refinación del petróleo

UNLP – FACULTAD DE INGENIERÍA – INDUSTRIAS II

Refinación del Petróleo

BUZZALINO, Sebastián DALLA TEA, Agostina DONO MINOT, Aylén FORICHER, Tomás GONZÁLEZ ARZAC, Belén LAGO, Constanza LASTRA, Francisco MAZZA, Lucía TEDESCHI, Nicolás Tutor: ALTERMAN, Joaquín

1 UNLP - FACULTAD DE INGENIERÍA - INDUSTRIAS II. Refinación del Petróleo

Índice 1. Introducción al proceso de refinación del petróleo................................................................................. 4

1.1 Proceso de refinación del petróleo .................................................................................................. 4

1.2 Breve reseña histórica ...................................................................................................................... 5

1.3 El proceso de refinación en Argentina.............................................................................................. 5

2. Materia prima del proceso: Petróleo ...................................................................................................... 7

2.1 Características generales .................................................................................................................. 7

2.2 Características del petróleo crudo ................................................................................................ 8

2.1.1 Gravedad API (densidad) .......................................................................................................... 8

2.1.2. Contenido de azufre ................................................................................................................ 8

2.1.3 Clasificación según su gravedad API y contenido de azufre ..................................................... 9

2.3 Disponibilidad ................................................................................................................................. 9

3. Descripción general del proceso de refinación ...................................................................................... 10

3.1 El transporte del crudo ................................................................................................................ 10

3.2 Destilación primaria ..................................................................................................................... 11

3.2.1 Destilación primaria ............................................................................................................... 12

3.3 Coque ............................................................................................................................................ 12

3.3.1 Craqueo Catalítico .................................................................................................................. 12

3.3.2. Hidrocraqueo Catalítico......................................................................................................... 12

3.3.3 Cadenas de hidrocarburos y craqueo ..................................................................................... 12

3.4 Reformado .................................................................................................................................... 13

3.5 Concentración de gases ............................................................................................................... 13

3.5.1 Alkilación ................................................................................................................................ 13

3.5.2 MTBE ...................................................................................................................................... 13

3.6 Fraccionamiento de nafta ............................................................................................................ 13

3.6.1 Producción de lubricantes ...................................................................................................... 14

4. Destilación ............................................................................................................................................. 14

4.1 Destilación atmosférica ............................................................................................................... 15

4.2 Destilación al vacío ....................................................................................................................... 19

4.2.1 Eyectores ................................................................................................................................ 20

4.2.2 Torres de vacío ....................................................................................................................... 21

4.2.3 Descripción general de la unidad ........................................................................................... 22

Productos de cabeza .................................................................................................................. 23

Cortes laterales .......................................................................................................................... 23

Producto de fondo ..................................................................................................................... 24

Condiciones básicas de operación ............................................................................................. 24


5. Cracking ................................................................................................................................................. 25

5.1 Cracking térmico retardado ......................................................................................................... 25

5.1.1 Descripción del proceso ......................................................................................................... 25

5.1.2 Reacciones de cracking térmico ............................................................................................. 26

5.2 Cracking catalítico ........................................................................................................................ 27

5.2.1 Catalizador ............................................................................................................................. 28

Uso industrial ............................................................................................................................. 28

5.2.2 Descripción general del proceso ............................................................................................ 29

Sección de Precalentamiento de la Alimentación ...................................................................... 29

Reactor ....................................................................................................................................... 29

Regenerador .............................................................................................................................. 30

Circulación de Catalizador .......................................................................................................... 31

Sección de fraccionamiento ....................................................................................................... 32

Sección de Recuperación de Gases ............................................................................................ 32

Generación y Recalentamiento de Vapor................................................................................... 33

6. Horno .................................................................................................................................................... 33

7. Torre adsorbedora................................................................................................................................. 40

7.1 Generalidades del proceso de adsorción .................................................................................... 40

7.1.1 Diferencias en los procesos de adsorción ............................................................................... 41

7.2 Equipos y operaciones ................................................................................................................. 42

7.2.1 Adsorbedores de lecho fijo..................................................................................................... 42

7.2.2 Adsorbedores de tanque agitado ........................................................................................... 43

7.2.3 Adsorbedores continuos ........................................................................................................ 43

7.2.4 Obtención de Gas de Síntesis ................................................................................................. 43

7.3 Torre de adsorción con tamices moleculares - Molex ............................................................... 44

7.3.1 Proceso Molex ........................................................................................................................ 44

8. Lubricantes ............................................................................................................................................ 46

8.1 Introducción .................................................................................................................................. 46

8.1.1 Fabricación de lubricantes...................................................................................................... 46

8.2 Descripción del proceso ............................................................................................................... 48

8.2.1 Extracción con propano .......................................................................................................... 48

8.2.2 Descripción de la unidad ........................................................................................................ 48

8.3 Sistema de Desasfaltado .............................................................................................................. 49

8.3.1 Descripción general del proceso ............................................................................................ 49

8.3.2 Variables del proceso ............................................................................................................. 52


Relación de Propano .................................................................................................................. 52

Temperatura .............................................................................................................................. 52

8.4 Otros sistemas .............................................................................................................................. 54

8.4.1 Sistema de recuperación de asfalto ....................................................................................... 54

8.4.2 Sistemas de recuperación de aceite desasfaltado .................................................................. 55

8.5 Aspectos medioambientales ........................................................................................................ 57

8.5.1 Emisión de gases .................................................................................................................... 57

Procedentes de combustibles .................................................................................................... 57

Procedentes del proceso ............................................................................................................ 57

Emisiones fugitivas ..................................................................................................................... 58

8.5.2 Vertidos líquidos .................................................................................................................... 58

Aguas contaminadas con Hidrocarburos .................................................................................... 58

Aguas Pluviales ........................................................................................................................... 59

8.5.3 Residuos ................................................................................................................................. 59

Residuos Peligrosos .................................................................................................................... 59

Residuos inertes ......................................................................................................................... 59

Residuos Sólidos Urbanos (Basura doméstica y residuos de limpieza)...................................... 59


1. Introducción al proceso de refinación del petróleo

1.1 Proceso de refinación del petróleo La refinación del petróleo es un proceso que incluye el fraccionamiento y transformaciones químicas

del petróleo para producir derivados comercializables. La estructura de cada refinería debe tener en

cuenta todas las diferentes características del crudo. Además, una refinería debe estar concebida para

tratar una gama bastante amplia de crudos. Sin embargo existen refinerías concebidas para tratar

solamente un único tipo de crudo, pero se trata de casos particulares en los que las reservas estimadas

de dicho crudo son consecuentes.

La refinación del petróleo se inicia con la separación del petróleo crudo en diferentes fracciones de la

destilación. Las fracciones se tratan más a fondo para convertirlas en mezclas de productos con los

derivados del petróleo netamente comerciables y más útiles por diversos y diferentes métodos, tales

como craqueo, reformado, alquilación, polimerización e isomerización.

Figura 1: Refinería de Petróleo.

La refinación de petróleo es un eslabón único y fundamental de la cadena de suministro de petróleo, del

pozo a la bomba. Los demás eslabones de este proceso agregan valor al petróleo, principalmente

mediante su traslado y almacenamiento (por ejemplo, extracción del petróleo crudo a la superficie,

traslado desde el yacimiento petrolífero a los depósitos y luego a las refinerías, traslado de los

productos refinados desde las refinerías a las terminales de despacho e instalaciones de productos de

consumo final, etc.). La refinación agrega valor mediante la conversión del petróleo crudo (que, en sí

mismo, tiene escaso valor como producto de consumo final) en una variedad de productos refinados,

incluidos los combustibles para transporte. El principal objetivo económico de la refinación consiste en

maximizar el valor agregado en la conversión del petróleo crudo en productos terminados.


Las necesidades del mercado hacen que el petróleo sea utilizado mediante sus productos o derivados y

no como tal. Estos productos abarcan una amplia gama, que incluye:

combustibles para fuentes fijas y móviles,

lubricantes para usos diversos,

asfaltos para la construcción de carreteras,

petroquímicos para los más variados artículos de la vida cotidiana.

1.2 Breve reseña histórica Durante la revolución industrial, y los avances científicos que se llevaron a cabo, se dio un proceso de

búsqueda de eficiencia en los procesos de producción. Al inicio de todo esto, se usaba como principal

combustible el carbón, el cual se usaba de forma masiva en las fábricas para hacer funcionar aquellas

maquinas a vapor como los telares, ferrocarriles, entre otras. Con el paso de los años, durante los siglos

XIX y XX, se cambió el antiguo carbón por un combustible más eficiente, uno de los derivados del

petróleo, el queroseno. Fue a partir de este momento en el que un gran avance científico se dio en el

mundo.

Algunas personas como Gustave Adolphe Hirn, se dedicaron a estudiar procesos de refinación durante

los finales del siglo XIX, este último fue un físico francés, dedicado especialmente a estudios en

termodinámica. Abraham Gesner, considerado como el principal fundador de la industria del petróleo

moderna, fue otro de los personajes más importantes de la época en el desarrollo del estudio de los

hidrocarburos, ya que gracias a él se dio el desarrollo del kerosene, uno de los principales y más

eficientes derivados del petróleo para la época.

Así fue como en los países más industrializados se empezó a dar cada vez con más fluidez un interés y un

desarrollo en el estudio del petróleo y en su proceso de refinación, aplicando varias tecnologías y

ciencias de la época para mejorar su comprensión, por ejemplo, se aplicaba tanto física como química

en sus procesos de refinación, para lograr compuestos variados y a su vez más eficientes. También

ciencias como la geología fueron importantes en la historia del petróleo, ya que si esta no era aplicada

era prácticamente imposible determinar a qué profundidad se encontraba el valioso liquido en estado

natural, y a su vez, esta desempeñaba un papel muy importante en la perforación de los pozos para su

extracción.

1.3 El proceso de refinación en Argentina En 1906 Emilio Schiffner, con la colaboración del ingeniero químico Rudolf Leopold Reichart, inició la

construcción de una refinería en la localidad de Campana (provincia de Buenos Aires). La Compañía

Nacional de Petróleos Ltda. (CNP), como se denominó la empresa, inició en ese año las tareas de


obtención de kerosene y nafta, siendo la primera nacional en hacerlo a partir del petróleo de Comodoro

Rivadavia. Para proteger la naciente industria, el gobierno nacional impuso un impuesto de 3 centavos

oro por litro a las importaciones de kerosene, nafta y aceites lubricantes. En 1911 la West India Oil

Company (WICO, subsidiaria de la estadounidense Standard Oil) tomó el control de CNP y hacia 1917 la

refinería de Campana producía el 95% del kerosene y el 80% de la nafta que se consumía en Argentina.

WICO comenzó a importar derivados parcialmente refinados como si fueran petróleo crudo, para evitar

el pago del recargo, obteniendo así exorbitantes ganancias que merecieron la formación de una

comisión investigadora del Congreso Nacional. Se descubrió así que WICO se había adueñado también

del 80% del expendio minorista de combustibles en todo el país y casi del 100% en la ciudad de Buenos

Aires.

YPF instaló tempranamente una pequeña refinería en Comodoro Rivadavia (provincia de Santa Cruz) y

otra similar en Plaza Huincul (provincia de Neuquén). En 1923 el director de YPF, Enrique Mosconi,

obtuvo del presidente Marcelo T. de Alvear la aprobación para la construcción de una gran refinería en

las cercanías de la ciudad de La Plata (provincia de Buenos Aires), que comenzó su producción en

diciembre de 1925. La Destilería de La Plata fue en ese momento una de las 10 más grandes del planeta.

La Refinería La Plata elabora más de un centenar de productos para el transporte e industria. Recibe

petróleo por oleoducto y por barco desde las cuencas Golfo San Jorge y Neuquina. Procesa diariamente

29.000 m3/día de petróleo crudo.

En febrero de 2011 estaban en operación en nuestro país las siguientes nueve refinerías:

Destilería de Bahía Blanca. Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires. Petrobras. Capacidad de

producción: 9.500 bpd1 de gasolina y 13.200 bpd de otros productos.

Destilería Campana. Campana, provincia de Buenos Aires. ESSO. 84.500 bpd.

Destilería de Campo Durán. Campo Durán, provincia de Salta. REFINOR (28,5% Petrobras).

32.000 bpd.

Destilería de Dock Sud. Ciudad de Buenos Aires. SHELL/DAPSA. 110.000 bpd.

Destilería de La Plata. La Plata, provincia de Buenos Aires. YPF. 189.000 bpd.

Destilería de Luján de Cuyo. Luján de Cuyo, provincia de Mendoza. YPF. 105.500 bpd.

Destilería de Plaza Huincul. Plaza Huincul, provincia de Neuquén. Petrolera Argentina. 37.190

bpd; capacidad de producción: 550 m³/d; capacidad de almacenaje: 16.000 m³. Inicio 1919.

Destilería de San Lorenzo. San Lorenzo, provincia de Santa Fe. 38.000 bpd. Inicio 1938.

M&C Petrol. Catriel, provincia de Río Negro. Inicio en 2003.

1 bdp: barriles por día

http://mycpetrol.com.ar/


2. Materia prima del proceso: Petróleo

2.1 Características generales El petróleo es el fluido más abundante en la Corteza terrestre, después del agua. Sin embargo, nadie

conoce con exactitud su real naturaleza. Sólo es posible deducir -a través de evidencias científicas- qué

ocurrió hace millones de años en el lecho de los océanos, cuando el petróleo se formó. La teoría, más

aceptada, establece que el petróleo se originó en los restos de miles de millones de diminutos animales

que, a medida que morían, se acumulaban en el fondo de los mares, mezclándose con el barro. Allí se

sumaban a vegetales de origen marino y fragmentos de plantas terrestres. El conjunto fue enterrándose

cada vez más profundamente, comprimido por el peso de los nuevos sedimentos y suavemente

recalentado por el calor de la tierra. Este caldo, transformado a lo largo de los siglos, dio origen a lo que

hoy conocemos como petróleo.

Cada tipo de crudo es único y es una mezcla compleja de miles de componentes. La mayoría de los

componentes presentes en el petróleo crudo son hidrocarburos (componentes orgánicos compuestos

por átomos de hidrógeno y carbono). Asimismo, se pueden encontrar no sólo carbono e hidrógeno, sino

también pequeñas (pero importantes) cantidades de otros (“hetero”) elementos, en particular azufre,

nitrógeno y ciertos metales (por ejemplo, níquel, vanadio, etc.). El petróleo crudo está compuesto por la

molécula de hidrocarburo más pequeña y simple – CH4 (metano) – hasta las moléculas más grandes y

complejas que contienen 50 o más átomos de carbono (además de hidrógeno y heteroelementos).

Las propiedades físicas y químicas de cualquier tipo de hidrocarburo o molécula dependen no sólo de la

cantidad de átomos de carbono en la molécula, sino también de la naturaleza de los enlaces químicos

entre ellos. Los átomos de carbono se unen fácilmente entre sí (y con hidrógeno y heteroátomos) en

diferentes formas (enlaces simples, dobles y triples) para formar diferentes clases de hidrocarburos.

La parafina, los aromáticos y los naftenos son componentes naturales del petróleo crudo, y también se

producen mediante varias operaciones de refinación. Normalmente las olefinas no están presentes en el

petróleo crudo. Se producen en determinadas operaciones de refinación destinadas principalmente a la

producción de gasolina. Los componentes aromáticos tienen mayor proporción de carbono-hidrógeno

(C/H) que los naftenos, los cuales, a su vez, tienen mayor proporción de C/H que las parafinas.

Cuánto más pesado (más denso) es el crudo, más alta es su proporción de C/H. Debido a los procesos

químicos de la refinación, cuánto mayor es la proporción de C/H del crudo, más intenso y costoso es el

proceso de refinación que se requiere para producir determinados volúmenes de gasolina y

combustibles destilados. Por ello, la composición química del petróleo crudo y su división en fracciones


de distinto punto de ebullición incluyen en los requisitos de inversión de la refinería y la energía que

utiliza, los dos aspectos más importantes del costo total de la refinación.

2.2 Características del petróleo crudo Existen dos propiedades que son especialmente útiles para clasificar y comparar rápidamente los

petróleos crudos: la gravedad API (medida de densidad) y el contenido de azufre.

2.1.1 Gravedad API (densidad) La densidad de un crudo indica qué tan liviano o pesado es en su totalidad. Los crudos más livianos

tienen una mayor proporción de pequeñas moléculas, que las refinerías pueden convertir en gasolina,

combustible pesado y diésel (cuya demanda está en aumento). Los crudos más pesados tienen

proporciones más altas de moléculas grandes, que las refinerías pueden (1) utilizar en combustibles

industriales pesados, asfalto y otros productos pesados (cuyos mercados son menos dinámicos y, en

algunos casos, se están reduciendo), o (2) procesarlas en moléculas más pequeñas que se pueden

utilizar en combustibles para transporte.

En la industria de refinación, la densidad de un crudo se expresa generalmente en términos de gravedad

API, un parámetro de medición de unidades en grados (o API), por ejemplo, 35° API. La gravedad API

varía en forma inversa a la densidad (es decir, cuánto más liviano es el material, más alta es la gravedad

API). Por definición, el agua tiene una gravedad API de 10°.

2.1.2. Contenido de azufre Entre los heteroelementos presentes en el petróleo crudo, el azufre es el que más afecta el proceso de

refinación.

Los niveles suficientemente altos de azufre en el flujo de refinación pueden desactivar

(“contaminar”) los catalizadores que aceleran las reacciones químicas deseadas en ciertos

procesos de refinación, provocar la corrosión en el equipo de refinería, y (3) generar la emisión a

la atmósfera de compuestos de azufre, que no son agradables y pueden estar sujetos a estrictos

controles reglamentarios.

El azufre de los combustibles para vehículos automotores ocasiona la emisión de compuestos de

azufre indeseables e interfiere con los sistemas de control de emisiones de este tipo que están

destinados a regular las emisiones perjudiciales, como los compuestos orgánicos volátiles,

óxidos de nitrógeno y particulados.

Consecuentemente, las refinerías deben tener la capacidad de extraer el azufre del crudo y los flujos de

refinación en la medida que sea necesario para atenuar estos efectos no deseados. Cuánto más alto sea

el contenido de azufre del crudo, más alto es el grado de control de azufre que se necesita y el costo que

insume este procedimiento.


El contenido de azufre del crudo y los flujos de refinación se mide generalmente en tanto por ciento (%)

en peso o en partes por millón por peso (ppmp). En la industria de la refinería, el petróleo crudo se

denomina con poco azufre (bajo nivel de azufre), si su nivel de azufre es inferior al valor umbral (por

ejemplo, 0,5% (5.000 ppmw)) y sulfuroso (alto nivel de azufre), si el nivel de azufre supera el umbral más

alto. La mayoría de los crudos sulfurosos registran niveles de azufre de entre 1,0 y 2,0 %, pero en

algunos casos se registran niveles de azufre de > 4 %.

En un determinado tipo de crudo, la concentración de azufre tiende a incrementar en forma progresiva,

con un aumento en la cantidad de carbono. Por lo tanto, las fracciones de crudo en el aceite

combustible y el punto de ebullición del asfalto tienen mayor contenido de azufre en comparación con

el que se registra en el punto de ebullición del combustible pesado y el diesel, que, a su vez, tienen más

contenido de azufre que el que se registra en el punto de ebullición de la gasolina. Del mismo modo, los

componentes más pesados presentes en, por ejemplo, el punto de ebullición de la gasolina tienen más

contenido de azufre que los componentes más livianos en dicho punto de ebullición.

2.1.3 Clasificación según su gravedad API y contenido de azufre La Tabla 1 muestra un esquema que se utiliza mucho para clasificar los tipos de petróleo crudo en base a

su gravedad API y contenido de azufre. Cada clase de crudo se define por rango de gravedad API y rango

de contenido de azufre. Los nombres de las categorías indican tales rangos en términos cualitativos.

Clase de petróleo crudo

Rango de Propiedades

Gravedad (°API)

Azufre (%p)

Light Sweet 35-60 0-0.5

Light Sour 35-60 > 0.5

Medium Medium Sour 26-35 0-1.1

Medium Sour 26-35 > 1.1

Heavy Sweet 10-26 0-1.1

Heavy Sour 10-26 > 1.1 Tabla 1: Tipos de petróleo crudo.

2.3 Disponibilidad En la República Argentina se han identificado 19 cuencas sedimentarias, con una superficie total de

aproximadamente 1.750.000 km2.

Cinco de estas cuencas tienen continuidad sobre la plataforma continental, las cuales han

proporcionado hidrocarburos de manera rentable: La cuenca Neuquina, la de San Jorge, la Cuyana, la

Austral (o de Magallanes) y la del Noroeste. La cuenca Neuquina y la cuenca de Golfo de San Jorge son

las más importantes del país, ya que contienen el 75% del total de las reservas comprobadas en el país.

La cuenca Neuquina aporta el 43% del total de la producción petrolera argentina, mientras que la


cuenca del Golfo de San Jorge aporta un 35%. Mientras que otras tres se extienden bajo las aguas del

mar.

La superficie de las ubicadas sobre el continente es de alrededor de 1.350.000 km2, y las de la

plataforma continental, tomando como límite la isóbata de 200 metros; de unos 400.000 km2, cifra que

puede ser duplicada si se la considera hasta el pie del talud.

3. Descripción general del proceso de refinación

Un diagrama esquemático de un Refinería puede ejemplificarse con la figura que se presenta a

continuación:

Figura 2: Esquema de una refinería de petróleo.

3.1 El transporte del crudo Desde los tanques de almacenaje en los yacimientos, el petróleo crudo es bombeado a través de

oleoductos hasta terminales oceánicas o refinerías. Como por lo general los yacimientos de petróleo se

encuentran alejados de los centros de consumo, los oleoductos deben recorrer largas distancias.

Muchos oleoductos se entierran por debajo del nivel del suelo, y en todos los casos demandan procesos

especiales para protegerlos de la corrosión. Se han desarrollado aceros especiales de gran resistencia a

la tensión, que permiten construir cañerías más delgadas y de menor costo. También, aunque menos

utilizadas, se han ensayado cañerías de aluminio y de material plástico.


Un volumen sustancial del petróleo es transportado por buques tanque. Los buques petroleros llevan las

máquinas propulsoras a popa, para evitar que el árbol de la hélice atraviese los tanques de petróleo y

como medida de protección contra el riesgo de incendio. Algunos de los petroleros de mayor porte

encuentran dificultades para atracar en puertos que carecen del calado adecuado o no disponen de

muelles especiales. En estos casos se recurre a boyas fondeadas a distancia conveniente de la costa,

provistas de tuberías. Estas, conectadas a terminales en tierra, permiten a los grandes petroleros

amarrar y descargar el petróleo sin necesidad de ingresar a puerto.

El petróleo que se extrae de los yacimientos está constituido por una mezcla de hidrocarburos líquidos,

gaseosos y sólidos, e incluye impurezas como agua, sales y sedimentos. Los hidrocarburos son

compuestos formados básicamente por carbono e hidrógeno, y algunos otros elementos como oxígeno,

nitrógeno y azufre. En general a los hidrocarburos se los puede clasificar como:

Parafínicos o saturados: son los ideales para elaborar aceites lubricantes.

Aromáticos: dan naftas de buen valor octánico, indeseables para producir aceites.

Nafténicos: son intermedios de los dos previamente mencionados.

Según el tipo de hidrocarburo que predomine en el petróleo crudo, se establece el camino de

procesamiento que seguirá en la refinería.

3.2 Destilación primaria Es la operación básica de la refinación del petróleo. Es un proceso de separación físico-química que

fracciona los distintos constituyentes del crudo por efecto de la temperatura, sin originar nuevos

compuestos.

Primero, el petróleo crudo se calienta en un horno y se lo lleva a la parte inferior de la columna

fraccionadora, que consiste en una enorme torre cilíndrica, cuya altura puede superar los 50 metros.

Dentro de ella se encuentran, a diferente altura, bandejas o platos, que separan los distintos

componentes del crudo, según su punto de ebullición. Estas bandejas provocan la condensación de los

vapores más pesados y, por el contrario, la evaporación de los líquidos más livianos, logrando

separarlos. Como el número de elementos constituyentes del petróleo es muy grande, es imposible

separarlos uno por uno. En cambio, mediante este método de destilación, las distintas fracciones -

livianas y pesadas- se separan gradualmente unas de otras.

Este proceso (Destilación atmosférica, también conocido como Destilación primaria o Topping) se realiza

a presión atmosférica y a no más de 450 °C. En la parte superior de la torre se obtienen gases etano,

propano y butano, mientras que debajo se logran fracciones con punto de ebullición más elevado, como

nafta, kerosene, gas oil liviano y gas oil pesado. Debajo queda una fracción más pesada, llamada crudo


reducido, a la que si se pretende extraer a ún más destilados, hay que someterla a presión reducida, ya

que si se aumenta la temperatura del proceso, generaría craqueo térmico o ruptura de moléculas.

3.2.1 Destilación primaria En estas condiciones se pueden obtener volúmenes adicionales de destilados, gas oil liviano y pesado de

vacío, a temperaturas semejantes a las del proceso anterior. El residuo o "fondo de vacío" puede

destinarse a combustible de la refinería, o como componente de fuel oil, de asfalto o como carga en la

unidad de coqueo retardado.

3.3 Coque Además del fondo de vacío mencionado, aquí se cargan todos los excedentes de crudo reducido. Estos

se someten a temperaturas elevadas durante el tiempo necesario para lograr el craqueo (rotura de

moléculas). Así se logran productos más valiosos: gases, naftas, diesel, gas oil más pesado y carbón de

petróleo como residuo. Las naftas y el gas oil obtenidos son de baja calidad, enviándoselos luego a

hidrotratamiento para mejorarlos. El gas oil pesado logrado alimenta la planta de craqueo catalítico, y el

carbón sirve como combustible, coque metalúrgico o para fabricar electrodos.

3.3.1 Craqueo Catalítico Se alimenta con el gas oil pesado de Destilación atmosférica y Vacío. Por acción de la temperatura y con

un catalizador, se somete a craqueo, obteniéndose gases, nafta, Diesel y un poco de residuo pesado. Los

gases con alta proporción de olefinas, sirven como carga de otras plantas, para la elaboración de naftas

de alto número de octano o para productos petroquímicos. Por su parte, la nafta se envía al "pool"

(donde se unifican todas las naftas de la refinería). El Diesel es hidrotratado y se envía al "pool" de gas

oil. El Diesel no hidrotratado es utilizado como diluyente del fuel oil.

3.3.2. Hidrocraqueo Catalítico Procesa el gasoil liviano de vacío. Con temperatura y a alta presión, se lo somete a craqueo, en

presencia de hidrógeno y de un catalizador. Así se logran gases, naftas, querosene (Jet A-1) y gas oil de

muy buena calidad.

3.3.3 Cadenas de hidrocarburos y craqueo El petróleo está compuesto principalmente de hidrocarburos, sustancias orgánicas con moléculas

formadas por cadenas de átomos de carbono e hidrógeno. Durante el craqueo, los hidrocarburos de

cadenas más largas son calentados a altas temperaturas y sometidos a elevadas presiones. Así se logra

que las moléculas más largas, de hidrocarburos pesados, se rompan y ordenen en otras m ás cortas, que

corresponden a combustibles líquidos y gaseosos y otros más pesados. El craqueo puede incluir la

utilización de catalizadores, es decir, sustancias que contribuyen a acelerar y reordenar las moléculas,

pero sin participar ellas mismas como componentes de la reacción.


3.4 Reformado El Corte intermedio ("corazón") del fraccionamiento de la nafta virgen, no es adecuado para integrar el

"pool" de motonaftas, debido a su bajo número de octano. El reformado catalítico, mediante una

modificación de la estructura química de la materia prima, aumenta considerablemente el número de

octano de la nafta. También produce gases como propano, butano e hidrógeno. Este último es un

suministro clave para otras unidades de proceso de la refinería.

3.5 Concentración de gases Anexa a la plantas de craqueo catalítico, recibe naftas de elevada tensión de vapor, para estabilizarlas.

También se envían allí las corrientes gaseosas de las diferentes plantas, para fraccionarlas en sus

componentes principales. Además de las naftas estabilizadas, se obtienen también propanos y butanos,

tratados para controlar su acidez y contenido de azufre. La corriente de gas residual puede destinarse a

uso petroquímico, o -en caso de no existir demanda para ello como combustible de la refinería.

3.5.1 Alkilación Esta unidad genera alkilado a partir de buteno e isobutano. El alkilado es otro componente de las

motonaftas de alto número de octano, que complementa y reemplaza el aporte octánico de otros

constituyentes más contaminantes.

3.5.2 MTBE A partir de la reacción catalítica de isobutileno y metanol, se elabora el metil-ter-butil éter. Este

compuesto -MTBE- es un importante constituyente de las motonaftas, debido a su muy elevado valor

octánico y a que, al contener oxígeno en su molécula, contribuye a reducir los contaminantes.

3.6 Fraccionamiento de nafta Si la nafta obtenida en la destilación atmosférica se usara como tal, estaría desajustada con las

necesidades de los automotores. Esta nafta se llama "virgen" y luego se fracciona en torres anexas o en

el reformado, logrando tres Cortes:

Nafta virgen liviana, destinado al "pool" de motonaftas (tras ser isomerizado, aumentando su

valor octánico).

Intermedio (o corazón) enviado al reformado como componente de la motonafta o en

productos petroquímicos, según la refinería.

Nafta pesada, para el gas oil.


3.6.1 Producción de lubricantes En una refinería compleja, el residuo de la destilación atmosférica, llamado crudo reducido, se continúa

fraccionando bajo vacío para seguir separando distintas fracciones sin modificar su estructura química,

obteniendo Cortes básicos para la elaboración de lubricantes.

Este residuo es refinado con solvente en la unidad de Desasfaltado, donde se lo mezcla con propano

líquido, para separar las resinas asfálticas y otros componentes que perjudican la calidad de los aceites.

Luego se separa al propano del aceite y del asfalto. Posteriormente, se realiza la Refinación con furfural

(sustancia que se mezcla en parte con el aceite mineral) donde se procesan, agitándolas, las diferentes

bases, que salen por la parte superior, tras haber sido eliminados los compuestos aromáticos

indeseables. Inmediatamente se realiza la separación del furfural utilizado.

El paso posterior en la elaboración de lubricantes es la eliminación de parafinas (Desparafinado) que se

realiza con solventes especiales a bajas temperaturas. Las parafinas deben eliminarse para que los

aceites se mantengan fluidos cuando trabajan a muy bajas temperaturas. Luego se recupera el solvente

disuelto en ambas fases: aceite y parafina. Libre de compuestos aromáticos y parafinas, la base es

enviada al Hidroterminado catalítico, donde se pone en contacto al aceite con gas hidrógeno en

presencia de un catalizador adecuado.

4. Destilación

La destilación es la operación fundamental para el refino del petróleo. Su objetivo es extraer los

hidrocarburos presentes naturalmente en el crudo por destilación, sin afectar la estructura molecular de

los componentes, se busca conseguir, mediante calor, separar los diversos Cortes del crudo. El petróleo

crudo calentado se separa físicamente en distintas fracciones de destilación directa, diferenciadas por

puntos de ebullición específicos y clasificadas, por orden decreciente de volatilidad, en gases, destilados

ligeros, destilados intermedios, gasóleos y residuo.

La destilación se divide en dos tipos:

Destilación atmosférica: en las unidades de Topping, se desarrolla la destilación atmosférica,

donde el objetivo es obtener combustibles terminados y Cortes de hidrocarburos que serán

procesados en otras unidades, para convertirlos en combustibles más valiosos.

Destilación en vacío: en las unidades de Vacío, solo se produce Cortes intermedios que son

carga de unidades de conversión, las cuales son transformadas en productos de mayor valor y

de fácil comercialización.


Figura 3: Torre de destilación real.

4.1 Destilación atmosférica El proceso comienza cuando el crudo desalinizado ingresa a la torre de destilación, habiendo sido

calentado previamente en el horno. Una vez alcanzada la temperatura de ingreso, la cual oscila entre

343°C y 371°C para evitar el craqueo térmico que se produciría a temperaturas superiores, y estando a

una presión ligeramente superior a la atmosférica, comienza el proceso de separación.

En esta torre se controla la temperatura para obtener la condensación de las diferentes mezclas a

diferentes niveles, de donde son extraídas. La presencia de cenizas y componentes casi sólidos en el

petróleo natural, la diversidad de los petróleos naturales, la inmensa cantidad de componentes y la

naturaleza compleja de las mezclas a obtener, hace que este proceso no sea tan simple.

Las fracciones ligeras con los puntos de ebullición más bajos (el gas combustible y la nafta ligera) se

extraen de la parte superior de la torre por una tubería en forma de vapores. La nafta, o gasolina de

destilación directa, se toma de la sección superior de la torre como corriente de productos de

evaporación. Tales productos se utilizan como cargas petroquímicas y de reforma, material para mezclas

de gasolina, disolventes y GPL. Una vez extraídas de la torre, son expuestas a un condensador que las

transformará en líquidos que serán almacenados. Del condensador fluye hacia un tanque receptor o

acumulador. Parte del líquido presente en el tanque receptor es bombeado de nuevo hacia la parte

superior de la torre, y el resto es extraído como corriente de producto. El liquido que es regresado a la

torre se lo denomina “reflujo externo”. Debido a que este es expulsado del condensador, tiene una

temperatura inferior a la temperatura de la parte superior de la torre. A medida que el reflujo externo

enfría la parte superior de la torre, los vapores que contienen los componentes mas pesados condensan.

El liquido formado por fracciones más pesadas, fluye hacia la parte inferior de la torre, y se le llama

“reflujo interno”. Mientras tanto la parte superior de la torre se encuentra lo suficientemente caliente

para mantener las fracciones ligeras en fase vapor. Los vapores se extraen de la parte superior de la


torre y se conducen hacia el condensador. El uso de la corriente de reflujo permite incrementar la

pureza del producto destilado, ya que el hecho de condensar los vapores formados por fracciones más

pesadas los mantiene fuera de la corriente de vapores que abandonan la parte superior de la torre.

Figura 4: Torre de destilación real.

Las fracciones del rango de ebullición intermedio (gasóleo, nafta pesada y destilados) se extraen de la

sección intermedia de la torre como corrientes laterales y se envían a las operaciones de acabado para

su empleo como queroseno, gasóleo diesel, fuel, combustible para aviones de reacción, material de

craqueo catalítico y productos para mezclas. Algunas de estas fracciones líquidas se separan de sus

residuos ligeros, que se devuelven a la torre como corrientes de reflujo descendentes.

Las fracciones pesadas, de alto punto de ebullición (denominadas residuos o crudo reducido), que se

condensan o permanecen en el fondo de la torre, se utilizan como fuel, para fabricar betún o como

carga de craqueo, o bien se conducen a un calentador y a la torre de destilación al vacío para su

siguiente fraccionamiento.

El líquido residual, el cual consiste principalmente de los compuestos más pesados de la alimentación,

fluye hacia la parte inferior y se acumula en el fondo de la columna. Parte de este líquido es extraído del

sistema como residuo, otra parte es enviada al “rehervidor” el cual está conectado al fondo de la torre.


Figura 5: Método de rehervido.

El rehervidor generalmente es un intercambiador de calor, el cual está diseñado para vaporizar los

componentes más ligeros que permanecen en el líquido que se encuentra en el fondo de la torre. El

vapor que sale del rehervidor (o en algunos casos mezcla de vapor y liquido) se regresan a la torre.

Posteriormente los vapores fluyen hacia arriba en la torre. Estos vapores y el calor que contienen

comúnmente se les llaman “hervido”. El “hervido” caliente provee el calor requerido por el proceso de

destilación que ocurre en la torre. Los vapores a temperatura elevada provocan que cualquier

componente ligero del líquido en el fondo se vaporice y suba a través de la torre. Esto reduce la

cantidad de componentes ligeros en la corriente de residuo del fondo de la columna.

El método de rehervido es utilizado para maximizar la pureza del producto. El resto de la corriente de

fondos en enviado a almacenamiento o a otras unidades de la planta como producto del fondo de la

torre.

En la siguiente figura se observa una torre de destilación atmosférica, donde se diferencian los distintos

componentes que separa la misma, según la temperatura.


Figura 6: Diagrama de la destilación atmosférica.

Figura 7: Perfil de temperatura.


4.2 Destilación al vacío Inmediatamente después de la destilación atmosférica, se somete al residuo o crudo reducido, a una

destilación al vacío.

Figura 8: Ubicación de la destilación al vacío dentro del proceso de refinería del petróleo.

El crudo reducido o el residuo obtenido a partir de la destilación atmosférica, se somete a una

destilación al vacío. En función de la utilidad que se le quiera dar a ese residuo, hay dos tipos de

destilación al vacío:

Destilación al vacío de conversión

Destilación al vacío lubricante

Este proceso de destilado consiste en generar un vacío parcial dentro del sistema para destilar

sustancias por debajo del punto de ebullición que tienen a presión atmosférica. Se utiliza para productos

de altos puntos de ebullición que mediante la reducción de presión, genera la disminución de dicha

temperatura para así poder realizar el proceso de separación, el cual se basa en la diferencia de

volatilidades y temperaturas de ebullición de los componentes.

En este proceso es importante mantener la temperatura de la torre por debajo del rango en que se

presentan las reacciones de cracking, para de esta forma evitar el craqueo térmico de las sustancias, el

cual comienza a 410°C aproximadamente. Debido a este límite térmico, se reduce la presión parcial de

los hidrocarburos sometiéndolos a vacío e inyectándoles vapor.


La presión que se utiliza en la torre para destilación al vacío de combustibles, es de aproximadamente 4

mm Hg, es decir, se obtiene un vacío casi absoluto, comparando dicho valor con la presión atmosférica,

(presión que se utiliza en el caso de la primera destilación que sufre el crudo), la cual es de 760 mm Hg.

Por otro lado, para el proceso enfocado a la separación de sustancias para la posterior obtención de

lubricantes, la presión que se emplea es de 70 mm Hg. Las condiciones de vacío se consiguen mediante

condensadores y eyectores de vapor.

4.2.1 Eyectores El eyector es una bomba de vacío, generalmente movida por vapor, que no tiene partes móviles y que es

capaz de alcanzar presiones absolutas de entre 0,001 mm y 760 mm Hg.

El principio de funcionamiento es el siguiente: el fluido entrante, generalmente vapor, es acelerado en

una tobera convergente-divergente, convirtiendo la presión en velocidad. Es decir, se genera una

aceleración del fluido. Debido al efecto Venturi, la presión en la descarga es muy baja, produciendo una

succión del fluido aspirado en la cámara de mezcla.

La mezcla del fluido motriz y del aspirado es introducida en el difusor, donde se transforma la velocidad

en presión, obteniendo en la descarga una presión intermedia entre la del fluido motriz y el impulsado.

Figura 9: Eyector.

Hay siete factores que deben ser considerados para seleccionar correctamente un sistema de eyectores:

1. Presión/Temperatura de succión del eyector.

2. Presión de descarga requerida.

3. Naturaleza de la carga (composición, vapores corrosivos, etc.).


4. Capacidad requerida.

5. Mínima presión de vapor disponible para el sistema eyector.

6. Máxima temperatura del agua de entrada a condensadores.

7. Tipo de condensador requerido: barométrico o de superficie.

4.2.2 Torres de vacío Los diseños internos de algunas torres de vacío se diferencian de los de las torres atmosféricas en que

en lugar de platos se utiliza relleno al azar y pastillas separadoras de partículas aéreas, aunque también

hay torres destinadas a la destilación en vacío que en su interior están compuestas de platos.

Las torres de vacío se usan para separar productos de craqueo catalítico, del residuo sobrante.

Asimismo, los residuos de las torres de vacío pueden enviarse a un coquificador como carga del mismo,

utilizarse como material para lubricantes o asfalto, o desulfurarse y mezclarse para obtener fuel bajo en

azufre.

Para que se produzca la separación o fraccionamiento de los Cortes, se debe alcanzar el equilibrio entre

las fases líquido – vapor, de esta forma los componentes más livianos o de menor peso molecular se

concentran en la fase vapor, y los de mayor peso molecular predominan en la fase líquida. En sucesivas

etapas los componentes livianos se concentran en la parte superior de la columna fraccionadora y los

componentes pesados se concentran en la parte inferior de la misma.

En esta unidad las variables básicas que se controlan son:

Temperatura de transferencia: es la máxima temperatura a la que se eleva el crudo reducido

para vaporizarlo en la columna de fraccionamiento. Se debe operar a una temperatura

condicionada por el diseño del horno, dependiendo de ella el rendimiento de los destilados.

Presión de trabajo: es la presión a la cual se produce la operación, afecta directamente el

equilibrio líquido – vapor. Generalmente se trabaja a la menor presión posible, y no se varía

frecuentemente.

Temperatura de cabeza: es la temperatura en la zona superior de la columna. Se controla con el

reflujo de cabeza, éste proviene de parte de los vapores de cabeza de la fraccionadora, que son

retornados a la torre luego de ser enfriados. Al ponerse en contacto con los vapores

ascendentes calientes se produce un equilibrio líquido – vapor.

Temperatura del Corte: es la temperatura a la cual se realiza la extracción lateral de un Corte

lubricante. Esta temperatura es controlada con el reflujo de cabeza y los reflujos circulantes.

Estos últimos tienen un efecto semejante al reflujo de cabeza y además precalientan el crudo de

alimentación, recuperando energía.


Inyección de vapor: el vapor de agua inyectado en los equipos disminuye la presión parcial de

los hidrocarburos, estableciendo nuevos equilibrios vapor – líquido, lo cual favorece la

vaporización de los componentes más volátiles.

Las variables que afectan al proceso, están dadas principalmente por las características de la

alimentación y las condiciones de operación en la torre fraccionadora. El equilibrio líquido – vapor

depende de parámetros termodinámicos de presión y temperatura del sistema.

4.2.3 Descripción general de la unidad El proceso básicamente consiste en vaporizar los hidrocarburos del crudo reducido y luego condensarlos

en Cortes definidos, modificando la temperatura a lo largo de la torre fraccionadora.

Antes de ingresar el crudo reducido a la torre de destilación a vacío, este debe transitar por una sección

de intercambio. La carga que proviene desde la unidad de destilación atmosférica, se bombea a través

de un tren de intercambio térmico donde recibe calor de un horno desde donde pasa a la torre

fraccionadora. A la salida de transferencia del horno la temperatura es de 385 –390° C. Con esta

temperatura se incrementa la vaporización, sin riesgo de craqueo.

Figura 10: Diagrama de la unidad de vacío.

Para la generación de vapor se utiliza agua clarificada de usina que se recibe a una presión de 40

atmosferas y una temperatura de 105° C, la misma se almacena en acumuladores donde luego del

intercambio con fondo de vacío se genera vapor de baja presión. El vapor de media presión se genera en

el alambique, una bomba aspira el agua del acumulador y mantiene una circulación a través del mismo


regulándose el caudal mediante un controlador de flujo. El vapor de media generado se sobrecalienta y

descarga a la línea general de vapor de media.

Los encargados de la generación del vacío utilizado en la destilación, son los eyectores, los cuales

trabajan con vapor de media presión.

Como se menciona anteriormente la torre fraccionadora es donde se logra la separación de los distintos

Cortes. El crudo reducido ingresa por la zona de alimentación, produciéndose una vaporización

instantánea debido a la caída brusca de presión. Como consecuencia de esto se obtiene:

Productos de cabeza.

Cortes laterales de distintos tipos.

Producto de fondo.

Productos de cabeza

Por la parte superior o cabeza sale una mezcla de vapores de hidrocarburos (gas oíl liviano), vapor de

agua y gases incondensables. Estos productos salen por cabeza aproximadamente a 95/100° C en estado

gaseoso se enfrían violentamente en dos condensadores, con agua a 30° C. La condensación de una

parte de estos gases produce una brusca reducción de volumen que genera parte del vacío, el producto

condensado pasa al acumulador, allí tanto lo condensado como el resto de los gases son separados en

agua, hidrocarburos líquidos y gases.

El agua se deriva a las plantas tratadoras de aguas agria; el gas oíl barométrico se deriva a la carga de la

unidad de Topping, y los gases incondensables se queman en el horno aspirados por eyectores (con gas

natural).

Cortes laterales

En sucesivas extracciones laterales y en orden descendente (punto final2 creciente) se separan distintos

Cortes de petróleo:

Corte tipo 1: este Corte extraído de la torre a una temperatura de 170° C. Mediante un previo

enfriamiento a 70° C, se utiliza como reflujo de cabeza; el excedente se envía como producción

de Gas Oíl Liviano (GOL) o como carga a catalítico.

Corte tipo 2: obtenido a una temperatura de 230° C. Previo enfriamiento a 67° C, se utiliza como

reflujo circulante, en caso de tener que evacuar una parte este pasa por un intercambiador

donde enfría con agua y es enviado como carga a catalítico.

2 Punto final: Es la mayor temperatura alcanzada por los componentes de una mezcla cuando finaliza la ebullición (toda la fracción líquida posible de destilar pasa a fase vapor).


Corte tipo 3: este Corte es extraído a una temperatura de 305° C. Esta corriente enfría en un

intercambiador con agua y se envía a tanque de almacenaje o también se separa para ser

utilizado como carga a catalítico.

Corte tipo 4: se extrae a una temperatura de 320° C. Esta corriente enfría con agua en un

intercambiador para ser enviado a tanque de almacenaje para posterior tratamiento pudiendo

además enviarse como carga a catalítico.

Corte tipo 5: es extraído por debajo de la zona flash, a una temperatura de 350°C. Una parte de

este se envía como carga a catalítico.

Producto de fondo

Por el fondo de la columna se extrae a una temperatura aproximadamente de 360° C el residuo de la

destilación, el cual es llamado fondo de vacío, formado por una mezcla de hidrocarburos pesados que

constituyen la carga de:

la unidad de desafaltado con propano, en caso de tratarse de una destilación al vacío lubricante

la unidad de cracking catalítico, en caso de haber sido tratados en una destilación al vacío de

conversión.

Mientras que el excedente es utilizado para precalentar la carga en las torres.

En la siguiente tabla se especifica el porcentaje de destilado obtenido a partir del producto de

alimentación, según los distintos Cortes:

Producto % Destilado

Producto de cabeza 1 – 15%

Corte tipo 1 10 – 14%

Corte tipo 2 8%

Corte tipo 3 8%

Corte tipo 4 15%

Corte tipo 5 5%

Residuo de fondo 50% Tabla 1: porcentaje de destilado de los distintos cortes.

Condiciones básicas de operación

Las condiciones básicas de operación en la columna de fraccionamiento son:

Variable Valor

Temperatura de transferencia 390° C

Temperatura zona flash 375° C

Temperatura cabeza de torre 85° C

Temperatura fondo de torre 350° C

Presión cabeza de torre 4 mmHg

Presión fondo de torre 0.77 mmHg Tabla 2: condiciones básicas de operación.


Figura 11: Perfil de temperatura de la torre de destilación en vacío.

5. Cracking

5.1 Cracking térmico retardado El proceso de cracking térmico retardado se encarga de romper las cadenas de hidrocarburos de alto

peso molecular, por acción de temperatura y tiempo de residencia. Las reacciones producen coque que

se acumula en las cámaras de reacción y es extraído en forma cíclica cada 24 horas. La carga proviene

del Fondo de Vacío y se calienta a 490 °C

5.1.1 Descripción del proceso La carga proviene del vacío (fondo) a 310 °C, y se calienta luego hasta 490 °C en los hornos para ingresar

a las cámaras por la parte inferior. Los livianos, en estado gaseoso, salen por cabeza ingresando en la

fraccionadora. Aquí los gases sufren condensaciones parciales y se fraccionan obteniendo:


Figura 12: Productos del cracking térmico retardado.

5.1.2 Reacciones de cracking térmico Las reacciones que tienen lugar en el cracking térmico se pueden clasificar en:

Reacciones primarias: se producen rupturas de largas moléculas obteniendo parafinas, olefinas,

ciclo olefinas y aromáticos.

Reacciones secundarias: son de polimerización y condensación, y producen coke (necesitan

mayor tiempo de residencia).

La reacción es endotérmica. Los gases que salen por tope de la cámara reciben una inyección de gas oíl

antes de ingresar a la fraccionadora para detener el craqueo.

Figura 13: Productos del cracking térmico retardado

La unidad se compone de módulos: un horno y dos cámaras de reacción. Cada ciclo dura 24 hs. Se

produce la reacción en la cámara A, la cual se va llenando de carbón. Luego se cambia a la cámara B. La

cámara A se enfría con agua, se drena, vaporiza, abre, y se extrae el carbón utilizando corte hidráulico a

GAS RESIDUAL

CARGA LIQUIDA

NAFTA LIVIANA

NAFTA PESADA

GAS OIL LIVIANO

GAS OIL PESADO

CRUDO

REDUCIDOHORNOS

CAMARAS FRACCIONADORA


alta presión (agua a 150 Kg/cm2). Luego se cierra la cámara y su prueba su hermeticidad con vapor,

antes de reiniciar el ciclo. Toda la operación dura alrededor de 20 horas.

Cada 10 ó 12 meses se deben limpiar los hornos con vapor y aire (decoquizado).

5.2 Cracking catalítico El cracking catalítico es un proceso en el cual un catalizador en forma de microesferas craquea

moléculas pesadas de hidrocarburo cuyo punto de ebullición es igual o superior a los 315ºC a

hidrocarburos livianos de cadena corta cuyo punto de ebullición se encuentra por debajo de los 221ºC.

Su finalidad no es otra que la de obtener la mayor cantidad de hidrocarburos livianos de gran aprecio

para la industria, la mayoría de las cargas a las unidades de ruptura catalítica la constituyen gasóleos,

aceites pesados como el DMOH y el DMO (Aceite demetalizado hidrogenado y Aceite Demetalizado,

respectivamente.)

El cracking produce naftas de muy alta calidad. Las naftas de menor grado que se obtienen por

destilación también pueden mejorarse por el proceso de reformación. Mediante este proceso, se

modifica la estructura molecular por calentamiento bajo presión generalmente en presencia de un

catalizador.

Figura 14: Esquema de reactor de cracking catalítico.

Una de las características que diferencian el proceso de cracking catalítico de otros procesos catalíticos

de refinería es que el catalizador no se sitúa en un lecho fijo, sino que se encuentra fluidizado, es decir,

suspendido en un gas de proceso y en continua circulación en la unidad.

HORNOS

REGENERADOR REACTOR

CALDERA

FRACCIONADORA

COMPRESOR

CARGA

VAPOR

FUEL GAS

C3 / C4

NAFTA LIVIANA

NAFTA PESADA

GAS OIL LIVIANO

GAS OIL PESADO

GAS OIL DECANTADO

AIRE

700 °C

780 g/cm2

520°C

980 g/cm2

540°C

510°C


En sus comienzos, fue diseñado como un producto para maximizar la producción de gasolina de alto

octano, aunque en la actualidad, debido a los avances en desarrollo de nuevos catalizadores,

modificación de condiciones de operación y de proceso, se puede operar la unidad en otras

modalidades de producción (máximo LPG y máximos destilados medios).

5.2.1 Catalizador Un catalizador es una sustancia química, simple o compuesta, que modifica la velocidad de una reacción

química, interviniendo en ella pero sin llegar a formar parte de los productos resultantes de la misma.

Los catalizadores se caracterizan con arreglo a las dos variables principales que los definen: la fase activa

y la selectividad. La actividad y la selectividad, e incluso la vida misma del catalizador, depende

directamente de la fase activa utilizada, por lo que se distinguen dos grandes subgrupos: los elementos y

compuestos con propiedades de conductores electrónicos y los compuestos que carecen de electrones

libres y son, por lo tanto, aislantes o dieléctricos. La mayoría de los catalizadores sólidos son los metales

o los óxidos, sulfuros y haloideos de elementos metálicos y de semimetálicos como los elementos boro

aluminio, y silicio. Los catalizadores gaseosos y líquidos se usan usualmente en su forma pura o en la

combinación con solventes o transportadores apropiados; los catalizadores sólidos se dispersan

usualmente en otras sustancias conocidas como apoyos de catalizador.

Un catalizador en disolución con los reactivos, o en la misma fase que ellos, se llaman catalizador

homogéneo. El catalizador se combina con uno de los reactivos formando un compuesto intermedio que

reacciona con el otro más fácilmente. Sin embargo, el catalizador no influye en el equilibrio de la

reacción, porque la descomposición de los productos en los reactivos es acelerada en un grado similar.

Un catalizador que está en una fase distinta de los reactivos se denomina catalizador heterogéneo o de

contacto. Los catalizadores de contacto son materiales capaces de adsorber moléculas de gases o

líquidos en sus superficies.

Existen ciertas sustancias llamadas promotoras, que no tienen capacidad catalítica en sí, pero aumentan

la eficacia de los catalizadores.

Por otra parte, los materiales que reducen la eficacia de un catalizador se denominan venenos. Los

compuestos de plomo reducen la capacidad del platino para actuar como catalizador; por tanto, un

automóvil equipado con un catalizador para controlar la emisión de gases necesita gasolina sin plomo.

Uso industrial

Los catalizadores poseen gran importancia en los procesos industriales. El craqueo ha llegado a ser muy

importante en las refinerías de petróleo como un medio de aumentar la producción de gasolina a

expensas de productos más pesados y menos valiosos, como el queroseno y el petróleo combustible.

Los procesos catalíticos más conocidos, que han suplantado con mucho a los antiguos procesos


térmicos, son la técnica de lecho fluidizado y la de fluido catalítico, que usan polvos de gel de luminio-

sílice como catalizadores. En el proceso de lecho fluidizado, se pasa el petróleo a través de un lecho

estacionario de partículas sólidas; en el proceso de fluido catalítico, las partículas son móviles y están

suspendidas en una corriente de vapores de petróleo a una temperatura de 450 ° a 540 °C, y a una

presión de 2,4 atmósferas. Al tratar un compuesto no saturado con hidrógeno a la temperatura

adecuada y en presencia de un catalizador, como por ejemplo níquel, platino o paladio finamente

dividido, el enlace múltiple entre los átomos de carbono se rompe y a cada átomo de carbono se une un

átomo de hidrógeno.

5.2.2 Descripción general del proceso

Sección de Precalentamiento de la Alimentación

La alimentación se precalienta tomando calor de la corriente de reflujo circulante de fondos para,

posteriormente, alcanzar la temperatura adecuada de reacción en el Horno de Carga (B-7101).

A la corriente de alimentación fresca se le adiciona la de gasoil pesado, que se recicla totalmente, antes

de entrar al Reactor.

Reactor

La alimentación total al Reactor, procedente del Horno de Carga, se inyecta al fondo del Riser a través

de unos orificios de inyección de diseño especial, donde también se añade vapor para atomización.

El caudal total de vapor de atomización está controlado por un controlador del caudal situado en el

colector principal, y se distribuye uniformemente a cada punto de inyección mediante orificios de

restricción.

Cuando la alimentación se pone en contacto con el catalizador caliente en el Riser, se produce la

vaporización y el craqueo. Así se crea la fuerza impulsara que arrastra el catalizador hacia arriba,

llegando al cuerpo principal del Reactor.

La conversión total se produce, fundamentalmente, en el Riser, con algunas reacciones menores de

craqueo térmico en el área de los ciclones y en la línea de cabeza del Reactor.

Los vapores de hidrocarburos procedentes del Riser, pasan a través de una etapa de ciclones, donde se

separa el catalizador arrastrado. Posteriormente se alimentan a la Fraccionadora, separándose los

diferentes productos.

El catalizador gastado procedente del Riser, y el que se separa en la etapa de ciclones, fluye hacia la

zona de "stripping" del Reactor. Aquí se pone en contacto, en contracorriente, con vapor de agua

recalentado, a lo largo de unos "baffles". El vapor de “stripping” recupera los vapores de hidrocarburo

que hubiera podido arrastrar el catalizador en su descenso.


El caudal de vapor de "stripping" se fija mediante un controlador de caudal, y se distribuye

uniformemente a los diferentes puntos de entrada mediante orificios de restricción.

Regenerador

En el Regenerador se produce la combustión con aire del carbón depositado en el catalizador durante la

reacción de craqueo.

La combustión se produce a alta temperatura para restaurar la actividad del catalizador.

El aire de combustión se utiliza también como medio de fluidificación del lecho.

El aire de combustión se suministra desde el Compresor de Aire (J-7171), bajo control de caudal. La

mayor parte de este aire se introduce al Regenerador por debajo de la parrilla, que ayuda a la uniforme

distribución a lo largo del lecho. El resto, un 10% aproximadamente, se suministra bajo control de caudal

y a través de un distribuidor al área de entrada de catalizador gastado al Regenerador. Esto proporciona

una cantidad adicional de aire a la región en la que la concentración de carbón es más alta,

obteniéndose una más uniforme relación aire/carbón a través de la fase densa de catalizador. Esto

ayuda a minimizar el riesgo de postquemado (“afterburning”) en la “plenum chamber” y en la línea de

humos del Regenerador, al combinarse una corriente rica en oxigeno con otra rica en monóxido de

carbono.

La mayoría del calor liberado en la combustión del carbón y de los hidrocarburos, lo absorbe el

catalizador. El catalizador regenerado caliente fluye al interior de un pozo que desemboca en la línea de

transferencia de catalizador regenerado, por la que circula en dirección al Riser. Allí, entra en contacto

con la alimentación vaporizándola y catalizando la reacción de craqueo.

Los humos resultantes de la regeneración del catalizador pasan a través de dos etapas internas de

ciclones, donde se separan las partículas de catalizador arrastradas que retornan al lecho del

Regenerador. Posteriormente, se enfrían cediendo calor para generación de vapor de alta presión.

Finalmente se hacen pasar por una tercera etapa de ciclones, donde se separan las partículas más finas

de catalizador aún arrastradas.

La presión diferencial existente entre el Reactor y el Regenerador está controlada por la apertura de las

válvulas de atajadera (“slide”) situadas en la línea de humos (PdCV-7102 A/B). La presión del

Regenerador está siempre controlada relativamente a la del Reactor.

Esta presión diferencial entre Reactor y Regenerador, afecta a la circulación de catalizador, y debe ser el

control primario del caudal de circulación.

Se deberá operar el Regenerador a alta temperatura (718°C) para conseguir un bajo nivel de carbón en

el catalizador regenerado (aproximadamente un 0.05% en peso). También debe operarse de tal forma


que se consiga la completa combustión del monóxido de carbono (CO), alcanzándose concentraciones

menores de 50 ppm en los humos

La combustión completa de CO se alcanza manteniendo un exceso de oxígeno en los humos del 0.5 :

1.5%, aproximadamente. Teniendo este exceso de oxígeno, se asegura también el bajo nivel de carbón

deseado en el catalizador regenerado. Esto crea también una operación de regeneración muy estable,

ya que, aunque una variación del exceso de aire puede producir un aumento de la producción del

coque, se necesitarla un gran cambio en esta producción para desequilibrar el balance de carbón.

De la misma forma, con bajas concentraciones de CO en los humos, un incremento del exceso de

oxígeno no debe producir el fenómeno de postquemado.

Circulación de Catalizador

La circulación de catalizador es resultado de la presión diferencial creada por las diferentes densidades

del catalizador en las líneas de transferencia y en el Riser.

Se introduce un pequeño caudal de vapor de fluidificación a las líneas de transferencia de catalizador,

justo lo suficiente para compensar el efecto de compresión y mantener una densidad constante.

En el Riser se produce una mayor fluidificación, debida a los productos de la reacción o al vapor de

emergencia, resultando una menor densidad del lecho y, consecuentemente, una menor altura estática.

La diferencia de presión entre el fondo del "standpipe" y el fondo del Riser causa la circulación de

catalizador desde el primero hacia el segundo. El caudal de circulación de catalizador depende de la

diferencia de presión y del área transversal de paso del mismo.

La altura estática de catalizador por encima de la válvula de atajadera (“slide”), junto con la presión en el

Reactor, son las productoras de la fuerza impulsora que permite la circulación del catalizador gastado

desde el Reactor, a través de la válvula atajadera y de la línea de transferencia, hasta el Regenerador. El

caudal de circulación de catalizador gastado se puede aumentar incrementando la fuerza impulsora. Por

ejemplo, reduciendo la presión relativa del Regenerador respecto de la del Reactor, o aumentado el

nivel de catalizador por encima de la válvula atajadera.

Alternativamente, se puede aumentar el caudal de circulación de catalizador gastado abriendo las

válvulas de atajadera, o lo que es lo mismo, reduciendo las restricciones.

El caudal de circulación de catalizador se ve también afectado por los cambios en la fluidificación que

hacen variar la fuerza impulsora (presión diferencial).

La circulación de catalizador también está afectada por el peso total de catalizador en la Unidad

(excluido el almacenado en las tolvas).


Un aumento del peso de catalizador, aumenta la circulación de catalizador, y una disminución produce

el efecto contrario.

El tamaño de la partícula de catalizador también afecta al caudal de circulación, ya que tiene influencia

sobre el modo en el que se fluidiza. Si el catalizador llega a estar demasiado apelmazado, se dificulta la

fluidización, llegándose a tener una circulación de catalizador turbulenta y poco uniforme..

En resumen, la circulación de catalizador se puede variar ajustando un amplio abanico de parámetros.

Sin embargo, el control más efectivo se alcanza ajustando la diferencia de presión entre Reactor y

Regenerador, o ajustando el área de paso de la válvula de atajadera ("slide") de la línea de transferencia

de catalizador gastado.

Sección de fraccionamiento

Los vapores de hidrocarburo procedentes de la sección de reacción, se alimentan a la columna

Fraccionadora, donde se separan los diferentes productos.

Asimismo, se extrae de esta columna una corriente de gasoil para absorción ("Lean Sponge Oil"), que se

retorna a la misma una vez absorbidos los productos más ligeros.

Un reflujo circulante de fondo.

Un reflujo circulante de gasoil pesado.

Un reflujo circulante de gasoil ligero.

El aceite decantado, producto de fondos de la Fraccionadora, se enfría cediendo calor en el

precalentamiento de agua de alimentación a calderas. Finalmente, se termina de enfriar si su destino es

tancaje, o se mantiene sin enfriar si se va a alimentar a otra Unidad.

El gasoil pesado extraído de la Fraccionadora se recicla totalmente, uniéndose a la alimentación al

Reactor.

El gasoil ligero extraído de la Fraccionadora se alimenta a un Stripper lateral donde se ajustan sus

propiedades

La columna Fraccionadora se ha diseñado para la posibilidad de una extracción lateral de nafta pesada.

Sección de Recuperación de Gases

La corriente de vapor procedente de la primera etapa del Compresor de Gases, se combina con la

corriente gaseosa procedente de la Unidad existente de Reformado Catalítico de Nafta (baja presión).

La corriente de vapor procedente de la segunda etapa del Compresor de Gases se combina con las

siguientes corrientes después de la segunda etapa de compresión:


Corriente líquida procedente de la Unidad de Craqueo Catalítico existente.

Corriente de nafta rica en C3/C4 procedente del fondo del Absorbedor Primario.

Corriente de vapor procedente de la cabeza del Stripper.

Corriente de vapor procedente de la Unidad de Reformado Catalítico de Nafta (alta presión).

Esta mezcla, una vez enfriada, se separa en una fracción líquida y en una de vapor.

La fracción líquida se alimenta al Stripper, donde se la despoja de las fracciones más ligeras..

La fracción gaseosa se envía al Absorbedor Primario, donde se pone en contacto con una corriente de

nafta para que absorba la fracción C3/C4.

Esta corriente de nafta utilizada como absorbente, está a su vez constituida por dos corrientes:

Corriente de nafta sin estabilizar procedente de la condensación en cabeza de la Fraccionadora.

Corriente de nafta estabilizada procedente de la columna Desbutanizadora.

La corriente gaseosa procedente del Absorbedor Primario, se alimenta al Absorbedor Secundario, donde

se pone en contacto con el gasoil absorbente ("Lean Sponge Oil") procedente de la columna

Fraccionadora. De esta manera se recupera la nafta que el vapor hubiera podido arrastrar en el

Absorbedor Primario.

La corriente gaseosa procedente del Absorbedor Secundario, se envía a la Unidad de Absorción con

Aminas para su purificación.

Generación y Recalentamiento de Vapor

En la unidad de FCC se aprovecha el calor residual de algunas corrientes de proceso para la generación

de vapor de agua.

Las cantidades generadas de vapor de alta presión son muy importantes, por lo que la Unidad de FCC

dispone de un Horno de Recalentamiento de Vapor (B-7102) para alcanzar los niveles de temperatura

adecuados a las redes de distribución de vapor de la Refinería.

6. Hornos

6.1 Descripción general Se define un horno de proceso de hidrocarburos como un equipo construido con un cerramiento

metálico revestido interiormente de una capa refractaria-aislante, dentro del cual se dispone un

serpentín tubular por el que circula el producto a ser calentado y/o vaporizado e incluye una cantidad

de elementos por medio de los cuales el calor que se libera del combustible pasa de la masa de gases


producidos al hidrocarburo que circula por el interior del serpentín, sin producir sobrecalentamientos

indeseados en el producto o en los materiales del equipo.

La transferencia de calor se produce principalmente por radiación. En la mayoría de los casos aplicados a

la industria se aprovecha el calor que la masa gaseosa tiene una vez que abandona el recinto de

absorción por radiación mediante un banco de convección confinado en el mismo equipo. En esta

sección de convección generalmente se inicia el calentamiento de la carga que se completa en la zona

radiante. Se estima que aproximadamente el 70% de la energía es transferida al fluido en la sección

radiante y el resto en la convección. Los tubos en la sección de convección frecuentemente tienen

superficie extendida (aletas o pernos) para mejorar la eficiencia de la transferencia de calor por

convección. Estas aletas son diseñadas para soportar elevadas temperaturas.

6.2 Hornos de proceso Un horno es un equipo que transfiere calor a un producto que circula en el interior de tubos, para

calentarlo o vaporizarlo total ó parcialmente, mediante el uso de quemadores

El procesamiento del petróleo crudo y sus productos requiere una fuente de calor :un horno. El horno

produce la temperatura necesaria para promover un cambio químico (craqueo) o realizar la separación

(destilación).

El horno es un equipo diseñado para quemar combustible de forma eficiente y transferir el calor de la

combustión a los productos que están siendo calentados. Esta transferencia de calor puede ser llevada a

cabo por conducción, convección o radiación.

El horno consiste en una caja con fuegos aislada, en la cual el combustible es quemado, y conductos

que transportan los gases de la combustión hacia la chimenea. Los productos que están siendo

calentados pasan varias veces por la caja en donde absorben el calor.

6.3 Componentes del horno Plenum de aire: Recinto que entrega aire de combustión a los quemadores.

Registros de aire: Sistema que ajusta el flujo de aire caliente.

Chimenea: Sección del techo para evacuar gases.

Caja de humo: Recinto en el cuál el gas de combustión es colectado después del último

serpentín de convección para transferir a la chimenea.

Mufla: Refractario de alta temperatura que rodea el quemador.

Damper: Aparato que obstruye la chimenea generando una resistencia variable, para regular el

flujo de gas de combustión.

Conducto: para el aire o el gas de combustión.


Pilotos: Pequeña llama encendida para encender el quemador primario.

Sopladores: Sistema para remover el hollín depositado sobre los tubos.

convección para transferir a la chimenea

6.3.1 Partes del horno

Figura 15: Esquema de un horno industrial.

1. Puertas de acceso: Para ingresar durante los paros programados.

2. Arco: Parte superior de la zona radiante previo a la convección.

3. Caja de humos: Salida de la zona convectiva hacia la chimenea.

4. Pared central (bridgewall): Pared que divide el horno en secciones.

5. Quemadores: Dispositivos donde se produce la combustión. Aparato montados en la pared o en

el piso que mezclan combustible con aire e inician el proceso de combustión.

6. Chapa envolvente (Carcaza): Protección externa de chapa del horno.

7. Zona convectiva: Lugar donde se aprovecha el calor de esta forma.

8. Corbel: Reborde saliente de la pared en la zona de convección que es utilizada para minimizar el

bypass del gas de combustión en los extremos de una fila.


9. Crossover: Conexión externa al horno entre serpentines de la zona radiante y convectiva. Puede

ser una conexión interna o externa. Y normalmente se refiere a las conexiones de la zona

radiante.

10. Tubos: Elementos por donde circula el fluido de proceso.

11. Tubos aletados: Se utilizan para aprovechar el calor por conducción.

12. Codos/cabezales: Dispositivos para unir los tubos de un serpentín.

13. Caja de cabezales: Lugar donde se alojan los anteriores.

14. Zona radiante: Lugar donde se aprovecha el calor por radiación. Lugar que provee lugar para un

completo quemado del combustible.

15. Tubos de choque: Primeras dos filas de la zona de convección (en la dirección del flujo del gas

de combustión) que son expuestos a calor por radiación así como al calor de convección.

16. Mirillas: Puertas para observación periódica del interior.

17. Soportes de tubos: estructura que soportan los tubos para mantenerlos en su lugar.

18. Pared refractaria: Material para reflejar la radiación y calentar los tubos más que con las llamas.

Las capas de refractarios limitan la pérdida de calor y protege las estructuras y operadores de las

altas temperaturas. El refractario se usa también en la sección de convección, conductos,

chimenea y caja de humos.

19. Haz convectivo: Paquete de tubos que aprovecha el calor por convección de los gases calientes.

Suelen utilizarse tubos aletados para maximizar la transferencia de calor

20. Bases: Para sostener el horno.

21. Chimenea: Dispositivo para evacuar los gases de combustión a una altura segura.

22. Plataformas: Accesos a los distintos lugares del horno.

6.4 Transferencia de calor Entendemos como transferencia de calor, en física, al proceso por el que se intercambia energía en

forma de calor entre distintos cuerpos, o entre diferentes partes de un mismo cuerpo que están a

distinta temperatura. El calor se transfiere mediante convección, radiación o conducción.

Figura 16: Formas de transferencia de calor.


6.4.1 Zonas de transferencia de calor de un horno

Figura 17: Zonas de transferencia de calor de un horno.

6.5 Tipos de hornos

6.5.1 Transferencia de calor en los hornos de proceso La transferencia de calor al producto que circula por los tubos de un horno de proceso, se hace de 3

maneras: radiación, convección y conducción. Atendiendo a cuál de los mecanismos sea preponderante,

se puede dividir al horno en 2 secciones o zonas:

Zona radiante: es el área del horno donde el calor es transmitido fundamentalmente por

radiación, debido a la luminosidad de las llamas y a la radiación de los productos calientes de la

combustión. Sólo una pequeña parte del calor es transmitida por el movimiento de los gases

(calor por convección)

Zona de convección: La corriente de gases producidos por la combustión asciende a través del

horno, cediendo su calor al producto, primero en la zona radiante y luego en la zona convectiva.

La cantidad de calor transferida en esta última, depende de la velocidad de los gases y de la

superficie disponible para absorber calor. Sólo una pequeña parte del calor es transmitido por

radiación, y se limita a las 2 filas inferiores de convección, las que “miran las llamas”. Estas son

llamadas filas de choque.


En algunos hornos, en la zona convectiva, también se aprovecha el calor por conducción, agregando

tubos con superficie extendida, esto es, pueden ser tubos aletados o con pernos. Generalmente estan

ubicados desde la mitad hacia arriba en el haz convectivo. Estas aletas o pernos, absorben el calor de los

gases de combustión y lo conducen al proceso.

6.5.2 Tiraje Los términos tiraje, depresión, vacío ó presión negativa, son usados de manera equivalente para

expresar que una presión es menor que la presión atmosférica.

En un horno el tiraje se produce como consecuencia de que los gases calientes dentro de él son más

livianos que el aire frío ambiente. Esto resulta en una presión negativa (tiraje) dentro del calentador,

produciendo el ingreso del aire de combustión.

Todos los hornos están diseñados para tener presión levemente negativa en todo su interior. El mayor

tiraje se tiene en el piso, en tanto que el menor tiraje se tiene en el techo de la zona radiante, a la

entrada a la zona de convección.

Según el tipo de tiraje los calentadores pueden clasificarse:

tiro natural: la chimenea tiene suficiente altura como para generar por si misma el tiraje

necesario para evacuar los gases e ingresar el aire.

tiro inducido: cuando la altura de chimenea es insuficiente para producir el tiro natural, la

evacuación de los gases debe ser realizada provocada por un ventilador de tiro inducido. El

tiraje generado permite la entrada del aire necesario para la combustión.

tiro forzado: el aire es suministrado por un ventilador de forzado. La chimenea debe generar el

tiraje necesario para evacuar los gases.

tiro balanceado: cuando se usan conjuntamente un ventilador de tiro inducido y un ventilador

de tiro forzado, es un sistema de tiro balanceado.

Los hornos con sistemas de precalentamiento de aire son de tiro balanceado. Las calderas que trabajan

con hogar presurizado, no requieren un ventilador de tiro inducido.


Figura 18: Diferentes tipos de hornos.

6.6 Caudal y temperatura de salida de producto por paso

Los caudales en hornos de paso múltiple deben estar lo más balanceados posible para no favorecer la

formación de coque en un paso más que en otro, sobre todo si es un producto que genera fouling en el

interior de los tubos (coke).

Las ventajas de balancear caudales y temperaturas son:

Reduce la probabilidad de coquización en el interior de los tubos.

Disminuye el consumo de combustible.

Temperaturas de hogar más parejas.

Minimiza el riesgo de caer por debajo del caudal mínimo en algunos pasos, cuando se reduce la

carga total al horno.

Los caudales y temperaturas en cada paso deben estar balanceados para mantener la temperatura de

salida con diferencias no mayores a 5 °C entre pasos.

Si se reduce demasiado el caudal a un paso con el fin de alcanzar la misma temperatura de salida que la

de otros pasos, la velocidad de coquizacion en ese paso aumenta, por lo tanto es preferible mantener el

caudal en ese paso un poco más alto

6.6.1 Efecto del bajo caudal

Cuando se disminuye excesivamente el caudal por debajo del mínimo especificado, el flujo no cubre

totalmente las paredes del tubo, encontrándose zonas menos refrigeradas que otras.


En un tubo horizontal, la circulación dentro del tubo se produce como una especie de “oleaje“, con

formación de espuma. Esta humedece la zona superior que se encuentra más caliente, formándose un

coke blando, de menor dureza que el producido en el resto del tubo. Ejemplos de esto pueden

encontarse en cualquier horno de tubos horizontales y más especiamente en aquellos con tubos en el

piso. En estos casos, la falla se produce generalmente en la zona de mayor espesor de carbón.

En el caso de tubos verticales, la diferencia no es tan marcada ya que el producto escurre sobre las

paredes en forma más pareja. Aún así, la falta de refrigeración suficiente, acelera la formación de

carbón.

Otro parámetro importante es medir la presión a la entrada al horno y a la salida del mismo, una

elevada diferencia de presión, daría indicios de la presencia de carbón dentro de los tubos.

7. Torre adsorbedora

7.1 Generalidades del proceso de adsorción La operación de adsorción es la capacidad de algunos sólidos de extraer con preferencia determinadas

sustancias de una solución concentrándolas sobre sus superficies.

Existen numerosas ventajas en el uso de métodos de adsorción para purificar gases. Estos se basan en la

captura selectiva de las impurezas del gas con ayuda de materiales sólidos granulados, los cuales

contienen una gran superficie específica. Estos procesos tienen una serie de ventajas, dentro de las

cuales se encuentran:

Gran estabilidad térmica.

Proporciona un servicio prolongado.

Para su ejecución se emplea un simple equipamiento.

Fácil operación del sistema de purificación.

Proporciona la posibilidad de una elevada selectividad en la eliminación de sulfuro de

hidrógeno.

Sin embargo tiene como desventajas fundamentales:

Utilizar grandes volúmenes de material granulado, para procesar mayores flujos de gases.

El proceso de regeneración requiere de altas temperaturas, aunque esto no lo hace inoperante

ni económica, ni tecnológicamente.

El proceso de adsorción se considera una opción para procesar volúmenes pequeños de cargas que se

contaminan durante el transporte.


La tecnología de adsorción se caracteriza por una severidad de operación más baja si se compara con la

de hidrotratamiento (reactores en serie hidrogenan el adehído para dar el alcohol) y el consumo de

hidrógeno es menor.

La principal diferencia del proceso de adsorción con el de hidrotratamiento tradicional es que los

compuestos de azufre se adsorben en el catalizador después de que la mezcla de carga-hidrógeno

interactúa con éste. De esta forma el catalizador necesita regenerarse constantemente.

El equipo es sencillo, consiste en un recipiente cilíndrico vertical con fondo cónico o cóncavo. Se

sustenta el adsorbente sobre una malla o manta, apoyada a su vez sobre un plato perforado,

generalmente el flujo líquido es descendente (puede ser por gravedad o presión superior).

La operación comienza dejando empapar el lecho de manera de desplazar el aire antes de comenzar con

la filtración. Cuando el sólido está saturado se procede a lavarlo con un solvente apropiado. Por último

se puede proceder al quemado de los restos del solvente, dependiendo del adsorbente.

Las variables que se consideran en este proceso son presión y temperatura, presión de 18.7-34 atm y

temperatura de 644-700 K (371-427°C). Esto permite quimisorber (por reacciones químicas, no por

fuerzas físicas) los compuestos azufrados, lo que origina que la especie adsorbida (quimisorbida) de

lugar a una especie química distinta.

Los diferentes parámetros varían de la siguiente forma: aumentando la presión aumenta el adsorbido,

los vapores y gases son más fácilmente adsorbidos cuanto mayor sea su peso molecular, el gas

adsorbido disminuirá con el incremento de la temperatura.

7.1.1 Diferencias en los procesos de adsorción En los gases la adsorción se utiliza para:

Deshumidificar el aire y otros gases.

Eliminar los olores e impurezas de gases industriales.

Recuperar vapores valiosos de solventes.

Mientras que en líquidos para:

Extracción de la humedad en la gasolina.

Decoloración de productos de petróleo.

Eliminación de olor y sabor de agua.

Tipos de adsorción

La adsorción se puede clasificar en adsorción física y adsorción química. En el caso de la adsorción física,

la sustancia adsorbida no penetra dentro de la trama cristalina del sólido y no se disuelve en él, sino que

permanece enteramente sobre su superficie. Sin embargo, si el sólido es poroso, penetra en sus


intersticios. Las operaciones industriales se basan en la reversibilidad, de modo de poder recuperar el

adsorbente. Por el contrario, la adsorción química es un proceso frecuentemente irreversible.

Capacidad de adsorción

La capacidad de adsorción es expresada en términos de la cantidad de azufre adsorbido por masa del

adsorbente, qe=mg-S/mg-Ads, (Norit Americas Inc.), de acuerdo con la siguiente ecuación:

Dónde: Co es la concentración inicial de azufre total en el diesel en mg/L, Ce es la concentración de

azufre total en el equilibrio en mg/L, y Ad es la cantidad de adsorbente utilizada en mg/L.

Los datos experimentales de la capacidad de adsorción y el tiempo de operación en función de la

concentración de azufre total en el equilibrio (Ce) se correlacionan para predecir el tiempo de operación

y la cantidad del adsorbente requeridos para obtener un diesel con el ppm (masa), establecido por la

norma NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 a partir del diesel con el ppm en masa de azufre total.

La correlación encontrada entre la capacidad de adsorción y la Ce se muestra a continuación:

Donde Ce es la concentración de azufre total en el equilibrio en mg-S/L-D, y qe es la capacidad de

adsorción en mg-S/mg-Ads) y el factor de correlación igual a 0.973.

A continuación se describen un conjunto de procesos donde se utiliza la torre de adsorción en las

refinerías.

7.2 Equipos y operaciones

7.2.1 Adsorbedores de lecho fijo En la Figura se muestra un sistema de equipo típico utilizado para la adsorción de vapores de

disolventes. Las partículas de adsorbente se colocan en un lecho de 0,3 a 1,2 m de espesor soportado

sobre un matiz o placa perforada. La alimentación gaseosa circula en sentido descendente a través de

uno de los lechos mientras que el otro se encuentra en regeneración.


Figura 19: Esquema de equipo de adsorción.

El flujo descendente es preferible. Cuando la concentración de soluto en el gas de salida alcanza un

cierto valor, o bien para un tiempo previamente establecido, se accionan automáticamente las válvulas

con el fin de dirigir la alimentación al otro lecho e iniciar la secuencia de regeneración.

La regeneración puede realizarse con gas inerte caliente, pero generalmente es preferible utilizar vapor

de agua cuando el disolvente no es miscible con agua.

7.2.2 Adsorbedores de tanque agitado Un método alternativo para el tratamiento de aguas residuales consiste en añadir carbón en polvo a un

tanque con la disolución, utilizando agitadores mecánicos e inyectores de aire para mantener las

partículas en suspensión. Con partículas finas la adsorción es mucho más rápida que con carbón

granular, pero en cambio se requiere un equipo de gran tamaño para separar, por sedimentación o

filtración, el carbón agotado.

7.2.3 Adsorbedores continuos La adsorción a partir de gases o líquidos puede realizarse de forma realmente continua haciendo circular

el sólido a través del lecho en contracorriente con el flujo del fluido. Las partículas sólidas descienden

por gravedad, haciéndolas retornar después a la parte superior de la columna mediante un sistema de

elevación con aire o de forma mecánica.

7.2.4 Obtención de Gas de Síntesis El gas natural se comprime y separa en dos corrientes que se precalientan y se luego juntan para ir al

reactor donde se les elimina el azufre. Luego se vuelve a separar las corrientes. La cantidad utilizada

para gas de síntesis va a los tubos de reformado del horno.

Esta carga se mezcla con vapor sobrecalentado y CO2 reciclado, antes del horno. Los tubos están llenos

de catalizador a base de níquel. Cuando la mezcla pasa por los tubos reacciona endotérmicamente para

dar CO e H2 dando además metanol y CO2. Los tubos se mantienen a la temperatura de reacción por el

calor entregado en el horno por los quemadores, instalados en la parte superior. El gas sale a 880 °C y se

enfría en un tren de intercambio generando vapor y precalentando el gas natural, el H2 y el CO2.


El CO2 se separa del gas en una unidad de lavado con MDEA. Esta solución se regenera y recircula. Parte

del CO2 se recicla (menor consumo de gas natural) y el resto va a metanol. El gas de proceso abandona

la absorbedora y se enfría con agua para eliminar restos de H2O y CO2.

Para impedir atascamientos en la sección criogénica la corriente pasa por unos adsorbedores donde se

reducen el H2O y el CO2 a menos de 1 ppm.

Luego de la adsorción las corrientes se separan. Una va a la sección de baja temperatura y la otra va a

oxogas.

Figura 20: Esquema del proceso de obtención de gas de síntesis.

7.3 Torre de adsorción con tamices moleculares - Molex El objetivo del proceso molex es, ser un procedimiento para efectuar separaciones físicas de diversos

tipos de hidrocarburos. Aquí el proceso separa por adsorcion sobre tamises moleculares las parafinas

lineales de alta pureza contenidas en el kerosén hidrotratado de las parafinas ramificadas y

cicloparafinas.

7.3.1 Proceso Molex Las n-parafinas son recuperadas por adsorción en fase líquida sobre un lecho fijo de adsorbentes sólidos

y luego removidos del sólido por lavado con una mezcla que contiene n-parafinas livianas, designadas

“desorbentes”. Ésta se recupera luego por destilación.

El adsorbente usado es un tamiz molecular de S A cuya particularidad es adsorber cadenas lineales en

sus sitios activos, rechazando los otros tipos.

El proceso implica poner un sólido a circular en contracorriente con un líquido. Esto se logra moviendo

las posiciones de las distintas corrientes con respecto a un lecho fijo.


La carga va a una válvula rotativa de 24 lechos (12 por cámara) donde se encuentran los tamices. Existen

cuatro corrientes de entrada y dos de salida que por la válvula se comunican con las 24 líneas según una

secuencia preestablecida.

Alimentación, desorbente (n-pentano, isooctano).

Lavado de línea y zona (isooctano).

Extracto (n-parafinas con desorbente).

Refinado (iso y cicloparafinas con desorbente).

En las cámaras se verifica la separación de la carga en:

Extracto.

Refinado.

La corriente de extracto va a una destiladora donde por cabeza se separa desorbente del cual parte se

refluja y el resto va a la columna splitter de desorbente; el fondo es el corte de parafina lineal que va a

Pacol.

El refinado va a una destiladora donde por cabeza se separa desorbente del cual parte se refluja y el

resto va a la columna splitter de desorbente. Por fondo se obtienen iso y cicloparafinas que se utilizan

como JP1. La mezcla de desorbentes se separan en el splitter en n-pentano, que va al acumulador de

desorbente, isooctano que integra la corriente de flash.

Figura 21: Esquema del proceso Molex.


8. Lubricantes

8.1 Introducción Un lubricante es una sustancia que, colocada entre dos piezas móviles, no se degrada, y forma así

mismo una película que impide su contacto, permitiendo su movimiento incluso a elevadas

temperaturas y presiones. También se puede decir que es una sustancia (gaseosa, líquida o sólida) que

reemplaza una fricción entre dos piezas en movimiento relativo por la fricción interna de sus moléculas,

que es mucho menor.

8.1.1 Fabricación de lubricantes Un proceso de fabricación de lubricantes puede contar con las siguientes unidades:

Reducción primaria del crudo reducido.

Eliminación del asfalto.

Mejora de calidad.

Decoloración y estabilización.

Desparafinado.

Tratamiento final.

En la reducción primaria, la destilación al vacío es una operación que se lleva a cabo en la mayor parte

de los procesos utilizados en la actualidad. De acuerdo a la composición del crudo que se alimenta a la

refinería, el producto de cola que sale de la columna de vacío puede poseer elevados porcentajes de

asfalto o de lubricantes pesados. Dadas las distintas composiciones, se pueden emplear diversos

esquemas. Si el contenido en asfalto es elevado, es sometido a un proceso de desasfaltado con propano

para generar lubricantes pesados, que son enviados a la siguiente unidad junto con los destilados

medios y ligeros obtenidos en la destilación al vacío. Esta operación no es necesaria en el caso de

contenidos bajos de asfalto. Existe un tercer método de reducción primaria, que consiste en una

destilación con vapor directo, para obtener un destilado de base parafínica en cabeza y un crudo

reducido en las colas. Una vez decolorado, éste es enviado a los depósitos de almacenamiento. La

fracción más ligera se envía a la siguiente unidad para mejorar la calidad o es sometida a un

desparafinado.

Para la eliminación del asfalto, existen tres procedimientos importantes a realizar:

Tratamiento con ácido, que en la actualidad se halla prácticamente en desuso.

Tratamiento con propano, donde la carga de alimentación se lleva a cabo con propano en

proporciones que varían entre 3 y 10 veces el peso de carga alimentada. Dicha variación


depende del porcentaje de asfalto que existe en ésta. Los lubricantes se disuelven en el

propano, mientras que los materiales más pesados se eliminan en un separador. Luego se

procede a la recuperación del propano.

Duo-Sol, la carga de alimentación se trata con propano y ácido cresílico (dos disolventes). El

propano disuelve a los hidrocarburos parafínicos y el ácido cresílico los compuestos nafténicos.

Antes de finalizar la operación, los disolventes entran en contacto en contracorriente para

agotar los hidrocarburos parafínicos disueltos en ácido cresílico y los nafténicos en el propano.

La mejora de calidad comprende lo siguiente: cuando el asfaltado se ha eliminado, y de acuerdo a la

calidad del producto deseado, es factible proceder a una extracción con diversos disolventes, tales como

furfural, fenol, nitrobenceno y otros; siendo los más utilizados el furfural y el fenol. La operación es

realizada en contracorriente a fin de dar un producto con buenas características de viscosidad-

temperatura.

El procedimiento de decoloración y estabilización puede llevarse a cabo en diferentes puntos del

proceso de fabricación, siendo lo más usual que se realice antes o después del desparafinado. Existen

dos procesos de decoloración: con ácido y arcilla y con hidrógeno. El tratamiento con ácido se realiza en

unos agitadores dotados de un sistema de calentamiento con la posterior adición de agua a fin de

eliminar la mayor parte del ácido. El aceite resultante se neutraliza y decolora a temperaturas elevadas.

Una vez realizada la decoloración, la arcilla es separada por filtración. El tratamiento con hidrógeno se

realiza con un reactor continuo y posee la ventaja de mejorar la calidad, contando además con una gran

flexibilidad operativa.

En la operación de desparafinado el aceite se trata con un disolvente. El disolvente más utilizado es el

metil-etil-cetona, disuelta en benceno, tolueno o una mezcla de ambos. La emulsión obtenida luego es

enfriada para precipitar las parafinas, que se separan por filtración en continuo.

Tratamiento final: una vez que se ha procedido al desparafinado, y de acuerdo al tratamiento que se

haya utilizado, puede resultar necesario proceder a una decoloración y/o destilación con el objeto de

ajustar el producto final a la especificación adecuada, como por ejemplo la de viscosidad o punto de

vaporización instantánea.

El proceso de obtención de aceites lubricantes en la Refinería La Plata de YPF se inicia con la destilación

al vacío de una carga de crudo reducido de calidad apropiada, con el objeto de obtener una serie de

cortes bases lubricantes, cada uno de los cuales es tratado en forma separada en unidades sucesivas,

con la finalidad de eliminar todos aquellos constituyentes indeseables que afecten la calidad en los

aceites terminados. El desasfaltado con propano, la extracción con furfural y la desparafinación con


solventes, constituyen las etapas sobresalientes del proceso de refinación de aceites lubricantes junto

con la hidrogenación catalítica para eliminar contaminantes y mejorar el color.

Cabe destacar que en esta sección se explicará el proceso de desasfaltado con propano que se lleva a

cabo en torres de extracción con solventes.

8.2 Descripción del proceso

8.2.1 Extracción con propano Del proceso de desasfaltado con propano en una unidad de desasfaltado (denominada con las siglas

PDA), se obtienen aceites desasfaltados (DAO) que serán procesados en otras unidades, para

convertirlos en aceites y parafinas terminadas; como subproducto del proceso se obtienen asfaltos. La

extracción con propano es la separación física de los compuestos asfalténicos y resinas contenidos en el

fondo de la destilación en vacío. La unidad de PDA, se basa fundamentalmente en las extractoras ó

contactoras.

8.2.2 Descripción de la unidad El residuo de la destilación atmosférica, llamado crudo reducido, se continúa fraccionando bajo vacío

para seguir separando distintas fracciones sin modificar su estructura química, obteniendo cortes

básicos para la elaboración de lubricantes. La unidad de PDA que se va a analizar a continuación consta

de dos torres de extracción (de platos perforados) que pueden operar en paralelo, obteniéndose Bright

Stock, o en serie, obteniéndose Cilindro Stock.

La descripción de la unidad se puede dividir en seis partes principales:

Sistema de desasfaltado: sección encargada de remover el asfalto presente en la carga

proveniente del fondo de la torre de destilación en vacío.

Sistema de recuperación de asfalto: el propano es separado del asfalto, por medio de

destilación en un flash de asfalto mezcla y un stripper de asfalto, llevando la temperatura a

través de un horno.

Sistemas de recuperación de aceite desasfaltado: el aceite desasfaltado (DAO) y propano

mezcla, producidos en las torres extractoras son separados en dos sistemas que constan de flash

de alta y baja presión y strippers de DAO. Los sistemas son independientes, y recuperan

propano del DAO.

Sistema de propano: el propano ingresa a la unidad a través del acumulador de propano, y de

allí se envía a las extractoras; a la salida de las extractoras, por la cabeza y el fondo, los

productos obtenidos recuperan el propano de esas corrientes por medio de destilación y

condensación, para volver al acumulador y completar el circuito.


Sistema de Fluxing: el exceso de carga, o el asfalto, cuando se envían a tanque, siguen las

especificaciones comerciales; ello requiere un fluxado con Gas Oil para reducir su viscosidad.

Sistema cerrado de Gas Oil: empleado como medio de calentamiento para vaporizar mezclas de

aceite y propano; también puede ser empleado como medio de enfriamiento, para enfriar el

asfalto o el asfalto fluxado.

Figura 22: Esquema de la Unidad de Desasfaltado.

8.3 Sistema de Desasfaltado

8.3.1 Descripción general del proceso El Bright Stock y el Asfalto, son producidos simultáneamente en las dos extractoras A y B, que operan en

paralelo. Ello permite obtener la mayor producción de aceite desasfaltado del fondo de la destilación al

vacío. Existe la posibilidad de producir Cilindro Stock con la extractores operando en serie. Esto se puede

conseguir extrayendo del residuo de la destilación al vacío obteniendo un aceite desasfaltado, para más

tarde procesar el asfalto primario de la primer operación de modo de obtener un aceite desasfaltado

secundario, con las propiedades del Cilindro Stock y un Asfalto secundario.


Figura 23: Esquema del circuito de carga de la Unidad de Desasfaltado.

Para el caso Bright Stock, la carga a la Unidad es la proveniente del fondo de la torre de destilación al

vació de la unidad de vacío lubricantes, tomándolo por una bomba de carga a 160°C y enfriada con agua

en el enfriador de carga a 100°C. De aquí, la carga se divide en dos corrientes iguales, mezcladas con las

corrientes de propano, de modo de reducir la viscosidad y enviar las corrientes a las respectivas

extractoras. Las corrientes son llevadas a la correcta temperatura por medio enfriadores de agua.

Cualquier exceso de carga producido en la Unidad de Vacío, es enfriado y mezclado con flux oil y

enviado a almacenaje, o a otro destino;

La carga ingresa a las extractoras, a una temperatura de 54°C a cualquiera de las dos entradas que las

mismas poseen. La conexión superior ingresa a la altura del plato 8, localizado cerca de la tercera parte

de la altura de la torre extractora, tomada desde la cabeza. La conexión inferior, admite la carga a la

altura del plato 13, localizado a la mitad de la altura de la extractora. La elección de la entrada estará en

función del contenido de asfalto en la carga; si el contenido es alto, requerirá más tiempo de contacto y

la entrada superior será la más adecuada.

Una vez ingresada la carga a cada extractora, la misma fluye por los canales distribuidores, que aseguran

una correcta distribución del aceite que asegura a su vez un íntimo contacto con el propano ascendente.

A medida que el producto que contiene asfaltos, resinas y otros compuestos indeseables fluye hacia

debajo de la torre, es contactado con el propano que ingresó por la parte más baja de la torre, a un

punto por debajo del plato bafle de fondo. A medida que el propano enfriado contacta el aceite, los

constituyentes indeseables, se van disolviendo con el propano que fluye hacia arriba.


En la parte inferior de la extractora permanece el asfalto no disuelto en el propano. Este asfalto, fluye

hacia el fondo y se extrae para ser enviado hacia el sistema de recuperación de asfalto.

La solución de propano, sigue hacia arriba pasando la zona de ingreso de la carga donde es calentado

por un serpentín de vapor. A medida que la solución se calienta, el material relativamente insoluble, se

separa de la solución; este material, es la fase inferior que contiene resinas, las cuales son un intermedio

entre el asfalto y el aceite desasfaltado. Desde el punto de precipitación, este material fluye hacia abajo

en contracorriente con el propano ascendente y aceite disuelto, siendo progresivamente re-disuelto en

la solución de propano. Esta acción repetida, provoca un reflujo en esta sección de la extractora. En el

punto de alimentación (de carga), el material resinoso aún no disuelto, forma parte del flujo

descendente de asfalto, estando sujeto al posterior lavado a medida que la corriente desciende hacia el

fondo.

La carga desprovista de asfalto fluye hacia el tope de cada torre, y sale bajo control de presión por al

sistema de recuperación de aceite desasfaltado .

El serpentín de vapor antes mencionado, tiene como función, proporcionar el gradiente de temperatura,

desde la alimentación hacia la cabeza de la torre; la temperatura de diseño en la cabeza de cada

extractora es de 74°C.

Para la operación de Cilindro Stock, como se dijo, las extractoras operan en serie. La carga es bombeada

por y enfriada por, enviándose a la primer extractora. Luego se mezcla con la corriente de propano,

quien reduce la viscosidad y permite un más fácil enfriamiento en. El exceso de carga, se maneja igual

que en Bright Stock.

La carga ingresa a 77°C a la contactora A, contactándose íntimamente con el Propano como ya se ha

descripto. La relación de propano de 6:1. La temperatura de cabeza de 82°C y la temperatura de fondo

de 74°C. Se obtiene como producto de cabeza una mezcla de aceite desasfaltado y propano que es

enviado al sistema de recuperación N°1 de aceite desasfaltado y como producto de fondo una mezcla de

asfalto primario y propano, la cual alimenta a la segunda extractora B. La carga es procesada como se

describió para Bright Stock luego de enfriarse con el intercambiador.

El serpentín de vapor, provee el gradiente de temperatura a lo largo de la columna, habiéndose

calculado una temperatura de 58°C en la cabeza y de 41°C en el fondo, de modo de obtener un producto

de cabeza mezcla de Cilindro Stock y propano que es enviado con al sistema de recuperación N°2 de

aceite desasfaltado, y un producto de fondo mezcla de asfalto y propano que es enviado a hacia el

sistema de recuperación de asfalto.


8.3.2 Variables del proceso Las variables que afectan al proceso, están dadas principalmente por las características de la extracción.

Hay dos variables primarias controladas que afectan el resultado obtenido en la extracción, para una

carga dada: la relación de propano y la temperatura.

Relación de Propano

A una temperatura dada de la torre, un incremento en la relación de propano/carga tenderá a aumentar

el rendimiento y la viscosidad del aceite desasfaltado. Este efecto, puede, sin embargo ser compensado

por el incremento de la temperatura de cabeza, y en general, un incremento en la relación de

propano/carga, con un incremento de temperatura en la cabeza de la torre, resultará en un

mejoramiento en la selectividad y la producción de aceite desasfaltado de más alta calidad.

En la torre de desasfaltado en contracorriente, la variación de la relación de propano, afecta la

capacidad, siendo posible operar satisfactoriamente con cargas más altas y relaciones superiores; ello se

debe a que con las más altas relaciones, la viscosidad de la solución disminuye, y la diferencia entre las

gravedades específicas entre las fases superior e inferior aumenta, teniendo como resultado de estos

dos cambios es tal que compensa con ventaja el efecto de la mayor velocidad ascendente con la mayor

relación de propano.

Otro efecto de la relación de propano se relaciona con la selectividad. Relaciones altas de propano

permiten usualmente una mejor selectividad respecto a las características del material que va a las fases

superiores e inferiores, y como consecuencia, mejora y asegura la calidad para un rendimiento dado de

aceite desasfaltado. Dentro de los límites prácticos de operación, a mayor relación de propano, mayor

es la selectividad lograda.

Temperatura

Las condiciones operativas en las torres de extracción son las siguientes:

Operación Torre extractora A Torre extractora B

Cabeza (°C) Fondo(°C) Cabeza(°C) Fondo(°C)

Bright Stock 74 43 74 43

Cilindro Stock 82 74 58 41 Tabla 2: Temperaturas de operación en las torres de extracción.

La temperatura de cabeza es el punto de control más importante en las extractoras, pues la

temperatura junto a la relación de propano, controla la calidad y cantidad del aceite desasfaltado. Con

las otras condiciones constantes, incrementando la temperatura de cabeza, disminuirá el rendimiento y

la viscosidad del aceite desasfaltado, mientras que disminuyendo la temperatura de cabeza, aumentará

el rendimiento y viscosidad del aceite desasfaltado.


Cambios menores en la temperatura de fondo afectarán levemente el resultado general. Aumentando la

temperatura de fondo, se tiende a recuperar más asfalto, mientras que una disminución de esa

temperatura, tenderá a producir menos de este producto de fondo.

El efecto general del gradiente de temperatura entre la cabeza y el fondo de la torre, se enuncia

diciendo que la temperatura de cabeza controla la naturaleza del DAO, y la temperatura del fondo,

controla la naturaleza del asfalto. En efecto, la carga está limitada entre las dos condiciones impuestas al

tope y al fondo de la extractora y se fracciona en forma precisa en DAO y asfalto.

La temperatura de cabeza más alta intenta forzar el aceite hacia el fondo de la torre, mientras que

temperaturas bajas de fondo con el propano ascendente, tienden a forzar el aceite hacia arriba. La torre

es de este modo reflujada, resultando en una separación nítida entre las dos productos finales (asfalto y

aceite desasfaltado).

En el punto de alimentación, parte de la carga, está dentro de la solución y parte de ella está precipitada

como la fase inferior. Entre este punto y el fondo de la torre, la temperatura se reduce para incrementar

la solubilidad, a efectos de permitir que la mejor porción del aceite se disuelva y ascienda con la

corriente de propano. Por encima del punto de alimentación, se impone una temperatura superior, a

efectos de disminuir la solubilidad, que tiende a precipitar los constituyentes desfavorables, que podrían

haber entrado inicialmente en solución en el punto de alimentación. Toda la torre eficazmente reflujada

con el material mejorando en calidad hacia arriba a partir del plato de carga y el material descendente

es despojado para evitar la pérdida de aceite en la fracción asfáltica. Con una carga y relación de

propano fijas, el grado de reflujo depende del gradiente de temperatura adoptado. Si la relación de

propano se aumenta, puede emplearse un mayor gradiente de temperatura, se obtiene más reflujo y la

eficiencia general mejora de modo que se obtiene un mayor rendimiento y calidad del producto.

La presión mantenida en la torre afecta, con otras condiciones constantes, la cantidad de material

recuperado por cabeza y fondo. Esta Unidad no está diseñada para emplear la presión de la torre como

variable. La torre debe operar siempre a un mínimo de 2.15 Kg/cm2 sobre la presión de vapor del

propano puro a la temperatura de la cabeza de la torre. El efecto de la sobrepresión por encima de la

presión de vapor de la solución es el incremento de la solubilidad del aceite en el propano.

La capacidad de operación de la torre, puede considerarse como una variable pues si la carga es

demasiado alta o demasiado baja, se afecta la especificación de los productos. Para operar la torre

eficientemente, se requiere sedimentación y flujo descendente de la fase asfáltica en contracorriente

con los productos de la fase superior.

Si la torre se opera a una capacidad demasiado alta, los productos de la fase inferior, no tendrán tiempo

de decantar apropiadamente, con el resultado de que se elevan y eventualmente son llevados con la


fase superior (aceite desasfaltado). Bajo estas condiciones, aunque hay posibilidades de separación, las

dos fases no separan eficientemente, con el resultado de la baja calidad de producto de cabeza.

Una operación eficiente de la torre requiere además una correcta e íntima mezcla de las fases que

circulan en contracorriente. Con capacidades muy bajas, la velocidad de contracorriente, puede

reducirse a un punto donde se obtiene una mezcla ineficaz. Sin un buen mezclado, no se obtendrá un

verdadero equilibrio, resultando por lo tanto, un fraccionamiento pobre y casi con seguridad un bajo

rendimiento, y baja calidad de aceite desasfaltado. Los límites de capacidad superior e inferior de esta

clase de torres, para su mayor eficiencia, pueden determinarse solamente por la operación real de la

misma.

8.4 Otros sistemas

8.4.1 Sistema de recuperación de asfalto El sistema de recuperación de asfalto, recibe:

Para Bright Stock, el producto de fondo de las dos extractoras, A y B.

Para Cilindro Stock, el producto de fondo de la extractora B.

Esta mezcla de asfalto y propano, se envía a un horno de asfalto, en el cual la temperatura de la mezcla

se lleva a 260°C. Luego la mezcla se envía a un flash de asfalto mezcla que opera a 17.7 Kg/cm2

manométricos. Los vapores se dirigen a un condensador, desde donde el propano líquido, va al

acumulador de propano; este recipiente opera a 16.2 Kg/cm2 manométricos y 48°C de temperatura.

El asfalto líquido a 260°C, que aún contiene una pequeña cantidad de propano (aproximadamente

1.4%p), fluye desde el fondo del flash de asfalto hacia un Stripper de asfalto. Ingresa a la columna por el

plato de tope, hacia la parte inferior a través de 9 platos operando a 0.07 Kg/cm2 manométricos; el

propósito, es despojar la porción remanente de propano en el asfalto, por medio de vapor

sobrecalentado inyectado debajo del plato de fondo. El asfalto libre de propano, es tomado desde el

fondo del Striper y se enfría con intercambiadores de Gas Oil de circulación frío, hasta alcanzar los

190°C. De allí puede ser enviado a una Unidad de Soplado de asfaltos o enfriarlo a 110°C y mezclarlo con

flux oil, de modo de producir Fuel Oil que se envía a quemadores o a almacenaje.


Figura 24: Esquema del circuito de recuperación del asfalto.

Los vapores de agua y propano de la operación de stripping, se dirigen hacia una Torre Spray. Antes de

ingresar al condensador estos vapores se unen con los de los strippers del sistema de recuperación de

aceite desasfaltado. Los vapores combinados, ingresan al condensador a 200°C. El propósito de este

condensador, es condensar el vapor de agua presente en la mezcla de vapor de agua y propano. El vapor

de agua condensado, abandona el fondo de la torre spray hacia drenaje.

El propano libre de humedad, se dirige hacia un compresor, quien comprime los vapores a 17.7 Kg/cm2.

Luego, los gases son enfriados y condensados y purificados en un, a efectos de prevenir acumulación de

agua, la que podría formar espuma en el acumulador de asfalto. El propano es enviado al acumulador

de propano, desde donde se emplea nuevamente en torres extractoras.

8.4.2 Sistemas de recuperación de aceite desasfaltado Las cabezas de las extractoras compuesta de una mezcla de aceite desasfaltado y propano se envían,

bajo control de presión a dos sistemas idénticos de recuperación N°1 y N°2. Durante la operación Bright

Stock ambos sistemas de recuperación recibirán igual mezcla de Bright Stock y propano, mientras que

durante la operación Cilindro Stock, el sistema de recuperación N°1 recibe la mezcla del aceite pesado y

propano, mientras el sistema N°2 recibirá la mezcla de Cilindro Stock y propano.


Figura 25: Esquema del circuito del sistema de recuperación de aceite desasfaltado.

La mezcla de aceite desasfaltado es parcialmente vaporizada por calentamiento con circulación de hot

oil. Luego, los vapores que contienen alrededor del 48% del contenido inicial de propano en el aceite

desasfaltado son separados del líquido remanente en dos destiladores flash a 30 Kg/cm2 y 79°C.

De estos Flash de alta presión, el líquido se extrae, depresionándose a 18 Kg/cm2 y dirigiéndose a dos

destiladores flash de baja presión, donde serán vaporizados a 62°C por intercambio con los vapores de

propano de alta presión provenientes de los otros destiladores flash. Este sistema de doble efecto

donde el calor de condensación de los vapores de propano de alta presión es utilizado de los flash de

alta, resulta en un importante ahorro energético.

De los intercambiadores de doble efecto, la mezcla se envía a dos destiladores Flash de baja presión,

donde las condiciones de operación son 17,7 Kg/cm2 y 62°C. Los vapores se separan y se envían a los

condensadores de propano. El líquido, aún contiene alrededor del 3% del propano inicial,

bombeándose, para luego ser calentado en dos evaporadores (con hot oil), y enviarse a los flash pots.

Los vapores de estos flash pots, se mezclan con las entradas a los flash de baja a la salida de los EA-205 y

EA-206 y las cabezas de estos son enviados para condensar en EA-208.

El líquido que queda, es aceite desasfaltado esencialmente libre de propano; se envía a 200°C a dos

Strippers a presión atmosférica para extraer las últimas trazas de propano. El aceite desasfaltado 200°C,

ya libre de propano, abandona cada Stripper desde el fondo con atraviesa dos enfriadores e ingresa a

almacenaje.


El propano y el vapor de agua de la cabeza de estos Strippers, se dirigen hacia la torre spray. Antes de

ingresar a la misma, los vapores se combinan con los vapores de la cabeza del Stripper de asfalto.

8.5 Aspectos medioambientales

8.5.1 Emisión de gases

Procedentes de combustibles

Las instalaciones de combustión de la Unidad de Desasfaltado con Propano se relaciona en la siguiente

tabla, así como sus principales características. Los humos sales al exterior por chimeneas individuales.

Horno Potencia térmica Quemadores Chimenea

1 12.100.000 Kcal/h 8 30.5 m

2 13.800.800 Kcal/h 6 36.4 m Tabla 3: Características de los hornos de la unidad de desasfaltado con propano.

Los gases de emisión de combustión en el horno son: monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono

(CO2), dióxido de azufre (SO2) y óxidos de nitrógeno (NOx). A estos gases es necesarios minimizarlos, ya

que son responsables de algunos aspectos ambientales.

Control de la emisión de CO2: este gas es formado en la combustión, el mismo es proporcional a la

cantidad de carbono que existe en el combustible, aproximadamente el 14% de los gases de combustión

es CO2. Este gas contribuye al llamado efecto invernadero. La reducción del consumo de energía

contribuye a disminuir la emisión de CO2.

Control de la emisión de CO: este gas es formado por la combustión incompleta , por medio del

control del exceso de aire se controla la emisión de CO, para una correcta combustión se adecua el

exceso de aire para cada combustible. En los hornos se queman dos tipos de combustibles Fuel Gas y

Fuel Oil. La regulación del exceso de aire, mediante la regulación de los registros de aire en quemadores

y manteniendo el buen tiraje del horno, logrando así minimizar la emisión de CO.

Control de la emisión de SO2: la cantidad de este gas está en función de la cantidad de azufre que

posea el combustible. No está bajo control operativo, modificar este parámetro. Minimizando el

consumo de combustible, modificamos la emisión de este gas.

Control de la emisión de NOx: la emisión de NOx depende en gran parte del diseño de los quemadores

utilizados, controlando el exceso de aire también se modifica la emisión de NOx.

Procedentes del proceso

En esta Unidad pueden producirse emisiones de hidrocarburos gaseosos, tanto en marcha normal

(tomas de muestras, purgas de equipos) como en operaciones de puesta en marcha o parada de la


Unidad. Estas emisiones de hidrocarburos se dirigen normalmente a los colectores del sistema de

mechero donde se realiza su combustión ó chimenea de emergencia propia de la unidad.

Antorcha: este sistema se utiliza para la evacuación de hidrocarburos, quemándolos, en los casos en

que, por alguna circunstancia, no se pueden tratar (principalmente paradas, ya sean de emergencia ó

normales y puestas en marcha), así como para la purga de equipos cuando el proceso lo requiere. La

Unidad de PDA está conectada a un sistema de antorcha común a todas las Unidades de la Refinería.

Siempre que se realice una purga al sistema de antorcha se debe avisar al sector responsable, para llevar

un control y balance de gases emitidos.

Soplado de los Hornos: poseen sopladores para eliminar, mediante soplado con vapor de media (17

Kg/cm2) los depósitos acumulados sobre los tubos en la zona convectiva, enviándose el vapor de

soplado a través de la chimenea del horno.

Decoquizado de Hornos: en los tubos del horno se forman depósitos de carbón que, con el tiempo,

restringen el paso de la carga a través de los mismos, por lo que cada cierto tiempo se hace necesario

eliminar éstas deposiciones. La eliminación del carbón formado en los tubos del horno, decoquizado, se

lleva a cabo realizando la combustión del carbón con una mezcla de aire y vapor. La mezcla de los

productos de combustión y el vapor se envían a la atmósfera a través de la chimenea. Esta operación no

es realizada con frecuencia, sino en ocasiones programadas.

Venteo de Depósitos: En la Unidad se dispone de varios equipos los cuales poseen venteos

atmosféricos por donde se eliminan pequeñas cantidades de emanaciones.

Emisiones fugitivas

Los distintos equipos de proceso, válvulas de bloqueo y de control, válvulas de seguridad, venteos, etc.,

pueden tener pequeñas pérdidas que producen emisiones fugitivas de hidrocarburos a la atmósfera.

Para evitar éstas emisiones se realizan periódicamente inspecciones de comprobación de los equipos de

mayor riesgo de emisión, para detectar las posibles fugas y proceder a su eliminación, actividad que se

complementa con el mantenimiento preventivo de los equipos.

8.5.2 Vertidos líquidos Los vertidos líquidos se recogen en la red de drenajes, sistema cerrado de recogida de purgas de

hidrocarburos o colector de mechero. El destino de éstos vertidos es diferente según sus características,

siendo enviados para su posterior tratamiento al separador API, tratamiento de Aguas Acidas o Tanques

de Slop, etc.

Aguas contaminadas con Hidrocarburos

En el caso de producirse vertidos irregulares por vaciado de la Unidad, puesta en marcha, etc., éstos se

realizan tratando de reducir el impacto de vertidos inusuales y siempre a la red de drenaje de la Unidad.


El destino de éstos líquidos son las piletas API. En el caso de purgas de bombas ó tomas muestras, se

reducirá la purga a la mínima imprescindible.

Aguas Pluviales

Se recogen en la red de drenajes, estando éstas contaminadas con hidrocarburos las que son enviadas a

las piletas API para su tratamiento.

8.5.3 Residuos Por las Normas ISO 14001 se determina claramente cómo identificar los diferentes tipos y, por lo tanto,

la línea de actuación correspondiente a cada uno de ellos. No obstante, en el caso que no sea posible

identificar el tipo de residuo, debe contactarse con el Departamento de Medio Ambiente. Es de utilidad

seguir las indicaciones de la tarjeta guía.

Residuos Peligrosos

En ésta Unidad se generan los siguientes residuos peligrosos:

Residuos contaminados de limpiezas.

Material metálico contaminado.

Refractarios Sucios.

Purgas y drenajes de la operación.

Mantenimiento de los quemadores.

Carga de Productos químicos.

Residuos inertes

En esta unidad estos residuos están constituidos por:

Bidones y otros envases vacíos sin carácter de residuo peligroso.

Material metálico no contaminado.

Residuos Sólidos Urbanos (Basura doméstica y residuos de limpieza)

Este tipo de residuos, que se generan en cantidades variables todos los días, deben depositarse en los

recipientes apropiados, perfectamente diferenciados de otros, según las norma ISO 14001, que se

encuentran ubicados en zonas estratégicas de la unidad.


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