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PROCESOS DE CONVERSIÓN
Son ejemplos de procesos de conversión:
Procesos
Térmicos
CraqueoTérmico
Procesos de
Desintegración
Viscorreducción
Coqueamiento Retardado
Procesos
Catalíticos
Craqueo Catalítico
Hidrocraqueo Catalítico
Hidrocraqueo Catalítico Suave
Alquilación Catalítica Procesos de Síntesis y
Reordenamiento molecularReformación Catalítica
A. PROCESOS TÉRMICOS:
1. CRAQUEO TÉRMICO:
El craqueo en la industria del Petróleo y en la Industria Química, es el proceso por
el cual se rompen (craquean) moléculas orgánicas complejas (hidrocarburos
pesados) para formar moléculas más simples y cortas, que generalmente son
hidrocarburos ligeros, los cuales son los principales compuestos para formar los
productos petroquímicos. La ruptura de moléculas se da entre los enlaces
carbono-carbono (-c-c-).
La relación y el rendimiento del craqueo para formar hidrocarburos ligeros,
depende en gran medida de la temperatura y la presencia de catalizadores. Los
hidrocarburos producidos son en mayor parte alcanos y alquenos de cadena corta.
Más simple, el craqueo de hidrocarburos es el proceso de ruptura de
hidrocarburos de cadena larga a hidrocarburos de cadena corta.
El proceso de Craqueo en la Refinación de Petróleo permite la producción de
productos ligeros como GLP (gas licuado de Petróleo) y gasolina teniendo como
alimentación las fracciones pesadas producidas en el proceso de Destilación, tales
como el Gasóleo y el Crudo Reducido.
El proceso de Craqueo Térmico tiende actualmente a:
Mejorar fracciones muy pesadas del crudo o a producir fracciones ligeras o
destilados medios (Diesel y Turbo), (transformar fracciones pesadas en fracciones
más ligeras de mayor valor económico).
Produce combustible para quemadores y Coque (la fracción más pesada del
crudo, la cual es en su mayoría Carbono sólido).
Un ejemplo de este Craqueo Térmico sería el Proceso "VISBREAKING", el cual
consiste en la reducción de viscosidad generalmente del residual de vacío para
producir GLP, gasolina y destilados medios de mayor valor económico, y también
para producir "material de corte" el cual se utiliza principalmente para ser
mezclado con productos pesados con el fin de llevar su viscosidad a los límites de
comercialización (todos los productos de la Refinación, para poder ser
comercializados, deben cumplir especificaciones técnicas, y una de ellas es la
viscosidad).
El Craqueo Térmico dependiendo del rango de producción, pueden ser de dos
formas:
CRAQUEO AL VAPOR (STEAM CRACKING) O PIRÓLISIS (PYROLISIS).-
craqueo térmico a altas temperaturas, el cual opera a temperaturas en el rango de
750 °C - 900 °C y un poco más, y produce en su mayoría ETILENO (principal
materia prima para la elaboración de productos Petroquímicos) y otros productos
que sirven como alimentación para la industria petroquímica.
COQUIFICACIÓN RETARDADA (DELAYED COKING).- craqueo a temperaturas
medias, el cual opera aproximadamente a 500°C, y produce, bajo las condiciones
correctas, Coque de Corte el cual es un coque muy cristalino utilizado en la
producción de Electrodos para la industria del acero y del aluminio.
1.1. Visbreaking
Es un proceso que consiste en transformar el residuo pesado de una torre de
destilación de petróleo en compuestos más ligeros, a través de la disminución de
la viscosidad. De aquí se tiene que el parámetro que marca la pauta es la
viscosidad del producto respecto de la carga.
PROCESO DE VISBREAKING (viscosity breaking)
Este no es un proceso tan severo como lo es el craqueo, por lo que a veces se
utiliza la misma torre de topping o destilación atmosférica para realizar este tipo de
corridas, si no se cuenta con una etapa del proceso dedicada para ello. Si este
fuera el caso, la temperatura de los hornos debe elevarse entre 65-150 °F (36-
83 °C) más de lo que suelen operar, dependiendo de la carga. Se debe estar
seguro que las tuberías de los hornos y en general todos los equipos resistirán
operar a temperaturas más altas que lo "normal", y se debe monitorear
constantemente las bombas de fondos para evitar un sobrecalentamiento.
A menudo la carga puede consistir de un residual o petróleo industrial, asfaltos, o
mezcla de ellas con cierta proporción de hidrocarburos con 25º - 35º API, entre
ellos diésel, gasóleo liviano, etc. Estos compuestos ayudarán al flujo ascendente
de gases a través de la columna, ayudando a evitar la inundación del fondo y por
consiguiente originando el descontrol térmico de la columna por un
sobrecalentamiento. Llevar a cabo algún tipo de craqueo es muy peligroso, ya que
la columna no es un equipo diseñado para tal fin. Al aumentar la temperatura de
los hornos ciertas moléculas pesadas se empezarán a romper en hidrocarburos de
cadena más cortas, consiguiendo con esto que la viscosidad así como la densidad
del mismo cambien a tendencias un tanto más ligeras.
El enfriamiento posterior de las corrientes laterales debe ser esencial, y se realiza
al igual que una destilación de topping, intercambiando calor con la carga, a
manera de tener una buena integración energética.
1.2. Proceso de craqueo a vapor
El craqueo térmico con vapor de hidrocarburos se produce en reactores tubulares
en ausencia de catalizador a temperaturas por encima de los 750ºC, según
reacciones de deshidrogenación y de fisión beta, todas ellas endotérmicas. Con
alimentaciones ligeras la deshidrogenación es preponderante; con alimentaciones
pesadas las reacciones preponderantes son las de fisión, adquiriendo especial
importancia las reacciones de condensación de olefinas y moléculas con dobles
enlaces conjugados, que mediante sucesivas deshidrogenaciones, dan lugar a la
indeseable formación de coque.
La corriente saliente del horno se enfría y destila en una columna de
fraccionamiento, en la que se separan los gases olefínicos de las gasolinas de
pirólisis, y aquellos se comprimen, se secan y se les elimina el CO2 que llevan
consigo, sometiéndoles a una serie de destilaciones sucesivas, primero a bajas
temperaturas y luego a altas temperaturas.
En el esquema simplificado de la figura se señalan las cinco unidades básicas que
constituyen las plantas de craqueo con vapor de una de las alimentaciones más
convencionales: la nafta. Estas unidades son:
Pirolisis
fraccionamiento primario
compresión
fraccionamiento criogénico
fraccionamiento a alta temperatura.
Además pueden existir otras unidades complementarias como la de
hidrodesulfuración de los gasoils (si se emplean como alimentación), las de
separación de BTX (benceno, tolueno y xileno), etc.
PIRÓLISIS. La alimentación se precalienta y vaporiza parcialmente en la sección
de convención del horno, inyectándole seguidamente vapor recalentado, con lo
que se completa la vaporización, y se la introduce en la zona convectiva del horno
para recalentar la mezcla antes de entrar en la zona de radiación en la que tienen
lugar de forma consecutiva y simultánea las reacciones comentadas.
Como la capacidad del horno es limitada, deben disponerse varios en paralelo;
uno de ellos diferente para pirolizar el etano y el propano separados en las
unidades de fraccionamiento de colas, que se reciclan. La diferencia consiste en
que los hidrocarburos ligeros requieren menor tiempo de residencia, menores
temperaturas y menor relación vapor de agua/HC que las naftas.
El gas saliente del horno de pirólisis debe enfriarse rápidamente en una caldera de
recuperación de calor (en la que se genera vapor de muy alta presión) y, a
continuación, se termina su enfriamiento hasta los 350-400ºC mediante mezcla
con la corriente de fondo del fraccionador principal previamente enfriado en un
refrigerante, con aire o con agua de refrigeración.
FRACCIONAMIENTO PRIMARIO. En una columna de destilación atmosférica se
rectifica la corriente saliente del horno de pirólisis, separándose por fondo un
gasoil o fuel oíl de pirólisis negro, rico en olefinas, que suele quemarse como
combustible en el horno. En el condensador de cabeza se separa el agua y una
nafta que, por contener gran cantidad de olefinas y aromáticos tiene un buen
número de octano, y recibe el nombre de gasolina de pirólisis. Sin embargo, debe
ser estabilizada mediante tratamiento con hidrógeno para que no polimerice, es
decir, para que no forme “gomas”. Los gases salen como incondensables.
COMPRESIÓN. El gas craqueado se comprime hasta unos 40kg/cm2 en un
compresor con 4 ó 5 etapas, con refrigeración intermedia, para evitar la
polimerización de las olefinas. En los refrigerantes intermedios condensa el agua
junto con naftas ligeras, que se unen a la gasolina de pirólisis separada en el
fraccionador primario. Generalmente a la salida de la tercera etapa el gas se lava
con una solución de hidróxido sódico para eliminar el H2S y el CO2 que lleva
consigo. Al final de la última etapa el gas se seca mediante alúmina activada o
tamices moleculares, que también retienen el CO2 residual, de modo que su punto
de rocío sea inferior a -100ºC.
FRACCIONAMIENTO A BAJA TEMPERATURA. El gas seco se enfría y se
introduce en la desmetanizadora, en la que se separa el hidrógeno, el CO y el
metano. El condensador de esta columna es el punto más frío del sistema,
utilizándose como líquido refrigerante etileno de un circuito auxiliar. La separación
de metano en esta columna debe ser lo más completa posible, pues todo el
metano retenido en la corriente de fondo impurificará al etileno producto. Por otra
parte no debe escapar etileno con el metano e hidrógeno. Normalmente el CO y el
hidrógeno se introducen en un reactor de metanización y el metano producido,
junto con el separado en la columna se emplea como fuelgas.
La corriente de fondo de la desmetanizadora pasa a la desetanizadora, en la que
se separa la corriente C2 por cabeza, que seguidamente pasa al convertidor de
acetileno, en el que este hidrocarburo se hidrogena selectivamente a etileno,
debiendo desaparecer casi por completo pues su presencia en el etileno producto
final es muy peligrosa.
El gas saliente del convertidor de acetileno se enfría, devolviendo los
condensados a ala desmetanizadora. La fracción no condensada pasa al splitter
de C2, del que se obtiene por fondo etano, que se recicla a pirólisis, y por cabeza
etileno impurificado con restos de metano (“low grade”). El etileno de alta pureza
se obtiene en una extracción lateral superior.
FRACCIONAMIENTO A ALTA TEMPERATURA. La corriente de fondo de la
desetanizadora pasa a la despropanizadora, en la que se separan por cabeza los
C3. Los más pesados se separan seguidamente en fracción C4 y en una segunda
gasolina de pirólisis que lleva consigo los C5 y superiores. En algunos casos
también se recupera la fracción C5.
La fracción C3 pasa a otro reactor de hidrogenación selectiva para eliminar el
metilacetileno. A la salida la fracción C3 pasa al splitter del que se obtiene por
cabeza el propileno y por cola el propano, que se recicla al horno de pirólisis junto
con el etano. De la fracción C4 se separa el butadieno y los butenos y de las
gasolinas de pirólisis se separan los BTX.
Las proporciones en que aparecen los distintos productos de la pirólisis en el gas
saliente del horno son distintas según sea la naturaleza y el intervalo de
destilación de la alimentación.
1.3. Procesos de coquización
La coquización puede considerarse como un proceso de craqueo térmico
energético en el cual uno de los productos finales es carbón (es decir, coque).
En la coquización retardada, primero se carga el material en un fraccionador para
separar los hidrocarburos más ligeros y después se combina con el petróleo
pesado reciclado. El material pesado pasa al horno de coquización y se calienta
hasta altas temperaturas a bajas presiones para evitar la coquización prematura
en los tubos del calentador, produciendo así una vaporización parcial y un craqueo
suave. La mezcla de líquido y vapor se bombea desde el calentador a uno o más
tambores de coque, donde el material caliente permanecen aproximadamente 24
horas (retardo) a bajas presiones hasta que se descompone en productos más
ligeros. Cuando el coque alcanza un nivel predeterminado en un tambor, el flujo se
desvía a otro tambor para mantener la continuidad de la operación. El vapor
procedente de los tambores se devuelve al fraccionador para separar el gas, la
nafta y los gasóleos, y reciclar los hidrocarburos más pesados a través del horno.
2. VISCORREDUCCIÓN:
La descomposición térmica de los hidrocarburos fue descubierta accidentalmente
en 1861 en una pequeña refinería de New Jersey cuando se dejó desatendida la
unidad batch para la destilación del crudo, la temperatura se incremento y
ocasionó que los rompimiento de las moléculas del los fondos produciendo unas
fracciones de gasolina liviana. En 1910 se desarrolla un proceso batch de cracking
térmico, el cual trabajaba a una temperatura de 750°F y una presión entre 70 y
100 psig con tiempos de corrida de 48 horas. En 1925 se desarrolla el proceso
continuo a una temperatura de 880 a 1100°F para incrementarlos rendimientos de
destilados livianos en el crudo. La Viscorreducción es un proceso de craqueo por
medio de temperatura que se aplica a los residuos de la destilación atmosférica o
al vacío. La conversión alcanzada se limita de acuerdo a especificaciones para
fuel oil marino o industrial y además por la formación de depósitos de coqueen el
equipo de intercambio de calor. Cuando se aplica a los residuos atmosféricos, su
propósito es el producir la máxima cantidad de diesel y gasolina mientras que
cuando se aplica a los residuos de vacío se pretende reducir la viscosidad al
mínimo, con motivo de reducir la aplicación de solventes ligeros en la producción
de fuel oil industrial. Los productos provenientes del craqueo térmico son
inestables, olefínicos y con muy altas concentraciones de azufre y nitrógeno, por lo
cual se deben someter a tratamientos purificadores antes de ser incorporados a
los productos finales. Los destilados al vacío de los productos de la
viscorreducción son enviados al FCC. En la figura 1 se puede observar la posición
de las unidades de viscorreducción en el proceso de refinación. Las tabla 1, 2 y 3
muestran las características de los flujos de alimentación y de descarga de una
unidad de viscorreducción alimentada desde la torre de destilación al vacío.
2.1. Variables de operación
1. Temperatura de salida de los hornos.
2. Tiempo de residencia.
3. Presión de reacción
1. Efecto de la temperatura.
- El "craqueo" inicia a más de 700 ºF.
- La temperatura de salida varía entre 800 y 940 ºF.
- El valor óptimo de la temperatura de operación se fija según rendimiento y
duración de una "corrida".
2. Efecto de la temperatura reducida.
- A mayor tiempo mayor rendimiento.
3. Efecto de la presión.
- A baja presión aumenta la formación y depósito de coque.
2.3. Carga:
Residuo de vacío (fondos)
- Mezla de aceites pesados, resinas y asfaltenos (40% del resíduo).
- Los asfaltenos tienen peso molecular entre 30 y 40000 y densidad 1,2 g/cc,
contienen el 70% de los metales que llegan en el crudo.
2.4. Productos:
Gases (metano, etano)
Gasolina de viscorreducción constituida por las moléculas más estables:
- Con mayor octanaje que las gasolinas de destilación directa (no mayor que 80)
-Cantidad de azufre más elevada que las gasolinas de destilación directa del
mismo crudo (3 veces más).
Aceites intermedios o metales de reciclo.
- Límites de ebullición entre la gasolina y la brea.
- Pueden ser "craqueados" por recirculación.
Brea y Coque
- Formado por polimerización de moléculas más reactivas.
- Contienen 1,8 veces más azufre que la gasolina de "craqueo".
- Se puede mejorar su estabilidad mediante mezcla con residuos vírgenes.
3. COQUEAMIENTO RETARDADO o cracking térmico retardado:
Este proceso tiene por objeto la ruptura (cracking) de cadenas de hidrocarburos de
alto peso molecular, mediante la acción combinada de alta temperatura y tiempo
de residencia.
Como consecuencia de las reacciones también se produce carbón residual
(coque).
El carbón de petróleo o coque se acumula en las cámaras de reacción y es
extraído en forma cíclica cada 24 horas.
-Economía del proceso.
Las ventajas del proceso son:
Mayor nivel de conversión a productos de alto valor y demanda.
Una mayor expansión volumétrica.
El destino alternativo del asfalto, es producir Fuel Oil, producto de bajo precio y
demanda limitada.
Los productos obtenidos son cargas de otras plantas que acondicionan estas
corrientes para obtener C3, C4, Nafta, Gas Oil de calidad comercial.
El carbón residual producido es un producto de bajo precio.
Se comercializa como insumo en la industria del aluminio.
-Descripción de la Operación.
*Horno de Cracking.
Debe permitir la obtención de temperaturas elevadas en un tiempo muy corto. En
la sección de radiación los tubos están colocados en un plano vertical y expuesto
al calor suministrado por numerosos quemadores dispuestos en las caras
laterales. Los mismos brindan una llama plana que permite una calefacción muy
regular.
La elevación de la temperatura del fluido debe ser regular desde la entrada hasta
la salida del horno. La temperatura del fluido en el interior del tubo es
consecuencia de un equilibrio constante entre l velocidad de transferencia del
calor a través de la pared del tubo y la velocidad de absorción del calor por la
reacción.
La temperatura tampoco debe decrecer a la salida del horno, porque ello
supondría la detención de todas las reacciones primarias de descomposición,
mientras que las reacciones secundarias continuarían y el producto buscado se
destruiría en forma de coque e hidrógeno.
Las condiciones de trabajo obligan a que los hornos dispongan de tubos que
soporten las temperaturas elevadas de trabajo y las bajas temperaturas a las que
se deben enfriar los productos para evitar las reacciones secundarias. Entonces
los mismos son de acero al Cr – Ni 40, que soportan fuertes temperaturas; y la
salida se usa acero inoxidable que aguanta bien las bajas temperaturas. Una
característica de los tubos de los hornos es que los mismos son soldados y no
bridados. Por eso cuando se ensucian es necesario realizar una parada de los
equipos, ya que es necesario cortar los tubos para poder reemplazarlos. Son
tubos de espesor considerable.
*Carga.
La carga normal es asfalto proveniente de la destilación al vacío (fondo de vacío),
que ingresa a la unidad a 310 °C.
Estas unidades también pueden procesar crudo reducido de topping.
*Proceso.
El asfalto se calienta a 490 °C en hornos de proceso, luego ingresa a las cámaras
de reacción por su parte inferior. En estos equipos se deposita el carbón residual.
Los productos más livianos en estado vapor salen por la parte superior ingresando
luego a la torre fraccionadora. En este equipo, los gases sufren condensaciones
parciales y se fraccionan, obteniendo tres cortes en función de su rango de
destilación.
Gas Residual: Propano - Butano: Por Cabeza.
Nafta Liviana y Pesada: Diesel Oil: Por un Corte Lateral.
Gas Oil Pesado de Coque: Por otro Corte Lateral.
Producto de Fondo: Reciclado con la Carga.
El gas residual es acondicionado para inyectarlo en el anillo de gas residual.
El propano y butano se envían a la unidad de separación de gases FCC.
Las nafta entera es separada en liviana y pesada, posteriormente son
acondicionadas en la planta de nafta de la misma unidad.
-Reacciones de cracking térmico.
*Reacciones primarias.
Se producen rupturas de largas moléculas obteniendo parafinas, olefinas, ciclo
olefinas y aromáticos.
*Reacciones secundarias.
Son fundamentalmente reacciones de polimerización y condensación, que
finalmente producen coque. Estas reacciones demandan mayor tiempo de
residencia.
-Variables de Proceso.
*Temperatura de reacción.
*Tiempo de residencia.
*Naturaleza de la carga.
Las variables más importantes son temperatura y tiempo de residencia.
*Temperatura.
Las reacciones de cracking se inician por encima de los 400 °C, en tanto que la
temperatura usual de reacción es de los 490°C - 495 °C.
Los tiempos de reacción para formar coque son menores a mayor temperatura.
*Tiempo de residencia.
El tiempo de residencia se consigue en las cámaras de reacción donde se
terminan las reacciones iniciadas en los hornos. Es allí donde se acumula el
carbón residual.
El diseño de la unidad contempla que mediante una alta velocidad del producto
caliente en los hornos no se produzca carbón en los tubos del horno de proceso y
sí se produzca en las cámaras.
*Naturaleza de la carga.
Los productos de mayor peso molecular son los que más fácilmente craquean, es
decir que necesitan menor cantidad de energía para iniciar las reacciones.
El asfalto está constituido por hidrocarburos de alto peso molecular (cadenas
superiores a los 150 átomos de carbono).
La estabilidad térmica de los productos disminuye a medida que el peso
molecular aumenta.
Las moléculas simétricas son más estables que los isómeros de cadena larga.
Los dobles enlaces son refractarios al craqueo térmico.
La facilidad de craqueo aumenta en este orden :
Parafinas.
Olefinas.
Naftenicos Facilidad de Craqueo.
Aromáticos.
A mayor carbón conradson (tendencia a formar carbón) de la carga se obtiene
mayor producción de coque.
A mayor contenido de aromáticos en la carga se obtiene carbón de mejor
calidad.
Los metales pesados, sodio y calcio, catalizan las reacciones de craqueo,
disminuyendo los tiempos de reacción, por lo cual la formación de carbón se
inicia en los hornos y se reduce el factor de servicio de los mismos.
-Cracking Térmico a Fase Vapor (Steam Cracking).
Cracking a Vapor “Steam Cracking”.
La inyección de vapor permite adicionar calor sin tocar los quemadores. La carga
de vapor puede oscilar entre 0,5 y 0,7 Kg vapor/Kg carga. Además:
El vapor, al ingresar a una determinada velocidad aumenta el número de
Reynolds, obteniendo un flujo turbulento, posibilitando así mejorar la
transferencia de calor en los tubos.
Mejora la separación dentro del horno debido a que disminuye la tensión de
vapor de los demás componentes. La inyección de vapor desplaza el equilibrio
hacia la derecha.
Arrastra el posible coque que pudiera llegar a depositarse en las paredes de
los tubos.
-Calidad y destino de los productos.
En general todos los productos del coque son insaturados.
La Nafta pesada y el Diesel Oil debido a la presencia de Olefinas y Diolefinas son
productos muy inestables, por lo que necesitan de procesos de Up grading
(hidrotratamiento).
-Ciclo operativo.
Las unidades de coque se componen de módulos (un horno con dos cámaras de
reacción).
Los ciclos operativos son de 24 horas, es decir que durante este tiempo se
produce la reacción en la cámara "a", la cual progresivamente se llena de carbón.
Luego de este tiempo se realiza el cambio de la cámara " a " a la " b". El proceso
de repite en la cámara "b”.
La cámara "a " llena de carbón se enfría con agua, se drena, vaporiza, abre y se
extrae el carbón, utilizando corte hidráulico con agua de alta presión a 150 kg/cm2.
Posteriormente la cámara se tapa y se realiza la prueba de hermeticidad con
vapor, terminada esta operación se está en condiciones de reiniciar el ciclo.
Toda la operación de enfriamiento y extracción de carbón dura aproximadamente
20 horas.
Tiempo de operación de hornos.
Por la severidad de las reacciones se deposita una película de carbón sobre las
paredes interiores de los tubos de los hornos.
Cada 10 á 12 meses es necesario realizarles una limpieza.
El procedimiento de limpieza es el decoquizado térmico con vapor y aire.
B. PROCESOS CATALÍTICOS:
4. CRAQUEO CATALÍTICO:
El proceso de craqueo catalítico fluido se basa en la ruptura de cadenas de
hidrocarburos del orden de los 45 átomos de carbono.
Mediante la acción de un catalizador que hace que las reacciones se
produzcan a una temperatura más baja que la necesaria, para el craqueo
térmico de la misma carga.
Las reacciones producidas son mucho más rápidas y selectivas que las de
craqueo térmico.
Las reacciones generan una cantidad de carbón que se deposita sobre la
superficie del catalizador.
Los procesos se desarrollan en forma continua, mediante una circulación de
catalizador que se contacta íntimamente con la carga.
Posteriormente el catalizador se regenera por medio de la combustión del
carbón producido, lo que produce la energía que requiere el sistema para
funcionar.
-Economía del proceso.
La carga de la unidad es un producto intermedio de bajo valor.
Puede ser comercializado como Fuel Oil o carga de FCC.
Mediante este proceso se obtiene :
Mayor expansión volumétrica.
Mayor nivel de conversión a productos de alta demanda y valor
comercial.
La nafta producida aporta el mayor volumen de octanos del pool de
naftas.
Es el proceso de mayor producción de LPG.
Butano como materia prima para la producción de MTBE y Alkilato.
Propileno de alto precio y creciente demanda.
-Carga y Producciones.
Carga.-
La carga de la unidad de FCC esta principalmente compuesta por :
Gas Oil pesado de Vacío.
Gas Oil pesado de Coque.
Gas Oil pesado de Topping.
Los aspectos más importantes de calidad de la carga son los siguientes:
Contenido de Carbón: mide el potencial de generación de Carbón de la
carga.
Nivel de contaminantes: en especial Níquel y Vanadio que son
venenos permanentes del catalizador.
Composición química de la carga: las especies químicas
predominantes definen la calidad de los productos resultantes y la
cantidad de carbón producido.
Si bien las unidades de FCC son muy flexibles y pueden procesar
cargas muy diversas, es importante conocer sus características para
adecuar la operación
Producciones.-
Las Unidades de FCC:
Son las productoras de Naftas por excelencia, en calidad y cantidad.
Producen menor cantidad de Gas Residual que el Cracking Térmico.
Producen alta calidad de Propano y Propileno, Butilenos, Isobutanos y
Butanos. Estas corrientes son la materia prima para los procesos
Petroquímicos.
-Diagrama esquemático del proceso.
*Sección de Reacción.
Los equipos de reacción de las unidades de cracking tienen tres partes
fundamentales:
-Reactor (RX).
-Regenerador (RG).
-Stripper (ST).
-Reactor.
Lugar donde se producen las reacciones de craqueo, en tanto que el resto del
equipo es para separar catalizador de los productos
Hay distintos tipos de tecnologías, actualmente operan con tiempo de contacto
(carga: catalizador) muy bajo donde la parte principal del RX es el riser.
Las unidades de tecnologías anteriores operan en lecho fluido con tiempos de
contacto mayores y menores rendimientos en LPG y Naftas.
La temperatura de operación es de 500 °C - 540 °C.
En el RX existen ciclones que permiten separar catalizador arrastrado de los
productos de la reacción.
Están revestidos con material refractario que impiden la erosión y las altas
temperaturas sobre las paredes metálicas.
-Regenerador.
Es la parte de la unidad donde se quema el carbón depositado sobre el
catalizador, posee un sistema de distribución del aire necesario para la
combustión provisto por un compresor de aire.
Dicho compresor es la máquina más importante de la unidad ya que si no hay
aire para regeneración debe detenerse la unidad.
Posee ciclones que separan los gases de la combustión del catalizador
arrastrado.
Están revestidos por material refractario que impiden la erosión y protege a las
paredes metálicas de la alta temperatura.
La temperatura de operación de 705 °C - 740 °C.
Estas unidades operan a combustión total (formación de CO2), para lo cual se
adiciona un promotor de combustión.
-Stripper.
En esta parte del equipo se inyecta vapor para despojar de hidrocarburos del
catalizador agotado.
La inyección se realiza a través de un distribuidor.
La función más importante es reducir el contenido de hidrocarburos
depositados sobre el catalizador, disminuyendo la demanda de aire en el
regenerador, aumentando el rendimiento en productos líquidos.
El equipo cuenta con bafles que mejoran el contacto vapor - catalizador.
-Descripción del funcionamiento.
El catalizador que circula por el riser se contacta con la carga que es
inyectada.
Parcialmente vaporizada por picos de alta eficiencia, en ese instante se inician
las reacciones de craqueo.
El catalizador con los productos de la reacción continúan por el riser y
descargan en el recinto del RX, donde caen las partículas de catalizador por
pérdida de velocidad y diferencia de densidad.
Los gases ingresan a los ciclones, que retienen las partículas de catalizador
arrastradas y luego son devueltas al lecho del RX.
Los gases ingresan en la zona flash de la fraccionadora.
El catalizador desciende por el ST y recibe una inyección de vapor que ingresa
por la parte inferior para despojar los hidrocarburos absorbidos sobre la gran
superficie especifica del catalizador
A la salida del ST hay una válvula que regula la transferencia de catalizador al
RG.
-Variables del proceso.
*El proceso de craqueo catalítico es un sistema de equilibrios. Para que la unidad
pueda ser operada en forma continua, deben mantenerse tres balances:
-Balance de Calor.
El balance de calor liga las variables independientes con las dependientes.
El balance de carbón está íntimamente vinculado con el de calor ya que es el que
aporta el combustible que mantiene el balance de calor.
La única fuente de calor de la unidad es la combustión del coque absorbido sobre
el catalizador agotado.
Conceptualmente el calor generado por el quemado de coque deberá proveer el
calor necesario para los siguientes requerimientos:
Elevar la temperatura de la carga y productos hasta la temperatura del RX.
Satisfacer la endotermicidad de las reacciones de craqueo.
Compensar las pérdidas del convertidor.
Elevar la temperatura del aire de combustión y transporte hasta la temperatura
de los efluentes del regenerador.
Producir la desorción de coque del catalizador agotado.
-Balance de Carbón.
El balance de carbón relaciona todas las fuentes de generación de carbón de la
unidad y está íntimamente vinculado con el balance de calor.
El carbón formado en el proceso responde a la siguiente ecuación:
Donde:
C t = coque total formado
Ccat = coque producido por las reacciones de cracking.
Ccarga = coque residual debido a la naturaleza de la carga.
C circulación = coque de circulación función del régimen de circulación
C contaminante = coque producido por la presencia de contaminantes en la carga.
-Balance de Presión.
El balance de presiones gobierna la circulación del catalizador, y permite la
operación de la unidad.
Además se debe controlar estrictamente por la seguridad de la operación, ya que
si se produce una inversión de flujo el equipo puede explotar por ingreso de aire y
catalizador calientes al reactor.
El equilibrio significa mantener un diferencial de presión positivo en el RG que
permita transportar el catalizador hasta el RX. Venciendo la presión de RX.
La gran complejidad de la operación de estas unidades se debe
fundamentalmente a la estrecha interdependencia que posen las variables del
proceso, esta interdependencia hace casi imposible en términos prácticos
modificar una variable sin tener una inmediata respuesta en el resto del sistema,
estos efectos deben ser manejados en forma continua.
*Las modificaciones de variables deben realizarse teniendo en cuenta que se
mantengan en equilibrio los tres balances.
*Las variables de operación se dividen en Independientes y Dependientes
-Variables Independientes.
Temperatura de reacción: temperatura de la mezcla catalizador y carga en el
punto donde se considera han finalizado las reacciones.
Temperatura de precalentamiento de carga: es la temperatura a que se
levanta la carga previamente al ingreso al RX.
Relación de reciclo: es la cantidad de producto ya craqueado (reciclo) que se
incorpora a la carga fresca.
Actividad de catalizador: es la capacidad que tiene el catalizador para
convertir una carga determinada en productos de menor peso molecular.
Modo de combustión: mide el grado de conversión de monóxido de carbono
a dióxido de carbono, y por ende modifica la cantidad calor que se libera en el
regenerador.
Calidad de la carga: de acuerdo a la naturaleza de la carga, serán los
productos a obtener.
Velocidad Espacial: se define como el cociente entre el caudal de carga total
y la cantidad de catalizador existente en el RX.
-Variables dependientes
Temperatura de RG: es la temperatura existente en el lecho denso del
regenerador.
Velocidad de circulación: se define como el caudal de catalizador que circula
vs. el área media del reactor.
Conversión: es el porcentaje de volumen de carga fresca que se convierte en
nafta (de punto seco predeterminado) y productos más livianos.
Requerimiento de aire: es la cantidad de aire requerida para realizar la
combustión del carbón depositado sobre el catalizador.
Relación catalizador/carga: es la relación entre el régimen de circulación del
catalizador (ton/h) y el de la carga combinada (fresca + reciclo) expresada
también en ton/ h.
-Catalizadores.
Los catalizadores utilizados son productos sintéticos cristalinos, llamados zeolitas
ó tamices moleculares, fabricados a base de Aluminio y Silicio.
La actividad catalítica se produce porque los centros activos de las zeolitas son
promotores de iones carbónicos, responsables del inicio de las reacciones de
craqueo.
Las características más importantes del catalizador son:
Actividad.
Composición química.
Tamaño de las celdas de las zeolitas.
Área superficial de zeolitas y matriz.
Propiedades texturales: como volumen poral, densidad, etc.
Granulometría.
-Aditivos.
Se utilizan algunos tipos de catalizadores con características especiales, que
favorecen determinadas reacciones, lo que preferencia características
determinadas en la producción.
Los de mayor uso son los promotores de olefinas (comercialmente ZM5), que
producen mayor cantidad de olefinas en el LPG.
Otros aditivos son los promotores de combustión que permiten obtener una
combustión completa en el regenerador.
5. HIDROCRAQUEO CATALÍTICO:
5.HIDROCRAQUEO CATALÍTICO:
Hidrocraqueo catalítico
Hidrocraqueo catalítico' El término que se aplica a la zona de la energía puede definirse como "un proceso de refinado que utiliza hidrógeno y catalizadores con temperaturas relativamente bajas y altas presiones para la conversión de material de punto de ebullición medio o residual a la gasolina de alto octanaje, material de carga de reformador, combustible para aviones, y / o aceite combustible de alta calidad. El proceso utiliza uno o más catalizadores, dependiendo de la salida del producto, y puede manejar altos materiales de alimentación de azufre sin desulfuración previa.
Catalizadores de hidrocraqueo
A hydrocracker es una de las unidades más rentables de una refinería,
debido en parte al aumento de volumen, y en parte porque convierte materias primas pesadas más ligeros y más valiosos productos tales como nafta, combustible de aviación, queroseno y diesel. El aceite no convertido puede ser utilizado como materia prima para las unidades de FCC, plantas de aceite lubricante y etileno plantas. Cualquier mejora en el funcionamiento de la unidad de hidrocraqueo mejora significativamente la economía general de la refinería.La selección adecuada de catalizadores de hidrocraqueo ofrece una gran potencial para mejorar el rendimiento del hidrocraqueo unidad con respecto al rendimiento estructura, las propiedades del producto, el rendimiento y la duración del ciclo.Para un funcionamiento óptimo de un catalizador de hidrocraqueo, es importante tener una alta actividad del catalizador de hidrotratamiento en frente para convertir el nitrógeno orgánico y compuestos aromáticos pesados a niveles bajos. Topsoe ofrece una solución de catalizador completo, que comprende catalizadores de hidrotratamiento e hidrocraqueo, así como clasificación y catalizadores de guardia.
El interés en el uso de hidrocraqueo ha sido causado por varios factores, incluyendo:
• La demanda de productos derivados del petróleo se ha trasladado a altas proporciones de gasolina y jet en comparación con los usos de combustible diesel y aceites de calefacción.
• Subproducto de hidrógeno a bajo costo y en grandes cantidades se ha hecho disponible a partir de las operaciones de reformado catalítico.
• Las preocupaciones ambientales que limitan las concentraciones de compuestos de azufre y aromáticos en los combustibles de motor han aumentado.
Ventajas:
Algunas de las ventajas de hidrocraqueo son:
Mejor balance de producción de gasolina y destilados Mayor rendimiento de gasolina Mejora de la piscina gasolina de octano calidad y sensibilidad La producción de cantidades relativamente altas de isobutano en la
fracción de butano
Como complemento de craqueo catalítico fluido para actualizar las existencias de craqueo pesado, compuestos aromáticos, aceites, y aceites de ciclo de coquización a la gasolina, los combustibles y aceites combustibles ligeros
En una refinería moderna de craqueo catalítico e hidrocraqueo trabajan en equipo.
El cracker catalítico toma la mayor facilidad agrietado parafínico atmosférica y gasóleos de vacío como materiales de carga, mientras que el hydrocracker utiliza aceites de ciclo más aromáticos y destilados coquizador como alimento.
Estas corrientes son muy refractarias y resistir el craqueo catalítico, mientras que las presiones más altas y la atmósfera de hidrógeno hacen relativamente fácil de hidrocraquear.
Los nuevos catalizadores de craqueo de zeolita ayudar a mejorar el rendimiento de la gasolina y los octanos de crackers catalíticos, así como reducir el stock de ciclo y hacer gas.
Sin embargo, el aceite de ciclo todavía representa una fracción difícil de romper catalíticamente a la extinción.
Una alternativa es utilizar el stock ciclo como un componente para la mezcla de combustible líquido, pero esto es limitado, ya que es esta acción quema relativamente y arde con una llama humeante.
Por esta razón, el límite se coloca en un porcentaje que se puede mezclar con los aceites combustibles destilados.
El ciclo de aceites que resultan de la operaciones de craqueo con catalizadores de zeolita que tienden a ser altamente aromático y por lo tanto hacer que las materias primas satisfactorios para el hidrocraqueo.
Gasóleos de vacío y de gas del coquizador también se utilizan como alimento para hidrocraqueo.
Material gama que hierve diesel se incluye en la alimentación de hidrocraqueo para fabricar productos de chorro y el motor de gasolina. Ambos de destilación directa y en algunos casos 100% LCO se utiliza.
En los casos en 100% LCO es la alimentación, hay un seguimiento con un tratamiento con hidrógeno a alta presión para reducir el contenido de
compuestos aromáticos e incrementar el punto de humo para cumplir las especificaciones.
Cuando la alimentación contiene grandes cantidades de LCO, los principales efectos son el aumento de liberación de calor y menor punto de humo del producto jet fuel.
Además de los destilados medios y aceites de ciclo utilizados como alimento para hidrocraqueación de unidades, también es posible procesar aceites residuales de combustible y crudo reducido por hidrocraqueo.
Reacciones de hidrocraqueamiento:
Hydrocracking = catalytic cracking + hydrogenation
El craqueo catalítico es la escisión de un enlace carbono-carbono, y la hidrogenación es la adición de hidrógeno a un enlace de doble carbono-carbono.
El Craqueo e hidrogenación son complementarias, para el craqueo de olefinas proporciona para la hidrogenación, mientras que la hidrogenación a su vez proporciona el calor para el craqueo.
La reacción de craqueo es endotérmica y la reacción de hidrogenación es exotérmica.
La reacción global proporciona un exceso de calor debido a que la cantidad de calor liberado por las reacciones exotérmicas de hidrogenación es mucho mayor que la cantidad de calor consumido por las reacciones de craqueo endotérmicas
Este excedente de calor hace que la temperatura del reactor al aumentar hace acelerar la velocidad de reacción. Esto se controla mediante la inyección de hidrógeno frío como el enfriamiento rápido en los reactores para absorber el exceso de calor de reacción
Otra reacción que se produce y se ilustra la operación complementaria de la hidrogenación y las reacciones de craqueo es la hidrogenación inicial de un compuesto aromático condensado a una cicloparafina.
Esto permite craqueo posterior de proceder en un grado mayor y por lo tanto convierte un componente de bajo valor de los aceites de ciclo catalítico en un producto útil
La isomerización es otro tipo de reacción que se produce en hidrocraqueo y acompaña a la reacción de craqueo.
Los productos olefínicos formados se hidrogena rápidamente, manteniendo así una alta concentración de isoparafinas de alto octanaje y la prevención de la reacción inversa de vuelta a moléculas de cadena lineal.
Un punto interesante en relación con el hidrocraqueo de estos compuestos es las cantidades relativamente pequeñas de propano y materiales más ligeros que se producen en comparación con procesos de craqueo normales.
Reacciones de hidrocraqueo se lleva a cabo normalmente a temperaturas del catalizador promedio de entre 550 y 750 ° F (290 a 400 ° C) y a presiones de reactor entre 1200 y 2000 psig (8.275 y 13.800 kPa).
La circulación de grandes cantidades de hidrógeno con el material de alimentación evita el ensuciamiento excesivo del catalizador y permite largos recorridos sin regeneración del catalizador.
La preparación cuidadosa de los alimentos también es necesario para eliminar los venenos del catalizador y para dar vida larga del catalizador.
Frecuentemente, la materia prima es tratada con hidrógeno para eliminar los compuestos de azufre y nitrógeno así como los metales antes de ser enviada a la primer etapa de hidrocraqueo, a veces, el primer reactor en el tren del reactor se puede utilizar para este propósito. Además de la eliminación de compuestos de nitrógeno y de azufre y metales, también es necesario reducir el contenido de agua de las corrientes de alimentación a menos de 25 ppm, ya que a las temperaturas requeridas para el hidrocraqueo son muy altas. La eliminación del agua se lleva a cabo haciendo pasar la corriente de alimentación a través de un gel de sílice o un secador de tamiz molecular
En promedio, el proceso de tratamiento de hidrógeno requiere aproximadamente 150 a 300 m3 de hidrógeno por barril de alimentación (27 a 54 m3 por hidrógeno alimentación m3).
Primer reactor
Gas de reciclado
Calentador
Reacciones de hidrocraqueo se lleva a cabo normalmente a temperaturas del catalizador promedio de entre 550 y 750 ° F (290 a 400 ° C) y a presiones de reactor entre 1200 y 2000 psig (8.275 y 13.800 kPa).
Gasóleos de vacío y de gas del coquizador también se utilizan como alimento para hidrocraqueo.
Se introduce gas hidrogeno que será transformado un liquido para mezaclarse con el alimento para luego pasar a un intercambiador de calor dirijiendoce después al horno el cual calentara lo suficiente para que la mezcla ingrese al reactor el cual se hace funcionar a una temperatura suficiente para transformar un 40 a 50% de efluente del reactor al material que hierve por debajo de 400 F. el efluente para por un intercambiador de calor para poder ingrasar al separador donde los hidrogenos que no reaccionaron vuelven a salir por la cabeza del separador y el producto liquido del separador se envía a una torre de fraccionadora donde son separados y los productos de fondo se van a la segunda etapa del hidrocraqueado donde sucede lo mismo que en la primera pero con la diferencia que es un 70 % de efluente obtenido por pasada.
La alimentación fresca se mezcla con el hidrógeno y gas de reciclado (alto contenido de hidrógeno) y se pasa a través de un calentador al primer reactor. Si el alimento no ha sido tratado con hidrógeno, va a un reactor de guardia antes que al primer reactor de hidrocraqueo.
El reactor de guardia por lo general tiene un catalizador modificado de hidrotratamiento tal como cobalto-molibdeno sobre sílice-alúmina para transformar el azufre orgánico y compuesto de nitrógeno en sulfuro de hidrógeno, amoníaco, hidrocarburos y para proteger al catalizador de metales preciosos en los siguientes reactores.
El reactor de hidrocraqueo (s) se hace funcionar a una temperatura suficientemente alta para convertir 40 a 50% en volumen del efluente del reactor al material que hierve por debajo de 400 ° F (205 ° C).
El efluente del reactor pasa a través de intercambiadores de calor a un separador de alta presión donde los gases ricos en hidrógeno se separan y se recicla a la primera etapa para mezclar ambos hidrógeno maquillaje y alimento fresco.
El producto líquido del separador se envía a una columna de destilación donde el C4 y gases más ligeros se sacan de encima de la cabeza, y la nafta ligera y pesada, combustible de aviación, combustible diesel y corrientes de intervalo de ebullición se retira como sidestreams líquidos.
Los fondos del fraccionador son utilizados como alimentación para el sistema de reactor de la segunda etapa.
La unidad puede ser operada para producir toda la gasolina y productos más ligeros o para maximizar jet productos de la combustión de combustible o diesel.
La corriente de colas del fraccionador se mezcla con hidrógeno de reciclo procedente de la segunda etapa y enviada a través de un horno para el reactor de la segunda etapa.
Aquí, la temperatura se mantiene para traer la conversión total del aceite no convertido a partir de la primera etapa y la segunda etapa de reciclaje de 50 a 70% vol por pasada.
El producto de la segunda etapa se combina con el producto de la primera etapa antes del fraccionamiento.
Tanto los reactores de primera y segunda etapa, contienen varias camas de catalizadores.
La principal razón para tener camas separadas es proporcionar lugares para la inyección de hidrógeno reciclado en los reactores para controlar la temperatura.
Además, la redistribución de la alimentación y el hidrógeno entre las camas ayuda a mantener una utilización más uniforme del catalizador.
'Hidrocraqueo catalítico' El término que se aplica a la zona de la energía puede
definirse como "un proceso de refinado que utiliza hidrógeno y catalizadores con
temperaturas relativamente altas y altas presiones para la conversión de material
de punto de ebullición medio o residual a la gasolina de alto octanaje, material de
carga de reformador, combustible para aviones, y / o aceite combustible de alta
calidad. El proceso utiliza uno o más catalizadores, dependiendo de la salida del
producto, y puede manejar altos materiales de alimentación de azufre sin
desulfuración previa”.
5.1. Catalizadores de Hidrocraqueo
A hydrocracker es una de las unidades más rentables de una refinería, debido en
parte a la aumento de volumen, y en parte porque convierte materias primas
pesadas más ligeros y más valiosos productos tales como nafta, combustible de
aviación, queroseno y diesel. El aceite no convertido puede ser utilizado como
materia prima para las unidades de FCC, plantas de aceite lubricante y plantas de
etileno. Cualquier mejora en el funcionamiento de la unidad de hidrocraqueo
mejora significativamente la economía general de la refinería.
La selección adecuada de catalizadores de hidrocraqueo ofrece un gran potencial
para mejorar el rendimiento del hidrocraqueo unidad con respecto al rendimiento
estructura, las propiedades del producto, el rendimiento y la duración del ciclo.
Para un funcionamiento óptimo de un catalizador de hidrocraqueo, es importante
tener una alta actividad del catalizador de hidrotratamiento en frente para convertir
el nitrógeno orgánico y compuestos aromáticos pesados a niveles bajos.
5.2. Destilado medio máximo catalizadores de Hidrocraqueo
Para los catalizadores de hidrocraqueo, a menudo existe un equilibrio entre
catalizador de actividad y selectividad del producto. Hay, además, puede ser un
compromiso entre las propiedades del producto tales como diversos el punto de
humo de la fracción de chorro, el número de cetano y propiedades de flujo de la
fracción diesel y el índice de viscosidad el aceite no convertido.
Al mismo tiempo, el refinador se han interesado en limitar consumo de hidrógeno.
Las herramientas que los desarrolladores de catalizador tienen a mano para hacer
frente a estos diversos requisitos están equilibrando la hidrogenación función con
la función ácida y la modificación las dos funciones.
5.3. Leves aplicaciones de Hidrocraqueo
Hidrocraqueadores Muchas de las refinerías operan con hidrocraqueo suave .
Para estas unidades, los principales objetivos son obtener un cierto mínimo de
conversión, así como para cumplir con producto específico adecuado lazos, tales
como contenido de azufre, la densidad y número de cetano. Típico presiones en la
barra de 60-110 (850-1560 psig). Típico conversión es del 10-20% de las unidades
de presión inferior y 30-50% para los unidades de mayor presión.
El cumplimiento de los objetivos del producto bajo tales condiciones puede ser un
reto. Muy a menudo la duración del ciclo se determina no por disminución en la
conversión, sino por incumplimiento de una propiedad del producto tales como el
contenido de azufre en la fracción diesel. Nuestros catalizadores exhiben una
tolerancia excelente nitrógeno, resultando en HDS muy estables y Actividades de
HDN todo el ciclo. El catalizador óptimo o combinación de catalizadores depende
de la calidad del alimento y disponibles hidrógeno.
5.4. Hydrocracker pretratamiento
La etapa de tratamiento previo en un hidrocraqueador tiene el objetivo primario de
eliminar el nitrógeno orgánico, nitrógeno básico en particular compuestos y los
compuestos aromáticos en la alimentación. Los compuestos de nitrógeno tener un
impacto negativo significativo en la actividad de la central hidroeléctrica catalizador
de craqueo y en consecuencia sobre el rendimiento de la hydrocracker. él un
creciente interés en el procesamiento de crudos pesados con alto contenido de
nitrógeno contenido ha creado una necesidad de catalizadores de pretratamiento
con un actividad aún mayor HDN.
6. HIDROCRAQUEO CATALÍTICO SUAVE:
El proceso de craqueo catalítico con hidrogeno fue desarrollado comercialmente
por la I.G. Farben Industries en 1927 con la finalidad de convertir lignito en
gasolina. A inicio de los años 30 este proceso fue llevado a EE.UU por la Esso
Research and Engineering Company para usarlo en la degradación del crudo. La
demanda creciente de destilados combustibles en conjunto con el desarrollo de
nuevos catalizadores que permitan trabajar a bajas presiones ha motivado la
necesidad de convertir los derivados del petróleo de altos puntos de ebullición en
gasolina y combustibles para reactores, lo cual llevo al desarrollo de nuevos
procesos de transformación del crudo entre los que se encuentra el
hidrocraqueamiento catalítico.
El crecimiento de la demanda mundial de combustibles de alta calidad está
impulsando inversiones en las refinerías para maximizar la producción de estos
productos clave de cada barril de crudo procesado. Las refinerías que hacen estas
inversiones suelen acudir a hidrocraqueo suave como una manera de producir una
cantidad incremental de diesel y gasolina. Por desgracia, los productos de un
hydrocracker leve clásico no cumplirán las estrictas especificaciones de los
combustibles del siglo 21.
El hidrocraqueamiento catalítico blando (Mild HidroCracking) es un proceso que se
realiza en condiciones más suaves de presión (entre 50 y 90 bar), con menor
aporte de hidrógeno y menor conversión a productos ligeros que el proceso de
hidrocraqueo. Este proceso se utiliza como pretratamiento de la alimentación a
unidades de craqueo catalítico fluido (FCC), con objeto de desulfurar la
alimentación a la unidad y, en consecuencia, disminuir el contenido de azufre de
los productos de FCC, de forma que se pueda utilizar la nafta de FCC en la
formulación de gasolina sin requerir post-tratamiento para eliminación de azufre o,
cuando sea necesario, conseguir que el nivel de azufre requerido se obtenga en
un post-tratamiento selectivo de baja severidad que permita minimizar la pérdida
de octano asociada a los procesos de desulfuración de nafta.
El hidrocraqueo suave es un proceso de preparación de la carga del craqueo
catalítico, o de una línea covencional de producción de aceites lubricantes.
Las cargas son destilados a vacío y aceites desasfaltados (DAO).
La conversión es del 15-20% en el caso de hidrodesulfuración HDS y un 25-35%
en el caso de hidrocraqueo.
El proceso Unicracking MHC es el último adelanto en el ámbito del contenido en
azufre ultra-bajo (ULSD), la producción y FCC, pre-tratamiento a través de
operaciones de hidrocraqueo suave. El proceso Unicracking MHC permite el
control independiente de diesel y cualidades FCC de alimentación mientras se
opera a bajas conversiones (20-50%) y presiones moderadas (<100 bar-g). Una
característica adicional del proceso de Unicracking MHC es la flexibilidad para
pasar de la producción de ULSD con mayor índice de cetano o diesel con
propiedades mejoradas de flujo en frío por el simple expediente de un catalizador
de cambio de salida en el reactor de pulido destilado.
Haciendo referencia a la Figura, la alimentación de vacuum gas oil (VGO) se
mezcla con el gas de reciclo y la corriente combinada se calienta a la temperatura
de reacción por alimentación / intercambiadores de efluentes y un calentador de
cocido. La mezcla de reacción caliente y luego entra en el reactor de hidrocraqueo
suave que puede contener múltiples lechos de hidrotratamiento y los catalizadores
de hidrocraqueo. Sale del reactor, los productos se enfrían y se separan en vapor
y fracciones líquidas. La fracción líquida se envía a una sección de
fraccionamiento para recuperar los productos - nafta, diesel, y FCC. El diesel se
encamina a un reactor de pulido destilado para mejorar su calidad. La
característica clave de este proceso es el reactor de pulido destilado que puede
ser accionado en una serie de modos diferentes dependiendo de los requisitos del
producto. Adicionalmente, si se desea, se alimenta destilado puede introducirse en
el reactor de MHC o el reactor de pulido de destilado. El Reactor de pulido
destilado inicialmente puede ser acusado de hidrotratamiento catalítico y funciona
como un DHT para producir ULSD. Si las futuras especificaciones requieren
mejora de cetano. El Reactor de pulido de Destilado puede ser convertido a un
reactor UnisarTM UOP por un catalizador simple cambio de salida en aromáticos
destilados de UOP catalizadores saturación, Unisar AS-200 catalizador o
catalizador de AS-250. Finalmente, si una mejora en las propiedades de flujo en
frío se requiere, el reactor de pulido destilado puede ser cargado con catalizador
EMRE MIDWTM para efectuar una reducción en las propiedades de flujo en frío.
En el curso de esta década, los requisitos de los combustibles limpios tendrá un
impacto importante en la manera en que las refinerías están configurados. En
particular, la Unidad de Craqueo Catalítico Fluido (FCCU) requiere una integración
más amplia con las unidades de hidroprocesamiento para producir combustibles
de bajo azufre, cumpliendo con las regulaciones de emisiones de refinería. El
barril de productos no sólo es cada vez más limpia, pero no hay un cambio
significativo de la gasolina hacia gasoil / diesel en todo el mundo, con disminución
de la demanda de aceite combustible.
La tecnología Unicracking MHC permitirá la optimización de la unidad de FCC y de
los activos de hidrotratamiento de la refinería para producir alta calidad de limpieza
de combustibles con menores costes y el retorno de las inversiones más atractivas
que las tecnologías alternativas.
El proceso Unicracking MHC rompe el vínculo entre la hidrogenación y craqueo
funciones en hidrocraqueo suave, permitiendo que el proceso para hacer diesel
limpio, así como mejorar la calidad de la materia prima de la unidad de FCC. Esta
tecnología ofrece la flexibilidad única para producir ULSD, mejorar cetano y
mejorar diesel propiedades de flujo en frío por el simple expediente de un
catalizador de cambio de salida en el mismo reactor eliminando así los costes
asociados con la adición separada de estos procesos como la necesidad de una
mayor gasoil / diesel aumenta la calidad.
6.4. Planta piloto de hidrocraqueo
La planta piloto de hidrocraqueo permite simular a pequeña escala la sección de
reacción de las unidades industriales de hidrocraqueo, hidrocraqueo suave e
isomax de Repsol. Esta planta permite alcanzar presiones y temperaturas
superiores a 170 bar y 450 ºC respectivamente.
La unidad cuenta con dos reactores en serie de 500 cm3 de capacidad. En el
primer reactor se desarrollan fundamentalmente reacciones de desulfuración y
desnitrificación mientras que en el segundo reactor (que contiene un catalizador
amorfo o zeolítico), se producen mayoritariamente reacciones de hidrocraqueo.
Entre otras aplicaciones, esta planta se utiliza tanto para estudios de proceso con
diferentes alimentaciones como para evaluación de catalizadores.
Rendimientos típicos:
Fuel Gas y LPG: 5-7%
Nafta Ligera: 10-15%
Nafta Pesada: 10-15%
Queroseno: 25-35%
Gasoil: 20-30%
Residuo: 15-25%
6.5. Beneficios del proceso de hidrocraqueo suave
El Proceso MHC desacopla la conversión y mejora de productos, reacciones que
permiten una mayor flexibilidad de procesamiento de las refinerías para cumplir
con rendimiento variable y objetivos de calidad del producto. En comparación con
otras tecnologías de pretratamiento, el Proceso de MHC minimiza la inversión y el
costo de operación, proporcionando:
• Producción de alta calidad gasoil / diesel en más leves producto conversiones, lo
que resulta en una más pequeña y menos costosa unidad cuando se apunta a una
cantidad fija de bajo contenido de azufre de alimentación FCC.
• Capacidad para lograr una alta calidad similar al gasóleo a bajas presiones
• Flexibilidad para producir ULSD, de alto índice de cetano diesel, y / o diesel con
propiedades mejoradas de flujo en frío en la misma unidad, utilizando el mismo
Pulido destilado sistema reactor con sólo un cambio de catalizador
• Capacidad de proceso de otras corrientes diesel refractarios eliminando la
necesidad de invertir en nuevas unidades de alta severidad de DHT para hacer
ULSD
• Un medio para reducir el contenido de azufre de gasolina FCC potencialmente
eliminando la necesidad de un post-tratamiento de gasolina unidad con la pérdida
de octanaje operadora o la capacidad de reducir la gravedad de la gasolina post-
tratamiento unidad de reducción de la pérdida de octanaje.
7. ALQUILACIÓN CATALÍTICA:
La alquilación es la unión de un olefino con un hidrocarburo parafínico para
obtener gasolina de alto octanaje. La alquilación se favorece por encima de la
polimerización ya que solo una mole de olefino reacciona por cada mole de
alquilado producida, de ahí que conserve sus existencias de olefino. Esta reacción
es catalizada por un ácido fluorhídrico o sulfúrico. En la mayoría de los procesos,
el olefino reactivo es inyectado al parafínico y los flujos combinados contactados
con el ácido. La concentración de parafina se mantiene en grandes cantidades
para prevenir la copolimerización del olefino. Esta alquilación, de cualquier forma,
está limitada a isobutano con propileno y benceno para formar benceno isopropil,
cloruro de alúmina y HCI cataliza el etileno y el benceno en etilbenceno. Una
aplicación para un sistema de adsorción sería secar y purificar estos flujos para
liberarlos de agua, mercaptano y otras impurezas en los suministros oleofinas y
parafinas que incrementarán el consumo de ácido y afectarán la calidad del
producto
7.4. Variables Del Proceso
Las más importantes variables de proceso son la temperatura de reacción, la
fuerza del ácido, la concentración de isobutano y la velocidad espacial de la
olefina. Los cambios en estas variables afectan el rendimiento y a la calidad del
producto. La temperatura de reacción tiene mayor efecto en los procesos con
acido sulfúrico que en los procesos con acido fluorhídrico. Las bajas temperaturas
proporcionan altas calidades, y el efecto de cambiar la temperatura de reacción
con acido sulfúrico de 35 a 55 ºF es hacer bajar el numero de octano de los
productos de una (1) a tres (3) unidades, según la eficacia de mezcla del reactor.
En la alquilación con acido fluorhídrico, aumentando la temperatura del reactor de
60 a 125ºF se degrada la calidad del alquilato en tres (3) octano. En la alquilación
con acido sulfúrico, las bajas temperaturas hacen que la viscosidad del acido sea
elevada, de modo que se ve dificultada la mezcla adecuada de los reactantes y su
posterior separación. A temperaturas por encima de 70ºF, empieza a ser
significativa la polimerización de olefinas, y el rendimiento disminuye. Por estas
razones la temperatura normal del reactor de ácido sulfúrico es de 40 a 50 ºF, con
un máximo de 70ºF y un mínimo de 30ºF [1].
Para la alquilación con acido fluorhídrico, la temperatura tiene menos importancia
y las temperaturas del reactor están normalmente en el intervalo de 70 a 100 ºF.
La fuerza del ácido tiene efectos variables sobre la calidad del alquilato,
dependiendo de la eficacia del mezclado del reactor, y del contenido en agua del
ácido. En la alquilación con H2SO4, se obtiene mejores calidades y los más altos
rendimientos con concentraciones de ácido del 93 al 95% en peso de ácido, 1 a 2
% de agua y el resto hidrocarburos diluyentes. La concentración de agua en el
ácido le disminuye su actividad catalítica de 3 a 5 veces más que los HC
diluyentes, y así un ácido del 88% con un 5% de agua tiene mucha menor eficacia
catalítica que la misma concentración de ácido con un 2 % de agua. Cuanto peor
sea el mezclado en el reactor tanto más elevada ha de ser la concentración del
ácido necesario para mantener baja la dilución. Aumentando la concentración del
ácido del 89 al 93% en peso se mejora la calidad del alquilato en uno (1) o dos (2)
octanos .
En la alquilación con HF se consiguen los mayores números de octano en una
gama de concentraciones del ácido del 86 al 90% en peso. Los procesos
industriales trabajan usualmente con concentraciones de ácido entre 83 y el 92 %
y contienen menos de 1% de agua. La concentración de isobutano se expresa
generalmente por la razón isobutano/olefina. Altas razones isobutano/olefina
aumentan el número de octano
y el rendimiento, y reducen las reacciones laterales y el consumo de ácido. En la
práctica industrial la razón isobutano/olefina de la carga del reactor oscila entre 5:1
y 15:1. Los reactores que disponen de circulación interna para aumentar la razón
de alimento al reactor, emplean razones internas desde 100:1 hasta 1000:1. La
velocidad espacial de la olefina se define como el volumen de olefina introducido
por hora dividido por el volumen de ácido del reactor. Disminuyendo la velocidad
espacial de olefina se reduce la producción de Hidrocarburos de elevado punto de
ebullición, se aumenta el número de octano y se disminuye el consumo de ácido.
La velocidad espacial de la olefina es un modo de expresar el tiempo de reacción,
y otro modo es usando el tiempo de contacto. El tiempo de contacto se define
como el tiempo de residencia del alimento fresco y del isobutano recirculado
externamente en el reactor. El tiempo de contacto para la alquilación con HF está
entre 5 y 25 minutos, y para la alquilación con H2SO4 entre 5 y 40 minutos [1].
7.5. La Unidad de Alquilación está compuesta por dos secciones o
tipos:
HYDRISOM (Hidroisomerización de butenos):
Tiene como objetivo la eliminación de compuestos contaminantes del catalizador
HF y la isomerización del 1-buteno a 2-buteno para obtener una olefina alquilable
a un compuesto de mayor valor octánico.
Esquema etapa HYDRISOM
HF-ALKYLACIÓN (Reacción de alquilación):
Tiene como objetivo la alquilación catalítica de las isoparafinas y olefinas
7.6. Productos De La Alquilación
Además de la corriente de alquilato, los productos que salen de la alquilación
tienen propano y butano normal que entran con el alimento saturado y no
saturado, así como una pequeña cantidad d asfalto producido por reacciones de
polimerización. Las corrientes de productos que abandonan una unidad de
alquilación son:
1. Propano líquido grado GLP.
2. Butano normal líquido.
3. Alquilato C+ 5 .
4. Asfaltos.
Solo un 0.1 % en volumen de la olefina alimentada se convierte en asfaltos. No
son realmente asfaltos sino un aceite de color pardo oscuro que contiene mezclas
complejas de ciclopentadienos conjugados con cadenas laterales [1].
7.7. Catalizadores
El ácido sulfúrico concentrado y el acido fluorhídrico son los únicos catalizadores
usados hoy comercialmente para la producción de gasolina alquilada de alto
número de octano, pero se utilizan otros catalizadores para la producción de
etilbenceno, cumeno y bencenos alquilados con largas cadenas (C12 a C16) [1].
7.7.1. Procesos De Alquilación Con H2SO4
Los mayores procesos de alquilación que usan solo acido sulfúrico como
catalizador son el proceso de Cascade Autorefrigeration, cuya licencia es de M.W.
Kellog Company y el proceso Effluent Refrigeration cuya licencia es de Stratford
Engineering Corporation. Hay también antiguas unidades que tienen reactores
discontinuos pero no se han construido últimamente unidades de este tipo. Las
mayores diferencias entre los procesos Cascade y Effluent Refrigeration están
localizadas en el diseño de los reactores y en el punto del proceso en que se
evaporan al propano y el isobutano para conseguir la refrigeración [1].
El proceso Cascade Autorefrigeration emplea un reactor en cascada de multiples
etapas, con mezcladores en cada etapa para emulsionar la mezcla hidrocarburo-
ácido. El ácido y el isobutano entran a la primera etapa del reactor y pasan a
continuación a las etapas siguientes. El alimento olefínico se divide e inyecta en
cantidades iguales en cada una de las etapas. La temperatura en el Reactor se
controla vaporizando una parte de la fase hidrocarburo en cada etapa del reactor.
Cada etapa trabaja a la presión adecuada para mantener su temperatura al nivel
deseado. Los gases desprendidos en la vaporización son básicamente propano e
isobutano. Estos gases desprendidos se comprimen y se licuan. Una parte de este
líquido, se
vaporiza en un economizador para enfriar el alimento olefínico antes de enviarlo al
reactor. A continuación se muestran los esquemas y configuración de los
reactores empleados para la alquilación con H2SO4
8. REFORMACIÓN CATALÍTICA:
La reformación catalítica es un proceso de conversión, que consiste en
transformar las moléculas de las naftas de destilación primaria, para obtener
nuevas moléculas de tamaño mayor a las originales.
Su principal objetivo es convertir los hidrocarburos de bajo número de octanos en
hidrocarburos nafténicos y aromáticos.
Debido a que el octanaje de las gasolinas de primera destilación, naftas y
gasolinas naturales es bajo, estas fracciones se someten a un tratamiento de
reformación catalítico a elevadas temperaturas y con el accionar del catalizador
platino o platforming, frecuentemente en presencia de hidrógeno, convirtiéndolas
en compuestos de cadena ramificada y aromática con altos valores
antidetonantes.
Este proceso involucra reacciones químicas tales como isomerización,
deshidrogenación, hidrocrackeo, hidrogenación y deshidrociclización, además que
es muy costoso ya que se ha vuelto esencial para reducir el plomo debido a que
es muy contaminante.
El objetivo de la reformación catalítica es el arreglo o reformación de la estructura
molecular de ciertos carburantes, particularmente se aplica para mejorar naftas
proporcionándoles características antidetonantes deficientes y convertirlas en
combustibles de buena calidad o para producir compuestos naftenicos,
aromáticos, benceno, tolueno, entre otros.
La composición química de la nafta, y por consiguiente su índice de octano, varían
con la fuente del crudo, dicho índice está en el promedio de 40 a 50 octanos.
Mediante la reformación catalítica se llega a obtener naftas de 92 a 98 octanos,
dando como producto las gasolinas ¨platformadas¨, con el fin de hacer a la nafta
un energético adecuado para su uso. (El índice de octano al elevarse cambia la
composición química de la nafta)
Las reacciones químicas se pueden simplificar en la siguiente forma:
Como puede observarse, de un hidrocarburo como el n-heptano de número de
octano cero, se puede obtener una mezcla de hidrocarburos aromáticos y
nafténicos de mayor número de octano.
La mayoría de los procesos de reformación usa platino como catalizador activo. A
veces platino se combina con un segundo catalizador (el catalizador bimetálico)
como rhenium u otro metal noble.
8.4. El platino como catalizador.
Catalizador es una sustancia capaz de acelerar (catalizador positivo) o retardar
(catalizador negativo o inhibidor) una reacción química, permaneciendo éste
mismo inalterado. A este proceso se le llama catálisis.
Los catalizadores no alteran el balance energético final de la reacción química,
sino que sólo permiten que se alcance el equilibrio con mayor o menor velocidad.
El catalizador no se consume en la reacción, por esta razón se lo denomina
catalizador de metal (platino) NOBLE porque no tienden a reaccionar con
facilidad y por lo tanto conservan su brillo (no se oxidan en condiciones
ambientales normales).
El platino en particular además de ser poco reactivo tiene un punto de fusión
elevado de 1770 °C, lo cual lo convierte en el catalizador ideal cuando se trata de
reacciones a alta temperatura.
8.5. PROCESO DE REFORMACIÓN CATALÍTICA:
En el proceso del platforming, el primer paso está que la preparación de la nafta
es quitar las impurezas de la nafta y reducir la degradación del catalizador. El
feedstock de la nafta es entonces una mezcla con el hidrógeno, se vaporiza y
atraviesa, una serie de hornos alterno y reactores de la fijo-cama que contienen un
catalizador de platino. El effluent del último reactor se refresca y envía a un
separador para permitir quite del arroyo del gas rico en hidrogeno de la cima del
separador por reciclar. El producto líquido del fondo del separador se envía a un
fraccionador llamado estabilizador (el butanizer). Hace un producto del fondo
llamado el reformate; los butanos van sobre la cabeza y se envían a la planta de
gas saturada.
Algunos reformadores catalizadores operan a la presión baja (50-200 psi), y otros
operan a las presiones altas (a 1,000 psi). Algunos sistemas reforman
catalizadores continuamente regenerando el catalizador en otros sistemas.
Este proceso permite mejorar la calidad de la gasolina media, también
denominada NAFTA, mediante un proceso catalítico que transforma los
hidrocarburos parafínicos y nafténicos en hidrocarburos aromáticos.
La materia prima de la unidad de Reformación es la gasolina media ( nafta) y su
producto principal se denomina gasolina platformada, rica en hidrocarburos
aromáticos de elevado octanaje.
En la siguiente figura se muestran los componentes esenciales de un proceso de
forma particular. Entre esos componentes se incluyen:
1. Reactores que contienen el catalizador en lechos fijos.
2. Calentadores para evaluar la nafta y gas de reciclaje y para proporcionar el
calor de reacción.
3. Sistema enfriador del producto y un separador de gas y líquido.
4. Sistema de reciclaje de Hidrogeno y gas.
Figura 1: Proceso de Reforming de Naftas
8.6. Consideraciones de seguridad
Éste es un sistema cerrado; sin embargo, el potencial para el fuego existe si una
gotera o descargo de gas del reformate o hidrógeno deben ocurrir. Se desarrollan
los procedimientos que opera para asegurar mando de manchas calientes durante
salida-a. El manejo del catalizador es muy importante. El cuidado debe tomarse no
romper o aplastar el catalizador al cargar las camas, cuando las multas pequeñas
taparán a las pantallas del reformador. Las precauciones contra el polvo cuando
regenerando o reemplazando el catalizador también deben ser considerados. . Las
emisiones pequeñas de monóxido de carbono y sulfide de hidrógeno pueden
ocurrir durante la regeneración de catalizador.
8.7. Las Consideraciones de corrosión
También, el lavado de agua debe ser considerado donde el estabilizador
infringiendo las reglas ha ocurrido debido a la formación de cloruro del amonio y
sales de hierro. El cloruro del amonio puede formar en los permutadores del
pretreater y corrosión de la causa e infringiendo las reglas. El cloruro de hidrógeno
de la hidrogenación de compuestos del cloro puede formar ácido o sal de cloruro
de amonio.
Tabla de entrada de productos típicos que entran a la unidad
Feedstock Vienen del Proceso Productos típicos de la unidad
Nafta
desulfurada
Coker Reestructurar,
dehydrogenate
Alto octanaje de la
gasolina Blending
Aromáticos para
Petroquímicas
Fracciones
ricas en
naftenos
Hydrocracker,
hydrod sulfur
Reestructurar,
dehydrogenate
Hidrogeno a reciclar,
Hidrotratamiento, etc.
Straight-run
naphtha
Torre de
destilación
atmosférica
Reorganización,
dehydrogenate
Gas para Planta de gas
Prácticamente toda la nafta introducida a las unidades de reforma catalítica es
hidrotratada para eliminar sustancias distintas de hidrocarburos, que afectarían
negativamente la estabilidad de los catalizadores de la reforma. Algunas de las
sustancias eliminadas son azufre, nitrógeno, oxigeno y compuestos orgánicos de
arsénico y paladio; todos los cuales envenenan los catalizadores.
8.5. Reacciones químicas del proceso:
-Química del Catalizador
Las reacciones químicas se llevan a cabo sobre dos lugares del catalizador:
o Soporte ácido del Catalizador ( Alumina clorurada )
o Metales Activos ( Platino 0.22 % y Renio 0.44 % )
-Composición de la Carga
Su composición varía desde Carbono 6 a Carbono 11.
Su distribución porcentual es aproximadamente:
Parafinas: 50%
Nafténicos: 40%
Aromáticos: 10 %
Los requerimientos de la carga de Platforming son los siguientes:
Punto Máximo: Inferior a 204 °C
Azufre: Inferior a 0.5 ppm w
Nitrógeno: Inferior a 0.5 ppm w
Metales Totales: Inferior a 1 ppb w
-Contaminantes de la Carga
Azufre:
Máximo admisible: 0.5 ppm
Normal: inferior a 0.1 ppm
-Consecuencias de la contaminación:
o Contamina temporariamente a los metales de catalizador
o Decrece la producción de hidrógeno
o Incrementa el hidrocracking
o Decrece la pureza de hidrógeno
-Nitrógeno:
Máximo admisible: 0.5 ppm
Normal: inferior a 0.1 ppm
Consecuencias de la contaminación:
o Contamina temporariamente al soporte ácido del catalizador
o Incrementa la producción de hidrógeno
o Reduce el hidrocracking
o Incrementa la pureza de hidrógeno
-Reacciones Principales del proceso:
·Deshidrogenación de Naftenos a Aromáticos:
Es la más rápida de todas las reacciones
Es muy endotérmica
La cataliza la función metálica del catalizador
Genera gran cantidad de hidrógeno
Se favorece por alta temperatura, baja presión baja relación hidrógeno /
hidrocarburo
·Deshidrociclización de parafinas
La carga tratada sonnaftas pesadas formadas por hc de entre 5-12 átomos de
carbono. Termodinámicamente, ésta reacción presenta caracteres similares a la
deshidrogenación de los naftenos, pero menos favorables a presión elevada y baja
temperatura las transformaciones se ven favorecidas respecto a la formación
paralela de aromáticos por deshidrogenación, y aumenta al pasar a los c7 - c8,
esto último indica que la velocidad de reacción no depende cinéticamente de la
presión; pero si lo hace del nº de átomos de carbono presentes en la molécula
Es más lenta que la deshidrogenación
Es muy endotérmica
La reacción es catalizada por la función ácida del catalizador
Se favorece por la alta temperatura, baja presión y baja relación hidrogeno
/hidrocarburo
·Hidrogenación
Es utilizada como una depuración de cargas a otros procesos, eliminando
compuestos de azufre, nitrógeno y órgano metálicos, saturando ligaduras
múltiples. Ase mismo puede tener como objetivo primario “terminar” combustibles
y lubricantes, mejorando condiciones químicas y aspecto. El gas oil, combustible
para motores diesel ligeros, adquiere números de cetano próximos a 70 por
hidrogenación de un gas oil de coque de menos de 50.
·Isomerización
Es una reacción muy lenta
Las funciones ácida y metálica del catalizador participan en las reacciones de
isomerización
Es la única forma que tienen las parafinas lineales en aumentar su RON
Poco influenciable por la presión y la temperatura
·Hidrocracking:
Es la reacción más lenta en desarrollarse
Se lleva a cabo sobre la función ácida del catalizador
La reacción se favorece por alta temperatura y baja velocidad espacial
VARIABLES OPERATIVAS
Las principales variables operativas en elReforming de Naftas son:
-Temperatura de reacción
Es la temperatura a la cual los lechos del catalizador alcanzan el objetivo de
calidad fijado para la nafta Es la variable normal de ajuste para el control del RON
de la nafta. Mayor temperatura, mayor RON.
Determina el fin de ciclo operativo de la Unidad ya sea porque se alcanza la
temperatura máxima de metales en los hornos de proceso o la máxima
temperatura admisible del catalizador
-Presión del reactor
Se define como la presión parcial de hidrógeno sobre los reactantes.
A menor presión:
Menor requerimiento de temperatura para lograr la misma calidad de
producto
Se incrementa la producción de hidrógeno
Disminuye el hidrocracking
Decrece el ciclo operativo por mayor formación de coque sobre el
catalizador.
-Relación hidrógeno/hidrocarburo
Se define como los moles de hidrógeno de reciclo por mol de nafta de carga
a la Unidad.
Mayor relación:
Mejora la estabilidad del catalizador
Controla las reacciones exotérmicas
Favorece la remoción de productos formados
8.8. Conclusion
Beneficios Económicos
Los principales beneficios económicos son:
Carga a la Unidad: Naftas pesadas deTopping y Coque
Destino alternativo de la Carga: Nafta para uso Petroquímico
Precio de la Nafta para uso Petroquímico: 96 $ / m3
Producto Obtenido: Nafta Super a 133$/m3(métodos y procesos de refinación)
Producir reformado Catalítico de Nafta para mejorar el RON
Obtener Atomáticos (BTX)
Materias primas petroquímicas
En el Reforming Catalítico se combinan los efectos de la TEMPERATURA y la
acción de un CATALIZADOR A BASE DE PLATINO