REFINACION DE PETROLEO De acuerdo con la Real Academia Española, el petróleo se define como un líquido natural oleaginoso e inflamable, constituido por una mezcla de hidrocarburos que se extrae de lechos geológicos continentales o marítimos. Mediante diversas operaciones de destilación y refino se obtiene del petróleo distintos productos utilizables con fines energéticos o industriales, como la gasolina, la nafta, el queroseno, el gasóleo, entre otros. Los avances del mundo moderno no podrían haberse logrado sin el petróleo. Del crudo se obtiene gasolina y diesel para automotores, combustible para barcos y aviones, así como para generar electricidad, obtener energía calorífica para fábricas, hospitales y oficinas y diversos lubricantes para maquinaria y vehículos. Los usos de los derivados del petróleo son muy anteriores al del gas de hulla. Noé utilizó el betún para impermeabilizar el arca. Los babilonios y asirios lo usaban para alumbrar y como cemento en las construcciones, los árabes y hebreos lo tenían para usos medicinales, los egipcios para embalsamar y los romanos para destruir naves enemigas. Los rusos lo usaron para arder, para curar la roña y otras cosas. En América se usaba para impermeabilizar las canoas. Los aztecas lo utilizaron como material de construcción, como medicina, pegamento, impermeabilizante y como incienso en sus ritos religiosos y hacían una especie de goma de mascar a partir de chapopote para limpiar y blanquear su dentadura. La moderna industria del petróleo surgió en parte del deseo de mejorar el alumbrado de casas, fábricas y calles a finales del siglo XVIII como resultado de la Revolución Industrial. En América la primera noticia sobre manantiales de petróleo se debe al monje franciscano De la Roche d’Allion, en 1629 informó que en Nueva York había muchos manantiales. En 1806 se perforaba en Virginia para obtener agua salada. S. Kier vendía petróleo embotellado en 1847 como medicina, en 1850 construyó un alambique donde destiló el primer barril de petróleo, convirtiéndose en el precursor de la refinación en América. La perforación de pozos de gran profundidad no era una novedad, aunque no se empleó mucho por falta de taladros lo suficientemente potentes, de energía mecánica para taladrar y por la incertidumbre del resultado. La apertura de yacimientos fue favorecida por la búsqueda de sal o aguas salinas: las torres de perforación y la aplicación de máquinas de vapor ayudaron en esta tarea. George Bisell (1821-1884) fue el primero en buscar expresamente petróleo en Estados Unidos. En agosto de 1859 Edwin Drake perforó en Pensilvania el primer pozo a una profundidad de sólo 69 pies, este pozo produjo 20 barriles diarios. El químico Benjamín Silliman de la Universidad de Yale obtuvo por destilación de una muestra de ese pozo aparte del gas de alumbrado, gasolina, ceras, lubricantes y un excelente combustible para lámparas que no dejaba residuo ni se inflamaba al contacto con una cerilla encendida, sino únicamente si había una mecha impregnada del líquido. El residuo que quedaba después de obtener los productos anteriores sustituyó con ventaja al carbón de las calderas de las locomotoras y a fines del siglo XIX se empleaba como único combustible en la mayoría de los ferrocarriles americanos.
Para 1860 la producción era de unas 3 500 toneladas anuales. En 1875 Alfred Nobel (1833-1896) creó en Bakú, Rusia, la moderna industria del petróleo, colocó tubería para llevar el petróleo a sus refinerías y en 1876 construyó el primer buque cisterna que navegó sobre el Mar Caspio. En México, el petróleo, así como la electricidad, desde sus orígenes está ligado al capital extranjero, en particular al estadounidense, canadiense e inglés. En el México independiente, alrededor de 1862, Antonio Castillo (1820-1895) ingeniero de minas perforó en un lugar cercano al Cerro del Tepeyac, brotando agua con petróleo en cantidades abundantes. En 1865 el emperador Maximiliano había concedido 38 permisos a particulares reglamentando que “nadie puede explotar minas de sal, fuente o pozo y lagos de agua salada, carbón de piedra, betún, petróleo……sin haber obtenido antes la concesión expresa”. En 1864 se le concedió permiso al señor Ildefonso López para explotar el petróleo en San José de las Rusias, y chapopote en Tamaulipas y en la vecindad de Ébano, en Veracruz. En 1869 se fundó en la ciudad de México la “Compañía Exploradora del Golfo, Mexicana” en Furbero e importó maquinaria de perforación y refinación. El proyecto no tuvo éxito y se abandonó el proyecto. Este fue el primer intento de descubrir petróleo en México mediante perforación. A principios de 1900 Edward Doheny y Charles Candfield, dueños de la Mexican Petroleum of California, compraron la hacienda El Tulillo, en el municipio de El Ébano, San Luis Potosí, con dos grandes chapopoteras y empezaron los trabajos de perforación y localización de petróleo. Se puede decir que aquí empieza verdaderamente la historia del petróleo en México. Encontraron petróleo al perforar a 177.13 m el martes 14 de mayo de 1903 produciendo 28 barriles diarios. El 3 de abril a 501.6 m brotó el pozo denominado La Pez 1, lanzando un chorro de 15 metros de altura produciendo 1 500 barriles diarios durante varios años. Los estudios para la localización de estos pozos estuvo a cargo del ingeniero Ezequiel Ordóñez y a la aportación de capital del Banco de San Luis Potosí, S.A. comenzando así la producción comercial de petróleo en la República Mexicana. En 1921 la producción alcanzaba 193 397 586 barriles ocupando, México, el segundo lugar en la producción mundial. El 24 de diciembre de 1901, el entonces presidente Porfirio Díaz expide la Ley del Petróleo, aprobada por el Congreso de la Unión, con la cual pretendía impulsar la actividad otorgando amplias facilidades a los inversionistas extranjeros. Las primeras concesiones fueron recibidas por la empresa inglesa "Pearson and Son" y la estadounidense "Mexican Petroleum of California". El desarrollo inicial de la industria en México tiene como marco un régimen dictatorial y luego una crisis económica, política y social, con el inicio de la Revolución en 1910. La noche del 18 de marzo de 1938, el presidente Lázaro Cárdenas del Río estaba reunido a puerta cerrada con su gabinete al que le anunció su decisión de expropiar la industria. Minutos después, en todas las estaciones de radio de la República, la hizo pública al pueblo. El acto produjo un apoyo incondicional de diversos sectores. Cinco días después de ese anuncio histórico se registró en la Ciudad de México una manifestación de respaldo que, según crónicas periodísticas de la época, superaba las 100 mil personas. El 12 de abril de ese año hubo una manifestación muy peculiar frente al Palacio de Bellas Artes. Mujeres de todas las clases sociales llevaron su cooperación para pagar la deuda petrolera, las cuales iban desde gallinas hasta joyas valiosas.
La expropiación era resultado de una cadena de hechos que habían puesto en entredicho la soberanía del país y por ello esta decisión llenó de júbilo al pueblo de México. Todo comenzó en 1935 cuando las empresas petroleras, en manos de capital extranjero, trataron de impedir la formación de sindicatos y usaron para ello todos los medios a su alcance, tanto lícitos como ilícitos. Aun así, se logró en cada compañía crear sindicatos, pero las condiciones de trabajo entre una y otra eran muy diferentes. Al final, el 27 de diciembre de 1935 nació el Sindicato Único de Trabajadores Petroleros, no sin vencer una serie de trabas legales. El 20 de julio de 1936, el gremio petrolero llevó a cabo su primera convención, en la cual formuló un proyecto de contrato general con todas las compañías y emplazó a huelga para exigir su cumplimiento. Cárdenas intervino para mediar entre ambas partes y así intentar la firma de este contrato. Tras un acuerdo, se aplazó la huelga por cuatro meses, que se prolongaron aún dos más. Todo fue inútil, pues no se llegó a ningún acuerdo y el 28 de mayo de 1937 estalló la huelga, lo que paralizó al país al no despacharse gasolina por 12 días. El presidente de la República hizo un llamado a la cordura y la huelga se levantó en tanto no se emitiera un fallo. Las compañías argumentaron que se encontraban con problemas financieros y no podían cumplir con las demandas de los trabajadores. Se decidió entonces investigar al respecto. El 3 de agosto, una comisión de peritos dio a conocer su conclusión: "La industria petrolera mexicana produce rendimientos muy superiores a la de Estados Unidos". Lo anterior molestó a los empresarios, quienes amenazaron con retirarse de México y llevarse todo su capital. Las cosas se complicaban pues ante el emplazamiento a huelga, la Junta Federal de Conciliación y Arbitraje no emitía su fallo y el tiempo seguía su marcha, que trajo como consecuencia un paro general de 24 horas el 8 de diciembre, en protesta por el retraso. El 18 de ese mes, la autoridad emitió su fallo a favor de los trabajadores, lo cual significaba que las petroleras deberían pagar 26 millones de pesos de salarios caídos de la huelga de mayo, pero no acataron y se ampararon ante la Suprema Corte de Justicia. El 3 de marzo de 1938, la Suprema Corte de Justicia les negó el amparo, lo que además los obligaba a elevar los salarios y mejorar las condiciones laborales de sus trabajadores. Tras la molestia de los dueños de las compañías, el presidente ofreció mediar de nueva cuenta ante los dirigentes sindicales para que aceptaran el pago de los 26 millones de pesos y no de 40 millones, como lo exigían. Según narraciones de la época, Lázaro Cárdenas ofreció a los dueños de esas compañías que si pagaban los 26 millones de pesos, la huelga se levantaría. "¨Y quién garantiza que así será?, se le preguntó; "Yo, el presidente de la República", contestó; y con sarcasmo, uno de los empresarios le cuestionó: "¨Usted?". Entonces, Cárdenas cortó la plática secamente: "Señores, hemos terminado". Ese acto de desconfianza fue lo que al final generó que el presidente Cárdenas decidiera poner fin a tan largo conflicto y anunciar la expropiación petrolera.
El 18 de marzo se anunció al pueblo que esta industria era totalmente mexicana. La historia ya no podía detenerse y la única compañía petrolera mexicana, Petromex, fue absorbiendo en principio las concesiones y el 7 de junio de 1938 se publicó el decreto de creación de Petróleos Mexicanos (Pemex). En cuanto a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), nació en la Conferencia de Bagdad, Irak, el 14 de septiembre de 1960, con el fin de coordinar y unificar las políticas petroleras de los países miembros, estabilizar los precios del crudo en el mercado y asegurar que las naciones consumidoras reciban la cantidad necesaria del llamado oro negro. Esta organización fue fundada por cinco países: Irak, sede de la primera conferencia, Irán, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela. En la OPEP existen dos tipos de miembros: los fundadores, aquellos países que estuvieron representados en la conferencia de Bagdad, y los asociados, que se incorporaron a la organización después de esa fecha. Los actuales miembros del cártel petrolero son Argelia (1969), Libia (1962), Nigeria (1971), Venezuela (1960), Indonesia (1962), Kuwait (1960), Irak (1960), Irán (1960), Arabia Saudita (1960), Qatar (1961) y Emiratos Árabes (1967). De acuerdo con investigaciones, la formación del petróleo está asociada al desarrollo de rocas sedimentarias, depositadas en ambientes marinos o próximos al mar, resultado de procesos de descomposición de organismos de origen vegetal y animal que en tiempos remotos quedaron incorporados en esos depósitos. Se ha encontrado petróleo en todos los continentes del planeta, excepto en la Antártida. En su estado natural se le atribuye un valor mineral, siendo susceptible de generar, a través de procesos de transformación industrial, productos de alto valor. Como el petróleo no se encuentra distribuido de manera uniforme en el subsuelo, son básicas cuatro condiciones para que éste se acumule: - Debe existir una roca permeable de forma tal que bajo presión el petróleo pueda moverse a través de los poros microscópicos de la misma. - La presencia de una roca impermeable, que evite la fuga del aceite y gas hacia la superficie. - El yacimiento debe comportarse como una trampa, ya que las rocas impermeables deben encontrarse dispuestas de modo que no existan movimientos laterales de fuga de hidrocarburos. - Por último, debe existir material orgánico suficiente y necesario para convertirse en petróleo, por el efecto de la presión y temperatura que predomine en el yacimiento. Los compuestos químicos que constituyen el petróleo son miles, y éstos se diferencian por su volatilidad, dependiendo de la temperatura de ebullición. Al calentarse el petróleo se evaporan preferentemente los compuestos ligeros, de estructura química sencilla y bajo peso molecular, de tal manera que conforme aumenta la temperatura, los componentes más pesados van incorporándose al vapor. Las curvas de destilación TBP (del inglés "True Boiling Point", temperatura de ebullición real) distinguen a los diferentes tipos de petróleo crudo y definen los rendimientos que se pueden obtener de los productos por separación directa.
Por ejemplo, México cuenta con el crudo Istmo, del que se obtiene un rendimiento directo de 26 por ciento volumétrico de gasolina, mientras que del Maya, otro de los que ofrece nuestro país en el mercado internacional, sólo se obtiene 15.7 por ciento. La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo con su densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo): extrapesado, pesado, mediano, ligero y superligero. Para exportación, México ofrece tres variedades de petróleo crudo: Maya, Istmo y Olmeca. El primero es pesado con densidad de 22 grados API, 3.3 por ciento de azufre en peso y la mayor producción proviene de yacimientos de la Sonda de Campeche; el segundo es ligero con densidad de 33.6 grados API, 1.3 por ciento de azufre en peso y se produce en la Sonda de Campeche y en otros yacimientos del país. La última variedad de petróleo crudo que ofrece México es el Olmeca, superligero con densidad de 39.3 grados API, 0.8 por ciento de azufre en peso y se produce en yacimientos de las áreas mesozoicas de la Región Sur del país. De acuerdo con el Anuario Estadístico 2002 de Petróleos Mexicanos (Pemex), los mayores volúmenes de exportación de crudo en 2001 fueron del tipo Maya, que incluye el crudo pesado Altamira, al registrar 1,319.8 miles de barriles diarios (mbd); seguido del Olmeca con 308.5 y el Istmo con 82.0 mbd en promedio. En cuanto al destino de estas exportaciones, el continente de América acapara el crudo mexicano, en especial Estados Unidos, seguido de Europa, Lejano Oriente y otras regiones. El panorama mundial en lo que a refinación se refiere muestra que el país con más refinerías es Estados Unidos con 202, seguido del Japón (45), Canadá (27), Alemania (25), Italia (23), China (20), Francia (17), Reino Unido (16) y Brasil con 13, mientras que México se encuentra en decimocuarto sitio con 9. En lo que a destilación primaria se refiere, México se encuentra en décimo tercer lugar con una capacidad de 1.349 millones de barriles diarios siendo el primer lugar Estados Unidos con 15.4 millones de barriles, siguiéndole Japón (4.813), Italia (3.095), Francia (2.368), Alemania (2.172), China (2.15), Reino Unido (2.008), Canadá (1.868) y Holanda (1,498). La capacidad mexicana de desintegración o craquing térmico es de 82 mil barriles diarios, encontrándose en décimo tercer lugar después de países como Estados Unidos ( 1,612) primer lugar en este rubro, Alemania (332), Italia (310), Antillas Holandesas (295), Reino Unido (205), Holanda (175), Singapur (133), España (129), Argentina (122) y Francia (119); los valores anteriores son miles de barriles diarios. En el caso de desintegración catalítica México se encuentra en sexto lugar con 285 mil barriles al día, después de los Estados Unidos (4,671), Japón (423), Canadá (402), Reino Unido (356) y Brasil (315); pero antes que Francia (280), Italia (279), Alemania (180) y Venezuela (179). La capacidad de refinación en relación a reformación catalítica de México es de 158 mil barriles diarios ocupando a nivel mundial el décimo segundo sitio después de países como Estados Unidos (3,476), Japón (538), Alemania (386), Reino Unido (350), Canadá (349), Italia (340), Francia (310), España (180), Holanda (172) y Australia (170). Estos datos así como los anteriores están dados en miles de barriles diarios. Cabe mencionar que en estos rubros los países comunistas no presentan datos. En México los centros de refinación en lo que se refiere a destilación atmosférica de crudo y
fraccionamiento de gasolinas naturales se encuentran distribuidos tanto en la costa del Golfo (Reynosa, Madero, Poza Rica, Minatitlán y Cangrejera), del Pacífico (Salina Cruz), el Norte de la República (Cadereyta) y el centro de la misma (Salamanca y Tula) siendo las de mayor capacidad Minatitlán (290 mil), Cadereyta (235 mil), Salamanca (200 mil), Madero (185 mil), Salina Cruz (170 mil) y Tula (150 mil). Los principales petrolíferos que produce PEMEX son Gasolinas (145.416 millones de barriles en 1986), Combustóleo (141.565 millones), Diesel (88.439 millones) y Gas licuado (76.175 millones) y en Estados Unidos se maquila etileno y fraccionamiento de gas licuado; mientras que la prioridad en el consumo aparente de los mismos es en primer lugar Combustóleo seguido de Gasolinas y Diesel. Este aumento en el consumo de combustóleo se debe a la baja de las ventas de gas natural. México, como país productor de petróleo es exportador de productos petrolíferos, siendo los principales las gasolinas (439,100 barriles al día), combustóleo (185,900 BDC) y diesel (128,900 BDC), además de otros cinco productos; mientras que las importaciones fueron aceites lubricantes (122,600 BDC), gas licuado (103,000 BDC) y combustóleo (69,310 BDC), así como otros cuatro productos. En 1986 exportó 1,500 MBD, lo que constituyó el 91% de las exportaciones de PEMEX, de esta cantidad el 42% fue crudo ligero (Istmo) y 58% de crudo Maya cuyos precios en 1986 eran de $ 11.00 dls. y $ 8.00 dls. Respectivamente. De estas exportaciones el 52% fue a los Estados Unidos, 12.6% a España, 11% a Japón, 5.9% a Francia, 6% a Inglaterra y el resto (12.3%) a otros 16 países. La destilación es un proceso fundamental en esta industria, pues permite hacer una separación de los hidrocarburos y aprovechar sus diferentes puntos de ebullición, es decir, temperatura a la cual hierve una sustancia. El primer proceso que aparece en una refinería es la destilación atmosférica y al vacío. El petróleo se separa en fracciones que después de un procesamiento adicional darán origen a los productos principales que se venden en el mercado: el gas LP (utilizado en estufas domésticas), gasolina para los automóviles, turbosina para los aviones, diesel para los vehículos pesados y combustóleo para el calentamiento en las operaciones industriales. Las características del crudo y la cantidad y calidad de productos que se desean obtener determinan los procesos a seguir en las refinerías, donde se aplican muchas operaciones basadas en la separación física de componentes aprovechando diversos principios. Del petróleo se obtienen compuestos básicos de diversas cadenas productivas y que determinan una amplia gama de productos denominados petroquímicos, los cuales se utilizan en las industrias de fertilizantes, plásticos, alimentos, farmacéutica, química y textil, entre otras. Por lo general el petróleo crudo requiere de más de una operación para la fabricación de los productos finales. Por consiguiente una refinería consiste de diversas unidades procesadoras individuales de diseño y operación específicos, para producir competitivamente los productos que el mercado exige y que pueden variar de semana a semana. La refinación del crudo involucra una serie de procesos tanto físicos como químicos a los cuales se somete el petróleo crudo, los productos que se obtienen de ellos tienen diferentes rendimientos ya que estos dependen del origen del crudo; para ajustar estos rendimientos al patrón de consumo algunas de las fracciones se someten a diversos procesos de conversión. Estos procesos de conversión se aplican con el objeto de obtener productos más ligeros, mediante transposiciones moleculares, cuyo valor comercial es mayor. Estos procesos pueden ser de tres tipos: procesos de destilación, procesos de desintegración y procesos de purificación.
En el primer proceso se calienta el petróleo crudo a una temperatura en la cual los componentes ligeros se evaporan y a continuación se condensan los hidrocarburos en fracciones aprovechando las diferencias en los puntos de ebullición. La composición de cada fracción se identifica por su intervalo de ebullición y no se obtienen compuestos puros. En la tabla 1 se muestra la clasificación de las fracciones. En el segundo proceso el residuo de la destilación del petróleo crudo se somete a una nueva destilación al alto vacío para separar los componentes menos volátiles que serán destinados a lubricantes o a ser desintegrados catalíticamente. Esto es con el fin de obtener productos comerciales más valiosos, tales como gas licuado y gasolina de alto índice de octano principalmente. Los residuos de la destilación al alto vacío se emplean como asfalto o como carga para las plantas de coque. En los procesos de purificación se eliminan los compuestos que imparten propiedades inconvenientes a los productos. El petróleo crudo contiene diversas impurezas inorgánicas que son perjudiciales para la operación de las unidades de refinación. Un ejemplo son los sulfatos, bicarbonatos y cloruros, estos últimos pueden reaccionar con agua para producir ácido clorhídrico, muy corrosivo, mientras que la arena y otras materias en suspensión causan obturaciones en los platos de las columnas de destilación. La propia agua causa problemas durante la destilación y tiene que eliminarse del crudo. La sal puede afectar la operación de los intercambiadores de calor por incrustación, en tanto que existen otras impurezas que pueden envenenar el catalizador usado en las operaciones de desintegración o reformación. Uno de los procesos más útiles que debe sufrir el crudo antes de llegar a las refinerías es el de Desalinización, la desalinización se logra añadiendo agua en proporciones de 6-15% con respecto al petróleo y calentando de 90 a 150 oC con una presión suficiente para evitar la vaporización. La mezcla se emulsifica y la sal pasa a la fase acuosa. Para romper la emulsión se utilizan aditivos químicos que permiten sedimentar el agua para extraerla del sistema hasta la especificación máxima permisible de 2.8 g/L. La desalinización eléctrica se basa en la adición de 4 a 10% de agua a presión y calentando de 70 a 150 oC, emulsificando la mezcla e introduciéndola en un campo electrostático de alto potencial. El campo hace que las impurezas se asocien con la fase acuosa y, al mismo tiempo, produce la aglomeración de esta fase que permite separarla del sistema. El crudo desalinizado continúa a las unidades de destilación. La eliminación de H2S y de CO2 de los gases natural y de refinación, así como el CO2 del gas de síntesis, se efectúa en una torre de absorción donde se mezcla con mono-, di- y trietanolamina según la reacción:
RNH2 + H2S
RNH3HS
El equilibrio procede hacia la derecha a bajas temperaturas y hacia la izquierda a temperaturas elevadas. En la tabla 1 se muestran los diversos productos obtenidos de la destilación de crudos. El número de fracciones o cortes obtenidos depende de la base del crudo y de las condiciones de operación. En general los sistemas de destilación pueden clasificarse en tres tipos, que son, de una sola etapa, de dos etapas y de tres etapas.
Tabla 1. Fracciones de la Destilación del Petróleo. Producto
Intervalo aproximado de ebullición o
Gasolina natural
F
o
C
30-180
0-82
Gasolina
80-380
27-193
Naftas
200-450
82-232
Gasavión
180-450
82-232
Queroseno
350-550
177-288
400-600
204-316
Aceites combustibles
480-750
249-399
Aceites Diesel
380-650
193-343
Aceite combustible pesado
550-800
288-427
Aceites lubricantes
600-1000
316-538
Parafinas
Más de 625
Más de 330
Aceites lubricantes
Más de 900
Más de 430
Asfalto
Más de 900
Más de 430
Residuo (Coque de petróleo)
Más de 900
Más de 430
Destilados ligeros
Aceites de calefacción ligeros Destilados intermedios
Destilados pesados
Colas de destilación
Unidad de una etapa. En la figura 1 se muestra una unidad para crudo con una sola etapa. La carga de crudo se precalienta por medio de las corrientes de salida y entra a un horno de calentamiento directo. Los materiales se separan en la columna de destilación de acuerdo a sus puntos de ebullición. Los productos deseados pueden extraerse como corrientes laterales en puntos apropiados de la columna. Las corrientes laterales se fraccionan en columnas pequeñas llamadas separadores. En estas unidades se usa vapor de agua para liberar el corte de sus componentes más volátiles, de tal manera que el punto de ebullición inicial del producto puede ajustarse al valor deseado.
Figura 1. Proceso de Destilación en Una Etapa.
Sistema de dos etapas. La complejidad de la operación de las refinerías modernas frecuentemente requiere el uso de un sistema de dos etapas para obtener suficientes cortes del intervalo de productos deseados. Este sistema representado en la figura 2 incluye una torre primaria, que opera a 13.5 kg/cm2 man, y una torre secundaria que funciona a presión atmosférica junto con una torre estabilizadora y se usa cuando el crudo va a separarse en seis a diez cortes de intervalo estrecho. De la torre primaria pueden derivarse dos o más corrientes laterales, mientras que la salida superior constituye la alimentación a la torre estabilizadora. Esta puede operarse como una estabilizadora convencional o como desbutanizador o despropanizador. Los fondos de la torre primaria constituyen la alimentación de la torre secundaria. Esta utiliza una corriente de recirculación a reflujo en la que el producto superior regresa a la primera torre y se extraen corrientes laterales en puntos apropiados. Todas las corrientes laterales pasan a separadores para extraer las fracciones ligeras.
Figura 2. Sistema de Destilación en Dos Etapas. Los refinadores de petróleo usan la destilación al vacío para obtener fracciones de aceites lubricantes, carga de alimentación para desintegración catalítica y asfalto. Para la producción de aceites lubricantes se necesita una torre al vacío, y esta torre puede añadirse a una unidad de destilación de dos etapas (figura 3). El crudo de la torre atmosférica se alimenta a la torre a vacío a unos 430 oC, manteniendo la presión entre 40 y 130 mm de Hg. Por la parte superior se extrae la fracción de gasóleo que se puede utilizar como alimentación para desintegración catalítica y las corrientes laterales se procesan en separadores. El producto de fondos es residuo o asfalto.
Figura 3. Destilación al Vacío para Aceites Lubricantes En la figura 4 se ilustra una unidad al vacío para la producción de carga de alimentación para desintegración catalítica. Las condiciones de operación son similares a las de producción de aceites lubricantes. Dos etapas con torre al vacío. Las operaciones a altas temperaturas pueden producir coquificación en los tubos de calentamiento o en las artesas, con la consiguiente degradación térmica. Por consiguiente, en algunos casos es necesario operar al vacío para poder reducir las temperaturas de operación.
El petróleo crudo contiene cuando mucho 18% de gasolina. Con el vertiginoso crecimiento de la industria automotriz se hizo necesario idear métodos para utilizar una mayor proporción del petróleo como gasolina. De esta forma se logró que el rendimiento de gasolina a partir de petróleo crudo fuera ya de 44.9%. Esta diferencia se obtiene convirtiendo otras fracciones en gasolina. Al destilar petróleo crudo se obtiene un alto porcentaje de petróleo intermedio, que incluye gasóleo, aceite combustible ligero y aceite combustible pesado. Para los cuales existía muy poca demanda hasta hace unos años. Al calentar el gasóleo en un calentador de aceites y dejándolo expandir en una torre fraccionadora, se forma un alto porcentaje de componentes de baja ebullición, de hecho, son una gasolina. La descomposición de un petróleo durante su destilación es un hecho común y generalmente indeseable en el laboratorio orgánico. Sus moléculas grandes son sensibles al calor, se desintegran en fragmentos más pequeño, algunos de los cuales se vuelven a unir o se unen en formas distintas. El arte de la desintegración se basa en el uso adecuado de este efecto y controla la desintegración para producir un máximo de la gasolina deseada. La desintegración forma varios productos: gases, naftas de ebullición baja e intermedia adecuadas para gasolina y queroseno, fracciones de gasóleo y aceite combustible, aceites residuales y carbón, en proporciones que dependen
del tipo de carga de alimentación a la unidad y de la temperatura, la presión y el diseño del equipo.
Figura 4. Unidad de destilación Instantánea al Vacío. Desintegración térmica. En los primeros años el proceso consistía en exponer un flujo de corriente de gasóleo a la acción de temperaturas altas y presiones moderadas utilizando tubos de acero. Después se introducía en una cámara grande a presiones más bajas, donde se separaban los gases, los vapores y los líquidos. Entonces, los vapores condensados y los líquidos se separaban por fraccionación en la forma usual. También se procedía vaporizando primero el petróleo y después sometiéndolo a la desintegración. A lo largo de los años se desarrollaron varios procesos que tuvieron bastante éxito, el más común fue el llamado proceso de tubos y tanque. La desintegración térmica todavía se usa, en especial en las refinerías pequeñas. En la mayor parte de la refinerías grandes, así como en algunas pequeñas, la desintegración térmica ha sido reemplazada por la desintegración catalítica, que es en realidad una desintegración térmica en presencia de un catalizador.
La desintegración térmica del petróleo se inicia a temperaturas ligeramente inferiores a 370 oC, pero la velocidad de descomposición es muy baja para los procesos industriales. En las instalaciones de producción se utilizan temperaturas en el intervalo de 450-570 oC para la manufactura de gasolina (tabla 2). Las reacciones que se verifican durante la desintegración térmica incluyen la ruptura de enlaces C-C, deshidrogenación, polimerización y ciclización. Las más importantes son la ruptura y polimerización y las demás se verifican de manera bastante limitada. Tabla 2. Condiciones de Reacción de Desintegración Térmica. Alimentación
Producto deseado Tiempo de reacción
Temperatura Presión
seg
o
C
Kg/cm2 man
Metano
Acetileno
0.01-0.1
Más de 1100 Vacío
Etano
Etileno
0.1-2.0
730-845
0-35-2.1
Propano
Etileno
1-3
680-790
0.35-2.1
Gasóleo
Gasolina
40-300
450-570
14-63
Crudo reducido
Gasolina
450-540
0.7-5.0
Las condiciones de operación están dictadas por la carga, el producto deseado y las reacciones indeseables. El método usual de operación consiste en obtener un 12-20% de conversión por pasada y reciclar la carga no desintegrada. Si se aumenta la conversión por pasada disminuye el rendimiento total de gasolina, aumenta la coquificación y se afectan las propiedades del producto obtenido. También resulta en corridas más cortas entre limpieza de equipo, debido a la coquificación. Claro está que las condiciones específicas para una cierta operación están dictadas por consideraciones económicas. Cuando el producto deseado es gasolina, es necesario mantener la carga en estado líquido durante la operación de desintegración y esto requiere operar el equipo bajo presión. Las modificaciones en la carga de alimentación conducen a diferentes rendimientos bajo condiciones de desintegración constantes. Además, al variar las condiciones de operación, se presentan grandes diferencias de rendimientos. La velocidad de reacción de los hidrocarburos del petróleo aumenta al elevarse el peso molecular, por lo que las cargas ligeras requieren tiempos de contacto más largos para una misma conversión. En la práctica se acostumbra elevar la temperatura de reacción en lugar de prolongar el tiempo de contacto. Antes de la introducción de los procesos catalíticos, la unidad de desintegración térmica tipo Dubbs de dos serpentines era la más común. Sin embargo, en la actualidad predominan los procesos de coquificación. Estos procesos producen gasóleo y coque con una carga de crudo reducido, alquitranes desintegrados, aceites pesados de ciclos catalíticos y asfaltos. La alimentación se calienta a unos 485 oC y se carga a la cámara de reacción (tambor de coquificación) donde permanece hasta que se descompone en coque y materiales volátiles. La cámara o tambor de reacción se mantiene a temperaturas de 430-470 oC. Cuando el tambor de coque se llena, se retira de la línea y se le introduce vapor para extraer los materiales volátiles del coque y éste se evacua con agua. El tambor limpio se incorpora a la línea de producción. Se pueden utilizar dos o más tambores en paralelo que, en un caso típico, pueden estar en servicio 24 h y en limpieza otras 24 h (figura 5)
Figura 5. Unidad de Coquificación Retardada para Desintegración Térmica. En el proceso de coquificación fluida, la carga se alimenta por la parte superior de un lecho de coque fluidizado que se mantiene a unos 540 oC. La carga se descompone en productos ligeros y coque que se deposita sobre las partículas del lecho. Una parte del coque se extrae de forma continua y se envía a los quemadores de coque, donde proporciona el calor para el reactor. Desintegración catalítica. Con la necesidad de gasolinas de mejores propiedades antidetonantes, mayor octanaje y mayor susceptibilidad al plomo se desarrolló el diseño y construcción de procesos catalíticos. El primer proceso catalítico fue el Houdry, con lechos catalíticos fijos, y éste método dominó en la industria por varios años. Los dos tipos de unidades de desintegración catalítica que se usan hoy en día son las de lecho fijo y de lecho móvil o fluidizado. En la actualidad, la desintegración catalítica representa el 85% de la capacidad total de desintegración.
Las reacciones que se verifican durante la desintegración incluyen escisión, isomerización, alquilación, deshidrogenación y aromatización entre otras. Se utilizan dos tipos de catalizadores: naturales y sintéticos. Los naturales están constituidos por sílice y alúmina con pequeñas cantidades de otros materiales. Los catalizadores sintéticos se fabrican con materiales puros y especificaciones muy rígidas. Los catalizadores modernos se basan en tamices moleculares. Consisten en zeolitas cristalinas sintéticas a base de los minerales mordenita y erionita, de tipo alúminosilicato, en los que el catión sodio ha sido sustituido por un catión del Grupo VIII o de un
metal de tierras raras. Estos tamices moleculares sustituidos se mezclan con un aglutinante y se moldean al tamaño y forma adecuados. Las pastillas o gránulos catalíticos pueden ser de 3 a 4 mm para unidades de lecho fijo y de 2 a 400 micras para unidades de lecho fluidizado. En el proceso de desintegración catalítica de lecho fluido, los vapores de petróleo calientes se mezclan con una arcilla fina o un catalizador sintético pulverizado y la mezcla forma un remolino con un contacto íntimo en el reactor, donde se verifica la desintegración de las moléculas del petróleo. Se dice que el catalizador está fluidizado, pues la mezcla de polvo y vapores se comporta en muchos aspectos como si fuera un solo fluido. La densidad del fluido puede variarse modificando la proporción de polvo catalítico a vapores. El vapor que sale de la torre se alimenta a un ciclón interno, donde se separa la mayor parte del polvo, que se regresa al reactor; los vapores pasan a un fraccionador que condensa gasóleo pesado, gasóleo ligero y gasolina cruda o nafta; finalmente, los gases pasan a un enfriador y a un sistema de recuperación. El catalizador se envenena con el tiempo y tiene que reactivarse. Para lograr esto, una porción del catalizador fluidizado se extrae constantemente del reactor, se separa de los vapores que lo acompañan en el separador de catalizador gastado, y se desplaza hacia abajo para incorporarse a una corriente de aire de combustión que lo conduce a un regenerador, donde se queman los depósitos ricos en carbón. Los gases de chimenea se envían a un ciclón interno, donde depositan el polvo que contienen, pasan a un intercambiador de calor productor de vapor de agua, después a un precipitador eléctrico donde se atrapan las últimas partículas de polvo, y finalmente se descargan en la atmósfera. El catalizador recuperado ya limpio vuelve a entrar al regenerador y se mezcla con catalizador adicional de reposición; después de calentar a 595 oC, el catalizador está listo para alimentarse al reactor. El catalizador se une a la corriente de petróleo precalentado o carga de alimentación, causando su vaporización instantánea. El catalizador y los vapores son forzados hacia el interior del reactor por la velocidad de los propios vapores de entrada y por la columna fluida del tubo de descenso vertical del regenerador y penetran por el punto más bajo del reactor, elevándose a través del lecho del catalizador fluidizado. La temperatura del reactor se mantiene de 480 a 510 oC; la reacción de desintegración consume calor, pero los polvos catalíticos suministran un nivel suficiente por el calor que traen del regenerador. En este aspecto el catalizador puede considerarse como un agente de transferencia de calor (figura 6). La unidad de gran escala puede tener una capacidad superior a 100,000 barriles diarios. En una unidad de este tamaño hay varios cientos de toneladas de catalizador en circulación. El catalizador limpio del regenerador se alimenta al reactor a una velocidad de un carrotanque por minuto, con un sistema que no tiene partes móviles. Como ya se mencionó, los vapores de la desintegración salen del reactor hacia el fraccionador, en cuyo fondo se forma una suspensión de los aceiten más pesados y de catalizador residual. Si así se desea, los aceites en suspensión pueden usarse en un régimen cíclico regresándose al reactor.
Figura 6. Proceso Fluidizado de Desintegración Catalítica. En la tabla 3 se muestran las condiciones de operación para el proceso fluido, así como para el proceso de lecho fijo. Tabla 3. Condiciones de Operación para Unidades de Desintegración Catalítica. Unidades de lecho Unidades de lecho fluidizado fijo Temperatura del reactor, oC
465-540
445-525
Presión en el reactor, kg/cm2 0.7-1.5
0.35-1.25
Velocidad espacial
0.5-3
1-4
Proporción catalizador/petróleo en peso
5-20
1.5-7
Carbón en el catalizador regenerado, % en peso
0.4-16
0.1-06
Carbón en el catalizador gastado, % en peso
0.5-2.6
1.2-3.1
Temperatura máxima de regeneración, oC
690
735
En la figura 7 se ilustra el proceso de desintegración catalítica tipo Thermofor que utiliza elevación con aire. El catalizador del separador entra en contacto en el reactor con la alimentación precalentada. El catalizador y el petróleo fluyen hacia abajo a través del reactor. Los vapores producidos en el reactor se envían a fraccionadores, el catalizador fluye por una zona de purga y sale del reactor hacia los regeneradores. El depósito de carbón se oxida con aire que fluye a contracorriente del catalizador, éste se envía a la zona de enfriamiento para ajustar la temperatura. De ahí pasa al
recipiente de elevación, donde una corriente de aire a baja presión lo recoge y lo eleva hasta la parte superior del reactor para iniciar otro ciclo.
Figura 7. Proceso Thermofor con Elevación de Aire. Reformación catalítica. Este proceso se utiliza para mejorar el octanaje de la gasolina natural, nafta y otros compuestos similares, pues las unidades de desintegración catalítica no pueden satisfacer la demanda de gasolina de alto octano en forma económica. Este es el proceso más importante para mejorar las gasolinas. Se trata de un método catalítico a temperaturas elevadas y la reacción se verifica en presencia de hidrógeno. Sin embargo, la hidroformación no es una hidrogenación, por el contrario, se trata de una deshidrogenación y parte del hidrógeno producido se recicla simplemente para controlar la velocidad y el grado de deshidrogenación. El catalizador es generalmente óxido de molibdeno o aluminio. Los catalizadores modernos consisten en renio y platino sobre un soporte inerte. La propiedad más importante del catalizador es la formación de anillos y permite la preservación de la estructura anular de las moléculas que acaban de aromatizarse. Por lo tanto, el producto final contiene un alto porcentaje de aromáticos y una cantidad de alifáticos, en comparación con la alimentación. El producto es muy estable y puede mezclarse directamente con gasolina, después de extraer el gas en un separador y de destilar en una torre de estabilización.
Es conveniente contar con dos reactores catalíticos, pues durante la operación de uno de ellos, el otro se limpia de la pequeña cantidad de coque depositado sobre los gránulos de catalizador. El coque se quema con precaución para evitar dañar el catalizador, esto se logra añadiendo cantidades controladas de aire a un gas de chimenea inerte. Para un nivel de octano dado, el depósito de carbón depende de la proporción de gas de recirculación y de su concentración de hidrógeno. La eliminación de coque restaura la capacidad catalítica original. Las corrientes laterales de nafta de bajo octanaje que se obtienen de la destilación de crudos pueden enriquecerse a grado tal con este proceso que llegan a contener entre 40 y 50% de
hidrocarburos aromáticos, de los cuales de 15 a 20% es tolueno. La separación del tolueno de los hidrocarburos del mismo intervalo de ebullición (95 a 115 oC) se lleva a cabo por destilación azeotrópica. A la nafta se le añade metiletilcetona y agua, que es el mejor azeótropo para este propósito y la mezcla se alimenta a un destilador de fraccionación. El azeótropo sale por la parte superior arrastrando los hidrocarburos no toluénicos. Los fondos del destilador están formados por más del 99% de tolueno. El proceso es continuo. Tal como se espera, las reacciones que se verifican durante el proceso son numerosas y complicadas. La figura 8 ilustra algunas de las más probables. + 3 H2
Deshidrogenación de naftenos Me
Me
Me + 3 H2
Deshidroisomerización de naftenos + 3 H2
Deshidrociclización de parafinas
Isomerización de parafinas +
Hidrodesintegración de parafinas S + 4 H2
+ H2S
Hidrodesulfurización
Figura 8. Reacciones que Ocurren en la Reformación Catalítica. Las reacciones de deshidrogenación y deshidroisomerización de naftenos e isomerización de parafinas son las predominantes, mientras que las demás pueden ser importantes a temperaturas más elevadas. Es importante evitar la reacción de desintegración por hidrógeno (hidrocraquing), pues puede conducir a un exceso de depósitos de coque, lo que reduce el rendimiento de productos líquidos. Las unidades de reformación catalítica pueden ser de tipo regenerativo o no regenerativo. En la figura 9 se muestra una unidad de platformación de tipo no regenerativo. La carga de alimentación de
nafta se mezcla con hidrógeno y se circula por los reactores catalíticos que contienen catalizador de platino. La carga se calienta antes de entrar al reactor para compensar las reacciones endotérmicas que se verifican. El efluente final se enfría, se separa del hidrógeno, que se recicla y se estabiliza.
Figura 9. Proceso de Reformación Catalítica. La unidad de ultraformación es regenerativa y se ilustra en la figura 10. Su operación es similar a la de platformación, a excepción de que cuenta con un reactor de reposición que entra en la línea cuando la actividad catalítica del otro reactor comienza a disminuir. Esto permite regenerar el catalizador sin interrumpir las operaciones. Un reactor de reemplazo puede servir para varias unidades de reformado.
Figura 10. Proceso de Reformación Regenerativa.
Las condiciones típicas de operación son: Temperatura
Presión
o
Kg/cm2 man
C
Velocidad espacial
Velocidad de hidrógeno
Kg petróleo/h
m3/h/barril
Kg catalizador Platformación
850-980
200-800
1-4
4,000-13,000
Ultraformación
200-350
200-350
1-5
3,500-8,000
Hidrotratamientos. Se han desarrollado un gran número de procesos para el tratamiento con hidrógeno de las fracciones del petróleo. Estos procesos se usan para mejorar algunas de las propiedades del petróleo que se está tratando, por medio del uso de un catalizador específico para la reacción deseada. En algunos casos se verifican varias reacciones simultáneamente. Además, se utilizan catalizadores patentados para promover reacciones que también determinan las condiciones de operación. En general, los catalizadores no requieren regeneración o activación, pero en algunos caso sí puede ser necesario hacerlo de uno a seis años antes de tener que reemplazarse.
Los reglamentos de contaminación del aire exigen que los combustibles utilizados para calefacción o plantas generadoras contengan menos de uno por ciento de azufre. La mayor parte de las fracciones pesadas de las refinerías contiene entre 2 y 5.5% de azufre y no pueden usarse como combustibles a menos que se reduzca este contenido. La hidrosulfuración convierte al azufre en sulfuro de hidrógeno que puede separarse con facilidad en la corriente gaseosa y transformarse en azufre elemental. Las fracciones de gasóleo que contienen aproximadamente 0.1% de nitrógeno o más, desactivan con gran rapidez los catalizadores de la desintegración catalítica, lo que haría necesario reemplazarlos. Los procesos de hidrogenación pueden eliminar el nitrógeno y oxígeno, con lo cual se mejora la calidad de las fracciones para la desintegración catalítica. La hidrofinación elimina las olefinas de la carga de alimentación a los procesos catalíticos para reducir la deposición de carbono, también hidrogena los aromáticos a nafténicos en el queroseno y los combustibles de aviación, para mejorar las características de estos productos. Reduce el contenido de vanadio y de otros metales para mejorar la carga de la desintegración catalítica, así como aumenta la estabilidad de almacenamiento. Las fracciones de petróleo altamente aromáticas y el gasóleo de ciclo catalítico no se pirolizan con facilidad, pero esta característica puede mejorarse bastante cuando el proceso es una hidrodesintegración para formar fracciones de bajo peso molecular con rendimientos altos. Las gasolinas pueden mejorarse por la adición de sustancias ajenas, formando la molécula de hidrocarburo de una manera específica y reordenando la estructura de la molécula ya existente, con o sin la eliminación simultánea de hidrógeno. Para evitar el golpeteo o detonación de un motor de combustión interna como los de los automóviles cuando trabajan calientes y para evitar la pérdida de potencia que se deriva de este fenómeno, se pueden añadir diferentes sustancias que producen excelentes resultados. La efectividad
por unidad de peso de estos compuestos es bastante variable. El compuesto antidetonante más conocido actualmente es el metil-ter-butil éter (MTBE). Esta sustancia es menos contaminante que el tetrametilo y tetraetilo de plomo. Las propiedades de la gasolina que se controlan son el intervalo de ebullición, la presión de vapor, el octanaje, el contenido de gomas y el contenido de azufre. El intervalo de ebullición se ajusta mezclando gasolinas de destilación directa, gasolina de desintegración (cracking), gasolina de reformación y otros tipos, para obtener el intervalo deseado y el octanaje requerido. La presión de vapor se regula con adiciones de butano y gasolina natural. La presión de vapor se controla para valores altos en los climas fríos o durante los meses de invierno, para que el motor arranque con más facilidad y debe disminuirse en verano. Para reducir al mínimo la formación de gomas, se añaden antioxidantes, mientras que la adición de colorantes sirve como identificación y apariencia estética y los anticongelantes sirven para evitar la formación de hielo en el carburador. El proceso de alquilación para la producción de gasolinas de alto octano se originó en el descubrimiento de que los hidrocarburos parafínicos se pueden unir con olefinas en presencia de un catalizador. Por ejemplo, la alquilación producida a partir de una carga bien seleccionada, como lo es una corriente gaseosa proveniente de procesos de desintegración, rica en olefinas, puede tener un índice de octano hasta 95. El proceso puede basarse en isobutano y olefinas que producen dímeros y trímeros de alto octano. La reacción se verifica de 15 a 35 oC en presencia de ácido sulfúrico o fluorhídrico. El producto se separa del ácido en un sedimentador y se trata para purificarlo del propano, butano, etcétera. La polimerización de gases de refinería ricos en olefinas tiene por objeto producir gasolinas de alto octano y derivados petroquímicos. En la figura 11 se muestra un diagrama de flujo para el proceso de polimerización utilizando un catalizador de ácido fosfórico sólido. La carga precalentada se hace pasar sobre el catalizador en el reactor de 175 a 225 oC y de 28 a 84 kg/cm2. Las reacciones son exotérmicas. La gasolina polimérica que se obtiene de esta manera se libera del butano y propano que pueda tener para completar el proceso. También se pueden producir con este método compuestos tales como dímeros, trímeros y homólogos del propileno.
Figura 11. Proceso de Polimerización con Acido Fosfórico Sólido.
REFINACIÓN DE ACEITES LUBRICANTES
Los aceites lubricantes son materiales de alto margen de utilidad. Además, la recuperación de ceras, asfalto y otros subproductos que se obtienen en el proceso de refinación, incrementa su importancia en cuanto a los aspectos económicos de la refinación. Los hidrocarburos parafínicos de alto punto de ebullición son los materiales que exhiben las propiedades adecuadas para su uso como aceites lubricantes. Entre estas propiedades se incluyen una buena estabilidad a temperaturas elevadas, fluidez a temperaturas bajas, cambios de viscosidad moderados en un intervalo de temperaturas bastante amplio y adherencia suficiente para seguir en contacto aún bajo el efecto de fuerzas cortantes considerables. En la figura 12 se muestra un diagrama de bloques general para la fabricación de aceites lubricantes. Puesto que las fracciones deseadas tienen puntos de ebullición altos, su separación en los diferentes cortes de intervalos de temperatura debe llevarse a cabo con una presión reducida. Esto se hace con una destilación al vacío. Los cortes que se obtienen se tratan para eliminar naftenos, compuestos aromático, compuestos de nitrógeno y oxígeno, compuestos de azufre y otras impurezas. El asfalto sólo aparece en el residuo, por lo que es necesario tratar esta corriente para extraerlo.
Figura 12. Diagrama de Bloques para la Refinación de Aceites Lubricantes Desasfaltación. El residuo del destilador al vacío se introduce en una torre en donde se pone en contacto con propano líquido, que disuelve todos los constituyentes excepto el asfalto, que se deposita en el fondo de la columna. La columna se opera a presiones de unos 35 kg/cm2 para mantener el propano al estado líquido a las temperaturas de operación. Un hecho interesante es que la columna se mantiene unos 30 ºC más caliente en la parte superior (60-95 ºC) que en el fondo. Esto reduce la solubilidad de los hidrocarburos más pesados y ayuda a hacer más estrecho el intervalo de ebullición de la fracción tratada. El propano se recupera del aceite y del asfalto y se recircula. Este proceso se ha vuelto muy importante en la descarbonización y desasfaltación de la carga de alimentación para la desintegración catalítica (figura 13)
El tratamiento de la fracción de aceite es similar al que se le aplica a las otras fracciones de la
destilación al vacío.
Figura 13. Proceso de Desasfaltación con Propano Extracción con Disolventes. El siguiente paso en la refinación de aceites lubricantes consiste en eliminar las parafinas con una extracción con disolventes. Los dos disolventes más importantes son el furfural y el fenol, también se pueden utilizar otros disolventes.
En la figura 14 se muestra el proceso a base de furfural. La fracción de aceite lubricante se alimenta por la parte central de la columna de extracción y el disolvente se carga en una zona cerca de la parte superior. Las dos corrientes fluyen a contracorriente, saliendo el disolvente por el fondo y el aceite por arriba. El disolvente de furfural arrastra compuestos no lubricantes, tales como aromáticos, naftenos, compuestos de azufre y compuestos de nitrógeno. El disolvente se recupera por evaporación instantánea y separación por vapor.
Figura 14. Proceso de Refinación con Furfural Desparafinación. Las ceras presentes en los aceites lubricantes pueden separarse por cristalización a temperaturas bajas y afectar la función del lubricante. Sin embargo, son buenos lubricantes y la cantidad permisible en el aceite depende de las condiciones de operación a las que se someterá el aceite.
Los procesos convencionales de desparafinación que pueden producir un material con un punto de vertido (temperatura a la cual el aceite deja de fluir) tan bajo como –25 ºC, se basan en poner en contacto el aceite con un disolvente, por ejemplo, metiletilcetona, que disuelva el aceite y las ceras. Al enfriar la solución, las ceras cristalizan y pueden separarse por filtración. Las ceras pueden fraccionarse para producir materiales de diferentes intervalos de fusión, desde 30 hasta 95 ºC. Los sistemas de recuperación de disolventes extraen éste de la cera y el aceite. Por medio de un nuevo proceso a base de urea es posible obtener aceites lubricantes con un punto de vertido tan bajo como –55 ºC. La urea y el aceite se mezclan y se calientan a unos 40 ºC. Se forma así un complejo cera-urea que es insoluble en el aceite y puede filtrarse. La urea y la cera se recuperan tratando el complejo con agua a unos 75 ºC (figura 15).
Figura 15. Desparafinación de Aceites Lubricantes Tratamiento con Arcillas. Los compuestos de oxígeno, nitrógeno y azufre remanentes en el aceite después de las etapas de refinación que se acaban de describir, pueden eliminarse por adsorción en una arcilla de tipo atapulgita o tierra de batán u otros adsorbentes adecuados. Los dos métodos que se usan son el de percolación y el de contacto-filtración. En el primero el aceite se hace pasar a través de un lecho del material adsorbente. Dependiendo del adsorbente y de las impurezas que se deseen eliminar, una tonelada de arcilla puede servir para tratar más de 100 barriles de aceite antes que se necesite regenerarla. Esta operación consiste en lavar con nafta y vapor de agua y calentar a 540 ºC para desprender las impurezas adsorbidas.
El proceso de contacto-filtración es de tipo continuo. El adsorbente se mezcla con el aceite y la suspensión resultante, calentada de 105 a 285 ºC, se recircula por una torre de contacto en la que el tiempo de residencia puede ser de 0.5 a 1 hora. El efluente de la torre se enfría y se filtra para separar el adsorbente. El adsorbente puede o no regenerarse, dependiendo de la economía de la operación. Los compuestos de nitrógeno y oxígeno en los aceites lubricantes son inestables y se descomponen o polimerizan durante el uso del aceite; por lo tanto es necesario eliminarlos de la composición. El hidrotratamiento puede extraer estos compuestos y, de hecho, es un proceso alternativo del tratamiento con arcillas en la refinación de lubricantes. Se han desarrollado catalizadores para la eliminación de azufre, nitrógeno y oxígeno; para la hidrogenación de aromáticos a nafténicos y para la reducción del número de anillos en los nafténicos multianulares. Con algunas fracciones de aceites lubricantes, este tratamiento puede reemplazar totalmente la refinación con disolventes y el tratamiento con arcillas. Mezclado de Aceites Lubricantes. Las propiedades específicas de un aceite lubricante se obtienen mezclando diversas fracciones refinadas y adicionando algunos materiales no derivados del petróleo, aditivos. Los aceites lubricantes modernos contienen un gran número de aditivos como: inhibidores de la oxidación para reducir la susceptibilidad a la oxidación, en especial a temperaturas elevadas; detergentes para disolver los depósitos del motor; agentes antiespumantes; y depresores del
punto de vertido, así como otros más. Grasas. La consistencia semisólida de las grasas se obtiene por adición de agentes espesantes al aceite. Pueden ser jabones metálicos, sílices modificadas, algunos materiales orgánicos y arcillas especiales, constituyen entre 3 y 30% de la grasa en volumen.
BIBLIOGRAFIA Isaac Schifter Secora y Esteban López Salinas, Automóviles, contaminación…y algo más, Fondo de Cultura Económica, Estampas de la Ciencia Vol. 1, col. La Ciencia para Todos, núm. 173, México, 1999 Química Industrial (Manual de Riegel), Kent J.A. (Editor), C.E.C.S.A., México (1984) The Chemical Process Industries, Shreve R.N. and J.A Brink, 4th Ed., McGraw Hill, New York (1977) Synthetic Materials from Petroleum, Topelico A.V., M.F. Nagiyev and N. Shakhtakhtinskii, Pergamon Press, New York (1962) Chemical Technology, Henglein F.A., Pergamon Press, New York (1975) An Introduction to the Chemical Industry, Manning J., Pergamon Press, New York (1975) Desarrollo y Perspectivas de la Industria Petroquímica Mexicana, I.M.P., México (1977) Informe de la Comisión Petroquímica Mexicana, S.E.M.I.P., México (1985) Hydrocarbon Processing, 21, 50, 113-226 (1971) Gaceta UNAM del 14 de marzo de 1988, pp 16-19 Cuautitlán Izcalli, Edo. de Mex. a 24 de agosto de 2006. Jaime Mondragón Aguilar