HIDROTRATAMIENTO

HIDROTRATAMIENTO

El término hidrotratamiento es utilizado en la industria petroquímica y otras para distintos tratamientos con el hidrógeno, H2. Es un término que a veces induce a confusión, pues parece indicar un tratamiento con agua (hidrotratamiento) cuando en realidad es con hidrógeno (hidrógenotratamiento).

El caso particular del hidrotratamiento en la industria de refinación del petróleo, puede definirse como el contacto de una alimentación de hidrocarburos con hidrógeno, en presencia de un catalizador y bajo condiciones de operación apropiadas, bien para preparar cargas a otros procesos y/o mejorar la calidad de productos terminados o para convertir fracciones pesadas a otras más livianas. 

El hidrotratamiento es una de las operaciones más significativas que se llevan a cabo durante la refinación del petróleo. Este proceso ha cobrado una nueva importancia en la actualidad, debido a que a partir de este proceso se cuenta con fracciones de petróleo con una menor cantidad de impurezas, como el azufre (S, S2, S8), Nitrógeno (N2) y algunos metales como el Vanadio (V) que llegan a envenenar a los catalizadores de otros procesos.

Se trata normalmente de reacciones de hidrogenación utilizando hidrógeno gaseoso sobre mezclas de sustancias, generalmente complejas. A este proceso se someten los gasóleos primarios, gasóleos de vacío y productos de desintegración. Al tratarse de reacciones industriales es habitual el uso de catalizadores, alta temperatura o calor, o combinaciones de los mismos; los hidrocarburos reaccionan con hidrógeno dentro de un lecho catalítico y bajo unas condiciones moderadas de presión (entre 20 y 70 bar) y temperatura (entre 270 ºC y 400 ºC). Con ello, los átomos de azufre presentes en las moléculas de hidrocarburo se combinan con el H2 para dar lugar a sulfuro de hidrógeno (H2S). Este gas es tratado posteriormente en procesos de recuperación de azufre que lo transforman en azufre elemental.

La mayoría de las reacciones de hidrotratamiento se llevan a cabo por debajo de los 800ºF para minimizar el craqueo.

FINALIDAD DEL HIDROTRATAMIENTO

Los procesos de hidrotratamiento tienen dos funciones básicas. Una es mejorar las características de los productos terminados al alcanzar sus especificaciones, en términos de calidad y emisiones estándar (contenido de azufre en particular). El segundo es preparar las alimentaciones a unidades de conversión en la refinería (isomerización, reformación, craqueo catalítico e hidrocraqueo) cuyos catalizadores son sensibles a impurezas como: el azufre para catalizadores metálicos, nitrógeno para catalizadores ácidos y metales de todos los tipos.

En este sentido, hay dos principales categorías de procesos de hidrotratamiento acorde a su objetivo, encontrar especificaciones de productos terminados o preparar la alimentación a otros procesos de refinería. La siguiente figura indica como estas categorías son incorporadas al esquema de refinación. Las principales unidades de hidrotratamiento  que son diseñadas, para mejorar la calidad del producto, son el hidrotratamiento de kerosén, gasoil y lubricantes. Y las principales unidades de hidrotratamiento que preparan alimentaciones a otros procesos son el hidrotratamiento nafta y destilado de vacío.

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Los objetivos se pueden agrupar en función a las reacciones principales o deseadas que tienen lugar:
  1. Remoción de contaminantes como azufre, nitrógeno, oxígeno, metales, etc. En esta clasificación se incluyen los procesos cuya razón de eliminar las impurezas es mejorar la carga que luego será alimentada a otros procesos; ejemplo de estos son el pretratamiento de la alimentación a reformación catalítica, y el pretratamiento a la carga a hidrocraqueo y craqueo catalítico. Igualmente, existen tipos de procesos en los que la remoción de los contaminantes se lleva a cabo a objeto de mejorar la calidad de los productos terminados como diesel, querosén, residuales, aceites lubricantes, entre otros.
  2. Conversión de compuestos a otros en el mismo intervalo de temperatura de ebullición. Algunos ejemplos son el hidrotratamiento de las gasolinas para convertir, olefinas en parafinas y reducir el número de bromo, y la saturación de heteroaromáticos del combustible quero-jet para mejorar su punto de humo.
  3. Conversión de fracciones a otras de menor punto de ebullición. En este tipo de procesos se incluye el hidrocraqueo de residuos para producir destilados medianos y livianos, el hidrocraqueo de gasóleos para producir combustible diesel y gasolina, y el hidrocraqueo de nafta para obtener propano y butano.

PRINCIPIOS BASICOS DEL HIDROTRATAMIENTO

El proceso de hidrotratamiento (HDT) consiste básicamente en la hidrogenolisis de los compuestos sulfurados, nitrogenados, oxigenados y la hidrogenación de olefinas y aromáticos para mejorar la calidad del petróleo crudo o de sus fracciones en presencia del catalizador de óxidos metálicos, (Mo2O3, Co2O3). En la industria de refinación el HDT se lleva a cabo en un reactor tubular de lecho fijo de tres fases (Trickle Bed) en donde se ponen en contacto el hidrocarburo con hidrógeno con un catalizador selectivo bajo condiciones óptimas de operación para la producción de un producto con bajo contenido de contaminantes. El gas forma una fase continua, que está constituida en su mayor parte por hidrógeno (H2) y en mucho menor cantidad se encuentran el ácido sulfhídrico (H2S), amoniaco (NH3), agua (H2O) y gases ligeros como metano (CH4) y etano (C2H6). Mientras que la fase líquida está formada en gran parte por los hidrocarburos, y en menor cantidad por hidrógeno, ácido sulfhídrico, amoniaco, agua, y gases ligeros disueltos. Los compuestos sulfurados, nitrogenados y  oxigenados se encuentran como una fase dispersa en forma de gotas sobre la superficie de las partículas catalíticas.

La fase gas actúa suministrando hidrógeno para el líquido que humedecen el catalizador el cual es el principal sitio de reacción. La velocidad de difusión del hidrogeno y de los compuestos contaminantes desde el líquido hacia la superficie de las partículas catalíticas es lenta comparada con la velocidad de hidrogenación. 

Parte de líquido se introduce por fuerzas capilares dentro del poro catalítico. Se conoce que entre un 40 y 50% del volumen del poro se llena con líquido, y se considera que las reacciones se llevan a cabo únicamente en los sitios de la superficie del catalizador cubierta por el líquido. Como consecuencia una molécula de hidrógeno que se encuentra en la fase gas se absorbe en una gota de líquido, el hidrógeno se difunde a través del líquido dentro del poro hasta llegar al sitio catalítico, simultáneamente los compuestos contaminantes también se difunden a través del líquido hacia la superficie del catalizador para reaccionar con el hidrógeno y así remover los contaminantes del petróleo como el azufre, nitrogeno, oxígeno y moléculas pesadas en forma de productos como ácido sulfhídrico, amoniaco, agua y gases ligeros respectivamente. 

Los compuestos obtenidos de la reacción viajan a través del líquido hacia afuera del poro, y se desorben desde el seno de líquido hacia la fase gas. Debido a que la reacción ocurre en la fase líquida el tiempo necesario para el transporte de los reactivos a los sitios activos del catalizador influyen en el decremento de la velocidad de reacción global.

IMPORTANCIA DEL HIDROTRATAMIENTO

Las reacciones de hidrotratamiento son muy importantes en la industria del refino del petroleo. Se emplean, generalmente, para preparar las alimentaciones que van a ir a las unidades de conversión (reformado catalítico, FCC … etc) o para mejorar la calidad de los productos finales. La mayor parte de los productos de destilación del petróleo que produce una refinería se han sometido a un proceso de hidrotratamiento antes de su comercialización [1]. Así, las naftas se hidrotratan para eliminar azufre, nitrógeno y metales, que son venenos de los catalizadores de reformado; el proceso de reformado es fundamental en la producción de gasolina, aromáticos e hidrógeno. El queroseno se somete a un proceso de hidrotratamiento para eliminar el azufre y saturar olefinas y aromáticos, previamente a su utilización como combustible de aviación. El gasoil sufre un proceso similar al queroseno para eliminar el azufre y el nitrógeno. El gasoil de vacío, que alimenta el FCC (fuente importantísima de gasolinas en la actualidad), también se hidrotrata en algunas ocasiones para mejorar el rendimiento de la unidad y eliminar las emisiones de azufre y nitrógeno. Los aceites lubricantes se hidrogenan para mejorar su viscosidad, color y estabilidad. Y, por último, los residuos (fuel atmosférico y de vacío> también se someten, aunque en mucha menor proporción que los destilados anteriores, a procesos de hidrotratamiento para obtener fueles de bajo contenido de azufre y mejorar la conversión de fondo.

Como puede verse por lo anteriormente expuesto, los procesos de hidrotratamiento son de una importancia crucial en el esquema de una refinería y, además, su importancia crece día a día, debido fundamentalmente a la necesidad de procesar cargas más pesadas y a exigencias medioambientales.

La tendencia actual del suministro de petróleo es a proporcionar crudos cada vez más pesados, con mayor cantidad de heteroátomos (S,N,O,) y, por tanto, más difíciles de procesar. Por otraparte, hay una demanda cadavez mayor de productos ligeros y “limpios”.

Esto hace que los procesos de hidrotratamiento obtengan cadavez más importancia, no sólo para eliminar heteroátomos, sino también para convertir productos de fondo (hidrocarburos de alto peso molecular) en otros más ligeros por medio de reacciones de hidrocraqueo. Por otra parte, el creciente auge del aprovechamiento del carbón para producir combustibles por hidrolicuefacción da lugar a productos líquidos ricos en asfaltenos, 5, N, y metales, que es necesario hidrotratar para mejorar sus propiedades.

REACCIONES PRODUCIDAS DURANTE EL HIDROTRATAMIENTO

HIDRODESULFURACIÓN (HDS)

La Hidrodesulfuración (HDS) es un proceso de tecnología Fisico-Quimica que se lleva a cabo en la refinación del petróleo, destinado a reducir el porcentaje de azufre (que es una impureza contaminante) que se encuentra en las fracciones del petróleo, luego de diversos procesos, tales como destilación fraccionada o atmosférica, destilación por presión reducida (destilación al vacío), reformado, o desintegración catalítica.

Este azufre se encuentra combinado formando componentes químicos que, de ser encontrados en los combustibles en el motor en el momento de la combustión, este se corroería y al mismo tiempo, al ser expulsados los gases, contaminarían el ambiente.

El objetivo de este proceso es remover el átomo de azufre mediante la ruptura del enlace C-S. A través de este proceso se eliminan los compuestos sulfurados responsables de las emisiones de SOx (Óxidos de azufre) al ambiente. Además permite mejorar la calidad del producto en cuanto a olor, color, estabilidad, entre otros. Durante el proceso se eliminan los compuestos sulfurados en forma de sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, diolefinas y otros.

Durante este proceso se depositan sobre los catalizadores carbón y metales que no han sido totalmente extraídos en procesos previos; que compiten con los compuestos de azufre por los sitios activos del catalizador disminuyendo su actividad durante el tratamiento. Esto obliga a combinarlos o regenerarlos constantemente para restablecer su actividad.

El nivel de hidrodesulfuración depende de varios factores entre ellos la naturaleza de la fracción de petróleo a tratar (composición y tipos de compuestos de azufre presentes), de la selectividad y actividad del tipo de catalizador utilizado (concentración de sitios activos, propiedades del soporte, etc.), de las condiciones de reacción (presión, temperatura, relación hidrocarburo/hidrógeno, etc.) y del diseño del proceso. Es importante señalar que el H2S debe ser continuamente removido porque es un inhibidor de las reacciones de HDS y envenena el catalizador. El catalizador es una sustancia que acelera una reacción formando compuestos intermedios que facilitan que la reacción ocurra y que desaparezca al finalizar la reacción de tal manera que el catalizador no se gaste a lo largo de ésta.

Los compuestos de azufres pueden ser simples y fácilmente identificables en los cortes livianos, hasta muy complejos y difíciles de identificar en las fracciones más pesadas. En las fracciones livianas vírgenes el azufre está presente típicamente en compuestos alifáticos; por ejemplo, en las gasolinas los compuestos de azufre más comunes son los mercaptanos, sulfuros y disulfuros alifáticos; aun cuando, en gasolinas también se han encontrado tiofenos provenientes de procesos de craqueos. A medida que aumenta el punto de ebullición promedio, los compuestos de azufre tienden a ser más complejos (cíclicos) y, en fracciones más pesadas el azufre está presente casi exclusivamente en estructuras aromáticas complejas. Por encima del intervalo de ebullición de las gasolinas (por ejemplo en querosenes y gasóleos), las estructuras sulfuradas predominantes son los sulfuros, sulfuros cíclicos, benzotiofenos y dibenzotiofenos. En residuos de petróleo las estructuras de azufre son similares a las de los gasóleos. Sin embargo, poseen mayor cantidad de azufre.

La facilidad relativa para la eliminación del azufre de una fracción de hidrocarburo determinada, depende grandemente del tipo de sulfuro presente, en las fracciones de nafta la mayoría del azufre está presente en mercaptanos y sulfuros, lo que hace relativamente fácil su remoción, en el gasóleo la mayoría del azufre está presente como benzotiofenos y dibenzotiofenos, así que es más difícil remover el azufre del gasóleo que de las fracciones de nafta, y las especies más difíciles de azufre se encuentran en las fracciones más pesadas, lo que significa que los gasóleos pesados son más difíciles de tratar que los gasóleos ligeros.

La facilidad para remover azufre disminuye en el siguiente orden:

Disulfuros > sulfuros > tiofenos > benzotiofenos > dibenzotiofenos

La hidrogenación parcial de estos compuestos se realiza de acuerdo con la siguiente reacción (HDS):

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Como hemos dicho otros compuestos que pueden estar presentes en los destilados y que pueden reaccionar con el hidrógeno son los siguientes: tioles, sulfuros alifáticos y aliciclicos y también alquil-tiofenoles. Todos estos compuestos son hidrogenados a sulfuro de hidrógeno y a una o dos moléculas de hidrocarburos (que poseen un punto de ebullición más bajo que el compuesto original) de acuerdo con las siguientes reacciones:

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O en el caso de sulfuros cíclicos:

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La R denota un grupo alifático, por ejemplo C3H7, y para alqui-tiofenoles:

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Finalmente, los compuestos del tipo dibenzotiofenos, que están presentes en gasóleos craqueados con puntos de ebullición que extienden más allá de 340 ºC, son reducidos a compuestos difenilicos.

Por ejemplo:

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Estos compuestos del tipo dibenzotiofenos son mucho más resistentes a la hidrogenación que los compuestos de azufre descritos en las reacciones anteriores. Los compuestos del tipo dibenzotiofenos de alto peso molecular son más difíciles de desulfurar que los de bajo peso molecular. Esto también se refleja en el hecho de que las fracciones más livianas muestran un grado de desulfuración mayor a las fracciones pesadas.

Para las reacciones de hidrodesulfurización se toman generalmente como compuestos característicos el tiofeno y algunos derivados del benzotiofeno y del dibenzotiofeno, ya que son los compuestos que mayoritariamente están presentes en las diferentes cargas de hidrocarburos.

1.pngDescripción del proceso

El proceso de hidrodesulfuracion de cortes petroleros para eliminar la cantidad de azufre contenida en los mismos se divide básicamente en tres secciones:

  • Sección de los reactores o sección de reacción.
  • Sección de gas de reciclo.
  • Sección de recuperación del producto.

Estas secciones mayores de la unidad de HDS proveen las instalaciones para desulfurar catalíticamente los gasóleos y preparar productos para uso inmediato o para mezcla adicional.

En la sección de reacción se lleva a cabo la conversión del azufre contenido en la carga en sulfuro de hidrogeno, mediante el uso de un reactor de lecho fijo, donde el contenido de azufre, nitrógeno y oxigeno son convertidos en H2S, NH3 y H2O, sobre el catalizador.

En la sección del gas de reciclo se purifica el hidrógeno, que puede o no ser combinado con la alimentación fresca para servir de exceso en el reactor, dependiendo de la severidad del proceso.

En la sección de despojamiento se utilizan separadores instantáneos, que separan la mezcla en productos gaseosos y líquidos, y de ser necesario, se emplea una torre de fraccionamiento del producto.

¿Por qué se desulfura?

Se debe reducir el contenido de azufre de las fracciones del crudo, por las siguientes razones:
  • Debido a que los catalizadores del reformado catalítico son altamente sensibles al azufre su contenido debe estar por debajo de 1ppm.
  • Los controles estándar de contaminación de aire requieren de una remoción del 80% o más del contenido de azufre presente en los combustibles.
  • La mayoría del azufre presente en un GAS-OIL alimentado a un reformado catalítico, puede ser depositado en forma de coque el cual puede convertirse a SO2 en el regenerador y puede ser emitido a la atmosfera en los gases de combustión.
  • También debe eliminarse el azufre presente en la alimentación de hidrocraqueo para evitar el envenenamiento del catalizador utilizado en la unidad.
  • La reducción del contenido de azufre disminuye la corrosión durante el refinado y el manejo y mejora del olor del producto final.

Importancia del HDS

La reducción de las emisiones de dióxido de azufre resultantes del uso de esos combustibles en vehículos automotores, aeronaves, locomotoras de ferrocarril, barcos, o las plantas de petróleo, hornos de combustión de energía residencial e industrial, y otras formas de combustión de combustibles, como finalidad del proceso.

Otra razón importante para eliminar el azufre de las corrientes de nafta intermedios de productos dentro de una refinería de petróleo es que el azufre, incluso en concentraciones extremadamente bajas, son venenos de los catalizadores de metal noble de platino y renio en las unidades de reformado catalítico que se utilizan posteriormente para actualizar las corrientes de nafta.

Los procesos industriales de hidrodesulfuración incluyen instalaciones para la captura y eliminación del gas sulfuro de hidrógeno. En las refinerías de petróleo, el gas sulfuro de hidrógeno se convierte posteriormente en azufre elemental subproducto. De hecho, la gran mayoría de los 68.000.000 de toneladas métricas de azufre producido en todo el mundo en 2010 fue de azufre subproducto de la refinación del petróleo.

Clasificación del petróleo por su contenido de azufre

El azufre es uno de los componentes que están presentes en los hidrocarburos, esto implica que mientras mayor es la cantidad de azufre requiere de mayores procesos de refinamiento, y por ende un mayor costo final, razón por la cual la presencia de azufre es también un determinante del valor comercial del petróleo.

El petróleo puede clasificarse de 2 formas según su contenido de azufre.

  • Petróleo Dulce, es aquel que contiene menos de 0.5% de contenido sulfuroso, es decir, con presencia de azufre. Es un petróleo de alta calidad y es ampliamente usado para ser procesado como gasolina.
  • Petróleo Agrio, es aquel que contiene al menos 1% de contenido sulfuroso en su composición. Debido a la mayor presencia de azufre su costo de refinamiento es mayor, razón por la cual es usado mayormente en productos destilados.

Los crudos pesados se clasifican como petróleo agrio y esto se debe a que el contenido de azufre contenido dentro de los mismos oscila entre el 2 y 8% aproximadamente.

Azufre elemental

La formación del azufre elemental se lleva a cabo en dos fases:
  • Aislamiento del H2S formado por adsorción/desorción en una disolución de aminas.
  •  Oxidación del H2S en la Planta de Recuperación de Azufre (PRA).

Planta de Aminas

La Planta de Aminas elimina los contaminantes ácidos del fuel gas y de las corrientes residuales gaseosas de los Hidrotratamiento de los hidrocarburos. El fuel gas (gas obtenido en procesos como el craqueo catalítico y el Hidrotratamiento, que contiene altas concentraciones de sulfuro de hidrógeno (H2S), debe tratarse para poder usarlo como combustible de refinería. En dicha Planta, las corrientes de hidrocarburos líquidos y gaseosos que contienen sulfuro de hidrógeno se cargan en una torre de absorción de gas o en una torre de contacto de líquidos, donde los contaminantes ácidos son absorbidos por disoluciones de aminas que circulan en contracorriente, de forma que el H2S se disuelve en este absorbente líquido. La amina, rica en H2S disuelto tras la absorción, se calienta y agota con vapor para eliminar el sulfuro. La amina pobre en H2S retorna al proceso de absorción y la corriente de elevada concentración en sulfuro de hidrógeno se envía a la Planta de Recuperación de Azufre.

Planta de Recuperación de Azufre

En esta Planta se convierte el sulfuro de hidrógeno de los gases ácidos en azufre elemental mediante reacciones térmicas y catalíticas. El proceso consiste en la combustión parcial de la corriente de gas rica en H2S, y posterior reacción del dióxido de azufre resultante junto con el H2S inquemado en presencia de un catalizador de alúmina activada para producir azufre elemental, que se recoge líquido en un depósito.

Posteriormente se enfría para su solidificación, se muele y se almacena para la venta.

Las Plantas de Recuperación de azufre no son equipos de combustión, sino reactores químicos con el propósito de controlar las afecciones ambientales del proceso de refino.

Este azufre elemental es utilizado para la elaboración de productos comerciales tales como cosméticos, fertilizantes, fármacos, entre otros.

Este producto es producido en cantidades excesivas a la demanda. Es almacenado en forma sólida abierto a la atmósfera y representa un problema ambiental existente, un ejemplo de esto es el complejo criogénico Jose en el estado Anzoátegui, donde existen grandes acumulaciones de azufre.

HIDRODESNITROGENACIÓN (HDN)

La hidrodesnitrogenación procede por un camino diferente que el de hidrodesulfuración. Mientras que en la hidrodesulfuración el azufre es removido primero y la olefina creada como intermediario es saturada, en la hidrodesnitrogenación, el aromático es saturado primero y luego el nitrógeno es removido. El nitrógeno es más difícil de remover y consume más hidrogeno que en la remoción de azufre debido a que el mecanismo de reacción envuelve la saturación de anillos aromáticos antes de la remoción del nitrógeno. En la hidrodesulfuración, el azufre puede ser removido sin la saturación del anillo.

La remoción del nitrógeno de los compuestos orgánicos presentes en las diversas fracciones de crudos, es más difícil que la remoción del azufre. A pesar de ello, históricamente este hecho era considerado de poca importancia debido a la pequeña cantidad relativa de compuestos de nitrógeno presentes en las cargas convencionales. Sin embargo, esta situación ha cambiado por la creciente necesidad de procesar cargas pesadas y de mejorar la calidad de crudos sintéticos, los cuales poseen grandes cantidades de compuestos de nitrógeno altamente refractario. La desnitrogenación es especialmente importante cuando se hidrotratan fracciones para ser alimentadas al proceso de reformación catalítica, hidrocraqueo y craqueo catalítico, ya que la presencia de compuestos nitrogenados, especialmente de carácter básico, neutralizan los sitios ácidos del catalizador utilizado en estos procesos, favoreciendo la desactivación del mismo.

HIDRODESMETALACIÓN (HDM)

La mayoría de las impurezas metálicas ocurren en naftas y destilados medios a ppm o hasta niveles ppb. Ellos están presentes como compuestos órgano-metálicos. En el hidrotratamiento de naftas, los metales más comunes son arsénico de ciertas fuentes de crudo, mercurio proveniente de ciertos condensados y silicio de agentes antiespumantes usados visbreakers y coquizadores. Estos compuestos se descomponen en el hidrotratador y el metal es depositado sobre el catalizador en forma de sulfato de metal.

Una vez depositado, estos metales contribuyen a la desactivación catalítica y al contrario del coque no son removidos por regeneración. Flujos de gas pueden contener trazas de níquel y vanadio en las fracciones más pesadas de materia prima. Estos también son depositados en el catalizador y contribuyen a la desactivación. Residuos atmosféricos pueden contener metales, casi exclusivamente níquel y vanadio, en el radio de tres dígitos de ppm. La desmetalización de ese tipo de materia prima es una meta importante del procesamiento y un catalizador especial de desmetalizacion es usado para ese propósito.

HIDROGENACIÓN DE AROMÁTICOS (HDA)

La saturación de anillos aromáticos es deseable cuando se hidrotratan destilados medios pues se logra mejorar el índice diesel, el punto de humo, entre otras propiedades de esas fracciones. Una reducción significativa (25% en peso o más) de anillos monoaromáticos, requiere condiciones severas de operación debido a la gran estabilidad del anillo bencénico. En cuanto a los compuestos poliaromáticos, es sabido que su presencia en las cargas a hidrotratar inhibe el resto de las reacciones (hidrodesulfuración, hidrodesnitrogenación, hidrodesoxigenación). La saturación de aromáticos no es deseable en el hidrotratamiento de cargas que producirán gasolinas pues disminuye el octanaje de estas. Sin embargo, en el pretratamiento de gasóleos de vacío que se utiliza como carga de la unidad de craqueo catalítico, es conveniente reducir el contenido de poliaromáticos ya que estos inducen la formación de coque (subproducto no deseable) en la unidad.

A diferencia de las reacciones anteriores, la hidrogenación de aromáticos está determinada por un equilibrio termodinámico. A presiones parciales de hidrógeno típicas del hidrotratamiento, el incremento de la temperatura hace que la saturación de compuestos aromáticos aumente hasta un límite a partir del cual posteriores aumentos de temperatura se traduce en una disminución de la hidrogenación por desplazarse el equilibrio de la reacción hacia la deshidrogenación. Mientras mayor es la presión parcial de hidrógeno, mayor es esta temperatura límite.

HIDRODESOXIGENACIÓN (HDO)

El hidrotratamiento requerido para remover azufre y nitrógeno generalmente al mismo tiempo elimina oxígeno adecuadamente a las mismas condiciones de operación. Los ácidos nafténicos, éteres y fenoles son los compuestos oxigenados que se encuentran con más frecuencia en las fracciones de petróleo. El mecanismo es similar al de desulfuración; se absorbe el oxígeno de la molécula de hidrocarburo sobre la superficie del catalizador, se rompe el enlace C-O y luego ocurre la hidrogenación.

HIDROGENACIÓN DE OLEFINAS (HID)

En las fracciones vírgenes del petróleo no están presentes las olefinas. Sin embargo, las fracciones obtenidas de procesos de craqueo pueden contener cantidades considerables de olefinas. Por ejemplo los aceites de reciclo de craqueo catalítico (ARL) usualmente contienen en el orden del 10% en peso de oleofinas, principalmente mono-olefinas.

La saturación de olefinas y diolefinas es muy importante para cargas provenientes de procesos de craqueo. Las cargas craqueadas que contienen diolefinas son inestables y deben ser protegidas del contacto con oxígenos pues podrían formarse gomas antes del hidrotratamiento. Las reacciones de saturación de olefinas son altamente exotérmicas, por lo que (cuando las cargas contienen altas concentraciones de olefinas) se requiere atención especial al control de temperatura en el reactor.

HIDROCRAQUEO (HDK)

Las moléculas complejas de hidrocarburos, sometidas a altas temperaturas en una atmósfera de hidrógeno, sufren reacciones de hidrogenólisis formando moléculas más simples. Las reacciones de HDK pueden o no ser deseable según el objetivo del hidrotratamiento. Si el objetivo es reducir el contenido de azufre de una nafta, el hidrocraqueo no es deseable; lo contrario ocurre si el objetivo es hidroconvertir residuos a productos más livianos.

Hidrogenólisis: La hidrogenólisis, también llamada ruta directa, comprende la extracción directa del átomo de azufre sin hidrogenación del anillo, produciendo mayoritariamente bifenilo. Algunos investigadores han propuesto que los bifenilos también pueden reaccionar con H2 para dar productos de hidrogenación, tales como los ciclohexilbencenos, pero esta reacción es sumamente lenta.

VARIABLES DEL PROCESO DE HIDROTRATAMIENTO

Aunque existen muchos factores que afectan las reacciones de Hidrotratamiento, las variables más importantes son las relacionadas con las condiciones de operación y el catalizador.

CONDICIÓN DE OPERACIÓN

Las condiciones de operación que se establecen en el Hidrotratamiento son función tanto del origen y propiedades de la cargas como del objetivo del proceso. Debe considerarse como regla general, que la severidad del tratamiento debe incrementarse cuando aumenta la temperatura media de destilación de la carga, ya que también se incrementa la concentración de impurezas difíciles de remover. En general las condiciones menos severas se aplican a las naftas, seguida por los destilados intermedios y las más severas para las fracciones pesadas. Las condiciones de operación que normalmente se fijan, ya que influyen considerablemente en el buen funcionamiento tanto del catalizador como de la planta son: temperatura, presión parcial del hidrogeno, velocidad espacial (LHSV) y la relación hidrógeno/carga (H2/HC). Estas no se seleccionan en forma independiente si no en forma conjunta para lograr una operación óptima.

  • Temperatura

La temperatura tiene gran influencia en el funcionamiento de una unidad de Hidrotratamiento y se considera la variable más importante para controlar el nivel de progresión de las reacciones. La severidad del tratamiento se incrementa con la temperatura, debido al aumento en las velocidades de reacción, incrementando el depósito de carbón sobre la superficie del catalizador y acortando el tiempo de vida del mismo.

En general, un aumento de temperatura conlleva a una mayor remoción de azufre y nitrógeno. Sin embargo, algunas propiedades del producto pueden desfavorecerse con un aumento de temperatura, cuyas consecuencias pueden ser el desmejoramiento del color del producto, la producción de craqueo térmico, la formación de coque y la aceleración de la desactivación del catalizador.

La temperatura debe mantenerse lo más baja posible pero en el nivel de actividad requerido, y así, conservar el nivel de carbón mínimo y retardar la desactivación del catalizador. A temperaturas inferiores a 280 °C, las velocidades de reacción tienden a disminuir, y arriba de 410 °C ocurren reacciones indeseables, generando excesivo depósito de carbón sobre el catalizador.

En el proceso de desulfuración la formación de olefinas se incrementa con la temperatura. Por tal motivo, para compuestos cuya especificación de contenido de azufre es de 0.2 ppm o menos, se ha tratado de alcanzar un aumento de la severidad del Hidrotratamiento, a fin de disminuir aún más la concentración de azufre en el efluente del reactor, sin embargo, el efecto es el contrario, ya que el contenido de azufre en el producto se incrementa, debido al aumento en la concentración de olefinas, las cuales se recombinan con el ácido sulfhídrico del gas de recirculación para formar mercaptanos.

Algunas propiedades del producto pueden incluso desfavorecerse con un aumento de la temperatura, al menos después de un límite que es función del tipo y característica de la carga. En los casos en los que el objetivo del Hidrotratamiento es mantener el nivel de desulfuración, de desnitrogenación, o de conversión constante a lo largo del ciclo de operación, la temperatura del reactor debe ser aumentada para compensar las pérdidas de actividad del catalizador.

Cuando se llega a la máxima temperatura permitida por limitaciones de la metalurgia del reactor o por problemas de inestabilidad del producto, el catalizador debe ser regenerado o reemplazado.

  • Presión Parcial de Hidrógeno

La presión también es considerada una variable importante, ya que las altas presiones de hidrógeno sirven para suprimir la formación de coque, aumentando así la vida del catalizador y promoviendo las reacciones de hidrogenación. El efecto de la presión está directamente relacionado con el efecto de la composición del gas de recirculación y la relación H2/HC. Al aumentar la presión se incrementa hasta cierto grado la remoción de azufre, nitrógeno, oxigeno, la conversión de aromáticos y la saturación de olefinas; además se obtiene un efecto favorable para la disminución del depósito de carbón en el catalizador gracias al incremento en la presión parcial de hidrógeno, esencial para llevar a cabo las reacciones de hidrodesulfuración.

La presión parcial de hidrógeno puede ser definida como la porción de la presión total aportada por el hidrógeno que está presente en el sistema. Esta es función de la presión total del reactor y de la concentración de hidrógeno en el mismo. Por lo tanto, se puede aumentar esta variable aumentando la presión del reactor o aumentando la concentración de hidrógeno en el gas de tratamiento. La cantidad de hidrógeno por carga alimentada, varía según el tipo de hidrocarburo, pero generalmente el coeficiente relativo para el hidrógeno es menor en relación a las moléculas de hidrocarburos que contienen azufre, nitrógeno y otros contaminantes. Así, para obtener concentraciones equivalentes de hidrógeno e hidrocarburos en la superficie del catalizador, la presión parcial de hidrógeno debe ser mayor que la de hidrocarburos. La elección de la presión de operación depende principalmente del tipo de carga y de la pureza de la corriente de hidrogeno. En términos generales, conforme el rango de ebullición de la carga se incrementa, los compuestos impuros se tornan más complejos y se requiere de presiones más altas para hacerlos reaccionar. Debido a que la presión parcial del hidrógeno es el factor decisivo y no la presión total del reactor, la pureza del hidrógeno es determinante sobre la presión final elegida.

Por regla general, al aumentar la presión parcial de hidrógeno aumenta la remoción de nitrógeno y azufre, y las reacciones de saturación. También, cuanto más alta sea la presión parcial de hidrógeno, más lenta es la desactivación del catalizador y por ende, el ciclo de vida del mismo será más largo.

  • Velocidad Espacial (LHVS)

En Hidrotratamiento, la velocidad espacial se refiere a la cantidad de hidrocarburos que hacen contacto con el catalizador en un periodo de tiempo determinado. La relación espacio-velocidad es indicativo del volumen de carga por hora por volumen de catalizador en el reactor y es un índice de la severidad de la operación.

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En una unidad operativa, el volumen de catalizador es fijo por lo que la velocidad espacial se puede variar modificando el flujo de alimentación o relación H2/HC.

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.

Se debe proporcionar suficiente hidrógeno para suplir la cantidad requerida por la reacción y el exceso necesario para cumplir con la mínima presión parcial de hidrógeno requerida a la salida del reactor.

Cuando se manejan fracciones ligeras se tienen tiempos de residencias menores, comparados con los necesarios para fracciones pesadas. Valores típicos de espacio-velocidad para operaciones severas están en el intervalo 3-6 hr-1, y para severidades aún mayores entre 0.8-2 hr-1.

Una disminución de la velocidad de alimentación, permitirá una reducción de la temperatura en el reactor; un incremento en el flujo de alimentación requerirá un aumento en la temperatura del reactor para obtener la misma calidad del producto. Al disminuir la velocidad espacial y manteniendo las demás variables constantes, se incrementa el grado de Hidrotratamiento hasta un cierto límite, debido al aumento de tiempo de residencia en el reactor. Sin embargo, al operar con una baja velocidad espacial, se dificulta el control de la temperatura de reacción debido al carácter exotérmico de las reacciones y se favorece un alto depósito de carbón.

Al aumentar únicamente la velocidad espacial se tiene como consecuencia una disminución en el grado de Hidrotratamiento y por lo tanto, en la intensidad de las reacciones catalíticas; de esta forma el consumo de hidrogeno disminuye.

 Relación Hidrógeno/Hidrocarburo

Esta relación no es más que el número de moles de hidrógeno dividido entre el número de moles de hidrocarburo. Se ha evidenciado que a un mayor valor de relación se obtiene un menor depósito de carbón sobre el catalizador, aumentando con ello la vida de éste, hasta un cierto límite; dado por las condiciones de operación y contaminantes de la carga.

La presión parcial de hidrogeno aumenta la velocidad de reacción, sobre todo cuando las cargas contienen compuestos pesados de azufre que incrementan el consumo de hidrogeno.

En algunos diseños de reactores de Hidrodesulfuración se puede usar la inyección de hidrogeno a lo largo del reactor para compensar el consumo del mismo y mantener la relación H2/HC en un nivel constante, además de usarse como medio de enfriamiento.

De la cantidad total de hidrogeno introducida a la sección de reacción, se consume una pequeña parte, que es la requerida para las reacciones de hidrogenación; la mayor cantidad pasa a través del reactor sin cambio y es la que permite una presión parcial de hidrogeno alta.

CATALIZADORES UTILIZADOS EN LOS PROCESOS

Un catalizador es una sustancia química, simple o compuesta, que modifica la velocidad de una reacción, interviniendo en ella pero sin llegar a formar parte de los productos resultantes de la misma.

Los catalizadores más comunes utilizados en el Hidrotratamiento y sus características son:
  • 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 hidrocraqueo.

El catalizador contiene átomos de metal (agente activo) disperso sobre los poros solidos donde se soportan. La reacción tiene lugar entre el agente activo y los reactantes.

Las características que están presentes en el catalizador para que esto ocurra son:
  • El área superficial del soporte.
  • La dispersión del agente activo en el soporte.
  • La distribución de poros en el soporte.

Estos parámetros si son satisfactorios tienden a facilitar el fenómeno de la difusión y el acceso de los reactantes para que ocurra la reacción. La superficie aprovechable de contacto entre el catalizador y los reactantes es de alrededor de varios cientos de metros cuadrados por gramo de catalizador. Los soportes que son usados comúnmente son: Alúmina (AL2O3) u Oxido de Silicio (SiO2).

Las propiedades de los soportes son muy importantes para los catalizadores ya que su área superficial permitirá una mayor eficiencia de los mismos.

Los catalizadores poseen diferentes tamaños de poros dependiendo principalmente del método de preparación.

En su mayoría, los catalizadores que son utilizados a nivel industrial tienen soportes a base de alúmina, se usa molibdeno como metal activo y como promotores normalmente se emplean Ni o Co.

Se han estudiado distintos tipos de catalizadores para el Hidrotratamiento de cargas pesadas tomando en consideración las cantidades altas de azufre, nitrógeno, metales y asfaltenos que posee el crudo pesado. Un catalizador ideal debe exhibir actividad elevada y al mismo tiempo debe ser capaz de procesar y almacenar una gran cantidad de metales.

Componentes básicos de un catalizador

  • Soportes

El soporte es la base donde se deposita el agente activo. Este soporte entre más poroso sea es mejor ya que presentaría un área superficial elevada. Debido a la rapidez de los flujos, a la temperatura y la presión, estos soportes deben tener buena resistencia mecánica.

Los soportes pueden ser amorfos (silicio, carbón), o cristalinos (zeolitas y aluminio). Los soportes a base de alúmina son ampliamente usados en la síntesis de catalizadores industriales

  • Metales activos

Son los responsables de la actividad catalítica. Estos elementos por sí solos pueden llevar a cabo la reacción, sin embargo pueden tener un costo muy elevado. Los metales más comunes para catalizadores de Hidrotratamiento son los sulfuros de molibdeno, tungsteno y cobalto, ya que el platino, paladio y rodio son muy costosos siendo no rentables para la industria.

  • Promotores

La función de éstos es aumentar el grado de dispersión del metal activo, permitiendo incrementar selectivamente las reacciones, además ayudan a disminuir la desactivación de los catalizadores. Entre estos elementos se encuentran principalmente el níquel y el cobalto.

El catalizador desarrollado para el Hidrotratamiento de fracciones livianas y pesadas es heterogéneo. Esto significa que el catalizador y los reactantes están en estados físicos diferentes. En la HDS el catalizador es un sólido localizado en una cama fija dentro del reactor y los reactantes están en movimiento y parcialmente vaporizados. La Hidrodesulfuracion progresa en la cama del catalizador reduciendo a su paso el contenido de hidrógeno del efluente.

En la Alúmina de alta pureza se distribuyen los metales que generalmente son de Co-Mo (Cobalto-Molibdeno), o Ni-Mo (Níquel-Molibdeno) en forma sulfidadas, o sea, está atrapado por capas de azufre. Si el metal está en la forma de sulfuro este catalizador en contacto con el aire combustiona. Es por eso, que cuando el catalizador es nuevo y está en forma oxidada requiere un proceso inicial de sulfidación pues se vende en forma no activada. Para ello, se somete horas a un proceso de contacto con mucha cantidad de compuestos de Azufre para lograr activarlo.

Activación del catalizador

Sulfurización

  • El catalizador es manufacturado y trasladado en el estado de óxido 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.
  • En dependencia de la selectividad del catalizador ocurre la reacción química, esta etapa es muy rápida pues la selectividad del sitio activo propicia más la reacción, que la adsorción propiamente dicha.
  • Los productos formados por la reacción química desde los poros del catalizador son liberados y migran a través de los poros hacia la fase liquida o gaseosa, esta corresponde a la desadsorción.

Contaminantes del catalizador

Un catalizador eficiente muestra actividad alta, esto permite operar a condiciones de operación medias, sin embargo, la actividad no es la única propiedad crucial del catalizador, una selectividad alta hacia un producto deseado también es de gran importancia. Adicionalmente, es primordial que el catalizador mantenga esta actividad y selectividad por largo tiempo (estabilidad) con el objeto de que la rentabilidad del proceso sea adecuado, es decir debe ser resistente a la desactivación.

Los catalizadores son sensibles a un número determinado de impurezas que usualmente actúan como inhibidores de la actividad catalítica, otras veces como venenos temporales y la peor de todas como venenos permanentes.

  • Inhibidores:

Son compuestos fuertemente adsorbidos sobre la superficie activa del catalizador los cuales compiten con los reactantes. Este efecto es reversible y desaparecen lentamente cuando disminuyen en la alimentación, por ejemplo el CO (monóxido de carbono).

  • Venenos temporales:

Estos venenos son fuertemente adsorbidos por la superficie del catalizador y mientras exista gran acumulación lo imposibilitan. En estos casos se requieren tratamientos específicos para remover los venenos, como reactivación con Hidrógeno, regeneración con vapor y aire, entre otros.

  • Venenos permanentes:

En este caso la inactividad del catalizador no tiene solución en la unidad y hay que sustituirlo por catalizador fresco.

Regeneración del catalizador

Durante el transcurso, el catalizador se puede desactivar y el fin del proceso está dado si las condiciones de operación no permiten obtener las especificaciones del producto final. En estos casos la temperatura utilizada es la máxima, la presión cae y no hay suficiente gas de reciclo. Esta desactivación es el resultado de la deposición del carbón. La actividad se recupera con la combustión del carbón.

La regeneración se realiza de la siguiente forma:
  • Se utiliza una mezcla de aire y nitrógeno donde se controla la concentración de oxigeno presente.
  • La operación requiere gran cantidad de calor para la combustión del carbón y la oxidación de los Azufres.
  • La temperatura tiene que ser controlada a un máximo de 550 °C, esta es monitoreada a través de la cantidad de aire en la mezcla.
  • Al catalizador se le somete a un proceso de despojamiento de los hidrocarburos remanentes en el catalizador con nitrógeno o vapor a 400 °C, posteriormente se introduce el aire en la corriente hasta alcanzar 500 °C.

NUEVAS TECNOLOGÍAS

Las nuevas tecnologías en el Hidrotratamiento se basan mayormente en la optimización de los procesos existentes. La optimización de este proceso se basa en nuevas formulaciones de catalizadores que aumentan la actividad catalítica de la hidrodesulfuración, mejoras en las condiciones de reacción del proceso, diseño de nuevas configuraciones de los reactores y desarrollo de nuevos procesos como:

  • Proceso H-Oil

Es un proceso catalítico utilizado para la desulfuración de residuos y combustibles pesados. Su principal característica es que utiliza un reactor de flujo ascendente con unidades en serie.

Este tipo de reactores representa las siguientes ventajas:
  • El catalizador puede ser introducido y extraído continuamente durante la operación del reactor.
  • La turbulencia interna permite asegurar una distribución isotérmica de la temperatura, lo cual elimina la necesidad de sistemas de enfriamiento para el control de temperatura.
  • Como el catalizador está en constante movimiento produce caídas de presión bajas además se puede usar catalizadores más finos que los utilizados normalmente en sistemas de lecho fijo.

Las unidades diseñadas operan a presiones máximas de 2500 Lpcm y temperaturas de trabajo de 525 C.

  • Proceso Residfining (E.R.E)

Este proceso desarrollado por “La EssoResearch&Engineering”, es aplicado para el tratamiento directo de residuos. El “Residfining” utiliza lecho fijo y emplea un catalizador que es capaz de almacenar hasta un 40% de su peso en metales depositados durante el proceso.

Este proceso de desulfuración ha sido combinado por la E.R.E con un tratamiento de coquificación para utilizar residuos de alto contenido de metales. El proceso produce un 60% de productos líquidos desulfurados; el efluente gaseoso puede resultar valioso en zonas sin reservas de gas natural.

  • Proceso Chevron

Este proceso es utilizado para desulfurar gas-oil de vacío y residuos de vacío. El tipo de reactor utilizado es de corriente descendente sobre un lecho fijo de catalizador, este tipo de reactor presenta la facilidad de separar las fases liquida y sólida a la salida del mismo (350-400 C) para evitar craqueo. Este reactor utiliza hidrogeno en puntos intermedios para controlar la temperatura.

La reacción presenta separadores de alta y baja presión al salir del reactor que permite recuperar naftas, amoniaco y otros compuestos volátiles. Además presenta un sistema de adsorción de sulfuro de hidrogeno del gas de reciclo para reducir su efecto inhibidor.

  • Proceso Shell

Este proceso utiliza cargas residuales que se desulfuran directamente; presentando tres reacciones en paralelo: remoción de azufre, remoción de metales y conversión de asfaltenos a fracciones destilables. El reactor utilizado es de flujo descendente con catalizador fijo producido por laboratorios Shell. Se utiliza este proceso para crudos de puntos de ebullición cercanos a 350 C.

  • Proceso Gulf

Se  aplica a residuos atmosféricos y crudos originales, con la particularidad que ninguna parte del crudo es destruido o convertido en otros productos. Este proceso es utilizado para cargas que contienen cantidades moderadas de metales. El catalizador utilizado no es recuperable. La temperatura de reacción es aproximadamente entre 650-800 F y se utilizan reactores de flujo descendiente con lecho fijo.

REPSOL

En el centro de tecnología REPSOL hoy en día disponen de plantas pilotos de Hidrotratamiento para el estudio y optimización de los procesos y catalizadores.

Las plantas piloto reproducen a muy pequeña escala, lo que ocurre en las plantas industriales. Por este motivo, se utilizan para estudiar posibles mejoras en plantas industriales que involucren procesos de Hidrotratamiento a fin de identificar las alternativas tecnológicas más eficientes para adaptar las plantas industriales a los nuevos estándares de calidad de combustibles.

De esta forma a partir de resultados obtenidos en planta piloto:
  • Se seleccionan los catalizadores más activos y estables en función de cada aplicación.
  • Se obtiene un conocimiento profundo de los procesos productivos. Dicho conocimiento aplicado a las plantas industriales, permite reducir los costos operativos de catalizador así como reducir el consumo de energía y consiguientemente las emisiones de CO2 a la atmósfera.
  • Se desarrollan aplicaciones informáticas para monitorización de unidades industriales, así como para la simulación de procesos.
  • Se analizan modificaciones del proceso productivo para incorporar nuevas materias primas. Un ejemplo es el co-procesado de aceites vegetales con gasóleo mineral en las unidades existentes de hidrodesulfuración.

Además de las unidades de desulfuración de combustibles, en las refinerías existen otros procesos de Hidrotratamiento orientados a diferentes objetivos: reducir contenido de benceno en gasolinas, mejora de propiedades organolépticas (color, olor, etc.) o mejora en la estabilidad del producto.

IMPACTO AMBIENTAL

Las reacciones de Hidrodesnitrogenación (HDN) e Hidrogenación de aromáticos (HDA) eran reacciones que se consideraban de menor importancia dentro del esquema de refinación, debido a los bajos contenidos de nitrógeno en el crudo procesado o a la ausencia de regulaciones ambientales en el caso de aromáticos. Sin embargo, la situación cambia en los años recientes debido al agotamiento del crudo liviano, evolucionando el mercado petrolero hacia el tratamiento de crudos más pesados que contienen mayor concentración de estos contaminantes, en especial de azufre y nitrógeno.

Los compuestos encontrados en crudos pesados son tóxicos, cancerígenos, y su combustión genera NOx y SOx perjudiciales para el medio ambiente.

El agotamiento de crudos livianos ha obligado a la utilización de estos crudos pesados, con contenidos en impurezas elevado, sin embargo, las regulaciones ambientales más severas, han puesto en manifiesto la necesidad de desarrollar una tecnología apropiada en los procesos de Hidrotratamiento, que permita producir el combustible del futuro a partir de petróleo pesado, es decir obtener un crudo más limpio.

Los catalizadores de Hidrotratamiento empleados actualmente, han sido concebidos principalmente para la desulfuración (HDS), por lo que hoy se realiza un gran esfuerzo, tanto a escala industrial como a escala de investigación, para resolver el problema de emisión de gases contaminantes, tales como CO, NOx y SOx, y de algunos hidrocarburos tóxicos, utilizados en los vehículos automotores, contribuyendo a la contaminación ambiental.

El azufre se emite directamente como óxidos de azufre, o indirectamente como ácido sulfhídrico procedente del refino del crudo o de la limpieza del gas natural antes de su distribución. Estos óxidos de azufre en la atmósfera, en contacto con vapor de agua, se convierten en ácido sulfúrico, regresando a la superficie dando lugar a lo que se conoce como “lluvia ácida”.

En general, la lluvia ácida precipita lejos de la fuente de contaminación primaria, originando además un problema transfronterizo. Sin embargo, éste no es el único problema, dado que el alto contenido en azufre también genera problemas técnicos, como el envenenamiento de catalizadores, corrosión, etc.

En relación con la salud, la combustión del azufre induce la formación de aerosoles de sulfato, ocasionando severos problemas en el sistema respiratorio.

Durante la combustión del crudo se produce la emisión de elevadas cantidades de productos sulfurados a la atmósfera, especialmente en las actividades industriales y en el transporte.

Durante los períodos de parada, mantenimiento o durante problemas operacionales de la unidad, se originan gases tóxicos y combustibles que no pueden ser venteados directamente a la atmósfera, debido a las restricciones ambientales y de seguridad. Estas emisiones (alivios y venteos), generados en equipos y líneas de la unidad, son recolectados y enviados al mechurrio ácido de la refinería.

Estos desechos son principalmente:
  • Catalizador gastado
  • Alúmina activada gastada.

La disposición de estos desechos se realizará siguiendo las indicaciones presentadas en el decreto 2.211 (Gaceta Oficial Nº4.418) y las normas, guías y procedimientos de Protección Integral NºPA-501 “Procedimientos de Desechos Especiales de la Refinería”.

Todas las aguas superficiales y efluentes del proceso se recolectan mediante los diferentes drenajes de la unidad y se envían a las unidades de tratamiento de aguas existentes para su disposición final en el sistema de recolección de efluentes de la refinería.

Todas las aguas ácidas provenientes de la unidad son tratadas en un despojador de aguas ácidas para remover el H2S y NH3 presentes en el agua recolectada.

Con el fin de disminuir el impacto ambiental, la industria de refinación se encuentra desarrollando nuevos catalizadores con mejoradas propiedades catalíticas hacia el Hidrotratamiento, los cuales por otra parte, deben mostrar resistencia al envenenamiento por la presencia de azufre y nitrógeno.

ESPERO QUE LA INFORMACIÓN SEA DE MUCHA AYUDA, GRACIAS.!

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