COMANDO GENERAL DEL EJÉRCITO ESCUELA MILITAR DE INGENERIA “MCAL. ANTONIO JOSE DE SUCRE”
BOLIVIA
MATERIA:
Refinacion del petroleo
INTEGRANTES:
Brandon Arispe Orellana Raul Nina Quintanilla Pablo Pozo Zurita Carlos Franco Jimenez Bismark Fernandez Pardo
DOCENTE:
ing. Gaston Rioja Cardenas
CARREA:
ing. petrolera
SEMESTRE:
5to
FECHA:
25/04/2012 COCHABAMBA-BOLIVIA
HIDRODESULFURACION La hidrodesulfuración (HDS) o hidrodesulfuración térmica (HDT) es un proceso destinado a eliminar el azufre(que es una impureza contaminante) que se encuentra en las fracciones del petróleo, luego de diversos procesos, tales como destilación fraccionada, destilación por presión reducida, reformado, o desintegracion catalitica. 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 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.
COMPUESTOS DE AZUFRE Las corrientes del petróleo (naftas, keroseno, gasóleos ligeros y pesados) contienen una gran cantidad de compuestos organicos de azufre, tales como el tiol, tiofeno, benzotiofeno, dibenzotiofeno ynaftodibenzotiofeno. Estos compuestos varian en su reactividad a la HDS y en su proporción en las corrientes del petróleo.
PROCESOS DE HIDRODESULFURACION Los procesos convencionales de hidrodesulfuración constan básicamente de un sistema de reacción donde los compuestos orgánicos de azufre reaccionan con el hidrógeno para obtener compuestos orgánicos y ácido sulfhídrico, un sistema de separación para eliminar los compuestos ligeros (i.e. H2, H2S e hidrocarburos ligeros) del diesel y un sistema de recirculación, existen diversas tecnologías basadas en esta configuración.
Tipo de Catalizadores utilizados en Hidroprocesos A continuación se describen los catalizadores más comunes utilizados en Hidroprocesos y sus características: •
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Cobalto Molibdeno: Buena remoción de Azufre, pobre remoción de Nitrógeno Níquel Molibdeno: Buena remoción de Nitrógeno, pobre remoción de Azufre. Níquel - Wolframio: Buena remoción de Azufre, nitrógeno y favorecen el hidrocracking
Tipo de Carga de los Catalizadores Carga Tradicional con Bolsa Permite la carga de una cantidad limitada de catalizador Es necesario un estricto control de la caida del catalizador para evitar su rotura. Dense Loading Permite una mayor cantidad de catalizador por unidad de volumen. Se logra una carga más uniforme que permite una mejor distribución del flujo durante la operación. Reduce la formación de puntos calientes en el catalizador.
Formas de los Catalizadores
UNIDAD DE HIDRODESULFURACION
DESCRIPCION TECNICA DE LA UNIDAD DE HYDROBON Esta unidad tiene la función de prepara la carga para la unidad de platforming, disminuyendo la concentración de los principales contaminantes como: azufre, plomo, arsénico, cloruros, entre otros La carga junto con el hidrogeno pasa por un reactor de flujo axial, cargado con catalizador de Cobalto-Molibdemo, en cual los contaminantes reaccionan produciendo H2S, NH3, HCl, H2O, para luego ser eliminados. La sección de hydrobon se emplea en una sola reacción catalítica en el reactor R-1201, una torre de estabilización, un circuito de intercambio de calor para recuperar el calor de los productos y hornos de fuego directo para suministrar el calor adicional. La gasolina media almacenada en los tanques 2904 y 2905 se envía por medio de la bomba IP-1201 A/B hacia el horno H-1201, previamente la corriente de nafta media se junta con una corriente de hidrogeno proveniente de platforming, pasando por la carcasa del intercambiador de calor I-1201 y posteriormente al horno H-1201.
Reactores de lecho fijo Los reactores de lecho fijo consisten en uno o más tubos empacados con partículas de catalizador, que operan en posición vertical. Las partículas catalíticas pueden variar de tamaño y forma: granulares, cilíndricas, esféricas, etc. En algunos casos, especialmente con catalizadores metálicos como el platino, se emplean mallas de alambre en lugar de partículas de metal. El lecho de catalizador está constituido por un conjunto de capas de este material. Estas mallas catalíticas se emplean en procesos comerciales. Asi como, la oxidación de amoníaco y la oxidación del acetaldehído a ácido acético. Diagrama de flujo de la unidad de Hydrobon
El H-1201 incrementa temperatura de carga hasta 310°C aproximadamente y d ahí ingresa directamente al reactor R-1201 dentro el cual fluye a través del catalizador donde las reacciones producidas son exotérmicas. La salida del producto del reactor se realiza por la parte baja del mismo, pasa por los tubos del intercambiador de calor I-1201 en los cuales disminuye su temperatura por el contacto con la carga, luego se inyecta agua tratada que sirve para ayudar a la limpieza de sales corrosivas que pueden producirse,
luego pasa por el aero enfriador E-1201 ingresando al acumulador ingresando al acumulador D-1201, que es el separador, que por diferencia de presión el liquido sale por la parte inferior, el agua acida sale por la zona de interface por donde es eliminada dirigiéndose una parte hacia el D-1006 y la otra parte a recuperación de gases, por la parte superior del acumulador D-1201 se envía la parte gaseosa hacia el acumulador D-2401 ( que sirve como acumulador de gas combustible para la alimentación de hornos en la refinería). El líquido del D-1201 se dirige al intercambiador de calor ingresando por la carcasa de I-1202 y luego ingresa a la torre T-1201 a la altura del plato 6 y opera entre 65° C y 210°C de temperatura por cabeza y fondo respectivamente. En esta torre se termina de extraer los contaminantes que todavía arrastra el producto, eliminándose los mismos por la cabeza de la torre; antes de ingresar al E-1202, por la parte superior de la torre se inyecta un inhibidor de corrosión para evitar la corrosión en las líneas; inmediatamente ingresa al aero enfriador E-12102 y posteriormente al acumulador D-1202. En el acumulador la parte liquida se extrae mediante la bomba P-1204 A/B, esta corriente sirve como reflujo a la cabeza de la T-1201 que ingresa a la altura del plato 1, la parte gaseosa de D-1202 se envía de la misma manera que el D-1201 al acumulador D-2401 como gas combustible y el agua acida es eliminada por la parte inferior del equipo. El fondo de la T-1201 a la salida de la torre a la salida de la torre se divide en 2 partes, la primera es succionada por la IP-1203 A/B hacia el horno H-1202, esta corriente caliente sirve como reflujo para mantener la temperatura de fondo de la T-1201, la segunda corriente pasa por los tubos del intercambiador I-1202 y posteriormente es succionada por la bomba P-1206 A/B. Esta corriente constituye la carga principal para el proceso de platforming.
