ello presentamos una nueva

alternativa para lo sulfuros obtenidos como subproducto de la desulfurización.

Como se establece en la legislación actual a partir del año 2010 se comercializará

diesel de bajo azufre en lima, pero con el tiempo se extenderá a todo el país, en

base a esto las refinerías como RELAPA, ven a conveniencia buscar formas de

adecuarse a las nuevas reglas que impone el mercado a través de las normas. Así

mismo el efecto de reducir el azufre a los combustibles trae no solo beneficios en el

incremento del performance de los mismos sino también se genera un gran impacto

positivo sobre la población al tratar de aminorar los efectos causados por la

contaminación en la ciudadanía, esto trae consigo no solo beneficios tributarios sino

también acceso a crédito de entidades internacionales producto del arraigo de una

proyecto que va de la mano con el medio ambiente.

Este proyecto se concibió con la idea de disminuir la cantidad de azufre emitido al

medio ambiente y a la vez obtener un producto que no sea desechado como el

sulfuro de hidrogeno sino convertirlo en un producto que sirva a la sociedad como es

el acido sulfúrico; al realizar estos tres procesos logramos ese objetivo y a la vez

disminuimos la contaminación emitida a la atmosfera, es decir concluimos que

usando estos procesos se cumple con la legislación peruana y, más importante aún,

se mejora el nivel de vida disminuyendo la contaminación por combustibles.

149

Uno de los puntos importantes de este proyecto es el cuidado del medio ambiente,

pero para lograrlo se necesita cumplir con una serie de normas de carácter legal –

social, desde el punto legal cumplir con las leyes de la constitución y Decretos

Ministeriales tanto del Ministerio de Energía y Minas, Ministerio de Ambiente y

Ministerio e la Producción, por eso dentro de nuestro estudio legal detallamos todas

las leyes que se deben cumplir. En el aspecto social se debe tener en cuenta a las

poblaciones del entorno a la Refinería, y como vemos concluimos que estos tres

procesos no dañaran en ecosistema ni generarán enfermedades que deterioren la

salud de la población de Ventanilla.

150

RECOMENDACIONES

Todo proyecto de inversión requiere de una evaluación previa mediante del perfil del

proyecto con la finalidad de definir los campos que se van a desarrollar y los

objetivos que se desean alcanzar por el proyecto, ya sea dar valor agregado a un

producto o quizá mejorar algún proceso ya existente; cualquiera que fuera el tipo de

proyecto lo más importante es tener un estudio del perfil lo suficientemente bueno

para evitar problemas posteriores como por ejemplo información insuficiente.

El proyecto necesita acuerdos no solo privados sino también gubernamentales

puesto que económicamente no funciona solo, requiere de convenios y acuerdos

entre las partes no solo por el financiamiento, sino también beneficios tributarios y

mejores condiciones al inversionista privado.

Todo trabajo de investigación y especialmente de proyectos como estos, se sugiere

distribuir el trabajo por partes, para la recolección de la información, mas no para la

elaboración del informe final, debido a que se necesita que las ideas sean

concatenadas y no dispersas una con respecto de otras.

Así mismo se sugiere cumplir con los plazos establecidos por el líder del grupo, evitar

en todo momento problemas con los demás compañeros mediante la promoción del

dialogo permanente.

Además, es importante que cada integrante se sienta identificado con su trabajo de

tal manera que lo pueda llevar a cabo de la mejor manera, para ello es importante

brindarle la confianza del caso capacitándolo y explicando cual es la labor que se

requiere precisamente, y que se quiere de esa labor.

151

10. BIBLIOGRAFÍA

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especificadas del gas de producto. Nº. 10. Enero, 2009. pp. 1-3

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4. BLANCO Adolfo. “proyectos de inversión”, en Formulación y Evaluación de

Proyectos, Ediciones Torán, 4ta edición. pp. 24-29

5. TERRONES HUANCA, Héctor “Integración de la producción de hidrogeno a partir del

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Enero, 2003. pp. 30-100

6. ARTUR D. Little, “Modernización y ampliación de refinería talara caso seleccionado”

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bloque troncal cursos máster. Noviembre, 2003. pp. 5-20

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http://www.aulafacil.com/CursoMatematicasFinancieras/Finanza65.htm

8. Arrieta M., Silvia, “Análisis de costos asociados al mejoramiento de la calidad del

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Universidad de los andes. Octubre 25, 2006 en,

http://sur.uniandes.edu.co/documentos/Analisis%20de%20costos%20asociados%20a%20m

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9. Minam impulsa aplicaciones de índice de nocividad de combustibles con alto contenido

de azufre. Sábado 28 Noviembre 2009 en,

http://www.minam.gob.pe/index.php?option=com_content&view=article&id=341:indice-de-

nocividad-de-combustibles-puede-contribuir-a-mitigar-contaminacion-por-combustibles-con-

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10. “Proceso de acido sulfúrico húmedo”. 18 de noviembre 2009, en

http://en.wikipedia.org/wiki/Wet_sulfuric_acid_process

11. Cálculo del VAN y TIR con Excel.abril 2005, en www.zonaeconomica.com/excel/van-tir

http://:@codelcoteexporta.bligoo.com/profile/view/76830/teexporta.html

http://:@codelcoteexporta.bligoo.com/content/view/122924/RELACION-DE-PRODUCCION-Y-CONSUMO-DEL-ACIDO-SULFURICO-EN-CHILE.html%23content-top

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http://:@en.wikipedia.org/wiki/Wet_sulfuric_acid_process

http://:@www.zonaeconomica.com/excel/van-tir

153

ANEXOANEXO A: CALCULO DEL BALANCE DE MASA SIMULADO EN EXCEL

ANEXO B: DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO, LAYOUT DE PLANTA, PLANO DE

INGENIERIA P&IDLÍMITE DE BATERIAS PLANO DE INGENIERIA P&ID

ANEXO C: EQUIPOS

ANEXO D: DATOS TECNICOS DEL DIESEL DE REFINERIA LA PAMPILLA

ANEXO E: FICHAS DE SEGURIDAD

154

ANEXO A: CALCULO DEL BALANCE DE MASA SIMULADO EN EXCEL

BALANCES DE MASA Y REACCIONES QUIMICAS DE LOS PROCESOSPRODUCCION DE ACIDO SULFÚRICOTECNOLOGIA: HALDOR TOPSOE

CINÉTICA DEL PROCESO

Procesos de Oxidación(1) H2S + 1,5 O2 → SO2 + H2O(2) SO2 + 0,5 O2 → SO3

(3) SO3 + H2O → H2SO4

H2S + 2 O2 → H2SO4

BALANCE DE MATERIA

Capacidad (t/día) 85,00Concentración de H2SO4 (% masa) 98

155

Densidad del H2SO4 (kg/l) 1,1

Molar(%)

PM(g/mol)

Ratio molar:H2SO4/(H2S o

C2S)

Ratio molar:O2/(H2S o C2S)

H2S 100 34 1 2C2S 0 56 1 3.5

Total 100

Peso Molecular Gas(M.P.) (g/mol) 34.0

Temp. Standard (°F) 60.0Presión Standard (atm) 1.0Vol de 1 mol "Gas Ideal" (l/mol) 23.67Densidad Gas (M.P.) (lb/Std ft3) 0.090

1.2 Producción: Ácido Sulfúrico

Flujo másico de H2SO4 (kg/día) 83300Flujo másico de H2SO4 (lb/día) 183642Peso Molecular de H2SO4 (g/mol) 98Flujo molar H2SO4 (mol/día) 850000

1.3 Demanda de Materia PrimaRatio molar:H2SO4/Gas

1,0Flujo molar de Gases (mol/día) 894737Flujo másico de Gases (lb/día) 67066

Flujo vol. de Gases(106 Stdft3/día) 0,75

Eficiencia deConversión (%) 95

1.4 Demanda Mínima de Oxígeno y AireRatio molar:

O2/Gas2

Flujo molar de O2 (mol/día) 1789474Flujo másico de O2 (lb/día) 126242

Flujo vol. de O2

(106 Stdft3/día) 1,50

Peso Molecular O2 (g/mol) 32Temp. Standard (°F) 60,0Presión Standard (atm) 1,0Vol de 1 mol "Gas Ideal" (l/mol) 23,67Densidad Gas (M.P.) (lb/Std ft3) 0,084

Composición del Aire

156

O2 (% mol) 21N2 (% mol) 79

Peso Molecular N2 (g/mol) 28Peso Molecular Aire (g/mol) 28,8Temp. Standard (°F) 60,0Presión Standard (atm) 1,0Vol de 1 mol "Gas Ideal" (l/mol) 23,67Densidad Aire (M.P.) (lb/Std ft3) 0,076

Flujo másico de Aire (lb/día) 541787

Flujo vol. de Aire(106 Stdft3/día) 7,1

HIDROTRATAMIENTO DE DIESELTECNOLOGÍA: AXENS

157

MECANISMOS DE REACCIÓN

Nombre BPD wt % API S (ppmpeso) Dens (kg/l) Dens

(lb/bbl)S (103

lb/día)Diesel 43950,66923 0,005 35,2 50 0,84883023 297,483559 0,65373007

158

PLANTA DE TRATAMIENTO DE AMINAS

Ratio: Amina/Gases deRef.

(gal/Stdft3) 0.28 0,15 - 0,4

(Hasta 4 ppm S y 1,5%CO2 disuelto)

Peso Molecular Prom.Gas Refinería (g/mol) 30.21

Densidad de la Amina (kg/l) 1.30

PRODUCCION DE HIDROGENOTECNOLOGÍA: HALDOR TOPSOEMECANISMO DE REACCIÓN

(1) Reforming (2) Shift Conversion

H H2O H H2O

(1) CH4 + H2O → CO + 3 1 (2) CO + H2O → CO2 + H2 1 1

159

3H2

(1) C2H6 + 2H2O → 2CO +5H2 5 2

(2) 2CO + 2H2O → 2CO2+ 2H2 2 2

(1) C3H8 + 3H2O → 3CO +7H2 7 3

(2) 3CO + 3H2O → 3CO2+ 3H2 3 3

(1) C4H10 + 4H2O → 4CO +9H2 9 4

(2) 4CO + 4H2O → 4CO2+ 4H2 4 4

…… 11 5 …… 5 5…… 13 6 …… 6 6…… 15 7 …… 7 7…… 17 8 …… 8 8(1) C9H20 + 9H2O → 9CO +19H2 19 9

(2) 9CO + 9H2O → 9CO2+ 9H2 9 9

…… 21 10 …… 10 10…… 23 11 …… 11 11…… 25 12 …… 12 12

Capacidad 106 ft3/día 37Peso Molecular Gas (M.P.) (g/mol) 17,4

Temp. Standard (°F) 60,0Presión Standard (atm) 1,0

Vol de 1 mol Gas Ideal (l/mol) 23,67Densidad Gas (M.P.) (lb/Std ft3) 0,046

1.2a Producción de Hidrógeno

Flujo molar H2 (mol/día) 44 254 746Flujo Másico H2 (lb/día) 195 127

Peso Molecular H2 (g/mol) 2,0Temp. Standard (°F) 60,0Presión Standard (atm) 1,0Vol de 1 mol Gas Ideal (l/mol) 23,67Densidad Gas (M.P.) (lb/Std ft3) 0,005

Eficiencia de Conversión (%) 100,0

1.2b Producción de CO2

Ratio molar:CO2/H2O

2,0Flujo molar CO2 (mol/día) 11 315 836Flujo másico CO2 (lb/día) 1 097 656Peso Molecular H2 (g/mol) 44,0

Flujo Volum. Gas (M.P.)(106 Stdft3/día) 9,5

160

DEMANDA DE HIDRÓGENO (INFORMACIÓN GARANTIZADA DEL LICENCIANTE)

Licenciante ProcesoConsumo (+) /

Producc (-)(MMft3/bbl)

Capacidad(103 bbl/día)

Demanda deH2

(MMft3/día)HaldorTopsoe HDT D2

0.90 40 36

ALIMENTACIONES PRODUCTOSNOMBRE CANTIDAD UNIDAD %AZUFRE Pureza CANTIDAD UNIDAD %AZUFRE PurezaDIESEL

AZUFRADO 41000 bbl/d 5.0

DIESELDESUFURIZADO 40428 bbl/d 0,005

161

BALANCE GLOBAL

BALANCE GLOBAL POR UNIDADES DE PROCESOWSA

Sulfuric Acid Plant Charge ProductsStreams components 106 ft3/día Streams TM/día

Gas H2S treating 0.7Ácido Sulfúrico(***) 85,0

Aire (Estequiométrico) 5 GasesTotal Total

HIDROTRAMIENTO DEDIESEL

Sulfuric Acid Plant Charge ProductsStreams components bbl/día Streams Bbl/díaDIESEL ACIDO (5000

ppm) 41000 SWEET DIESEL (50ppm) 40428

HIDROGENO (MMSCF) 37,0 OFF GASES(MMSCF) 6.8

Total Total

STEAM REFORMINGSulfuric Acid Plant Charge Products

Streams components 106 ft3/día Streams 106 ft3/díaGAS NATURAL 8,6 HIDROGENO 37,0

STEAM 18,9 CO2 9,5Total Total

GAS NATURAL 8.4 MMSCFDACIDO

SULFURICO 0,98 85 TM/d

162

ANEXO B:

DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOLAYOUT DE PLANTA

PLANO DE INGENIERIA P&IDPI&D

LÍMITE DE BATERIAS

DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO

LAYOUT DE LOS 3 PROCESOS EN LA REFINERÍA LA PAMPILLA

ANEXO C: EQUIPOSENFRIADORES

COLUMNAS

TraysDescription Diameter

(Inches)Diameter(Inches)

Height(FT. - IN.)

DesignPress.(PSIG)

DesignTemp (F)

ShellMaterial No. Type Spacing Material Weight

(LBS)Glycol Still 18 16 40 650 SA-106-B Packing 2.100

SO2Scrubber 42 24 67-11 27 500 316 SS 8 15.500

Item # Description

TotalBareArea(SQ.Ft.)

TotalExtended(SQ. Ft.)

DesignPressure

(PSIG)

DesignTemperature

(F)Tube

Material

E-2460 Glycol Cooler 23 493 150 CS

63-E-21 StripperCondenser 1454 31278 162 600 CS

E-3307 Amine Cooler 2373 50230 150 300 CS

E-3304 StripperCondenser 2660 56310 50 300 CS

E-3302 Gas Cooler 6220 105432 1000 250 CS

FE-102B FractionatorCooler 7307 108233 75 650 CS/A-179

166

COMPRESORES

FILTROS

Item # Description Material Comments

F-7220 Instrument AirDryer Prefilter

Air Prefilter, rated 160 psig @ 300 FCartridge type filter elements, Mfg

Lectrodryer SF-900, data sheet in file

Description HP Driver Manufacturer Model Stages Speed(RPM) SCFM Inlet

Press.OutletPress.

NGL VRUCompressor 10 Motor IR ESH-2 2 450 12,7 14,7 75

Vapor RecoveryCompressors 40 Motor Cooper HOF 2 595 143 14,7 70,7

Vapor Recovery 125 Motor IR 2PHE-2 2 575 14,7 70

Instrument/UtilityAir 250 Motor IR XLE-2HC 2 750 1058 14,7 150

Product Gas 4120 IR CDP-416 4 11300 2540 520 835

167

INTERCAMBIADORES

Shell TubeItem # Description Area Pres.

(PSIG) Temp. (F) Press.(PSIG) Temp. (F)

ShellMaterial

TubeMaterial Type

E-1215 A GlycolRich/Lean 90 100 500 100 500 CS CS DBL Pipe

E-1215 B GlycolRich/Lean 90 100 500 100 500 CS CS DBL Pipe

63E-51 Wash WaterCooler 328 190 380 146 250 CS CS AES

E-1260 GlycolRegenerator 338 75 650 125 350 SA-516-

70 304L BKU

50-X-106 FeedVaporizer 402 266 500 26 500 CS CS AEU

63E-22 TrimCondenser 442 162 523 150 250 CS CS AES

50-X-102 Feed Heater 1150 250 500 200 500 CS CS AEU

301137 TrimCondenser 1429 100 650 75 150 SA-53-B SA-214 AEU

600710 BFWExchanger 1487 150 500 150 500 CS CS AFS

50-X-101 FeedEffluent 1597 167 500 167 500 SA516-

70 CS AHU

63E-11AStripper

FeedExchanger

3158 1656 600 2125 700 SA-387GR11

SA-68 TP405 DEU

63E-11BStripper

FeedExchanger

3158 1656 600 2125 700 SA-287GR11

SA-68 TP405 DEU

168

TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Item # Description Capacity(BBLS)

Capacity(GAL.) Diameter (ft.-in.) Height (ft.-in.) Comments

T-10Backwash

SupplyTank

500 21000 16 - 0 16 - 0

500 BBLBackwash

Supply Tank,16'-0" x 16'-0" HT, ATM

T-9Backwash

SupplyTank

500 21000 16 - 0 16 - 0

500 BBLBackwash

Supply Tank,16'-0" x 16'-0" HT, ATM

V-320 StorageTank 800 34000 18 - 0 18 - 0

1968Pittsburgh-Des MoinesSteel Co.,API 650

V-322 StorageTank 800 34000 18 - 0 18 - 0

1968Pittsburgh-Des MoinesSteel Co.,API 650

T-4 Oily WaterTank 5000 210000 38 - 8 24 - 0

5,000 BBLOil Water

Tank 38'-8" 0x 24-0 H

ANEXO D: DATOS TECNICOS DEL DIESEL DE REFINERIA LA PAMPILLA

Producción de Acido Sulfurico en una Refineria de Petroleo

Documents

Transcript of Producción de Acido Sulfurico en una Refineria de Petroleo