Texto de refinación

de 89
Cochabamba - Bolivia
TEXTO DE
REFINACIÓN DEL PETRÓLEO
CRUDO
TEXTO COMPILADO POR:
Ing. Orlando Julián Melgar Quevedo
Santa Cruz de la Sierra, febrero de 2012
CONCEPTOS BÁSICOS SOBRE

de 89
REFINACIÓN
PROCESOS Y OPERACIONES
Destilación
Hidrotratamiento
Cracking Catalítico
Cracking Térmico
Alkylación
Isomerización
Blending de Naftas GO
MTBE
Reforming
Coke
Unidad Claus
Sensor de Gas

de 89
Destilación
El primer proceso que se le practica al petróleo crudo en las Refinerías, es la
destilación conservativa del mismo. Esta operación consiste en la extracción de
todos aquellos hidrocarburos que pueden ser obtenidos por destilación, sin afectar
su estructura molecular.
La destilación o fraccionamiento, del crudo es una operación que permite separar
cortes o combustibles de una mezcla compleja de hidrocarburos, como lo es el
petróleo. El principio físico en el que se basa el proceso es la diferencia de
volatilidad de los componentes, por tal motivo en las columnas fraccionadoras se
adecuan las condiciones termodinámica para obtener o "condensar" los
combustibles perfectamente especificados.
Destilación Atmosférica o Topping y Destilación al
Vacío
El objetivo es extraer los
hidrocarburos presentes
naturalmente en el crudo por
destilación, sin afectar la estructura
molecular de los componentes.
En las Unidades de Topping, el
objetivo es obtener combustibles
terminados y cortes de hidrocarburos
que serán procesados en otras
unidades, para convertirlos en
combustibles más valiosos.
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.
El crudo antes de ser fraccionado, debe ser acondicionado y preparado
debidamente para lograr una operación eficiente. La primer etapa se lleva a cabo
en los tanques de recepción.

de 89
El petróleo desgasificado que se recibe en las Refinerías, contiene impurezas que
son perjudiciales para los equipos y procesos.
Las impurezas son :
Sales, fundamentalmente cloruros de sodio, calcio y magnesio,
presente en el agua de formación que tiene el crudo.
Oxidos de hierro, productos de la corrosión de los equipos y
medios de transporte.
Arcilla, arena, sólidos en general, provenientes de la formación
productora.
Compuestos organometálicos, que afectan los catalizadores de
unidades de conversión, desactivándolos.
Cristales de sal u óxidos en suspensión.
Para evitar o minimizar los efectos perniciosos de estas impurezas se realizan
fundamentalmente tres tratamientos:
Decantación en Tanques
Desalado
Inyección de Hidróxido de Sodio
Fundamentos del Proceso de Destilación
La destilación del crudo, se basa en la transferencia de masa entre las fases
liquido-vapor de una mezcla de hidrocarburos.
La destilación permite la separación de los componentes de una mezcla de
hidrocarburos, como lo es el petróleo, en función de sus temperaturas de
ebullición.
Para que se produzca la "separación o fraccionamiento" de los cortes, se debe
alcanzar el equilibrio entre las fases líquido-vapor, ya que de esta manera los
componentes más livianos o de menor peso molecular se concentran en la fase
vapor y por el contrario los de mayor peso molecular predominan en la fase
liquida, en definitiva se aprovecha las diferencias de volatilidad de los
hidrocarburos.
El equilibrio líquido-vapor, depende principalmente de los parámetros
termodinámicos, presión y temperatura del sistema. Las unidades se diseñan para

de 89
que se produzcan estos equilibrios en forma controlada y durante el tiempo
necesario para obtener los combustibles especificados.
Básicamente el proceso consiste en vaporizar los hidrocarburos del crudo y luego
condensarlos en cortes definidos. Modificando fundamentalmente la temperatura,
a lo largo de la columna fraccionadora.
La vaporización o fase vapor se produce en el horno y zona de carga de la
comuna fraccionadora. En el Horno se transfiere la energía térmica necesaria para
producir el cambio de fase y en la Zona de Carga se disminuye la presión del
sistema, produciéndose el flash de la carga, obteniéndose la vaporización
definitiva.
La fase liquida se logra con reflujos de hidrocarburos retornados a la torre. Estos
reflujos son corrientes liquidas de hidrocarburos que se enfrían por intercambio
con crudo o fluidos refrigerantes. La función u objetivo principal de estos , es
eliminar o disipar en forma controlada la energía cedida a los hidrocarburos en el
horno, de esta manera se enfría y condensa la carga vaporizada, en cortes o
fracciones de hidrocarburos especificas, obteniéndose los combustibles
correspondientes.
La columna posee bandejas o platos donde se produce el equilibrio entre los
vapores que ascienden y los líquidos descendentes. En puntos o alturas
exactamente calculadas existen platos colectores desde lo que se extraen los
combustibles destilados.
La diferencia fundamental entre las unidades de Tópping y Vacío es la presión de
trabajo. El Topping opera con presiones típicas de 1 Kg/Cm2 (manométrica),
mientras que en el Vacío trabaja con presiones absolutas de 20 mm. de mercurio.
Esto permite destilar hidrocarburos de alto peso molecular que se
descompondrían o craquearían térmicamente, si las condiciones operativas
normales del Topping fuesen sobrepasadas.
Economía Asociada
Algunos de los combustibles de las unidades de destilación atmosféricas se
comercializan directamente ya que tienen la calidad - de combustibles para
despacho, son el mayor contribuyente del pool de destilados medios, pero la
ventaja económica mas importante, es que se obtienen cortes de hidrocarburos
que son carga de unidades de conversión, que las transforman en productos
valiosos y de fácil comercialización.
En las unidades de Topping, se obtienen los siguientes productos finales y cargas
de otros procesos.

de 89
Nafta liviana, se envía como carga a isomerizacion donde se mejora el
RON y MON
Nafta pesada, se envía como carga a Hidrotratamiento de naftas-
Platforming, donde se mejora el RON
Kerosene, se envía a tanque de despacho.
Gas Oíl liviano, se envía a tanque de despacho.
Gas Oíl pesado, se envía como carga a lsomax, convirtiéndolo en Gas
Oíl y JP o a las unidades de Crakíng Catalítico Fluido.
En las unidades de Vacío, solo se obtienen cargas para unidades de conversión.
Gas oíl liviano de Vacío, se envía como carga a lsomax, donde se
obtiene gas oíl, JP, naftas carga de Hidrotratamiento de naftas e
isomerizacion y propano-butano.
Gas oíl pesado de Vacío, se envía a las unidades de Crakíng Catalítico
Fluido, donde se obtienen nafta de alto RON, propano caga petroquímica o
despacho, butano carga a MTBE- alquilación, gases combustibles, diese¡
oí¡ carga a Hidrotratamiento de Diesel que lo convierte en gas oíl.
Asfalto, se envía a las unidades de crakeo térmico, donde se convierte en
naftas carga de Hidrotratamiento de naftas, diesel oíl carga de
Hidrotratamiento de Diesel, gas oíl pesado de coke que es carga de las
unidades de Crakíng Catalítico Fluido, carbón propano-butano y gases
combustibles.
Cracking Catalítico (FCC)
 El proceso de craqueo catalítico fluido se basa en la
ruptura de cadenas de hidrocarburos del orden de los
45 átomos de carbono, mediante la acción de un
catalizador que favorece que las reacciones se
produzcan a una temperatura mas baja que la
necesaria para el craqueo térmico de la misma carga.
Las reacciones producidas son mucho mas rápidas y
selectivas que las de craqueo térmico.
Las reacciones generan una cantidad de carbón que se
deposita sobre la superficie del catalizador.

de 89
Los procesos se desarrollan en forma continua , mediante una circulación de
catalizador que se contacta íntimamente con la carga. Posteriormente el
catalizador se regenera por medio de la combustión del carbón producido, lo que
produce la energía que requiere el sistema para funcionar.
Economía del proceso
La carga de la unidad es un producto intermedio de bajo valor.
Puede ser comercializado como fuel oil o carga de FCC.
Mediante este proceso se obtiene :
 Mayor expansión volumétrica (110 m3 de productos/ 100 m3 de Carga).
 Mayor nivel de conversión a productos de alta demanda y valor comercial.
 La nafta producida aporta el mayor volumen de octanos del pool de naftas.
 Es el proceso de mayor producción de LPG.
 Butano como materia prima para la producción de MTBE y Alkilato .
Propileno de alto precio y creciente demanda.
Cracking Térmico Retardado
Este proceso tiene por objeto la ruptura (cracking) de cadenas de hidrocarburos de
alto peso molecular, mediante la acción combinada de alta temperatura y tiempo
de residencia .
Como consecuencia de las reacciones también se
produce carbón residual (coque).
El carbón de petróleo o coque se acumula en las
cámaras de reacción y es extraído en forma cíclica
cada 24 horas.
La ventajas del proceso son :
 Mayor nivel de conversión a productos de alto
valor y demanda.
 Una mayor expansión volumétrica.
 El destino alternativo del asfalto, es producir fuel
oil , producto de bajo precio y demanda limitada.
Los productos obtenidos son cargas de otras plantas
que acondicionan estas corrientes para obtener C3, C4, Nafta y Gas Oil de calidad
comercial.

de 89
El carbón residual producido es un producto de bajo precio. Se comercializa como
insumo en la industria del aluminio.
Reforming de Naftas
El objetivo de la unidad de Platforming es
transformar naftas pesadas de las Unidades
de Topping y Coque en un producto de alto
valor octánico.
Beneficios Económicos
La nafta Platformada con RON 99 tiene un
alto impacto ecónomico en el Blending y a la
vez tuvo incidencia en la eliminación del
tetraetilo de plomo en las naftas que produce
la Refinería.
Como beneficio adicional en esta Unidad se obtienen 200 m3 de hidrógeno por m3
de carga procesada. Este hidrógeno es consumido en la Unidad de Hidrocracking
(Isomax).
La alimentación del Reforming de Naftas proviene de las naftas pesadas de
Topping y Coque las que son tratadas previamente en las Unidades de
Hidrotratamiento de Naftas con el fin de eliminar sus contaminantes. La carga a la
Unidad de Reforming ingresa a la sección de Reacción que consta de tres
reactores en serie. En ellos se desarrollan los diferentes tipos de reacciones
químicas . El producto de salida de los reactores pasa por un separador de alta
presión donde se libera el hidrógeno producido por las reacciones.
El último paso es estabilizar la tensión de vapor de la nafta para ajustarla a los
requerimientos del Blending.
Los principales beneficios económicos son:
Carga a la Unidad: Naftas pesadas deTopping y Coque
Destino alternativo de la Carga: Nafta para uso Petroquímico
Precio de la Nafta para uso Petroquímico: 96 $ / m3
Producto Obtenido: Nafta Super a 133$/m3

de 89
Alkilación e Isomerización
 El proceso de ISOMERIZACION:
Incrementa el valor agregado a la corrientes de naftas
livianas de Topping obteniendo una nafta isomerada de
mayor valor octánico .
El proceso de ALKYLACIÓN permite:
Cumplir con las reglamentaciones ambientales más
estrictas a nivel internacional (E.P.A.).
Alcanzar calidad de exportación de las naftas Regular
para ingresar a los mercados más competitivos
(RON+MON)/2=87.
Incorporación de una nafta de alto valor octánico y
baja tensión de vapor en el pool de naftas.
ALKYLACIÓN
Es un proceso catalítico en el cual se combina una isoparafina (isobutano) y una
olefina (butileno) para producir un compuesto de mayor peso molecular, llamado
alkylato, que se encuentra dentro del rango de destilación de las naftas
ISOMERIZACIÓN
Es un proceso de reordenamiento molecular de parafinas lineales de pentano y
hexano (RON 60) que da como resultado una nafta (isomerado) (RON 82) de
mayor valor octánico.
La Unidad de Isomerización está compuesta por dos secciones :
HTN (Hidrotratamiento de naftas), tiene como objetivo la separación del
corte de pentanos y hexanos de la carga, y su posterior tratamiento con
hidrógeno para eliminar los contaminantes del catalizador de la sección de
Penex.
PENEX (Reacción de Isomerización) tiene como objetivo la isomerización
de las parafinas lineales de pentanos y hexanos.

de 89
Destilación Atmosférica y al Vacío
El objetivo es extraer los
hidrocarburos presentes
naturalmente en el crudo por
destilación, sin afectar la estructura
molecular de los componentes.
Unidades de Destilación
Atmosféricas y al Vacío
En las unidades de Topping, el
objetivo es obtener combustibles
terminados y cortes de hidrocarburos
que serán procesados en otras
unidades, para convertirlos en
combustibles más valiosos.
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.
Fundamentos del Proceso
La destilación del crudo, se basa en la transferencia de masa entre las fases
liquido - vapor de una mezcla de hidrocarburos.
ebullición.
Para que se produzca la "separación o fraccionamiento" de los cortes, se debe
alcanzar el equilibrio entre las fases líquido-vapor, ya que de esta manera los
componentes más livianos o de menor peso molecular se concentran en la fase
vapor y por el contrario los de mayor peso molecular predominan en la fase
liquida, en definitiva se aprovecha las diferencias de volatilidad de los
hidrocarburos.
El equilibrio liquido-vapor, depende principalmente de los parámetros
termodinámicos, presión y temperatura del sistema. Las unidades se diseñan para
que se produzcan estos equilibrios en forma controlada y durante el tiempo
necesario para obtener los combustibles especificados.

de 89
Básicamente el proceso consiste en vaporizar los hidrocarburos del crudo y luego
condensarlos en cortes definidos. Modificando fundamentalmente la temperatura,
a lo largo de la columna fraccionadora.
La vaporización o fase vapor se produce en el horno y zona de carga de la
columna fraccionadora. En el Horno se transfiere la energía temica necesaria para
producir el cambio de fase y en la Zona de Carga se disminuye la presión del
sistema, produciéndose el flash de la carga, obteniéndose la vaporización
definitiva.
La fase liquida se logra con reflujos o reciclo de hidrocarburos retornados a la
torre. Estos reflujos son corrientes liquidas de hidrocarburos que se enfrían por
intercambio con crudo o fluidos refrigerantes. La función u objetivo principal de
estos , es eliminar o disipar en forma controlada la energía cedida a los
hidrocarburos en el horno, de esta manera se enfría y condensa la carga
vaporizada, en cortes o fracciones de hidrocarburos especificas, obteniéndose los
combustibles correspondientes.
La columna posee bandejas o platos donde se produce el equilibrio entre los
vapores que ascienden y los líquidos descendentes. En puntos o alturas
exactamente calculadas existen platos colectores desde lo que se extraen los
combustibles destilados.
La diferencia fundamental entre las unidades de Tópping y Vacío es la presión de
trabajo. El Topping opera con presiones típicas de 1 Kg/cm2 (manométrica),
mientras que en el Vacío trabaja con presiones absolutas de 20 mm de mercurio.
Esto permite destilar hidrocarburos de alto peso molecular que se
descompondrían o craquearían térmicamente, si las condiciones operativas
normales del Topping fuesen sobrepasadas.
Variables del Proceso
Los paramentos termodinámicos que gobiernan la destilación son la temperatura y
presión del sistema, por tal motivo consideramos como variables del proceso
todas aquellas que puedan afectar el equilibrio entre las fases vapor-liquido.
Temperatura de transferencia. Esta es la máxima temperatura a la que se
eleva el crudo para vaporizarlo, el rendimiento en destilados depende de
esta variable.
Presión de trabajo. Es la presión a la cual se produce la operación. Si
bien afecta directamente el equilibrio liquido-vapor, generalmente se trabaja
a la menor presión posible, y por ende no se varia frecuentemente.
Temperatura de cabeza. Es la temperatura en la zona superior de la
columna fraccionadora, se controla con el reflujo de cabeza, este reflujo es

de 89
la fuente fría que genera la corriente de líquidos que se contactan con los
vapores, produciéndose los equilibrios liquido-vapor.
Temperatura del corte. Es la temperatura a la cual se realiza la extracción
lateral de un combustible. Esta temperatura es controlada con el reflujo de
cabeza y reflujos circulantes. Estos últimos tienen un efecto semejante que
el reflujo de cabeza y además precalientan el crudo, recuperando energía.
Inyección de vapor. El vapor o (incondensables ) en las fraccionadoras
disminuye la presión parcial de los hidrocarburos, estableciendo nuevos
equilibrios vapor-liquidos, favoreciendo la vaporización de los componentes
mas volátiles. Esto se aplica en la columna fraccionadora principal como en
los strippers de los cortes laterales.
Economía Asociada
Algunos de los combustibles de las unidades de destilación atmosféricas se
comercializan directamente ya que tienen la calidad - de combustibles para
despacho, son el mayor contribuyente del pool de destilados medios, pero la
ventaja económica mas importante, es que se obtienen cortes de hidrocarburos
que son carga de unidades de conversión, que las transforman en productos
valiosos y de fácil comercialización.
En las unidades de Topping, se obtienen los siguientes productos finales y cargas
de otros procesos.
Nafta liviana, se envía como carga a isomerizacion donde se mejora el
RON y MON
Nafta pesada, se envía como carga a Hidrotratamiento de naftas-
Platforming, donde se mejora el RON
Kerosene, se envía a tanque de despacho.
Gas Oíl liviano, se envía a tanque de despacho.
Gas Oíl pesado, se envía como carga a lsomax, convirtiéndolo en Gas Oíl
y JP o a las unidades de Crakíng Catalítico Fluido.
En las unidades de Vacío, solo se obtienen cargas para unidades de conversión.
Gas oíl liviano de Vacío, se envía como carga a lsomax, donde se obtiene
gas oíl, JP, naftas carga de Hidrotratamiento de naftas e isomerizacion y
propano-butano.

de 89
Gas oíl pesado de Vacío, se envía a las unidades de Crakíng Catalítico
Fluido, donde se obtienen nafta de alto RON, propano carga petroquímica o
despacho, butano carga a MTBE- alquilacion, gases combustibles, diesel oíl
carga a Hidrotratamiento de Diesel que lo convierte en gas oíl.
Asfalto, se envía a las unidades de crakeo térmico, donde se convierte en
naftas carga de Hidrotratamiento de naftas, diesel oíl carga de
Hidrotratamiento de Diesel, gas oíl pesado de coke que es carga de las
unidades de Crakíng Catalítico Fluido, carbón propano-butano y gases
combustibles.
El impacto económico de estas unidades se ve reflejado en el lucro cesante que
se origina cuando estas unidades no operan, que es el mayor de la refinería.
Fraccionamiento de Crudo
El primer proceso que se le practica al petróleo crudo en las Refinerías, es la
destilación conservativa del mismo, esta operación consiste en la extracción de
todos aquellos hidrocarburos que pueden ser obtenidos por destilación, sin afectar
su estructura molecular.
La destilación o fraccionamiento, del crudo es una operación que permite separar
cortes o combustibles de una mezcla compleja de hidrocarburos, como lo es el
petróleo. El principio físico en el que se basa el proceso es la diferencia de
volatilidad de los componentes, por tal motivo en las columnas fraccionadoras se
adecuan las condiciones termodinámica para obtener o "condensar" los
combustibles perfectamente especificados.
El fraccionamiento del crudo se completa en dos etapas, en primer lugar se
procesa en unidades de destilación atmosférica o Topping, donde la presión de
trabajo es típicamente 1 Kg/Cm2. Los combustibles obtenidos por este
fraccionamiento son enviados a tanques de despacho o como carga de otras
unidades que completan su refinado.
Gran parte del crudo procesado en los Topping no se vaporiza, ya que para
lograrlo seria necesario elevar la temperatura de trabajo por sobre el umbral de
descomposición térmica. Por tal motivo este residuo atmosférico, denominado
crudo reducido, se bombea a la unidad de Vacío, donde se baja la presión a 20
mm Hg (típico lo que permite destilarlo a mayores temperaturas sin descomponer
la estructura molecular.
Unidad de Destilación Atmosférica o Topping
El crudo antes de ser fraccionado, debe ser acondicionado y preparado
debidamente para lograr una operación eficiente. La primer etapa se lleva a cabo
en los tanques de recepción.

de 89
El petróleo desgasificado que se recibe en las Refinerías, contiene impurezas que
son perjudiciales para los equipos, productos y procesos. Las impurezas son :
Sales, fundamentalmente cloruros de sodio, calcio y magnesio, presente
en el agua de formación que tiene el crudo, estas sales en las condiciones
del proceso se hidrolizan formando ácido clorhídrico, que es altamente
corrosivo y por ende sumamente perjudicial para los equipos.
Oxidos de hierro, productos de la corrosión de los equipos y medios de
transporte del crudo desde yacimiento, que afectan los coeficientes de
ensuciamiento de equipos, calidades de productos y catalizadores.
Arcilla, arena, sólidos en general, provenientes de la formación
productora y lodos de perforación, estos perjudican fundamentalmente los
coeficientes de ensuciamiento de los equipos y afectan la calidad de los
productos residuales por alto contenido de cenizas.
Compuestos organometalicos, que afectan los catalizadores de unidades
de conversión, desactivándolos.
Cristales de sal u óxidos en suspensión, afectando tanto los productos
como los procesos catalíticos, el caso de los compuestos de sodio es
específicamente perjudicial para los tubos de los hornos, ya que catalizan la
formación de carbón, reduciendo la vida útil del horno por disminución del
coeficiente de transferencia de calor.
Para evitar o minimizar los efectos perniciosos de estas impurezas se realizan
fundamentalmente tres tratamientos:
Decantación en Tanques
Desalado
Inyección de Hidróxido de Sodio
Tanques de Almacenaje
El tratamiento en tanque, consiste en decantar el agua libre que tenga el crudo por
gravedad. Por tal motivo la temperatura del tanque es muy importante en esta
etapa, ya que la propiedad física que la gobierna es la viscosidad. Evidentemente
a mayor temperatura menor viscosidad, y por lo tanto se mejora la velocidad de
migración o decantación del agua, pero se debe tener mucha precaución de no
superar aquella temperatura que provoque corrientes convectivas, que perjudican
directamente la decantación.

de 89
Para evitar perdida de hidrocarburos volátiles, los tanques poseen techos flotantes
que evitan este tipo de fugas. La temperatura se controla con calefactores o
serpentinas, ubicados en la parte inferior del tanque. Se usa vapor exhausto como
elemento calefactor. El agua purgada, arrastra adicionalmente sólidos en
suspensión.
Esta etapa se lleva a cabo básicamente con tres tanques en simultáneo, uno
recibe el crudo de yacimiento, otro esta en decantación y el tercero que contiene
crudo decantado es del que aspira la unidad.
El crudo "decantado" en tanques es enviado a la unidad de Topping, donde se lo
precalienta con corrientes de mayor temperatura, productos terminados y reflujos
circulantes, permitiendo recuperar energía calórica, en el circuito de intercambio.
El circuito de intercambio tiene como función, la recuperación de energía,
generándose un gradiente térmico a lo largo del circuito, que permite minimizar el
consumo de combustible en los hornos de calentamiento. Previo al horno se
realizan dos operaciones de fundamental importancia, el desalado y deshidratado
del petróleo, para lo cual se necesitan condiciones termodinámica especificas.
La segunda etapa de eliminación de impurezas es el desalado del crudo.
Desalado de Crudo
El propósito de este proceso, es eliminar las sales e impurezas que tienen los
petróleos crudos, carga de las unidades de Topping. Los sólidos en suspensión y
las sales disueltas en muy pequeñas gotas de agua, dispersas en el seno del
petróleo son extraídas en los desaladores ya que es antieconómico decantarlas y
eliminarlas por gravedad en los tanques de almacenamiento. (Figura 1 siguiente).

de 89
Básicamente el proceso de desalación consiste en precalentar el crudo para
disminuir la viscosidad, inyectar agua de lavado o exenta de sales, producir una
mezcla intima entre ambos, contactarla con el agua residual del crudo y
posteriormente separar el agua contendiendo la mayor proporción de impurezas.
En definitiva se lleva acabo la disolución de las sales presentes en el crudo,
generándose pequeños electrolitos (gotas), sensibles a la variaciones de un
campo eléctrico.
Para lograr la mezcla se usan válvulas emulsificadoras o mezcladores estáticos.
Posteriormente se lo envía a un acumulador donde se hace fluir la corriente
uniformemente a través de un campo eléctrico de alto voltaje (20.000 V), generado
por pares de electrodos. Las fuerzas eléctricas dentro del campo provocan que las
pequeñas gotitas de agua coalezcan, formando gotas mas grandes que pueden
decantar en el equipo. El crudo libre de sales (crudo desalado) sale por la parte
superior del equipo.
La coalescencia de las gotas en el desolador es provocada por fuerzas eléctricas
generadas entre las gotas de agua. El campo eléctrico induce a que las pequeñas
gotas se conviertan en dipolos eléctricos, que interactuan entre si generándose
atracciones entre las gotitas agrupándose en gotas mayores, que pueden decantar

de 89
por gravedad. El efecto del campo alternativo hace que las gotas se muevan
(vibrando) en fase con el campo, lo que favorece la coalescencia de las gotas.
La tercer etapa de acondicionamiento del -crudo es la inyección de hidróxido de
sodio, esta operación a diferencia de las dos anteriores no elimina los
contaminante, sino que se minimiza el efecto por transformación de sales menos
perniciosas.
Dosificación de Hidróxido de Sodio al Crudo
Al crudo efluente de los desaladores no se les elimina la totalidad de las sales ya
que estos equipos tienen una eficiencia de desalado media del 95 %, por tal
motivo se les inyecta una solución cáustica para transformar los cloruros de calcio
y magnesio en cloruros de sodio. El cloruro de sodio tiene una constante de
hidrólisis menor que las otras sales, por lo cual se minimiza la generación de
cloruro de hidrogeno y por ende el ataque corrosivo a la unidad.
El gas cloruro de hidrogeno condensa en la zonas frías (parte superior) de la torre
y en contacto con agua se forma ácido clorhídrico, el cual es altamente corrosivo,
por tal motivo es fundamental que se minimice la presencia o efectos del mismo.
El agregado de cáustico sustituye los cationes magnesio y calcio por sodio,
convirtiendo la mayoría de los cloruros en cloruros de sodio, minimizándose la
formación del ácido.
Cl2Mg + H2O -------------- 2ClH + MgO
C12Ca + H2O -------------- 2ClH + CaO
2ClNa + H2O -------------- 2ClH + 2NaO
Por cada molécula de sal de calcio o magnesio, se genera el doble de ácido que
en caso del cloruro de sodio, por otra parte este ultimo comienza la hidrólisis en el
umbral de los 300 °C, mientras que a estas temperaturas las otras dos han
hidrolizado el 10% y 90 % respectivamente.
La sustitución se lleva a cabo según las siguientes reacciones.
Na OH+ C12Ca ------------- Na Cl + (HO) 2 Ca
Na OH+ C12Mg ------------ Na CL + (HO) 2 Mg
El control de la corrosión se complementa con el uso de productos químicos, a
base de aminas, que permiten neutralizar el ácido y formar films protectores en las
paredes de los equipos.

de 89
Una vez eliminadas la impurezas del crudo, se continua precalentado y se lo envía
a la torre preflash, donde las condiciones termodinámica son tales que el crudo
vaporiza parcialmente. La fracción vaporizada se envía directamente a la columna
fraccionadora, lo que permite disminuir la carga a los hornos, disminuyendo el
consumo de combustible, (condiciones típicas, 200 °C y 1.5 kg/cm2).
Una vez alcanzada la máxima recuperación de calor, el crudo es bombeado al
horno, donde se le transfiere la energía necesaria para lograr la vaporización
requerida, en la zona de alimentación de la torre fraccionadora . En esta columna
se lleva a cabo el fraccionamiento de los hidrocarburos. Condiciones típicas de la
zona de carga 370 °C y 0.800 kg/cm2 de presión (figura siguiente).
Figura 2: UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA - TOPPING
Destilación Atmosférica del Crudo
ebullición, aprovechando las diferencias de volatilidad de los mismos.
La carga parcialmente vaporizada ingresa en la zona flash o zona de carga. Los
hidrocarburos vaporizados ascienden por la columna fraccionadora a través de

de 89
bandejas o platos de fraccionamiento, donde se contacta íntimamente líquidos y
vapores, produciéndose la transferencia de masa y calor necesaria para fraccíonar
los diferentes combustibles, (ver figura N' 3 ). Estos son extraídos lateralmente
mediante platos colectores y enviados a torres despojadoras, strippers, donde se
ajusta el punto de inflamación de los cortes.
Figura 3: PERFIL O GRADIENTE DE TEMPERATURA
Los productos obtenidos por la parte superior o cabeza son gases y nafta. El gas
es comprimido y enviado a unidades de concentración de gases. La Nafta es
fraccionada nuevamente para obtener dos cortes. La nafta liviana que se envía a
isomerizacion o a tanque como carga petroquímica y nafta pesada que es enviada
a las unidades de Hidrotratamiento donde se eliminan los contaminantes,
venenos, de los catalizadores de Platforming.
El primer corte lateral es el kerosene, el cual se envía a tanque. Previamente
intercambia calor con crudo y es enfriado a temperatura de almacenaje mediante
aero enfriadores y enfriadores con agua.
El segundo corte lateral es el gas oíl liviano, el cual es tratado en forma semejante
al kerosene.

de 89
El tercer y ultimo corte lateral es el gas oíl pesado de Topping , el cual es enviado
como carga a las unidades de lsomax o Catalítico Fluido.
El producto de fondo es el residuo que no se vaporizo en el horno, ya que seria
necesario elevar la temperatura por sobre el umbral de crakeo o descomposición
térmica de los hidrocarburos de alto peso molecular . Por tal motivo esta corriente
es enviada a la unidad de Vacío.
Unidad de Destilación al Vacío
Las unidades de Vacío, están diseñadas para operar en condiciones
termodinámicas adecuadas para destilar las fracciones pesadas del crudo, sin que
se produzca la descomposición térmica de los mismos. Para lograrlo se baja la
presión de trabajo hasta alcanzar presiones absolutas de 20 mm Hg en la zona de
carga de la columna de destilación. El Vacío es obtenido con eyectores de vapor.
(ver figura N° 4).
Figura 4: UNIDAD DE VACÍO
En esta unidad, la energía necesaria para vaporizar el crudo reducido es
suministrada totalmente en hornos, diseñados para minimizar la perdida de carga
(perdidas de presión) de modo de operar con la menor presión posible en los
puntos donde se inicia la vaporización. La carga parcialmente vaporizada es
enviada a la zona flash de la columna de destilación, donde se produce una

de 89
corriente ascendente de vapores y otra descendente de líquidos. En estas
columnas el princípío de operación es la condensación de los vapores.
La torre tiene características particulares, que la diferencian de las fracionadoras
atmosféricas. Los dispositivos o elementos mecánicos para producir el contacto
liquido vapor, son rellenos especiales (flexi rings, ubicados en lechos ordenados)
que permiten incrementar la superficie de interface, favoreciendo la transferencia
de masa (ver figura N' 5). El diámetro de la columna es diferente en zona de
condensación, respecto de la zona superior o inferior de la misma.
Figura 5: FLEXIRING que permite incrementar la superficie de Interfase
La zona de condensación o fraccionamiento tiene el mayor diámetro ya que las
perdidas de carga deben ser despreciables para mantener el Vacío homogéneo en
la totalidad de la torre. La zona de cabeza es de diámetro menor ya que el caudal
de vapores en esta zona es muy bajo debido a que los productos solo son
obtenidos lateralmente y no por cabeza. El fondo de la columna tiene el menor
diámetro, ya que se debe minimizar el tiempo de residencia del asfalto para evitar
la descomposición térmica y formación de carbón en la torre.
El primer corte lateral producido es el Gas Oíl Liviano de Vacío, el cual es carga
de la unidad de Isomax o FCC. Debido a las características del proceso Isomax

de 89
(Hidrocracking) las especificaciones del productos son muy importantes, ya que se
afecta fuertemente la performance de esa unidad si se daña el catalizador.
El segundo corte lateral es el Gas Oíl Pesado de Vacío, este producto intercambia
calor con el crudo de la unidad de Topping y es la carga por excelencia de las
unidades de Cracking Catalítico Fluido. Como parametro de calidad fundamental,
al corte se le controla el contenido de Carbón Conradson, (< 0.5 %). Este
parámetro afecta directamente el balance de carbón y por ende el balance de
calor de esas unidades, lo que modifica la performance de las mismas.
El producto de fondo es residuo asfáltico, que es enviado a las unidades de Cracking Térmico.

de 89
DEFINICIONES
Caracterización del Petróleo Crudo
Factor de Caracterizacion K uop
El factor Kuop, es un valor que permite identificar o caracterizar el tipo de crudo en
cuanto a su composición química, (base parafinica, mixta, naftenica, aromática).
La temperatura volumétrica media, es la temperatura de ebullición de un
componente hipotético con características equivalente a la mezcla de
hidrocarburos analizada.
K= 13 BASE PARAFINICA
K= 12 BASE MIXTA
K= 11 BASENAFTENICA
K = 10 BASEAROMATICA
Gravedad API
Los grados API es una forma de expresar la densidad, la cual fue definida por el
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE de la siguiente manera:
Punto Inicial
Es la menor temperatura a la que los componentes de una mezcla de
hidrocarburos inicia la ebullición
Punto Final
Es la mayor temperatura a la que los componentes de una mezcla de
hidrocarburos finalizan la ebullición
Punto Inflamación

de 89
Es la menor temperatura a la que los componentes de una mezcla de
hidrocarburos inflaman espontáneamente en presencia de llama.
Torres Fraccionadoras
Estos equipos permiten separar los diferentes cortes de hidrocarburos presentes
en la carga previamente vaporizada, produciéndose condensaciones controladas,
estableciéndose transferencias de energía y masa adecuados para obtener los
combustibles específicos.
Las etapas de equilibrio se logran con dispositivos que permiten un intimo contacto
entre la fase vapor (ascendente) y la fase liquida (descendente). Los más
comunes son campanas de burbujeo, platos de válvulas, platos perforados,
rellenos, etc. .
En estos equipos se ajusta la curva de destilación de los combustibles.
Torres Preflash
Son equipos donde no es necesario obtener un fraccionamiento de alta calidad. El
objetivo es lograr una etapa de equilibrio, donde los hidrocarburos de bajo peso
molecular (agua, nafta e inferiores) pasen a la fase vapor, para ser enviados
directamente a la torre fraccionadora, solo el producto de fondo continua como
carga del horno.
Strippers
Son pequeñas torres cuya función principal es eliminar los componentes de bajo
peso molecular (volátiles) de los combustibles extraídos lateralmente en las torres
fraccionadoras, el principio físico en el que se basa su funcionamiento es la
disminución de la presión parcial de los componentes por la inyección de un fluido
(fase vapor) en el equipo.
En estos equipos se ajusta el punto de inflamación de los combustibles.
Los fluidos normalmente usados son vapor o gas seco.

de 89
Cracking
Catalítico
Fluido
El proceso de craqueo
catalítico fluido se basa
en la ruptura de cadenas
de hidrocarburos
Conceptos del craqueo catalítico (FCC)
El proceso de craqueo catalítico fluido se basa en la ruptura de cadenas de
hidrocarburos del orden de los 45 átomos de carbono, mediante la acción de un
catalizador que favorece que las reacciones se produzcan a una temperatura mas
baja que la necesaria para el craqueo térmico de la misma carga.
Las reacciones producidas son mucho mas rápidas y selectivas que las de
craqueo térmico.
Las reacciones generan una cantidad de carbón que se deposita sobre la
superficie del catalizador.
Los procesos se desarrollan en forma continua , mediante una circulación de
catalizador que se contacta íntimamente con la carga. Posteriormente el
catalizador se regenera por medio de la combustión del carbón producido, lo que
produce la energía que requiere el sistema para funcionar.

de 89
La carga de la unidad es un producto intermedio de bajo valor.
Puede ser comercializado como fuel oil o carga de FCC.
Mediante este proceso se obtiene :
 Mayor expansión volumétrica (110 m3 de productos/ 100 m3 de Carga).
 Mayor nivel de conversión a productos de alta demanda y valor comercial.
 La nafta producida aporta el mayor volumen de octanos del pool de naftas.
 Es el proceso de mayor producción de LPG.
 Butano como materia prima para la producción de MTBE y Alkilato .
 Propileno de alto precio y creciente demanda.
Principales Reacciones

de 89
Cargas y producciones. Tipos y calidades
La carga de la unidad de FCC esta fundamentalmente compuesta por :
GO pesado de Vacío
GO pesado de Coque
GO pesado de Topping
Los aspectos más importantes de calidad de la carga son los siguientes :
Contenido de carbón conradson: mide el potencial de generación de
carbón de la carga.
Nivel de contaminantes: en especial níquel y vanadio que son venenos
permanentes del catalizador.
Composición química de la carga: las especies químicas predominantes
definen la calidad de los productos resultantes y la cantidad de carbón
producido.
Si bien las unidades de FCC son muy flexibles y pueden procesar cargas muy
diversas, es importante conocer sus características para adecuar la operación.
Producciones

de 89
Las Unidades de FCC:
 Son las productoras de naftas por excelencia, en calidad y cantidad.
 Producen menor cantidad de gas residual que el Cracking Térmico.
 Producen alta calidad de propano y propileno, butilenos, isobutanos y
butanos. Estas corrientes son la materia prima para los procesos
Petroquímicos.
Sección de Reacción
Los equipos de reacción de las unidades de cracking tienen tres partes
fundamentales
 Reactor ( RX )
 Regenerador ( RG )
 Stripper ( ST )

de 89
Reactor
Es el lugar donde se producen las reacciones de craqueo .
Hay distintos tipos de tecnologías. Actualmente operan con tiempo de contacto
(carga: catalizador) muy bajo donde la parte principal del RX es el riser. Este es el
lugar físico donde se producen las reacciones, en tanto que el resto del equipo es
para separar catalizador de los productos.
Las unidades de tecnologías anteriores operan en lecho fluido con tiempos de
contacto mayores y menores rendimientos en LPG y naftas.
La temperatura de operación es de 500 °C - 540 °C.
En el RX existen ciclones que permiten separar catalizador arrastrado de los
productos de la reacción.
Están revestidos con material refractario que impiden la erosión y las altas
temperaturas sobre las paredes metálicas.
Regenerador
Es la parte de la unidad donde se quema el carbón depositado sobre el catalizador
, posee un sistemas de distribución del aire necesario para la combustión provisto
por un compresor de aire. Dicho compresor es la máquina más importante de la
unidad ya que si no hay aire para regeneración debe detenerse la unidad.
Posee ciclones que separan los gases de la combustión del catalizador arrastrado.
Están revestidos por material refractario que impiden la erosión y protege a las
paredes metálicas de la alta temperatura.
La temperatura de operación de 705 °C - 740 °C.
Estas unidades operan a combustión total ( formación de CO2 ), para lo cual se
adiciona un promotor de combustión.
Stripper
En esta parte del equipo se inyecta vapor para despojar de hidrocarburos del
catalizador agotado . La inyección se realiza a través de un distribuidor.
La función más importante es reducir el contenido de hidrocarburos depositados
sobre el catalizador, disminuyendo la demanda de aire en el regenerador,
aumentando el rendimiento en productos líquidos.

de 89
El equipo cuenta con bafles que mejoran el contacto vapor - catalizador.
Funcionamiento del sistema de reacción
Se describe la operación de una unidad flexicracking operadas con válvulas.
Catalizador
La circulación del catalizador es un factor preponderante en el funcionamiento de
la unidad.
El pasaje de catalizador del RG al RX se consigue manteniendo un diferencial de
presión positivo en el RG de 200 gr/cm2 controlado automáticamente. La
circulación del RX al RG se establece por el peso de columna de catalizador más
la presión propia del RX.
La circulación incide sobre las siguientes variables:
 Relación catalizador / carga
 Tiempo de residencia del catalizador en el RG
 Velocidad espacial
 Selectividad de las reacciones
Descripción del funcionamiento
El catalizador que circula por el riser se contacta con la carga que es inyectada.
Parcialmente vaporizada por picos de alta eficiencia, en ese instante se inician las
reacciones de craqueo.
El catalizador con los productos de la reacción continúan por el riser y descargan
en el recinto del RX, donde caen las partículas de catalizador por pérdida de
velocidad y diferencia de densidad.
Los gases ingresan a los ciclones, que retienen las partículas de catalizador
arrastradas y luego son devueltas al lecho del RX.
Los gases ingresan en la zona flash de la fraccionadora.
El catalizador desciende por el ST y recibe una inyección de vapor que ingresa por
la parte inferior para despojar los hidrocarburos absorbidos sobre la gran
superficie especifica del catalizador
A la salida del ST hay una válvula que regula la transferencia de catalizador al RG.

de 89
Variables del proceso
El proceso de craqueo catalítico es un sistema de equilibrios. Para que la unidad
pueda ser operada en forma continua, deben mantenerse tres balances :
Balance de carbón
Balance de calor
Balance de presión
La gran complejidad de la operación de estas unidades se debe
fundamentalmente a la estrecha interdependencia que posen las variables del
proceso, esta interdependencia hace casi imposible en términos prácticos
modificar una variable sin tener una inmediata respuesta en el resto del sistema,
estos efectos deben ser manejados en forma continua.
Las modificaciones de variables deben realizarse teniendo en cuenta que se
mantengan en equilibrio los tres balances.
Las variables de operación se dividen en independientes y dependientes
Variables operativas independientes
T° RX
T° precalentamiento de carga
Relación de reciclo
Actividad de catalizador
Modo de combustión
Calidad de la carga
Velocidad espacial
Variables dependientes
T° RG

de 89
Velocidad de circulación
Conversión
Requerimiento de aire
C /O
Descripción de la variables :
 Temperatura de reacción: temperatura de la mezcla catalizador y carga en
el punto donde se considera han finalizado las reacciones
 T° precalentamiento de carga: es la temperatura a que se levanta la carga
previamente al ingreso al RX.
 Relación de reciclo: es la cantidad de producto ya craqueado (reciclo) que
se incorpora a la carga fresca.
 Actividad de catalizador: es la capacidad que tiene el catalizador para
convertir una carga determinada en productos de menor peso molecular.
 Modo de combustión: mide el grado de conversión de monóxido de carbono
a dióxido de carbono, y por ende modifica la cantidad calor que se libera en
el regenerador.
 Calidad de la carga: de acuerdo a la naturaleza de la carga, serán los
productos a obtener.
 Velocidad Espacial: se define como el cociente entre el caudal de carga
total y la cantidad de catalizador existente en el RX.
 Temperatura de °RG: es la temperatura existente en el lecho denso del
regenerador.
 Velocidad de circulación: se define como el caudal de catalizador que
circula vs. el área media del reactor.
 Conversión : es el porcentaje de volumen de carga fresca que se convierte
en nafta (de punto seco predeterminado) y productos mas livianos.
 Requerimiento de aire: es la cantidad de aire requerida para realizar la
combustión del carbón depositado sobre el catalizador .
 Relación catalizador /carga : es la relación entre el régimen de circulación
del catalizador (ton/h ) y el de la carga combinada ( fresca + reciclo )
expresada también en ton/ h.
Descripción de los balances
Balance de calor
El balance de calor liga las variables independientes con las dependientes.
El balance de carbón está íntimamente vinculado con el de calor ya que es el que
aporta el combustible que mantiene el balance de calor. La única fuente de calor

de 89
de la unidad es la combustión del coque absorbido sobre el catalizador agotado.
Conceptualmente el calor generado por el quemado de coque deberá proveer el
calor necesario para los siguientes requerimientos :
 Elevar la temperatura de la carga y productos hasta la temperatura del RX.
 Satisfacer la endotermicidad de las reacciones de craqueo.
 Compensar las perdidas del convertidor.
 Elevar la temperatura del aire de combustión y transporte hasta la
temperatura de los efluentes del regenerador.
 Producir la desorción de coque del catalizador agotado.
 El calor perdido por radiación de las paredes del equipo.
Balance de carbón
El balance de carbón relaciona todas las fuentes de generación de carbón de la
unidad y esta íntimamente vinculado con el balance de calor.
El carbón formado en el proceso responde a la siguiente ecuación :
C t = coque total formado
Ccat = coque producido por las reacciones de cracking.
Ccarga = coque residual debido a la naturaleza de la carga.
C circulación = coque de circulación función del régimen de circulación
C contaminante = coque producido por la presencia de contaminantes en la carga.
Balance de presión
El balance de presiones gobierna la circulación del catalizador, Y permite la
operación de la unidad.
Además se debe controlar estrictamente por la seguridad de la operación, ya que
si se produce una inversión de flujo el equipo puede explotar por ingreso de aire y
catalizador Calientes al reactor..
El equilibrio significa mantener un diferencial de presión positivo en el RG que
permita transportar el catalizador hasta el RX.. Venciendo la presión de RX.

de 89
La presión en el RG generada por la descarga de los gases producidos en la
combustión, se controla a través de un controlador diferencial de presión.
La presión en el RX se controla en el acumulador de cabeza de la torre
fraccionadora.
Catalizadores
Los catalizadores utilizados son productos sintéticos cristalinos , llamados zeolitas
ó tamices moleculares , fabricados a base de alumina y silice.
La actividad catalítica se produce porque los centros activos de las zeolitas son
promotores de iones carbonios, responsables del inicio de las reacciones de
craqueo.
Las características más importantes del catalizador son:
 Actividad
 Composición química
 Tamaño de las celdas de la zeolitas
 Area superficial de zeolitas y matriz.
 Propiedades texturales: como volumen poral ,densidad, etc.
 Granulometría
Aditivos
Se utilizan algunos tipos de catalizadores con características especiales , que
favorecen determinadas reacciones , lo que preferencia características
determinadas en la producción.
Los de mayor uso son los promotores de olefinas (comercialmente ZM5), que
producen mayor cantidad de olefinas en el LPG.
Otros aditivos son los promotores de combustión que permiten obtener una
combustión completa en el regenerador.

de 89
Cracking Térmico
Retardado
Este proceso tiene por objeto la ruptura
(cracking) de cadenas de hidrocarburos de
alto peso molecular, mediante la acción
combinada de alta temperatura y tiempo de
residencia .
Como consecuencia de las reacciones
también se produce carbón residual (coque).
El carbón de petróleo o coque se acumula en
las cámaras de reacción y es extraído en
forma cíclica cada 24 horas.
La ventajas del proceso son :
 Mayor nivel de conversión a productos de alto valor y demanda.
 Una mayor expansión volumétrica.
 El destino alternativo del asfalto, es producir fuel oil , producto de bajo
precio y demanda limitada.
Los productos obtenidos son cargas de otras plantas que acondicionan estas
corrientes para obtener C3, C4, Nafta , Gas Oil de calidad comercial.
El carbón residual producido es un producto de bajo precio .
Se comercializa como insumo en la industria del aluminio .
Descripción de la operación

de 89
Carga
La carga normal es asfalto proveniente de la destilación al vacío ( fondo de vacío ),
que ingresa a la unidad a 310 °C .
Estas unidades también pueden procesar crudo reducido de topping.
Proceso
El asfalto se calienta a 490 °C en hornos de proceso, luego ingresa a las cámaras
de reacción por su parte inferior. En estos equipos se deposita el carbón residual .
Los productos más livianos en estado vapor salen por la parte superior ingresando
luego a la torre fraccionadora. En este equipo, los gases sufren condensaciones
parciales y se fraccionan, obteniendo tres cortes en función de su rango de
destilación.
Gas Residual :
Propano - Butano : Por Cabeza
Nafta Liviana y Pesada :
Diesel Oil : Por un Corte Lateral.
Gas Oil Pesado de Coque: Por otro Corte Lateral

de 89
Producto de Fondo : Reciclado con la Carga
El gas residual es acondicionado para inyectarlo en el anillo de gas residual .
El propano y butano se envían a la unidad de separación de gases FCC.
Las nafta entera es separada en liviana y pesada, posteriormente son
acondicionadas en la planta de nafta de la misma unidad.
Reacciones de cracking térmico
Reacciones primarias
Se producen rupturas de largas moléculas obteniendo parafinas, olefinas, ciclo
olefinas y aromáticos.
Reacciones secundarias
Son fundamentalmente reacciones de polimerización y condensación, que
finalmente producen coque.
Estas reacciones demandan mayor tiempo de residencia.

de 89
Variables de Proceso
Temperatura de reacción
Tiempo de residencia
Naturaleza de la carga
Las variables más importantes son temperatura y tiempo de residencia.
Temperatura
Las reacciones de cracking se inician por encima de los 400 °C, en tanto
que la temperatura usual de reacción es de los 490°C - 495 °C.
Los tiempos de reacción para formar coque son menores a mayor
temperatura.
Tiempo de residencia
El tiempo de residencia se consigue en las cámaras de reacción donde se
terminan las reacciones iniciadas en los hornos . Es allí donde se acumula el
carbón residual .
El diseño de la unidad contempla que mediante una alta velocidad del producto
caliente en los hornos no se produzca carbón el los tubos del horno de proceso y
sí se produzca en las cámaras.
Naturaleza de la carga
Los productos de mayor peso molecular son los que más fácilmente craquean, es
decir que necesitan menor cantidad de energía para iniciar las reacciones.
 El asfalto esta constituido por hidrocarburos de alto peso molecular
(cadenas superiores a los 150 átomos de carbono).
 La estabilidad térmica de los productos disminuye a medida que el peso
molecular aumenta.
 Las moléculas simétricas son mas estables que los isómeros de cadena
larga.
 Los dobles enlaces son refractarios al craqueo térmico.
 La facilidad de craqueo aumenta en este orden :
Parafinas
Olefinas

de 89
Naftenicos Facilidad de Craqueo
Aromáticos
 A mayor carbón conradson (tendencia a formar carbón) de la carga se
obtiene mayor producción de coque.
 A mayor contenido de aromáticos en la carga se obtiene carbón de mejor
calidad.
 Los metales pesados, sodio y calcio, catalizan las reacciones de craqueo,
disminuyendo los tiempos de reacción, por lo cual la formación de carbón
se inicia en los hornos y se reduce el factor de servicio de los mismos.
Calidad y destino de los productos
En general todos los productos del coque son insaturados.
La nafta pesada y el diesel oil debido a la presencia de olefinas y diolefinas son
productos muy inestables, por lo que necesitan de procesos de Up grading
(hidrotratamiento).

de 89
Ciclo operativo
Las unidades de coque se componen de módulos (un horno con dos cámaras de
reacción).
Los ciclos operativos son de 24 horas, es decir que durante este tiempo se
produce la reacción en la cámara "a" , la cual progresivamente se llena de carbón .
Luego de este tiempo se realiza el cambio de la cámara " a " a la " b ". El proceso
de repite en la cámara "b ".
La cámara "a " llena de carbón se enfría con agua, se drena, vaporiza, abre y se
extrae el carbón, utilizando corte hidraulico con agua de alta presión a 150 kg/cm2.
Posteriormente la cámara se tapa y se realiza la prueba de hermeticidad con
vapor, terminada esta operación se esta en condiciones de reiniciar el ciclo.
Toda la operación de enfriamiento y extracción de carbón dura aproximadamente
20 horas.

de 89
Tiempo de operación de hornos
Por la severidad de las reacciones se deposita una película de carbón sobre las
paredes interiores de los tubos de los hornos.
Cada 10 á 12 meses es necesario realizarles una limpieza .
El procedimiento de limpieza es el decoquizado térmico con vapor y aire.
Hidrotratamiento
El objetivo principal del
hidrotratamiento de naftas es
acondicionar la carga a la
unidades de Reforming
Catalítico e Isomerización. La
remoción de metales, junto con
la eliminación de azufre, oxigeno
y nitrógeno es necesaria debido
a que estos son venenos para
los catalizadores.

de 89
Hidrotratamiento de naftas
Son procesos donde se hace reaccionar hidrógeno con hidrocarburos insaturados
(olefinas y aromáticos) transformandolos en saturados (parafinicos y nafténicos).
Además el hidrógeno reacciona con compuestos de azufre, nitrógeno y
oxigenados transformandolos en ácido sulfhidrico (SH2), amoniaco (NH3) y agua
(H2O).
La carga esta constituida por naftas pesadas de destilación primaria ( Topping ) y
naftas pesadas de las Unidades de Coque. Luego de ser calentada, la carga pasa
por un sistema de reacción donde el hidrocarburo toma contacto con el hidrógeno
en presencia de un catalizador. La corriente de salida del sistema de reacción
pasa por un separador de alta presión donde se separa el hidrógeno que no
reaccionó junto con parte del sulfhídrico y amoníaco formado, luego la corriente
pasa a una torre estabilizadora donde se elimina una pequeña cantidad de gases
por la parte superior. Por el fondo sale nafta hidrotratada .
Reacciones de Hidrotratamiento
Las principales reacciones que se llevan a cabo en las Unidades de
Hidrotratamiento son:

de 89
Desmetalización (Remoción de Metales de la Carga)
Saturación de Olefinas
Remoción de Azufre
Remoción de Nitrógeno
La remoción de metales es completa cuando la temperatura de reacción supera
los 315 ºC
Metales en la Carga
A continuación se presenta una tabla donde se muestra el origen de los metales
que se encuentran en la carga a los hidrotratamientos:
Saturación de Olefinas
La reacción de saturación de olefinas es muy rápida y altamente exotérmica

de 89
Desnitrificación
La desnitrificación es una reacción lenta y levemente exotérmica
Remoción de Compuestos de Oxígeno
La remoción de oxigeno es una reacción rápida y es completa a la temperatura
normal de reacción:
Hidrocracking - Isomax
La unidad de Hidrocracking procesa gas oil liviano de vacío y gas oil pesado de
topping produciendo gas residual, propano comercial, butano comercial, nafta,
aercombustible JP1 y gas oil comercial. Isomax es un proceso fundamental en la
Refinería dado que la alta calidad del gas oil que produce, mejora sustancialmente
el pool de productos. La carga es calentada y pasa al sistema de reacción que
consta de dos reactores en paralelo. En ellos la carga se pone en contacto junto
con el hidrogeno con un catalizador especifico.

de 89
En los reactores se obtiene una completa remoción de compuestos de azufre,
nitrógeno, oxigenados, olefinas y aromáticos policlicos, a la vez se produce la
ruptura de cadenas de alto peso molecular a hidrocarburos de bajo rango de
destilación ( naftas, jet fuel y gas oil ). El producto obtenido es enviado a un
separador gas-liquido donde se libera el hidrógeno que no reacciono. Los
productos de reacción son enviados a una torre fraccionadora donde son
separados.
Beneficios economicos del Hidrocracking
Carga: Gas oil liviano de Vacío, Gas oil pesado de Topping
Destino alternativo de la carga: Fuel oil
Precio del Fuel oil: 87 $ / m3
Precio de los productos obtenidos:

de 89
J.P. ( 27 % ) : 134 $ / m3
Gas oil ( 45 % ): 130 $ / m3
Naftas ( 30 % ): 130 $ / m3
Incremento en el beneficio por m3 convertido: 46 $
Características de la Carga
La carga a la Unidad de Hidrocracking tiene las siguientes caracteristicas:
Punto Máximo: Inferior a 510 º C
Azufre: Inferior a 3 % wt
Nitrógeno: Inferior a 1000 ppm wt
Asfaltenos: Inferior a 500 ppm wt
Metales Totales: Inferior a 2 ppm wt
Tipo de reacciones en la Unidad de Hidrocracking
Las reacciones en la Unidad de Hidrocracking tienen por objeto:
 Hidrodesulfuración
 Hidrodenitrificación
 Remoción de oxigeno
 Remoción de metales
 Remoción de haluros
 Hidrocracking
 Saturación de Aromáticos
Mecanismo Bi Funcional del Catalizador de Hidrocracking
Función Metálica ( Níquel - Wolframio ): Se producen olefinas o ciclo
olefinas
Función Ácido ( Alúmina ): Estas olefinas se transforman en iones
carbonio que son compuestos con carga electrica positiva. El ion carbonio
cambia su estructura distribuyendose de distinta manera en el
espacio(isomerización ). Luego se craquea a pequeños iones carbonio y
olefina. Los iones carbonio se convierte a olefina desprendiendose de la
carga electrica que habian adquirido.

de 89
Función Metálica: Satura las olefinas generando parafinas e
isoparafinas.
Importancia de la Isomerización en el Hidrocracking
Las isoparafinas iC10, iC11, iC12 y superiores, componentes del gas oil de
Isomax, son mejoradores del poder detonante del gas oil.
Las isoparafinas tienen mejor indice de cetano que las cicloparafinas y aromáticos
El gas oil de Isomax tiene normalmente un índice de cetano de 65.
Termodinámica de las reacciones de Hidrocracking
Cinética de las Reacciones de Hidrocracking
La velocidad de las reacciones de Hidrocracking siguen la cinética de primer orden
en función de la concentración de los productos reactantes.
Las velocidades relativas de reacción depende de facilidad de absorción de los
reactantes sobre el catalizador
Variables de Procesos: Hidrotratamiento e Hidrocracking

de 89
Las principales variables de proceso son:
 Catalizador
 Velocidad Espacial
 Presión parcial de Hidrógeno
 Relación hidrógeno/ hidrocarburo
Velocidad Espacial (LHSV)
Es la medida de la cantidad de carga que se procesa por volumen de catalizador
en un periodo de tiempo determinado.
Más velocidad espacial, menor calidad de producto.
Para igual calidad de producto con mayor velocidad espacial, debemos compensar
con mayor temperatura.
Presión Parcial de Hidrógeno
Se define como la presión parcial de hidrógeno sobre los reactantes.
A menor presión, se requiere mayor temperatura para lograr la misma calidad de
productos.
La presión parcial de hidrógeno se obtiene: Presión Parcial de H2: Presión
Sistema x Pureza de H2 del reciclo.
Relación hidrógeno / hidrocarburo
La relación hidrógeno / hidrocarburo es la que mantiene el contacto físico entre el
hidrógeno catalizador e hidrocarburos
De esta manera el hidrógeno estará disponible en todo momento en los sitios
donde las reacciones químicas tienen lugar.
Hidrotratamiento de Naftas: Relación Hidrógeno / Hidrocarburo debe ser superior a
130 Nm3 H2/m3 carga (Nm3 H2 = Normales m3 de H2)
Hidrocracking: Relación Hidrógeno Hidrocarburo debe ser superior a 1350 Nm3 H2
/ m3 carga
Tipo de Catalizadores utilizados en Hidroprocesos

de 89
A continuación se describen los catalizadores más comunes utilizados en
Hidroprocesos y sus caracteristicas:
Cobalto Molibdeno: Buena remoción de Azufre, pobre remoción de
Nitrógeno
Níquel Molibdeno: Buena remoción de Nitrógeno, pobre remoción de
Azufre.
Níquel - Wolframio: Buena remoción de Azufre, nitrógeno y favorecen el
hidrocracking
Formas de los Catalizadores
Tipo de Carga de los Catalizadores
Carga Tradicional con Bolsa
Permite la carga de una cantidad limitada de catalizador
Es necesario un estricto control de la caida del catalizador para evitar su
rotura.
Dense Loading
Permite una mayor cantidad de catalizador por unidad de volumen
Se logra una carga más uniforme que permite una mejor distribución del
flujo durante la operación
Reduce la formación de puntos calientes en el catalizador.
Activación del Catalizador
Sulfurización

de 89
Catalizador es manufacturado y trasladado en el estado de oxido de
metales. (más seguro para manipular)
Los metales deben ser convertidos a sulfuros de metales para obtener
una mayor actividad en el catalizador.
La sulfurización del catalizador se realiza después de su carga
Se inyectan agentes con alto contenido de azufre y rápida
descomposición
Es necesario un cuidadoso control de la sulfurización ya que es altamente
exotérmica
Normalmente se agregan entre un 6 a 10% Wt.% de Azufre sobre el peso
total del catalizador
Desactivación del Catalizador
Durante la operación normal el catalizador comienza a perder su actividad. Las
principales causas de este fenómeno son:
Formación de Carbón sobre sus centros activos (Regenerable)
Deposición de Metales sobre sus centros activos (No Regenerable)
o Metales Nativos
o Productos de Corrosión

de 89
ALKYLACIÓN
Es un proceso catalítico en el cual se
combina una isoparafina (isobutano) y una
olefina (butileno) para producir un compuesto
de mayor peso molecular, llamado alkylato,
que se encuentra dentro del rango de
destilación de las naftas.
La Unidad de Alkylación está compuesta por dos secciones :
HYDRISOM (Hidroisomerización de butenos)
Tiene como objetivo la eliminación de compuestos contaminantes del catalizador
HF y la isomerización del 1-buteno a 2-buteno para obtener una olefina alquilable
a un compuesto de mayor valor octánico.
HF-ALKYLACIÓN (Reacción de alkylación)
Tiene como objetivo la alkylación catalítica de las isoparafinas y olefinas.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO :
La sección de Hydrisom prepara la carga a procesar en la sección de HF-
Alkylación. Elimina selectivamente los contaminantes del catalizador HF de la
corriente de butanos, e isomeriza el 1-buteno a 2-buteno de manera de obtener un
alkylato de un valor octánico de RON 3 puntos superior.
La corriente de butano proveniente de MTBE ingresa a un coalescedor para
eliminar el agua que pueda arrastrar del proceso anterior.

de 89
Esta corriente se pone en contacto con hidrógeno e ingresa al reactor luego de
pasar por un tren de intercambio destinado a levantar la temperatura de la mezcla
hidrocarburo-hidrógeno a las condiciones de reacción.
En el reactor se producen las reacciones de saturación e isomerización de los
butenos sobre un catalizador de alúmina impregnado en paladio.
El efluente del reactor ingresa a un stripper para despojar por la parte superior los
componentes livianos (H2, metanol, dimetiléter) que consumen el ácido
fluorhídrico utilizado en HF-Alkylación.
Reacciones Principales
Saturación de diolefinas : saturación de los compuestos diolefínicos a olefínicos.
Las diolefinas consumen el ácido fluorhídrico utilizado como catalizador en HF-
Alkylación
Isomerización de 1-buteno a 2-buteno : el alkylato producido por la alquilación del
2-buteno tiene un número octánico 3 puntos mayor al producido por la alquilación
del 1-buteno

de 89
Saturación de buteno a normal-butano : esta reacción indeseada se produce
cuando hay un exceso de hidrógeno en la reacción. Esta reacción no es deseable
ya que disminuye la cantidad de compuestos alquilables
Efecto de los Contaminantes
 Diolefinas : reaccionan con el ácido fluorhídrico y el hidrocarburo en HF-
Alkylación formando fluoruros orgánicos pesados.
 1 m3 de diolefina consume 128 Kg de HF
 Compuestos oxigenados : reaccionan con el ácido fluorhídrico y el
hidrocarburo en HF-Alkylación formando fluoruros orgánicos pesados.
 Compuestos de azufre : reaccionan con el ácido fluorhídrico y la carga
formando fluoruros orgánicos livianos.
 Agua : es extremadamente soluble en HF y en concentraciones superiores
al 3% forma una mezcla altamente corrosiva.
Catalizador de Hydrisom
TIPO DE CATALIZADOR
Paladio (0,5% en peso) impregnado en alúmina
CARACTERÍSTICAS
Condiciones de operación moderadas
Altamente selectivo a la reacción de isomerización de 1-buteno
Alta conversión
CICLOS OPERATIVOS
Regeneración cada 6 meses para eliminar compuestos de azufre y
acumulación de monóxido de carbono sobre los sitios activos.

de 89
Reactivación cada 2 años para eliminar compuestos de sodio y
formación de carbón sobre los sitios activos.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
En la sección de HF-Alkylación se produce la combinación de isobutano y buteno
en presencia del catalizador ácido fluorhídrico para formar 2,2,4-trimetil octano y
sus isómeros que constituyen una nafta 100% isoparafínica de alto valor de RON y
MON y baja tensión de vapor.
La corriente de butano tratado de Hydrisom se pone en contacto con el isobutano
proveniente de la Unidad de Gascon, el isobutano de la corriente de reciclo y el
ácido fluorhídrico circulante de la línea de bajada del settler (stand-pipe).
La reacción entre los butilenos de la corriente de butano y el isobutano se produce
inmediatamente en los dos reactores o risers y los productos ingresan a un
recipiente separador o settler.
En el settler se produce la separación del hidrocarburo y el ácido que, debido a la
diferencia de gravedad específica (0,95 vs. 0,88 de la mezcla), es inducido a
circular por los stand-pipes hacia la zona de reacción

de 89
El hidrocarburo separado en la parte superior del settler, compuesto por propano,
isobutano, alkylato y HF disuelto; es enviado a una torre fraccionadora de 90
platos para la rectificación de sus componentes.
El propano y el butano son enviados a producción luego de pasar por dos
defluorinadores con alúmina activada y un tratador de hidróxido de potasio para
eliminar cualquier traza de ácido que puedan contener.
El isobutano es recirculado nuevamente a la sección de reacción y el producto
final, alkylato, es enviado a tanque de almacenamiento.
Reacción Principal
Obtención de 2,2,4-trimetil pentano
Relación isobutano olefina
Es necesario un exceso de isobutano de manera de asegurar que las reacciones
se lleven a cabo completamente. El defecto de isobutano favorece las reacciones
laterales dando como resultado un producto de menor calidad debido a la
formación de compuestos pesados.
La formación del 2,2,4-trimetil pentano es favorecida por una baja temperatura de
reacción. El aumento en la temperatura de reacción favorece la formación de
isómeros de menor número octánico que dan como resultado un alkylato de menor
calidad.
TIPO DE CATALIZADOR
Acido fluorhídrico anhidro.
CARACTERISTICAS:
Catalizador líquido.
Mayor densidad que la mezcla HC-catalizador.

de 89
Bajo punto ebullición.
Fácilmente regenerable
CONTAMINANTES:
Butadieno
Compuestos oxigenados
Compuestos de azufre
Agua
Variables Operativas vs. Calidad del Producto
HF-ALKYLACIÓN . Cargas y Producciones

de 89
Indicamos a continuación, Cargas y Producciones típicas de la Refinería Luján de
Cuyo (RLC):
CARGA TOTAL
o BUTANO DE HYDRISOM -- 576 m3/d
o ISOBUTANO DE GASCON -- 60 m3/d
PRODUCCIONES
o PROPANO -- 5 m3/d
o BUTANO -- 120 m3/d
o ALKYLATO -- 408 m3/d
CARACTERÍSTICAS DEL PRODUCTO
 PRODUCTO: ALKYLATO
 RON : 96
 MON : 93.8
 SENSIBILIDAD (RON-MON): 2.2 máx
 PRESION VAPOR: de 5 a 6 lb/pulg2
 PTO EBULLICION FINAL : máx 204 ºC

de 89
Isomerización
El proceso de ISOMERIZACION:
Incrementa el valor agregado a la
corrientes de naftas livianas de
Topping obteniendo una nafta
isomerada de mayor valor octánico .
El proceso de ALKYLACIÓN
permite:
Cumplir con las
reglamentaciones ambientales
más estrictas a nivel
internacional (E.P.A.).
Alcanzar calidad de
exportación de las naftas
Regular para ingresar a los
mercados más competitivos
(RON+MON)/2=87.
Incorporación de una nafta de
alto valor octánico y baja tensión
de vapor en el pool de naftas.
ACTA DE AIRE PURO DE
CALIFORNIA (E.P.A.)
Es la reglamentación ambiental más estricta y limita el contenido de compuestos
en la formulación de las naftas a los siguientes valores :
 AROMÁTICOS : Máximo 25% - provenientes de la nafta reformada-
 OXIGENADOS : Máximo 15% - provenientes del MTBE
 OLEFINAS : Máximo 9,2% - provenientes de la nafta de cracking catalítico.
Las Unidades de Isomerización y Alkylación producen un corte de naftas de
composición 100% isoparafínica por lo que compatibilizan todas estas exigencias.
ISOMERIZACIÓN

de 89
Es un proceso de reordenamiento molecular de parafinas lineales de pentano y
hexano (RON 60) que da como resultado una nafta (isomerado) (RON 82) de
mayor valor octánico.
La Unidad de Isomerización está compuesta por dos secciones :
HTN (Hidrotratamiento de naftas) : tiene como objetivo la separación del
corte de pentanos y hexanos de la carga, y su posterior tratamiento con
hidrógeno para eliminar los contaminantes del catalizador de la sección de
Penex.
PENEX (Reacción de Isomerización): tiene como objetivo la
isomerización de las parafinas lineales de pentanos y hexanos.
Valor Octánico de Compuestos de C5/C6
SECCIÓN DE HTN
La sección de HTN separa en un splitter el corte isomerizable de pentanos y
hexanos de la Nafta Liviana por la parte superior, y el corte de heptanos y
superiores, no isomerizables por la parte inferior.
La corriente de pentanos y hexanos se pone en contacto con hidrógeno y es
llevada a la temperatura necesaria para que se produzcan las reacciones, a través
de un horno de proceso, antes de ingresar al reactor.

de 89
En el reactor se producen las reacciones de hidrotratamiento sobre un catalizador
de Cobalto-Molibdeno para eliminar los contaminantes : metales, olefinas y
compuestos de azufre y nitrógeno
El efluente ingresa a un stripper para despojar por la parte superior los gases de
azufre producidos en el reactor; y de allí es tratado en un lecho adsorbente, sulfur
guard, para eliminar cualquier traza de azufre que pueda aún contener para
finalmente ser enviado a la sección de Penex.
CARGAS Y PRODUCCIONES
CARGA TOTAL : 1000 m3/d
 NAFTA LIVIANA DE TOPPING III : 250 m3/d
 NAFTALIVIANA DE TOPPING IV : 250 m3/d
 NAFTA LIVIANA DE GASCON: 200 m3/d
 NAFTA LIVIANA DE TOPPING II : 220 m3/d
 GASOLINA DE BRIDAS: 80 m3/d
PRODUCCIONES
 NAFTA HIDROTRATADA A PENEX : 554 m3/d
 NAFTA NO ISOMERIZABLE A USO
 PETROQUÍMICO : 250 m3/d

de 89
REACCIONES PRINCIPALES
Saturación de olefinas : saturación de los compuestos olefínicos a parafinas. El
calor liberado por la reacción de olefinas en el catalizador de Penex afecta la
termodinámica de la reacción de isomerización:
Desulfurización : eliminación de los compuestos de azufre que desactivan en
forma temporaria los sitios activos del catalizador de Penex.
Denitrificación : eliminación de los compuestos de nitrógeno que desactivan en
forma permanene los sitios activos del catalizador de Penex.
Eliminación de oxigenados: eliminación de los compuestos metálicos que se
reaccionan con el sitio ácido del catalizador de Penex desactivándolo en forma
permanente.
Demetalización : eliminación de los compuestos metálicos que se depositan
sobre los sitios activos del catalizador de Penex desactivándolo en forma
permanente
COMPUESTO METÁLICO + CATALIZADOR (CO-METAL)
CARACTERÍSTICAS DE LAS REACCIONES

de 89
Relación de la velocidad de reacción
Eliminación de oxígeno : 1 (-)
Denitrogenación : 1
Saturación de olefinas : 4
Desulfurización : 5 (+)
Relación del calor liberado
Denitrogenación : 1 (-)
Desulfurización : 10
Saturación de olefinas : 50 (+)
VARIABLES DE LA REACCION
Temperatura
Es la más importante de las variables operativas y la que produce el efecto más
inmediato sobre las reacciones.
Las reacciones de desulfurización se ven favorecidas por un aumento de
temperatura, comienzan a valores de 230°C y se incrementan a medida que
se eleva la temperatura hasta los 340 °C.
La eliminación de compuestos oxigenados y nitrogenados es más difícil.
Se neceitan temperaturas superiores a las utilizadas para la eliminación de
sulfuros.
Las reacciones de eliminación de metales no son tan dependientes de la
temperatura aunque para la eliminación total de estos se debe operar a una
temperatura superior a los 315°C.
Las reacciones de saturación de olefinas se comportan en forma similar a
la desulfurización pero son altamente exotérmicas, elevando la temperatura
del lecho.
Una temperatura de operación por encima de los 350°C comienza a
producir reacciones de craqueo sobre el catalizador y de formación de
carbón.

de 89
Presión
La presión influye sobre la efectividad en la eliminación de contaminantes y en el
ciclo de vida del catalizador.
Una elevada presión en el reactor alarga la vida del catalizador debido a que evita
la formación de carbón y favorece la eliminación de los contaminantes.
Relación hidrógeno a hidrocarburo
Se define como los metros cúbicos de hidrógeno presentes en el sistema sobre los
metros cúbicos de hidrocarburo a reaccionar.
El hidrógeno mantiene el contacto físico entre el hidrocarburo y el catalizador y
asegura que las reacciones químicas se produzcan en los sitios activos del
catalizador.
El hidrógeno en exceso es necesario para evitar la formación de carbón sobre el
catalizador.
La relación hidrógeno a hidrocarburo determina la presión parcial en el reactor.
Velocidad espacial
La velocidad espacial se define como la relación entre la carga líquida al reactor y
el volumen de catalizador cargado y está relacionada inversamente con el tiempo
de contacto de la carga con el catalizador.
Una velocidad espacial superior a la de diseño, menor tiempo de contacto, puede
ocasionar que las reacciones no se produzcan totalmente; mientras que una
velocidad espacial inferior a la de diseño, mayor tiempo de contacto, favorece las
reacciones de craqueo y deposición de carbón.
SECCIÓN DE PENEX
La carga de pentanos y hexanos, ya tratada en HTN, pasa a través de unos
secadores cuya función es la de adsorber el agua disuelta, ya que ésta se
comporta como un oxigenado frente al catalizador de Penex.
Luego de pasar por los secadores la corriente se lleva a temperatura de reacción
mediante un sistema de intercambio con el efluente del mismo.

de 89
Mientras que en el primer reactor se favorece la cinética de las reacciones
operando a mayor temperatura, en el segundo se favorece el equilibrio
termodinámico de las mismas mediante su operación a menor temperatura.
El catalizador de los reactores de Penex está compuesto por platino sobre alúmina
clorada.
El efluente del segundo reactor es enviado a una torre estabilizadora para
despojar los compuestos livianos de la nafta isomerada.
CATALIZADOR DE PENEX
TIPO DE CATALIZADOR
 Platino (< 1% en peso) sobre alúmina clorada
CARACTERÍSTICAS
 Condiciones de operación moderadas
 Alto rendimiento líquido (99%)
 Alta conversión
 Bajo hidrocraqueo a fracciones livianas
 Altos ciclos de operación (>4 años)

de 89
RENDIMIENTO
 Conversión de n-C5 = 53 % (salida del 2° reactor)
 Conversión de n-C6 = 76 % (salida del 2° reactor)
CONTAMINANTES (máximo permitido)
 H2O 0.5 ppm
 Azufre 0.1 ppm
 Nitrógeno 0.1 ppm
HIDROCARBUROS NO DESEADOS
 Olefinas (máx.) 2 % (vol)
 C7+ (máx.) 2-3 % (vol)
 Naftenos (máx.) 4 % (vol)
Isomerización de n-C5
Isomerización de n-C5
VARIABLES DE LA
REACCIÓN
 Temperatura
 Presión

de 89
 Velocidad espacial
 Relación hidrógeno a hidrocarburo
CARACTERÍSTICAS DE LA REACCIÓN
Mientras que la cinética de la reacción se favorece operando a mayor temperatura,
mayor velocidad de reacción, el equilibrio termodinámico se desplaza hacia los
isómeros operando a menor temperatura.
CARGAS Y PRODUCCIONES
CARGA TOTAL
NAFTA LIVIANA HIDROTRATADA DE HTN : 554 m3/d
PRODUCCIONES
NAFTA ISOMERADA : 540 m3/d
CARACTERISTICAS DEL PRODUCTO
PRODUCTO: Isomerado
RON : 83.4
MON : 81
PRESION VAPOR: 13 psi
RON DE LA ALIMENTACIÓN : 69.3

de 89
Mezcla automática de naftas ("Blending")
Tiene por función preparar nafta común y super para despacho.
Esta unidad dispone de instrumentación para la determinación sobre corriente de
la tensión de vapor, como así también la posibilidad de adición de butano líquido
para corregir defectos en tal sentido.
Tiene asimismo las previsiones necesarias para el agregado de aditivos
destinados a la prevención de corrosión de motores, anilinas para coloración y
tetraetilo de plomo a los propósitos de incrementar el poder antidetonante de los
combustibles.
Las formulaciones se logran por mezclado de corrientes del Cracking Catalítico,
Platforming, Toppings, Coke y eventualmente naftas livianas de los Toppings "C" y
"D". Su capacidad de procesamiento es de 24.000 m3/d. y de ella se obtiene: nafta
común y nafta super.
Fraccionamiento de naftas
Esta Unidad procesa naftas de Topping por destilación simple. Es una de las
Plantas denominadas frías por carecer de hornos u alambiques.

de 89
Los requerimientos de calentamiento se consiguen mediante hervidores de vapor.
Suministra cortes que se utilizan pare fines específicos como ser:
Refinación de aceites comestibles
Solventes para pintura, etc..

de 89
MTBE
El objetivo es producir un
mejorador octanico de
optima calidad a partir de la
combinación de isobutileno
(bajo valor comercial) y
alcohol metílico (metanol).
Ventajas de la
utilizacion de MTBE
Reemplazo del tetraetilo de
plomo como antidetonante.
Aporta oxigeno al combustible, asegurando una combustión completa.
C.a.a. exige un mínimo desde 2.0 a 2,7 % en peso de oxigeno.
No aporta contaminantes y permite reducir la participación de los aromáticos.
Existen otros compuestos oxigenados como: ETBE, TAME, TAEE.
Carga a la unidad
La unidad utiliza como carga corrientes de butanos de las unidades de cracking
catalítico.
El proceso es altamente selectivo hacia el isobutileno contenido en dichas
corrientes.
La unidad también usa como carga alcohol metílico (metanol) el cual se combina
con el isobutileno.
El diseño contempla una especificacion de isobutileno en la carga de 16% a 26%.
Esta limitado el contenido de agua y compuestos básicos (NAOH, DEA,
acetonitrilo) ya que son venenos del catalizador.

de 89
Reacciones químicas
La reacción principal en el proceso de MTBE es la combinación en fase liquida del
isobutileno y el metanol usando como catalizador una resina de intercambio
cationico fuertemente ácida.
La reacción es exotérmica y finaliza con una alta conversión (>97%) hacia MTBE.
Dicha reacción es altamente selectiva sobre el isobutileno de la corriente de
butanos el cual se combina en fase liquida con metanol.
Reacción principal
Reacciones secundarias
Además de esta reacción, pueden ocurrir distintas reacciones secundarias
indeseables por falencia de reactivos limitantes o por excesivas concentraciones
de agua o metanol durante la reacción, que inciden sobre la calidad del MTBE o
afectan la vida útil del catalizador.
Por presencia de agua

de 89
Por sobre exceso de metanol
Por exceso de isobutileno
Catalizador
Resina sintética de intercambio catiónico fuertemente ácida y de arquitectura
esferoidal.
Esta compuesto por largas cadenas de poliestireno unidas por medio de
encadenamiento con divinilbenceno en forma tridimensional.
La resina es de intercambio catiónico con ácido sulfónico en forma de protón.
La reacción tiene lugar primariamente en los sitios ácidos fácilmente accesible
localizados en la superficie interna de la estructura macroporosa de la resina.
Cinética de la reacción

de 89
La reacción de formación de MTBE es exotérmica y produce 10.2 kcal/mol de
MTBE.
La función del catalizador es acelerar la velocidad de la reacción, sin afectar el
equilibrio químico.
Esto permite que reacciones cinéticamente lentas pueden ocurrir con la sola
presencia del catalizador.
Actividad
Disminuye rápidamente por encima de los 90 °C
Decrece con la formación de polímeros
Degradación térmica a partir de los 120 °C
Venenos
Compuestos básicos (NAOH, DEA, acetonitrilo)
Metales (Ni, FE, etc.)
Generales
Se compacta en presencia de compuestos no-polares (C4)
Altamente selectivo al iso-butileno.
Siempre se utiliza un exceso de metanol sobre C4.
Variables operativas
La temperatura de reacción barre un rango entre 40°C (entrada reactor) y 76°C
(salida reactor), con un delta de reacción de 30°C a 40°C.
Velocidad espacial en peso (WHSV)
Esta definida como el cociente entre el la carga al reactor (kg/hora) sobre el
volumen de catalizador por su densidad en fase acuosa.
El valor de diseño es de 1.5 1/s.

de 89
Relación molar metanol / isobutileno
La reacción metanol e isobutileno es esencialmente 100 % selectiva hacia MTBE a
relaciones cercanas a 1.1.
La selectividad cae abruptamente a relaciones molares menores por los que opera
con un leve exceso de metanol sobre isobutileno.
Relación reciclo / carga
Regula la concentración de isobutileno (15.5%) en la entrada del primer reactor.
Presión en la separadora de butanos : 6 kg/cm2
Selectividad a la reacción de MTBE según la relación metanol /
isobutileno

de 89
PROPIEDADES
FLOW SHEET DE MTBE

de 89
Reforming de
Naftas
El objetivo de la unidad de
Platforming es transformar
naftas pesadas de las Unidades
de Topping y Coque en un
producto de alto valor octánico.
Beneficios Económicos
La nafta Platformada con RON 99
tiene un alto impacto ecónomico en
el Blending y a la vez tuvo
incidencia en la eliminación del
tetraetilo de plomo en las naftas
que produce la Refinería.
Como beneficio adicional en esta Unidad se obtienen 200 m3 de hidrógeno por m3
de carga procesada. Este hidrógeno es consumido en la Unidad de Hidrocracking
(Isomax) y en las unidades de hidrotratamiento.
La alimentación del Reforming de Naftas proviene de las naftas pesadas de
Topping y Coque las que son tratadas previamente en las Unidades de
Hidrotratamiento de Naftas con el fin de eliminar sus contaminantes. La carga a la
Unidad de Reforming ingresa a la sección de Reacción que consta de tres
reactores en serie. En ellos se desarrollan los diferentes tipos de reacciones
químicas . El producto de salida de los reactores pasa por un separador de alta
presión donde se libera el hidrógeno producido por las reacciones.
El último paso es estabilizar la tensión de vapor de la nafta para ajustarla a los
requerimientos del Blending.
Los principales beneficios económicos son:
Carga a la Unidad: Naftas pesadas deTopping y Coque
Destino alternativo de la Carga: Nafta para uso Petroquímico

de 89
Precio de la Nafta para uso Petroquímico: 96 $ / m3
Producto Obtenido: Nafta Super
Precio de la Nafta Super: 133 $/m3
Incremento en el beneficio por m3 convertido: 37 $
Figura 1: Proceso de Reforming de Naftas
Quimica del Catalizador
Las reacciones químicas se llevan a cabo sobre dos lugares del catalizador:
o Soporte ácido del Catalizador ( Alumina clorurada )
o Metales Activos ( Platino 0.22 % y Renio 0.44 % )
Composición de la Carga

de 89
Su composición varia desde Carbono 6 a Carbono 11.
Su distribución porcentual es aproximadamente :
Parafinas: 50%
Nafténicos: 40%
Aromaticos: 10 %
Los requerimientos de la carga de Platforming son los siguientes:
Punto Máximo: Inferior a 204 °C
Azufre: Inferior a 0.5 ppm w
Nitrógeno: Inferior a 0.5 ppm w
Metales Totales: Inferior a 1 ppb w
Contaminantes de la Carga
Azufre:
Máximo admisible: 0.5 ppm
Normal: inferior a 0.1 ppm
Consecuencias de la contaminación:
o Contamina temporariamente a los metales de catalizador
o Decrece la producción de hidrógeno
o Incrementa el hidrocracking
o Decrece la pureza de hidrógeno
Nitrógeno:
Máximo admisible: 0.5 ppm
Normal: inferior a 0.1 ppm
Consecuencias de la contaminación:
o Contamina temporariamente al soporte ácido del catalizador
o Incrementa la producción de hidrógeno
o Reduce el hidrocracking

de 89
o Incrementa la pureza de hidrógeno
REACCIONES QUÍMICAS DEL PROCESO
CINETICA Y TERMODINÁMICA
Dehidrogenación de Naftenos a Aromáticos:
Es la más rápida de todas las reacciones
Es muy endotérmica
La cataliza la función metálica del catalizador
Genera gran cantidad de hidrógeno
Se favorece por alta temperatura, baja presióny baja relación hidrógeno /
hidrocarburo
Isomerización :
Es una reacción muy lenta
Las funciones ácida y metálica del catalizador participan en las
reacciones de isomerización
Es la única forma que tienen las parafinas lineales en aumentar su RON
Poco influenciable por la presión y la temperatura

de 89
Dehidrociclización de Parafinas:
Es más lenta que la deshidrogenación
Es muy endotérmica
La reacción es catalizada por la función ácida del catalizador
Se favorece por la alta temperatura, baja presión y baja relación
hidrogeno /hidrocarburo
Hidrocracking:
Es la reacción más lenta en desarrollarse
Se lleva a cabo sobre la función ácida del catalizador
La reacción se favorece por alta temperatura y baja velocidad espacial
Dehidrociclización de parafinas:

de 89
VARIABLES OPERATIVAS
Las principales variables operativas en elReforming de Naftas son:
Temperatura de Reacción
Velocidad Espacial
Presión del Reactor
Relación Hidrógeno / Hidrocarburo
TEMPERATURA DE REACCIÓN
Es la temperatura a la cual los lechos del catalizador alcanzan el objetivo
de calidad fijado para la nafta

de 89
Es la variable normal de ajuste para el control del RON de la nafta
Mayor temperatura, mayor RON
Determina el fin de ciclo operativo de la Unidad ya sea porque se alcanza
la temperatura máxima de metales en loshornos de proceso o la máxima
temperatura admisible del catalizador
PRESIÓN DEL REACTOR
 Se define como la presión parcial dehidrógeno sobre los reactantes.
 A menor presión:
 Menor requerimiento de temperaturapara lograr la misma calidad
deproducto
 Se incrementa la producción de hidrógeno
 Disminuye el hidrocracking
 Decrece el ciclo operativo por mayor formación de coque sobre el
catalizador.
RELACIÓN HIDRÓGENO/HIDROCARBURO
 Se define como los moles de hidrógeno de reciclo por mol de nafta de carga
a la Unidad.
Mayor relación:
 Mejora la estabilidad del catalizador
 Controla las reacciones exotérmicas
 Favorece la remoción de productos formados
Fin del Documento

de 89
Planta de coke
Tiene por función procesar crudo reducido proveniente de las Unidades de
Topping y/o carga de Vacío Combustibles, por cracking térmico a baja
presión.
Las moléculas de elevado peso molecular son descompuestas térmicamente en
otras más pequeñas y de más bajo punto de ebullición, buscándose el rendimiento
máximo de hidrocarburos que estén en el rango de ebullición de la nafta, con
elevado número octánico.
La Planta de Coke tiene una capacidad de elaboración de 3.800 m3. diarios y de
ellas se obtienen:
gas agrio
corte propano-butano

de 89
nafta
gas oil liviano
gas oil pesado
coke.
Fin del Documento

de 89
Unidades de Proceso Claus
La recuperación del azufre contenido en los gases agrios de las corrientes
de desecho incorpora valor económico a la producción obtenida en las
refinerías. También contribuye a mejorar la calidad del aire, pues elimina la
incineración del producto que actualmente se realiza a través de las
antorchas de combustión de las refinerías.
Las Refinerías La Plata y Luján de Cuyo contarán con sus respectivas unidades
de recuperación de azufre el 1º de octubre de 1999. A partir de esa fecha, cada
refinería podrá recuperar, en azufre líquido, hasta 60 toneladas/día del producto
que ahora se quema con los gases agrios. El azufre así procesado se cotiza
actualmente a 60/70 dólares por tonelada.
Tecnología
El proceso Claus, permite recuperar el 96% del azufre contenido en los gases
agrios que actualmente se incineran en las antorchas de combustión.
Los gases agrios se originan en los procesos que reducen los compuestos
contaminantes de azufre en las corrientes de combustibles que comercializa YPF.
La eliminación de estos gases permite mejorar sustancialmente la preservación
del recurso aire, por supresión de emisiones. Por otra parte, permite obtener como
producto azufre de alta calidad que se comercializa en el mercado local y que
permitirá sustituir las importaciones.

de 89
El proceso
La recuperación y conversión de gases agrios se realiza en dos etapas. La
primera es un proceso térmico que se produce en un horno de diseño especial, a
temperaturas que oscilan entre 900 y 1300ºC. Aquí se logra una conversión de
hasta el 70% en peso del azufre ingresado como carga a la unidad.
Simultáneamente, el calor producido por la reacción se aprovecha para generar
vapor de alta presión que reemplaza al producido por las calderas.
Una segunda etapa de recuperación se logra mediante la utilización de reactores
catalíticos que completan la reacción y permiten elevar la conversión a niveles
superiores del 96% sobre la carga original.
En este proceso la reacción principal es una oxidación equilibrada de H2S, según
las siguientes ecuaciones:
(a) 3 H2S + 3/2 O2 ® 2 H2S + SO2 + H2O
(b) 2 H2S + SO2 « 3S + 2 H2O
Las reacciones se desarrollan sucesivamente en dos etapas:
 Etapa térmica (a + b)
 Etapa catalítica (b)
Producción

de 89
Las nuevas unidades de recuperación de azufre, diseñadas para una capacidad
máxima de 60 toneladas/día de azufre de pureza superior a 99,5% en peso,
funcionarán de acuerdo con el esquema típico de una Unidad Claus como el que
reproduce el siguiente gráfico.
Especificación y calidad del producto
Producto: azufre (máximo 60 t/día; mínimo 6 t/día)
Color: amarillo brillante a temperatura ambiente
Pureza: 99,5% en peso mínima
Cenizas: 0,10% en peso máxima
Humedad: 1% en peso máxima
Acidez: 0,05% en peso máxima
Arsénico: 0,25 ppm en peso máxima
Selenio y telurio: 2.00 ppm en peso máxima.
Sistemas de seguridad
Cada una de las unidades a incorporar contará con una red de detectores
ambientales de ácido sulfhídrico y anhídrido sulfuroso.
Capacitación
El personal involucrado en la operación de las unidades a incorporar deberá tener
una capacitación que incluya todos los aspectos operativos, de seguridad y
preservación del medio ambiente.
Fin del Documento

de 89
Open-path gas
detector monitors with
IR beam
New types of infrared (IR) flammable gas detectors from Foxboro offer "complete"
coverage. Precision Light Measurement Systems (PLMS) provide a constant
stream of detection across long distances. Strategically placed detectors enable
crisscrossing a facility with line-of-sight IR beams. Thus, it is almost impossible for
a gas cloud to escape detection.
For large areas, a system of beams provides wider coverage than possible with
individual point detectors. Open-path systems supply critical data on the severity of
the gas release.
The figure shows a spherical tank being monitored using an open-path detection
unit. The sensors are positioned 40-ft apart at the sphere's base. Because they are
detecting only the fringe at 10% LEG- a significant warning level has not been
reached.
In this example, the detector is still in a low gas density area of the cloud, but the
detector is able to indicate a significant gas level and provide notice.
When open-path detection is not viable, point IR systems are recommended.
Applications include small confined locations, low-lying pits and other areas where
gases can collect. These units must operate daily in harsh environments--rain,
snow, fog, sleet, dirt and sunlight. These conditions can affect a transmitter's beam
ability to reach the receiver. However, a dual detection design incorporates a
reference beam, which is invisible to the gas, and identifies when the beam
intensity drops.
During a rainstorm, the coincident measurement

de 89
beam is affected to the same degree as the reference beam, thus the detector
registers no gas. But the detectors will register the presence of a gas when there is
an intensity differential between the sample and reference beams.
If sunlight interference is a problem, series GD4022 and GD4024 provide immunity
with dual opposed transceivers that operate without interruption.
Open path and point IR units can detect an array of hydrocarbons. Typical gases
include propane, methane, butane, isobutylene, methanol, ethyl acetate, ethylene
dichloride, MTBE and others. Benefits from these systems are claimed to be:
reliability, ease of maintenance, accuracy, durability and ease of calibration.

Texto de refinación

Recommended

More Related Content

What's hot

What's hot (20)

Similar to Texto de refinación

Similar to Texto de refinación (20)

Recently uploaded

Recently uploaded (20)

Texto de refinación