1. Petroquimica Y Mercados_mundiales

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN SIMON FACULTADDECIENCIASY TECNOLOGIA DIRECCIÓN DE POSGRADO

COMPLEJO PETROQUIMICO “BARRANCA BERMEJA”

MONOGRAFÍA PRESENTADO PARA OBTENER EL CERTIFICADO DE DIPLOMADO EN PETROQUIMICA Y POLIOLEFINAS VERSIÓN I

POSTULANTES

: David Morató Fernandez Peter Pablo Pinto Rios

Cochabamba – Bolivia AÑO 2018

I

INDICE 1.

INTRODUCCION ................................................................................................................. 1

2.

ANTECEDENTES ................................................................................................................ 2

3.

OBJETIVOS ......................................................................................................................... 4

4.

3.1.

OBJETIVO GENERAL ................................................................................................. 4

3.2.

OBJETIVOS ESPECIFICOS ........................................................................................ 4

MARCO TEORICO .............................................................................................................. 4 Capacidad de la refinería de BarrancaBermeja. ......................................................... 4 Unidades de Proceso de la refinería BarrancaBermeja ............................................ 5

5. RUTAS DE PRODUCCION .................................................................................................... 6 6. PROCESOS ............................................................................................................................ 7 6.1 Subdivisión de la Refinería ................................................................................................ 9 6.1.1. Destilación primaria de crudo .................................................................................. 10 6.1.2 Destilación al vacío .................................................................................................... 10 6.1.3. Hidrodesulfuración .................................................................................................... 11 6.1.4. Reformación ............................................................................................................... 12 6.1.5. Isomerización ............................................................................................................. 12 6.1.4. Desintegración catalítica .......................................................................................... 13 6.1.5. Alquilación.................................................................................................................. 14 6.1.6. Polimerización ........................................................................................................... 14 6.1.7. Coquización................................................................................................................ 15 6.1.8. Recuperación de azufre ............................................................................................ 16 6.1.9. Unidad de servicios auxiliares ................................................................................. 16 7. CRAKING .............................................................................................................................. 17 7.1. Craqueo Catalítico de Lecho Fluidizado .................................................................... 19 7.2. Catalizadores De Craqueo. .......................................................................................... 23 7.3 Variable de Proceso ...................................................................................................... 25 7.4. Recuperación Del Calor ............................................................................................... 27 8. HIDROTRATAMIENTO......................................................................................................... 28 8.1. Unidad de Reformado Catalítico: ................................................................................... 29 9. Unidades de Craqueo Térmico: ......................................................................................... 30 9.1. CATALIZADORES ......................................................................................................... 31 9.1.1. Actividad:.................................................................................................................... 31 9.1.2 Selectividad: ................................................................................................................ 31 9.1.3 Estabilidad:.................................................................................................................. 32 10. CRAQUEO CATALÍTICO ................................................................................................... 32 II

10.1. Catalizadores: ............................................................................................................. 32 11. NUEVAS TECNOLOGÍAS EN EL CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDIZADO .................... 33 11.1. Craqueo Catalítico Profundo (DCC): ........................................................................ 34 11.2. Proceso de Pirolisis Catalítica (CPP): ...................................................................... 35 11.3. PetroFCC: .................................................................................................................... 35 11.4. Craqueo Catalitico de Alta Severidad (“HS-FCC”): ................................................ 36 11.5. Proceso INDMAX: ....................................................................................................... 38 12. DIAGRAMA DE BLOQUES ................................................................................................ 39 12.1. Procesos Topping ...................................................................................................... 39 12.2. Cracking ....................................................................................................................... 40 12.3. Viscorreductora .......................................................................................................... 41 12.4. Alquilación................................................................................................................... 41 12.5. Especialidades ............................................................................................................ 42 12.6. Plantas de Proceso del tren de Polieolefinas. ........................................................ 42 13. COMERCIALIZACION DE LOS PRODUCTOS ................................................................. 43 13.1. PRODUCTOS ............................................................................................................... 43 14. Transporte Información ................................................................................................ 46 14.1. Líneas, estaciones y terminales ............................................................................... 47 15. AGENTES ........................................................................................................................... 49 15.1. Refinería: ..................................................................................................................... 49 15.2. Planta de Procesamiento:.......................................................................................... 49 15.3. Distribuidor Mayorista: .............................................................................................. 50 15.4 Distribuidor Minorista: ................................................................................................ 50 15.4.1. Consumidor Directo: ............................................................................................... 50 15.4.2. Consumidor Directo con instalación Móviles: ..................................................... 51 16. Medio de Transporte: ........................................................................................................ 51 17. Estrategia Downstream .................................................................................................... 51 17.1. La Cadena de Comercialización ha venido evolucionando crecientemente ...... 56 18. CONCLUSIONES................................................................................................................ 57 19. BIBLIOGRAFÍA................................................................................................................... 58 ANEXOS .................................................................................................................................... 59

TABLAS TABLA 1 Capacidad de la refinería de BarrancaBermeja .............................................. 1 TABLA 2 Unidades de Proceso de la refinería BarrancaBermeja .................................. 1 III

TABLA 3 Comparación de cortes de petróleo respecto al tiempo ......................................... 9 TABLA 4 Composición de algunos catalizadores ................................................................... 25 TABLA 5 Selectividades Comparadas .................................................................................... 26 TABLA 6 Principales características proceso DCC ................................................................ 35 TABLA 7 Principales características proceso PetroFCC........................................................ 37 TABLA 8 Características proceso HS-FCC ............................................................................ 37 TABLA Características proceso INDMAX ............................................................................... 39

FIGURAS FIGURA 1 Diagrama de bloques Refinería Barranca Bermeja. ............................................. 8

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FIGURA 2 Entradas y Salidas de una Refinería..................................................................... 9 FIGURA 3 Destilación Primaria ............................................................................................... 11 FIGURA 4 Destilación al Vacío ............................................................................................... 12 FIGURA 5 Hidrodesulfuración ................................................................................................. 12 FIGURA 6 Reformación .......................................................................................................... 13 FIGURA 7 Isomerización ......................................................................................................... 14 FIRURA 8 Desintegración Catalítica ....................................................................................... 14 FIGURA 9 Alquilación.............................................................................................................. 15 FIGURA 10 Polimerización ..................................................................................................... 16 FIGURA 11 Coquización ......................................................................................................... 16 FIGURA 12 Recuperación de Azufre ...................................................................................... 17 FIGURA 12 Unidades Auxiliares ............................................................................................. 18 FIGURA 13 Craqueo Catalítico de Lecho Fluilizado .............................................................. 21 FIGURA 14 Unidad CCF ......................................................................................................... 22 FIGURA 15 Regenerador Característicos .............................................................................. 23 FIGURA 16 Unidad CCF Modelo III ........................................................................................ 24 FIGURA 17 Unidad de hidrotratadora representativa ............................................................ 30 FIGURA 18 Programación de proceso de reforma catalítica ................................................. 30 FIGURA 19 Proceso HS-FCC ................................................................................................. 38 FIGURA 20 INDMAX ............................................................................................................... 39

GRAFICAS V

Grafica 1 Proceso de Planta Topping ..................................................................................... 40 Grafica 2 Capacidad de las unidades Topping ....................................................................... 40 Grafica 3 Proceso de Cracking ............................................................................................... 41 Grafica 4 Proceso de la planta Viscorreductora ..................................................................... 41 Grafica 5 Proceso de la planta Viscorreductora ..................................................................... 42 Grafica 6 Proceso de la planta Especialidades ...................................................................... 42 Gráfica 7 Poliolefinas............................................................................................................... 43

VI

1. INTRODUCCION El desarrollo de la petroquímica moderna desde hace más de 50 años ha demostrado que el petróleo es la materia prima ideal para la síntesis de la mayor parte de los productos químicos y sus derivados de diferentes combustiones de gran consumo. Además de su gran abundancia y disponibilidad, está formado por una gran variedad de compuestos permite acrecentar aún más las posibilidades de nuevos productos. La importancia de la petroquímica está en su capacidad para producir grandes volúmenes de productos a partir de materias primas abundantes y a bajo precio. En este trabajo presentamos el resultado de investigaciones y consultas bibliográficas relacionadas con el Complejo Petroquímico “BARRANCABERMEJA”. Los productos obtenidos son los siguientes: gasóleos ligero y pesado, aceites lubricantes, diesel y gasolina que consume la población de cada día, el Jet Fuel con el que vuelan la mayoría de las aerolíneas, el Gas Propano para los hogares, más las materias primas de muchos productos de usos cotidianos, se producen en la Refinería de BarrancaBermeja, que es un mega centro industrial de 49 plantas, 9 unidades de servicios industriales y 290 tanques de almacenamiento que ocupan 300 hectáreas. Procesando crudos livianos, pesados y extrapesados con una capacidad de 250 mil barriles de petróleo al día. El complejo petroquímico Barrancabermeja es la más importante de Colombia, espera elevar a un 85 % el índice de conversión de cada barril de petróleo en combustibles y otros derivados al cierre del 2017, desde el 75 % del 2016. Con una capacidad para procesar 250.000 barriles de crudo al día, la refinería de Barrancabermeja produce gas propano licuado, gasolinas regulares y para avión, diésel, disolventes, bases lubricantes, parafinas, propilenos, asfaltos y azufre, entre otros. Actualmente, la refinería de Barrancabermeja tiene un factor de conversión de 76%, lo que la ubica en una clasificación de conversión media, y orientada a procesar, principalmente crudos livianos. Con la modernización pasará a un esquema de conversión profunda o alta conversión, con un factor del 96%. Al mismo tiempo, el proyecto busca ampliar la capacidad de carga de crudos pesados y pretende una producción de combustibles más limpios. Durante lo avanzado se dará a conocer en si todos los tipos de tecnologías que desempeña la refinería, los productos directos e indirectos que resultan de los procesos como así también su descripción de cada uno y por finalidad la comercialización y uso de cada producto.

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2. ANTECEDENTES 2.1. INDUSTRIA PETROQUÍMICA. Los orígenes de la moderna industria petroquímica se remontan a la mitad del siglo XIX. El impacto del petróleo sobre la industria (1930 ́s en E.U., y 1950 ś en otras partes del mundo) fue estimulado principalmente por la provisión de una fuente amplia y segura de materia prima barata. La industria petroquímica alcanzó el grado de desarrollo actual debido a la innovación y sustitución continua en sus procesos. Además, ha alcanzado un crecimiento arriba de cualquier economía en general. Su inherente utilidad y atractivo económico es una característica importante que ayudará a su crecimiento. Es paradójico que numerosos estudios han mostrado que los productos petroquímicos, a pesar de ser producidos a partir del petróleo, generalmente requieren menor energía total de entrada que similares artículos hechos de otros materiales. El uso de petroquímicos puede así contribuir a un uso más eficiente de energía. En 1980 cerca de 70 millones de toneladas de petroquímicos fueron producidos alrededor del mundo, predominando plásticos y resinas. Este grupo junto con otros polímeros (fibras y gomas sintéticas) constituyen cerca del 85% del total de petroquímicos producidos ese año. El siguiente esquema presenta una clasificación ilustrativa de materias primas y productos de la industria petroquímica.

2.2. MATERIAS PRIMAS. Petróleo, Carbón, Gas natural y otras fuentes de carbón. Primera generación de petroquímicos. Alqueno, Etileno, Olefinas, Propileno, Parafinas, Butileno, Aromáticos, Olefinas altas Productos básicos intermedios. Óxido de etileno Dicloro etano Etilbenceno Acetaldehído Cloruro de Etilo Productos Bases de fibras sintéticas. Aditivos Combustibles Bases de detergentes sintéticos Solventes. Plásticos y Resinas Por su inherente versatilidad, los petroquímicos en general y los polímeros en particular se utilizan en grandes volúmenes y virtualmente en todas las industrias, extendiendo este concepto, podemos decir que la vida que conocemos hoy día pudiera ser imposible si los petroquímicos no estuvieran disponibles.

Toxicidad directa: La toxicidad de petroquímicos es un tema masivo el cual ha sido investigado y reportado extensivamente. La naturaleza del petróleo y constituyentes individuales varía ampliamente, 2

y entonces estos efectos son extendidos en toxicidad. La extensión de los efectos dependerá de la naturaleza del ambiente receptor y del petroquímico en cuestión

Creación de la empresa: La reversión al Estado Colombiano de la Concesión De Mares, el 25 de agosto de 1951, dio origen a la Empresa Colombiana de Petróleos. La naciente empresa asumió los activos revertidos de la Tropical Oil Company que en 1921 inició la actividad petrolera en Colombia tras la apertura del primer pozo en La Cira y la posterior puesta en producción del Campo La Cira-Infantas en el Valle Medio del Río Magdalena, localizado a unos 300 kilómetros al nororiente de Bogotá. Ecopetrol emprendió actividades en la cadena del petróleo como una Empresa Industrial y Comercial del Estado, encargada de administrar el recurso hidrocarburífero de la nación, y creció en la medida en que otras concesiones revirtieron e incorporó su operación. En 1961 asumió el manejo directo de la refinería de Barrancabermeja. Trece años después compró la Refinería de Cartagena, construida por Intercol en 1956. En 1970 adoptó su primer estatuto orgánico que ratificó su naturaleza de empresa industrial y comercial del Estado, vinculada al Ministerio de Minas y Energía, cuya vigilancia fiscal es ejercida por la Contraloría General de la República. La empresa funciona como sociedad de naturaleza mercantil, dedicada al ejercicio de las actividades propias de la industria y el comercio del petróleo y sus afines, conforme a las reglas del derecho privado y a las normas contenidas en sus estatutos, salvo excepciones consagradas en la ley (Decreto 1209 de 1994). En el 2006, se adjudicaron los contratos para ejecutar el proyecto de hidrotratamiento de la refinería de Barrancabermeja con inversiones estimadas en más de US$420 millones, que permitirán cumplir los estándares de calidad en los combustibles producidos en ese complejo industrial, entre los que se cuentan un diésel para transporte masivo con un máximo de 50 partes por millón de azufre en 2010. En 2007 se espera terminar la ingeniería detallada, adjudicar las compras de largo plazo y avanzar en el desarrollo de la infraestructura. A la fecha la refinería Barrancabermeja siempre está en constantes procesos de modernización en cuanto a construcción y tecnología.

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3. OBJETIVOS 3.1.

Objetivo general

Contextualizar los procesos petroquímicos de la obtención de los productos obtenidos en el polo de barrancabermeja

3.2. •

Objetivos específicos

Analizar la indagación de los procesos a los cuales se somete la materia prima (gas natural y petróleo) para la obtención de productos refinados.

•

Identificar rutas de producción de los productos de terminados del polo Barrancabermeja

•

Contrastar aspectos técnicos de los procesos de obtención de los productos.

4. MARCO TEORICO El Complejo Industrial de Barrancabermeja está localizado en la ciudad del mismo nombre, en la región central de Colombia, a orillas del río Magdalena, la principal arteria fluvial del país. Ubicado en una región histórica, por ser una de las primeras zonas en las que se inició la explotación petrolera a principios del siglo XX, inició las operaciones de refinación con unos alambiques traídos en 1922 desde Talara en el Perú. A partir de una capacidad instalada inicial de 1.500 barriles por día se inició la construcción de esta inmensa infraestructura conocida hoy como la Gerencia Complejo Barrancabermeja de Ecopetrol. En la siguiente tabla ser detallaran la capacidad de la Refinería. TABLA 1: CAPACIDAD DE LA REFINERÍA DE BARRANCABERMEJA.

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El Complejo se extiende en un área de 254 hectáreas, en las que se distribuyen más de cincuenta modernas plantas y unidades de proceso, tratamiento, servicios y control ambiental. Entre ellas están cinco unidades topping (destilación atmosférica de crudo), 4 unidades de destilación al vacío de crudo, cuatro unidades de ruptura catalítica, dos plantas de polietileno y plantas de alquilación, ácido sulfúrico, parafinas, aromáticos y plantas para el procesamiento de residuos. A continuación, la siguiente grafica de las unidades de procesos.

TABLA 2: UNIDADES DE PROCESO DE LA REFINERÍA BARRANCABERMEJA

Cuenta además con facilidades auxiliares que son equipos y procedimientos no directamente involucrados con la refinación pero que adelantan funciones vitales para su operación. Tal es el caso de las calderas, la planta de hidrógeno, los sistemas de enfriamiento, los sistemas de recuperación de azufre y los sistemas de tratamiento de residuos o de control de la contaminación. La Gerencia Complejo Barrancabermeja tiene la responsabilidad de generar el 75 por ciento de la gasolina, combustóleo, ACPM y demás combustibles que el país requiere,

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así como el 70 por ciento de los productos petroquímicos que circulan en el mercado nacional.

5. RUTAS DE PRODUCCION

El catálogo de productos de Ecopetrol se encuentra compuesto por combustibles líquidos, petroquímicos e industriales, gases industriales y domésticos, naturales y crudos. Todos ellos se comercializan a nivel nacional e internacional. Ecopetrol produce la mayor parte del crudo y gas en Colombia. Esta operación, de la cual ya algo se mencionó, consiste en la extracción, recolección, tratamiento, almacenamiento y bombeo o compresión de hidrocarburos; de manera directa o asociada. Ecopetrol compite a nivel mundial con grandes empresas como lo son: Exxon mobile, chevron, British petroleum (BP) y Shell. De las cuales se destacan en primer lugar las ventas de Exxon (USD$ 477.359.000), seguidas de las de la BP (USD$ 367.059.000 miles) al 31 de diciembre del 2008, presentando la primera un 30.05% de más en sus ventas respecto ala la BP.

A continuación, se menciona los siguientes productos que produce la Refinería Barranca Bermeja de manera directa e indirecta: ▪

Gasolina

▪

Azufre

▪

Diesel

▪

Ceras Parafínicos

▪

Queroseno

▪

Bases lubricantes

▪

Jet-A

▪

Polietileno de Baja Densidad

▪

Avigas

▪

Aromáticos

▪

GLP

▪

Asfaltos

▪

Combustóleo

▪

Disolventes alifáticos.

De los cuales se va a demostrar mediante un diagrama de bloques.

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FIGURA 1: DIAGRAMA DE BLOQUES REFINERÍA BARRANCA BERMEJA.

6. PROCESOS La industria del petróleo es la más grande y la que más se puede extender de las industrias químicas de proceso. El impacto que tiene en la economía y en la vida, no solamente nacional sino mundial, es tremendo. Además, de que es la más compleja, física y químicamente hablando, de todas las industrias químicas de proceso. La operación de una refinería de petróleo es muy compleja también y para reducir esta complejidad al entendimiento de un grupo de procesos se requiere del conocimiento fundamental de los mismos. Por lo tanto, en esta obra describimos en términos generales una refinería típica de petróleo, discutimos también en forma genérica las unidades de procesamiento que la conforman y a su vez describimos la relación funcional que tienen dichas unidades de procesamiento o procesos con equipos clave como torres de destilación, bombas, compresoras, turbinas, cambiadores de calor, expansores, etc.; por otro lado, realizamos un análisis de los fundamentos termodinámicos en que se basa el funcionamiento

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de los equipos mencionados y sobre los fundamentos que rigen la transferencia ya sea de momentum, de calor o de masa que se llevan a cabo en cada equipo. Además, presentamos un panorama de la simulación que se puede realizar de un proceso utilizando modelos matemáticos que describen en forma aproximada el funcionamiento de los equipos mencionados. Una refinería es una planta de manufactura de productos químicos y combustibles. Como se puede observar en la figura 1, la materia prima es petróleo crudo y los productos finales son gasolina, queroseno, nafta, combustóleos, lubricantes, asfalto, azufre, gas y otros productos útiles para el Hombre, derivados del petróleo; aunque la proporción en que se elaboran estos productos cambia con el tiempo (Martin,1997) como se muestra a continuación en la siguiente tabla:

TABLA 3: COMPARACIÓN DE CORTES DE PETRÓLEO RESPECTO AL TIEMPO

Por otro lado, la dinámica que se observa de la refinación del petróleo en México señala que aunque la tendencia sea procesar más crudo pesado,la cantidad y la calidad de la gasolina va en aumento y se requiere de una integración de refinación y petroquímica.

FIGURA 2: ENTRADAS Y SALIDAS DE UNA REFINERÍA

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La refinería BarrancaBermeja convierte el petróleo crudo y produce una variedad de derivados a través de una serie compleja de reacciones químicas y de cambios físicos que se pueden englobar básicamente en las seis siguientes operaciones principales: Fraccionar: porque separa una mezcla de hidrocarburos líquidos en diversos grupos específicos que incluyen a la Gasolina, el Diesel, los combustibles y otras sustancias más ligeras. Desintegrar: porque rompe los hidrocarburos grandes, convirtiéndolos en compuestos más pequeños y de mayor utilidad. La desintegración puede llevarse a cabo térmica o catalíticamente. Rearreglar: porque con altas temperaturas y con catalizadores rearregla la estructura química de los hidrocarburos del petróleo. Algunos hidrocarburos de cadena lineal son transformados en hidrocarburos cíclicos o de cadena circular; del mismo modo los hidrocarburos cíclicos son transformados. Combinar: porque hace reaccionar dos o más hidrocarburos o no hidrocarburos, tales como el azufre o el hidrógeno, para obtener otros productos que son considerados como mejorados. Tratar: porque convierte materiales contaminantes a una forma talque pueden ser desechados al medio ambiente sin causar problemas ecológicos. Mezclar: porque combina diferentes líquidos para producir los materiales finales con ciertas propiedades deseadas. Así, una refinería recibe petróleo crudo, fracciona, desintegra, reforma, combina y mezclas materiales para producir: gasolina con o sin mejorador del octanaje o también llamado antidetonante que es un compuesto oxigenado que se le adiciona a la gasolina (Chang y Leiby ,1992), gas licuado de petróleo o gas GLP, combustóleos, asfaltos, coque y azufre como subproducto, agrega otros compuestos aditivos. Así como, usa (genera y/o compra) una variedad de servicios y materiales tales como la electricidad, aire, agua, nitrógeno, hidrógeno y catalizadores y finalmente retorna materiales de desecho al medio ambiente, después de que se les ha dado un tratamiento adecuado para evitar la contaminación.

6.1 Subdivisión de la Refinería La refinería BarrancaBermeja se subdivide en 17 Procesos o Unidades, de los cuales vamos a describir los más básicos de manera superficial y los más importantes detallaremos, temas sobre la relación operacional que tienen estos procesos, así como la función principal que cumplen, los flujos que manejan y los productos elaborados en cada uno de ellos.

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6.1.1. Destilación primaria de crudo Este proceso inicia la refinación del petróleo y su función es separar los diferentes componentes del crudo en una torre de destilación. Los productos del proceso son gas combustible, gasolina de destilación directa, naftas ligera y pesada, combustóleos y crudo reducido (véase la figura 3).

FIGURA 3: DESTILACIÓN PRIMARIA

6.1.2 Destilación al vacío En este proceso se alimenta el crudo reducido de la destilación primaria y su función es la de separar aún más esta fracción realizando una destilación al vacío. Los productos obtenidos son los siguientes: gasóleos ligero y pesado, aceites lubricantes, asfalto o combustóleo pesado y la alimentación del coquizador (véase la figura 4).

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FIGURA 4: DESTILACIÓN AL VACÍO

6.1.3. Hidrodesulfuración En esta unidad se purifica la corriente alimentada eliminándole básicamente los compuestos de azufre; también se eliminan nitrógeno, oxígeno y metales pesados. Todo esto es con objeto de proteger los catalizadores empleados en otros procesos de la refinería. Los flujos de entrada que se manejan en este proceso son hidrocarburos seleccionados de la destilación primaria con hidrógeno convirtiendo los compuestos de azufre en sulfuro de hidrógeno el cual se elimina en forma gaseosa. Los productos del proceso son: gasolina desulfurizada, naftas ligera y pesada desulfurizada, o combustóleos desulfurizados o combustóleos catalíticos desulfurizados (véase la figura 5). FIGURA 5: HIDRODESULFURACIÓN

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6.1.4. Reformación La nafta desulfurizada se bombea a este proceso, el cual cumple la función de rearreglar los hidrocarburos por medio de desintegración en catalizadores de platino-aluminio y bimetálico para producir gasolina de alto octano. Los productos de la unidad son: gasolina reformada de alto octano, hidrógeno, gas combustible y residuos ligeros como los propanos C3′s y butanos C4′s (véase la figura 6). FIGURA 6: REFORMACIÓN

6.1.5. Isomerización En este proceso se emplea como materia prima la gasolina producto de la destilación primaria y desulfurizada por la hidrodesulfurización. En este proceso también son rearreglados o reacomodados los hidrocarburos de la gasolina, en presencia de un catalizador de platino o de cloruro de aluminio. El producto es la gasolina de alto octano y gas combustible (véase la figura 7).

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FIGURA 7: ISOMERIZACIÓN

6.1.4. Desintegración catalítica El gasóleo ligero producido en la destilación al vacío sirve esencialmente de carga en este proceso, el cual cumple la función de romper los hidrocarburos del gasóleo con ayuda de un catalizador que normalmente es de compuestos de sílice-aluminio. Durante el proceso se forma coque (depósitos de carbón), que se deposita en el catalizador reduciendo con esto su actividad catalítica. El catalizador se regenera quemando el coque con aire. Los productos en este proceso son gasolina cata-lítica, destilados ligeros y gasolina que se emplean como combustóleos destilados (véase la figura 8). FIRURA 8:DESINTEGRACIÓN CATALÍTICA

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6.1.5. Alquilación Los compuestos de cuatro átomos de carbono, butilenos y butanos y algunas veces los de tres átomos de carbono, propilenos, que provienen de otros procesos en la refinería, se hacen reaccionar en esta unidad de alquilación para formar el alquilado ligero. En esta unidad se utiliza como catalizador el ácido fluorhídrico o ácido sulfúrico. Los productos del proceso son: alquilado ligero de alto octano y gas licuado del petróleo o LP (véase la figura 9).

FIGURA 9: ALQUILACIÓN

6.1.6. Polimerización En este proceso son aprovechados los polipropilenos que se producen en la desintegración catalítica haciéndolos reaccionar entre sí y en presencia de un catalizador con base en el ácido fosfórico o de sílice. En este proceso se producen la gasolina de polimerización de alto octano y gas licuado del petróleo o LP (véase la figura 10).

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FIGURA 10: POLIMERIZACIÓN

6.1.7. Coquización Los residuos de la destilación al vacío son desintegrados térmicamente para convertirlos en combustibles ligeros y en coque. Los productos en este proceso son: gas combustible, nafta, gasóleos ligeros y pesados y coque (véase la figura 11).

FIGURA 11: COQUIZACIÓN

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6.1.8. Recuperación de azufre En varios procesos de una refinería se produce ácido sulfhídrico (H2S); en la mayoría de las hidrodesulfuradoras éste es recolectado en forma gaseosa o disuelto en soluciones de amina y es convertido en materiales más comerciales que son el azufre y el ácido sulfúrico. El producto de la unidad es azufre (véase la figura 12).

FIGURA 12: RECUPERACIÓN DE AZUFRE

6.1.9. Unidad de servicios auxiliares En esta unidad se da un soporte técnico a los otros once procesos suministrándoles vapor de agua de alta, media y baja presión, electricidad, aire comprimido y agua de enfriamiento. En algunas refinerías se utiliza parte del vapor para producir electricidad y en otras la electricidad se compra y se utiliza totalmente el vapor generado en una caldera para los procesos. El calor necesario para la producción del vapor proviene del quemado de combustibles y derivados del petróleo de bajo valor comercial provenientes de los diferentes procesos (véase la figura 13).

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FIGURA 12: UNIDADES AUXILIARES

7. CRAKING Originalmente el craqueo se realizaba térmicamente (es decir, sin la utilización de catalizadores), pero los procesos catalíticos han desplazado casi completamente al térmico, debido a que se trabaja a presiones menores (en el craqueo térmico la presión de trabajo era alrededor de 20 kg/cm2, mientras que en el catalítico es entre 1 y 1,5 kg/cm2), además se produce más nafta (que es la mayor demanda del mercado) con un mayor octanaje y menos aceites pesados y gases no saturados. Todos los procesos de craqueo catalítico que se utilizan hoy en día se pueden clasificar en unidades de lecho móvil o de lecho fluidizado (antiguamente también se presentaba un equipo de craqueo de lecho fijo, actualmente en desuso, ya que tenía que trabajar con tres reactores, ya que el proceso, como se comprenderá más adelante, era discontinuo). En cualquier de los procesos utilizados, siempre se presentan cuatro etapas, que son las siguientes: 1) Craqueo catalítico de la alimentación con la rápida desactivación del catalizador por la deposición de coque sobre este y una capa de productos líquidos pesados.

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2) Separación de los productos formados y el catalizador. Después del proceso de separación, el catalizador se lo lava con vapor de agua para eliminar todos los productos líquidos que hayan quedado depositados sobre él. El vapor de agua mezclado con esos productos, sale junto con los productos formados en el reactor y se envían a una columna de destilación. El catalizador es enviado al regenerador. 3) En el regenerador se quema el coque depositado sobre el catalizador con aire. Se trata siempre que la reacción de combustión sea: 4) C + ½ O2 → CO y no C + O2 → CO2 La primera reacción produce la combustión del coque y en la segunda no solamente se quema el coque, sino que también se produce un aumento de temperatura (que debe evitarse) por la reacción CO + ½ O2 → CO2. 5) El catalizador una vez regenerado, se envía nuevamente al reactor, completando el circuito. Antes de que entre al reactor, se lo lava nuevamente con vapor de agua para eliminar cualquier vestigio de aire que pudiera haber quedado ocluido, ya que si esto ocurriera, se podría producir una combustión al ponerse en contacto con la alimentación caliente. Dentro de los equipos de lecho móvil o fluidizado, existen diversos tipos de modificaciones, dependiendo del diseñador o constructor, pero dentro de una misma clase la operación básica es muy similar. El proceso de craqueo catalítico Thermofor (CCT) es representativo de las unidades de lecho móvil y el craqueo catalítico fluidizado (CCF) del de las unidades de lecho fluidizado. Los catalizadores utilizados en ambos procesos son químicamente similares y difieren sólo en su configuración física. La unidad de lecho móvil utiliza esferas de catalizador o cilindros de un diámetro aproximado de 1/8 a 1/4 de pulgada y el catalizador del lecho fluidizado tiene un tamaño medio de partícula de alrededor de 50 micrones. El proceso de craqueo produce, como producto indeseado, coque que se deposita sobre las partículas de catalizador disminuyendo su actividad. Este proceso es muy rápido y, dependiendo del equipo utilizado, entre 10 a 15 minutos, el catalizador perdió toda su actividad. Para mantener la actividad del mismo a un nivel adecuado, es necesario regenerar el catalizador eliminando por combustión con aire el coque formado. Como resultado de esto, el catalizador debe trasladarse continuamente del reactor al regenerador y de nuevo al reactor. La reacción de craqueo es endotérmica y la de regeneración es una reacción exotérmica. Algunas unidades se diseñan para utilizar el calor de la regeneración para

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suministrar el necesario para la reacción y para calentar al alimento hasta la temperatura de reacción. Se conocen como unidades de "recuperación de calor". Las temperaturas medias del reactor están en el intervalo de 470º C a 510º C, con temperaturas de la alimentación entre los 320º C a los 450º C y temperaturas de salida del catalizador a la salida del regenerador de 600º C a 680º C. Los diagramas de flujo de ambos tipos de procesos son similares. La alimentación caliente se pone en contacto con el catalizador en el reactor o en la línea ascendente de la alimentación. A medida que la reacción avanza, el catalizador se desactiva progresivamente debido a la formación de coque en la superficie de este. El catalizador y los vapores de los productos se separan mecánicamente y los productos pesados que permanecen en la superficie del catalizador se eliminan mediante un lavado con vapor de agua antes de que el catalizador entre en el regenerador. Los vapores de esos productos pesados se llevan por la parte superior a una columna de destilación para su separación en corrientes que posean los intervalos de ebullición deseados. El catalizador desactivado fluye en el regenerador y se reactiva por eliminación de los depósitos de coque mediante combustión con aire. Las temperaturas del regenerador son controladas

cuidadosamente

para

prevenir

la

desactivación

del

catalizador

por

sobrecalentamiento. Esto se realiza generalmente por control del flujo de aire para proporcionar la deseada relación CO2/CO en los gases de combustión de salida dado que la combustión del CO a CO2 no elimina coque del catalizador pero si produce un aumento en la temperatura. Los gases de combustión y el catalizador se separan mediante ciclones, y el catalizador se trata nuevamente con vapor de agua para eliminar el oxígeno adsorbido antes de que el catalizador entre en contacto con la alimentación (si no se elimina el oxígeno, podría producirse un incendio dentro del reactor al tomar contacto con los vapores de la alimentación).

7.1. Craqueo Catalítico de Lecho Fluidizado Los procesos CCF emplean un catalizador en forma de partículas muy finas que se comportan como un fluido cuando se le hace circular el vapor de la alimentación de abajo hacia arriba. El catalizador fluidizado (comportándose como un fluído) circula continuamente entre la zona de reacción y la zona de regeneración y actúa como vehículo para transferir el calor desde el regenerador a la alimentación y al reactor. Dos tipos de unidades básicas de CCF se utilizan hoy en día, una son las del tipo "lado a lado", donde el reactor y el separador son adyacentes uno con otro, y las del tipo Orthoflow o apilado, donde el reactor se monta

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sobre la parte superior del regenerador. La Figura 13, muestran configuraciones características de las unidades de CCF.

FIGURA 13: CRAQUEO CATALÍTICO DE LECHO FLUILIZADO

Una de las diferencias de proceso más importantes en las unidades de CCF se refiere a la localización y control de la reacción de craqueo. Hasta cerca de 1965 la mayoría de las unidades se diseñaban con una fase de alta densidad de lecho catalítico fluidizado, en el recipiente de reacción. Las unidades operaban de tal manera que la mayor parte del craqueo tenía lugar en el lecho del reactor. La extensión del craqueo se controlaba variando la profundidad del lecho del reactor (tiempo) y la temperatura. Aunque se reconoció que el craqueo tenía lugar en la línea de alimento que ascendía al reactor debido a que la actividad catalítica y la temperatura poseen allí sus valores más altos, no se realizó ningún intento para regular la reacción controlando las condiciones de la línea ascendente. Después de que se adoptase en las destilerías el catalizador de zeolita más reactivo, la cantidad de craqueo que tenía lugar en la línea ascendente (o línea de transferencia), se incrementó a niveles que requirieron cambios operacionales en las unidades existentes. Como consecuencia, la mayor parte de las unidades recientemente construidas se han diseñado para operar con un nivel mínimo de lecho en el reactor manteniéndose el control de la reacción variando la velocidad de circulación del reactor. Muchas unidades antiguas se han modificado para maximizar y controlar el craqueo en la línea ascendente. Las unidades operan también con diferentes combinaciones de la línea ascendente de alimento y reactores de lecho denso, incluyendo la

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línea ascendente de alimento seguida del reactor del lecho denso, la línea ascendente de alimento en paralelo con el lecho denso y líneas ascendentes de alimento paralelas (una para el alimento nuevo y la otra para el reciclado). Las corrientes de la alimentación nueva y de reciclado se precalientan mediante hornos o intercambiadores de calor y entran en la unidad por la base de la línea ascendente de la alimentación donde se mezclan con el catalizador regenerado caliente. El calor del catalizador vaporiza a la alimentación y la lleva a la temperatura deseada de reacción. La mezcla de catalizador y vapores de hidrocarburo suben a lo largo de la línea ascendente hacia el reactor. Las reacciones de craqueo empiezan cuando la alimentación entra en contacto con el catalizador caliente en la línea ascendente y continúa hasta que los vapores se separan del catalizador en el reactor. Los vapores de hidrocarburo se envían a una columna de destilación para su separación en productos líquidos y gaseosos. El catalizador que sale del reactor se denomina catalizador desactivado y contiene hidrocarburos adsorbidos en su superficie. Estos se eliminan mediante agotamiento con vapor antes de que el catalizador entre en el regenerador. La temperatura del regenerador y la eliminación de coque por combustión se controlan variando el caudal de aire de manera tal que los gases de combustión contengan preponderantemente CO y no CO2.

FIGURA 14: UNIDAD CCF

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El calor de combustión aumenta la temperatura del catalizador hasta 590º C o 670º C y la mayor parte de este calor lo transmite el catalizador a la alimentación en la línea ascendente del alimento. El catalizador regenerador contiene de 0,2 a 0,4% en peso de coque residual. Los gases de combustión que salen del regenerador están enriquecidos en monóxido de carbono el cual se quema a CO2 en un horno (caldera de calor residual el cual produce vapor) para recuperar la energía del combustible disponible. También, estos gases calientes pueden utilizarse para accionar turbinas de expansión para comprimir el aire de regeneración y generar potencia eléctrica. Las Figuras 14 y 15 muestran diagramas esquemáticos del reactor de CCF y del regenerador característicos y la Figura 16 muestra un diagrama del flujo para una unidad de CCF modelo III.

FIGURA 15: REGENERADOR CARACTERÍSTICOS

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FIGURA 16: UNIDAD CCF MODELO III

7.2. Catalizadores De Craqueo. Composición, actividad, selectividad: los catalizadores comerciales que se utilizan en el craqueo catalítico pueden dividirse en tres clases: •

Alumino silicatos naturales.

•

Combinaciones de alúmina-silicio sintéticas amorfas.

•

Catalizadores de alúmina-silicio sintéticos cristalinos llamados zeolitas o tamices moleculares.

La mayoría de los catalizadores utilizados en las unidades comerciales hoy en día son catalizadores de la clase (3) o mezclas de las clases (2) y (3). Las ventajas de los catalizadores de zeolita sobre los catalizadores naturales y los amorfos sintéticos son: •

Actividad más alta

•

Rendimientos en nafta mayores para una conversión dada.

•

Producción de naftas conteniendo un mayor porcentaje de hidrocarburos parafínicos y aromáticos.

•

Producción menor de coque (y por consiguiente un mayor rendimiento, normalmente, para un nivel de conversión dado).

•

Producción de isobutano incrementada.

•

Posibilidad de conseguir conversiones más altas por paso sin craqueo excesivo.

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La alta actividad del catalizador de craqueo zeolítico permite que el proceso tenga lugar con tiempos de residencia cortos y por ello se ha adoptado en muchas instalaciones para las operaciones de craqueo en la línea ascendente.

TABLA 4: COMPOSICIÓN DE ALGUNOS CATALIZADORES.

El catalizador debe poseer desde el principio una buena actividad y mantener, durante mucho tiempo, una actividad normal (actividad de equilibrio). El mantenimiento de la actividad se realiza mediante un aporte, continuo o esporádico, de catalizador fresco. La estabilidad de la actividad influye, pues, sobre el consumo del catalizador.

Existen numerosos modos de medir la actividad del catalizador. Se determina, en una planta piloto, el comportamiento del catalizador con un equipo y en condiciones xnormalizadas, midiendo la producción de gas y de destilados, así como el carbono depositado. La cantidad de destilados recogida, más las pérdidas, constituyen el “D + L” (destilate + loss) que es una de las bases empleadas más frecuentemente.

Los diferentes tipos de catalizadores tienen selectividades diferentes, para una misma conversión, como indica la clasificación comparada en la tabla siguiente:

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TABLA 5: Selectividades Comparadas - Operación Con Una Conversión Por Paso Del 60%

7.3 Variable de Proceso Además de la naturaleza de la carga, las principales variables de operación que afectan a la conversión y la distribución de los productos son la temperatura de craqueo, la relación catalizador/alimentación, la velocidad espacial, el tipo y actividad del catalizador y la relación de reciclo. Para una mejor comprensión del proceso deben definirse varios términos:

Actividad: Posibilidad de craquear un gas oil a fracciones de punto de ebullición menor.

Razón catalizador/alimentación =C/A = masa de catalizador/masa de alimentación. Conversión:

Reciclo: Porción del efluente del reactor catalítico no convertido a nafta y a productos más livianos (generalmente las materias que hierven por encima de los 220°C) que se retornan al reactor.

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Eficacia:

Relación de reciclo = Volumen de reciclo/volumen de alimentación nueva.

Selectividad: La relación del rendimiento de los productos deseados al rendimiento de los productos no deseados (coque y gas).

Velocidad espacial: La velocidad espacial se puede definir o bien sobre base en volumen (VEHL) o en masa (VEHM). En un reactor de lecho fluidizado la VEHL tiene poco significado dada la dificultad de establecer el volumen del lecho. El peso del catalizador en el reactor puede determinarse fácilmente o calcularse a partir del tiempo de residencia y de la razón C/A.

VEHL = Velocidad espacial horaria del líquido basado en volumen: (volumen de alimento) /(volumen de catalizador) (hr).

VEHM = Velocidad espacial horaria másica en masa. (kg de alimentación) / (kg de catalizador) (hr). Si “t” es el tiempo de residencia del catalizador en horas, entonces:

Los efectos generales de las variables de operación son las mismas para ambas unidades de lecho móvil y fluidizado pero cada tipo de unidad tiene unas limitaciones especiales que afectan a su importancia. Dentro de los límites de las operaciones normales, aumentando: 1) Temperatura de reacción 2) Razón catalizador/alimentación 3) Actividad del catalizador se obtiene un aumento de la conversión, mientras que un descenso de la velocidad espacial aumenta la conversión. Se debe destacar que un aumento en la conversión no significa necesariamente un aumento en el rendimiento de nafta, como es el caso de que un aumento de la temperatura por encima de un cierto nivel puede aumentar la conversión, los rendimientos en coque y en gas y el número de octano de la nafta, pero disminuir el rendimiento en nafta. Para unidades de lecho móvil la temperatura es normalmente la

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variable de proceso que ocupa el primer lugar, puesto que operan a velocidades de circulación del catalizador máximas. Esto se realiza para aprovechar la mayor eficacia del rendimiento en nafta obtenido al utilizar una razón máxima C/A para obtener conversiones por encima de las obtenidas al operar a razones más bajas C/A y utilizando la temperatura para obtener la conversión deseada. En muchas unidades de CCF, la conversión y la capacidad están limitadas por las posibilidades de combustión de coque del regenerador. Esta limitación puede ser debida o bien a las limitaciones en la compresión del aire o bien a las temperaturas después de la combustión en los ciclones del regenerador de la última etapa. En cualquier caso, las unidades de CCF operan generalmente a la temperatura máxima práctica del regenerador, con la temperatura del reactor y la relación de producción seleccionadas para minimizar el craqueo secundario de la nafta a coque y gas. En ambas unidades, de lecho móvil y fluidizado, la presión del reactor está generalmente limitada a 1 a 1,5 kgf/cm2man por el diseño de la unidad y no se utiliza mayormente como una variable de operación. Un incremento en la presión aumenta el rendimiento en coque y el grado de saturación de la nafta, pero disminuye el octanaje de la misma. Su efecto sobre la conversión es bajo. La carga inicial de catalizador a una unidad de CCF que utilice el craqueo en la línea ascendente es alrededor de 1 ton de catalizador por 100 BPDS (barriles de petróleo diarios) de velocidad de carga (el catalizador en circulación es alrededor de 0,3 ton por BPDS de velocidad de carga con aproximadamente el doble de esta cantidad para la fabricación, etc.). La velocidad de circulación del catalizador es aproximadamente de 1 ton/min por 1000 BPDS de velocidad de carga.

7.4. Recuperación Del Calor Los costos de la energía y del combustible son la parte principal de los costos directos del refinado del crudo de petróleo y, como consecuencia del gran aumento en los precios del crudo de petróleo y del gas natural, existe un gran incentivo en conservar el combustible mediante la utilización eficaz de la energía de los gases de salida del regenerador del craqueador catalítico. El control de la temperatura en el regenerador resulta más fácil si el carbono que hay sobre el catalizador se quema a monóxido de carbono más que a dióxido de carbono, puesto que el calor implicado es mucho menor. Además del calor de combustión del monóxido de carbono, los gases calientes están a temperaturas de 540º C a 590º C y a presiones de 1 a 1,5 kgf/cm2man. Muchos craqueadores catalíticos incluyen calderas de calor residual que recuperan el calor de combustión del CO para obtener vapor y otros

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utilizan los gases de combustión para impulsar turbinas de para generar energía eléctrica o comprimir el aire utilizado en el regenerador del craqueado catalítico.

8. HIDROTRATAMIENTO Es conocimiento general que el hidrotratamiento comprende diversas aplicaciones en las cuales la calidad de los hidrocarburos líquidos mejora sometiendo a condicione suaves o severas de presión de hidrogeno en presencia de un catalizador. Así, el hidrotratamiento puede considerarse un tipo bastante especializado de hidrogenación. El objetivo principal del hidrotratamiento es convertir selectivamente una sustancia en otra deseable o eliminar del sistema una o más sustancias no deseadas incluidas en la materia prima. El empleo del hidrotratamiento es extenso, pues interviene en el procesamiento de mas del 30% del crudo refinado. Aunque los catalizadores y la técnica ya se conocían, la disponibilidad de una dotación disponible de hidrogeno como subproducto de la reforma catalítica acelero el empleo de hidrotratamiento a principios de la década de 1950. Las aplicaciones del hidrotratamiento son numerosas y la materia prima utilizadas varían de fracciones ligeras de gasolina a residuos pesados, como lo denotan los objetivos del hidrotratamiento. Entre ellos se incluyen los siguientes procesos: 1.- Pretratamiento de nafta. 2.- Desulfuración de combustibles destilados. 3.- Mejoramiento de la calidad de quemado de los combustibles. 4.- Mejoramiento del color, olor y estabilidad en el almacenamiento de los combustibles y productos de petróleo. 5.-Pretratamiento de materia prima para desintegración catalítica y aceites de ciclo por eliminación de metales, azufre, nitrógeno y reducción de compuestos aromáticos policíclicos. 6.-Mejoramiento de la calidad de los aceites lubricantes.000 7.- Purificación de subproductos aromáticos ligeros de las operaciones de pirolisis. 8.- Reducción del contenido de azufre de combustóleos residuales. Algunas de las reaccione empleadas comúnmente en los procesos de hidrotratamiento son: * Eliminación del azufre a partir de sus combinaciones orgánicas en varios tipos de compuesto por Hidrodesulfuración para formar H2S. * Eliminación del nitrógeno en forma de amoniaco (NH3) a partir de sus combinaciones orgánicas. * Eliminación de diolefinas para formar parafinas y naftenos.

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* Hidrogenación de compuestos no aromáticos para formar naftenos, a fin de mejorar la calidad de quemado de ciertos combustibles. * Hidrogenación de compuestos aromáticos policíclicos de modo que solo quede un anillo aromático en la molécula; o bien, si se desea, todos los anillos aromáticos pueden saturarse. * Eliminación de oxígeno de sus combinaciones orgánicas como H20.

FIGURA 17: UNIDAD DE HIDROTRATADORA REPRESENTATIVA: 1) CALENTADOR, 2) REACTOR, 3) SEPARADOR, 4) AGOTADOR

8.1. Unidad de Reformado Catalítico: La Unidad de Reformado Catalítico se encarga de convertir la nafta de bajo octanaje, proveniente del Separador de Naftas, en un compuesto de alto octanaje, apto para mezclarse con la gasolina. La mezcla se realiza con el propósito de ajustar la gasolina a las especificaciones finales del producto. El proceso de reformado libera moléculas de hidrógeno, que son posteriormente utilizadas en procesos de hidrotratamiento.

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FIGURA 18: PROGRAMACIÓN DE PROCESO DE REFORMA CATALÍTICA (UNIVERSAL OIL PRODUCIS COMPANY)

8.2. Unidades de Craqueo Térmico: El término craqueo térmico, es asignado a aquellos procesos que aplicando solamente calor, convierten oils pesados, usualmente fuel oil o residuos, en productos más ligeros y aptos para la producción de GLP, naftas o destilados medios. Las Unidades de Craqueo Térmico, realizan esta clase de procesos. Su presencia dentro de la industria de refinación de petróleo es masiva, ya que presentan un costo de operación menor que sus pares (Unidad FFC e Hydrocracking). El inconveniente, es que su producción requiere un tratamiento mayor, para ajustarse a las necesidades de los productos finales. Las Unidades que realizan este tipo de proceso son las siguientes: * Craqueado Térmico: Convierte los residuos provenientes de la Unidad de destilación atmosférica. * Visbreakers: Convierte los residuos de la Unidad de Destilación al Vacío. El objetivo principal es reducir la viscosidad de estos. * Coker: Convierte los residuos provenientes tanto de la Unidad de Destilación Atmosférica como de la Unidad de Destilación al Vacío. Su objetivo es la producción de destilados ligeros y coque de petróleo.

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9. CATALIZADORES Un catalizador es una sustancia que incrementa la velocidad de una reacción química sin ser consumido y sin alterar el equilibro termodinámico de esta. En procesos industriales, el rol de los catalizadores es acelerar la velocidad a la cual la reacción alcanza el punto de equilibrio químico. Un catalizador genera catálisis. La catálisis es entendida como un proceso cíclico, durante el cual el catalizador reacciona con uno o más reactantes para formar especies intermedias, que posteriormente dan lugar a los productos finales de la reacción en el proceso de regeneración del catalizador. Las ecuaciones numeradas desde la 5.14 a la 5.18, presentan un esquema del funcionamiento de un catalizador en una reacción química, donde C representa el catalizador, X e Y los reactantes y Z el producto final.

Se observa que, aunque el catalizador es “consumido” por la reacción 5.14, este es posteriormente “producido” en 5.17. Por lo tanto, si hablamos de especies producidas, el catalizador puede ser eliminado de la reacción global.

Desde el punto de vista industrial, los catalizadores poseen tres propiedades principales

9.1.1. Actividad: Se refiere a la habilidad del catalizador de acelerar la reacción. A nivel industrial, la actividad es medida como la cantidad de producto generado por unidad de volumen de catalizador por unidad de tiempo.

9.1.2 Selectividad: Es la capacidad del catalizador, de dirigir la reacción a la generación de determinados productos (a expensas de otros). En procesos industriales, es la proporción entre productos útiles y cantidad de materia prima convertida.

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9.1.3 Estabilidad: Esta propiedad hace referencia a la vida útil y desempeño operacional del catalizador. Existen diversos factores que influencia la estabilidad del catalizador, pero en general todos ellos están relacionados con la operación fuera de las condiciones de diseño del proceso. Por lo general, la disminución de la estabilidad del catalizador se determina midiendo la actividad y /o la selectividad en función del tiempo.

10. CRAQUEO CATALÍTICO El craqueo o “cracking” catalítico, es un proceso de refinación del petróleo, que consiste en la descomposición térmica de hidrocarburos pesados (rotura de enlaces carbono-carbono) en presencia de un catalizador. El objetivo es craquear aquellas fracciones pesadas, provenientes de otras unidades, que poseen puntos de ebullición por sobre los 344 °C, para obtener hidrocarburos livianos de cadena corta, con menor punto de ebullición y mayor valor económico.

10.1. Catalizadores: El craqueo catalítico, desde su invención y uso comercial, ha evolucionado en conjunto con los catalizadores empleados en el proceso. Los avances en tecnología de producción de catalizadores permitieron generar sustancias cada vez más activas, selectivas y estables. Los primeros catalizadores utilizados eran arcillas naturales acidificadas, las cuales fueron desplazadas, posteriormente, por catalizador sintético de sílice/alúmina. Ambas sustancias presentaban una estructura amorfa y eran relativamente inactivas, por lo que era necesario reciclar la materia prima no craqueada, repetidas veces, para alcanzar el porcentaje de conversión deseado.

En la década de los sesenta se introdujeron los catalizadores con contenido de zeolitas sintéticas. Esto supuso una gran revolución para la industria, pues las zeolitas presentaban mayor actividad, selectividad y estabilidad que sus predecesoras. Su uso en el proceso FCC permitió la expansión de su producción, enfocada a generar más y mejor gasolina. Las zeolitas son aluminosilicatos, naturales o sintéticos, que poseen una estructura cristalina formada por tetraedros de átomos de Silicio y Aluminio (SiO4 y AlO4), los cuales se unen entre si compartiendo oxígenos. La disposición de los átomos hace que la estructura

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presente cavidades conectadas por canales, las cuales generan una superficie porosa de gran área. La presencia de los átomos de aluminio produce una deficiencia de carga eléctrica local que debe ser compensada por distintos cationes, esto se traduce en la creación de centros ácidos, los cuales están directamente relacionados con la capacidad de intercambio iónico de la zeolita y, en consecuencia, con su actividad catalítica La zeolita más utilizada en el proceso FCC, la cual también es utilizada en esta investigación, es la tipo Y. Esta presenta una estructura faujasita (ver Figura 19), un tamaño de poro de 7.5 Ǻ.

FIGURA 19: ESTRUCTURA FAUJASITA

11. NUEVAS TECNOLOGÍAS EN EL CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDIZADO Por más de medio siglo el proceso “Steam Cracking”, perteneciente a la industria petroquímica, ha sido la principal fuente de olefinas ligeras. La nafta es actualmente la materia prima dominante, contabilizando entre 50 y 55% del total. Sin embargo, se espera que el etano, gas asociado y otros condensados, sustituyan gradualmente a la nafta, ya que son más fáciles de obtener, a un precio más bajo, en los yacimientos petrolíferos más productivos. El cambio en materias primas amenaza con producir un desbalance sobre la proporción etileno/propileno global, del proceso “Steam Cracking”. Esta consecuencia es atribuible a que, típicamente, el etano entrega una selectividad del 79% al etileno e inferior al 1% al propileno (a 70% de conversión). Mientras que el “Steam Cracking” de nafta obtiene, aproximadamente, 30% de etileno y 15% de propileno. Una

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variedad de nuevos métodos se ha desarrollado y mejorado, con el objetivo de atacar este problema. A continuación, se muestran los últimos avances en procesos de craqueo catalítico fluidizado, que tienen por objetivo, incrementar la producción de propileno.

11.1. Craqueo Catalítico Profundo (DCC): Es un proceso de craqueo catalítico basado en una forma modificada del FCC [11,16]. Utiliza un sistema fluidizado y su objetivo es obtener olefinas ligeras a partir de fracciones pesadas. Se caracteriza por utilizar un catalizador patentado, basado en la zeolia ZSM-5, que permite el craqueo selectivo sobre una amplia gama de materias primas. El proceso fue desarrollado por RIPP (“Research Institute of Petroleum Processing”) de la corporación SINOPEC. Con respecto a la factibilidad en el mercado, las pruebas comerciales comenzaron en 1990 con la construcción de siete unidades, seis en China y dos en Tailandia. En craqueo catalítico profundo existen dos tipos de sistemas o enfoques operacionales, los cuales son descritos a continuación: * DCC-I: Es similar a un proceso FCC convencional, con la diferencia que el reactor ha sido modificado, ya que al final de este se ubica un lecho fluidizado denso. Esto permite mayores tiempos de residencia y altas relaciones catalizador/materia prima, lo que aumenta la producción de propileno a costa de la obtención de gasolina. * DCC-II: Este sistema presenta aún mayores similitudes con un proceso FCC convencional, ya que aquí el lecho fluidizado denso es removido. El objetivo es flexibilizar la producción de propileno/gasolina de acuerdo a las demandas del mercado.

TABLA 6: Principales características Proceso DCC.

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Las pruebas comerciales de estas unidades, en instalaciones que integran la refinación del petróleo y la producción petroquímica, han demostrado su rentabilidad y factibilidad a nivel industrial. Esto es particularmente importante si se tiene en cuenta que el incremento en la producción de propileno es a expensas de la gasolina.

11.2. Proceso de Pirolisis Catalítica (CPP): Este proceso, también desarrollado por RIPP, es una extensión del DCC que incrementa el rendimiento de etileno, manteniendo una buena producción de propileno. A continuación, se listan sus principales características: * Se desarrolló un nuevo material catalítico que disminuye la energía de activación, así la reacción ocurre a menor temperatura en comparación con la requerida en “Steam Cracking”, y también favorece la producción de olefinas livianas.

11.3. PetroFCC: Proceso cuya licencia pertenece a Honeywell UOP. Utiliza la tecnología RxCAT, caracterizada por incrementar la conversión y selectividad mediante el reciclado de una porción del catalizador “gastado”, desde el separador, de vuelta a la base del reactor “riser”. Con respecto a los productos, entrega altos rendimientos de propileno, olefinas livianas y aromáticos para aplicaciones petroquímicas. Utiliza materias primas típicas del proceso FCC o con mayores puntos de ebullición.

La Unidad PetroFCC es estructuralmente similar a la FCC. En cuanto al flujo del proceso, este emplea ciertas medidas para mejorar el rendimiento y selectividad de las olefinas livianas y bajar el rendimiento del gas seco. Las principales características son listadas a continuación: •

El catalizador PetroFCC está conformado por dos tipos de zeolitas. La primera corresponde a una zeolita de poros grandes, con estructura similar a las tipo Y. La segunda es una zeolita de poro mediano o pequeño, de estructura tipo ZSM-5 o ST5, con alta resistencia a la coquización.

•

El reciclaje de parte del catalizador gastado permite disminuir la temperatura de entrada del reactor “riser”(a alrededor de 620 ºC), además de independizar la

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cantidad de catalizador, circulando por el reactor, del catalizador que ingresa al regenerador. •

La disminución de la temperatura de contacto entre el catalizador y el oil, eleva la selectividad del proceso y disminuye la generación de gas seco y coque.

•

Independizar el catalizador que circula por el reactor permite aumentar la razón catalizador/oil, lo que incrementa la conversión de las materias primas.

•

El tiempo de residencia de la materia prima en el reactor, es decir, el tiempo en contacto con el catalizador, es menor igual a 2 segundos. Esto permite generar los productos deseados, al limitar la conversión (craqueo) de la materia prima.

TABLA 7: PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS PROCESO PETROFCC

11.4. Craqueo Catalítico de Alta Severidad (“HS-FCC”): Tecnología desarrollada en conjunto por Saudi Aramco, JX Nippon Oil & Energy (JX) y King Fahd University of Petroleum and Minerals (KFUPM) [18,19]. Su objetivo principal es la producción de olefinas ligeras, buteno y en especial propileno, y gasolina de alto octanaje. Posee una gran flexibilidad lo que le permite adaptarse a las necesidades del mercado. Utilizando condiciones severas de operación y un catalizador zeolítico patentado, es capaz de aumentar la selectividad a olefinas ligeras con poca perdida en el rendimiento de gasolina. La Tabla 8 resume las principales características del proceso.

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TABLA 8: PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS PROCESO HS-FCC

El catalizador utilizado posee una zeolita tipo Y ultra estable (USY), con baja densidad de sitios ácidos, además de aditivos el tipo ZSM-5. Lo que brinda alta selectividad a olefinas, suprimiendo las reacciones de transferencia de hidrógeno e isomerización. Estructuralmente el proceso se basa en un sistema de craqueo catalítico Fluidizado, con la diferencia, que se emplea un reactor de flujo descendente. Es decir, el catalizador y la materia prima reaccionan desde su ingreso en la parte superior del reactor hasta el separador que se encuentra en la parte inferior (ver Figura 3.7). Esta tecnología, posibilita trabajar con mayores razones catalizador/oil y reducir el tiempo de residencia de los reactantes. Lo que en combinación con elevadas temperaturas (hasta 650 °C), promueve las reacciones de craqueo catalítico y la selectividad hacia olefinas ligeras.

FIGURA 19. PROCESO HS-FCC

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11.5. Proceso INDMAX: Tecnología desarrollada por la Indian Oil Corporation Ltd. y licenciada por CB&I [20,21]. Se caracteriza por convertir selectivamente fracciones pesadas de petróleo, incluso residuales, en etileno, propileno, butileno y gasolina (con propileo en GLP y etileno en gas seco). Utiliza una configuración estructural similar a una unidad FCC convencional, es decir, un sistema riser-regenerador (ver tabla 9). Además de junto con un catalizador patentado y condiciones operacionales particulares. El catalizador Indmax, desarrollado por Indian Oil Corp. Ltd., esta específicamente adaptado a las exigencias y condiciones de cada instalación (materia prima, productos deseados) y posee componentes que reducen la formación de coque y gas seco, aumentan la selectividad hacia olefinas ligeras y le dan alta tolerancia al metal. La tabla 3.8 expone las principales características del proceso.

TABLA 9: Principales Características Proceso INDMAX

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FIGURA 20. Proceso INDMAX

12. DIAGRAMA DE BLOQUES

12.1. Procesos Topping Es un proceso de separación del crudo en fracciones, por diferencias de punto de ebullición. Consta de una unidad de destilación compuesta por dos secciones, una a presión atmosférica y otra a presión al vacío.

GRAFICA 1: PROCESO DE PLANTA TOPPING

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GRAFICA 2: CAPACIDAD DE LAS UNIDADES TOPPING

12.2. Cracking Es un proceso que utiliza altas temperaturas para convertir hidrocarburos pesados en hidrocarburos livianos más valiosos, utilizando catalizadores que permiten obtener gasolina de alto octanaje y mínimos productos residuales pesados no deseables. La planta consta de una unidad de reacción, una de regeneración y una Unidad recuperadoras de vapores (VRU) para separar las fracciones livianas.

GRAFICA 3: PROCESO DE CRACKING

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12.3. Viscorreductora Es un proceso de Ruptura Térmica para conversión de fracciones pesadas de Hidrocarburos en productos más livianos y de mayor valor.

GRAFICA 4: PROCESO DE LA PLANTA VISCORREDUCTORA

12.4. Alquilación

Es un proceso en el cual se utilizan olefinas (Butilenos C4) Iso-Butano (IC4) para formar IsoOctano, denominado aquilato, en una reacción que utiliza el ácido sulfúrico como catalizador.

GRAFICA 5: PROCESO DE LA PLANTA VISCORREDUCTORA

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12.5. Especialidades Es un proceso de separación del Rafinato de Aromáticos y/o de la nafta virgen, por diferencias de punto de ebullición, para obtener los Disolventes Alifáticos Nº 1/2/3/ Varsol y hexano comercial. Consta de dos torres fraccionadoras y sus equipos asociados.

GRAFICA 6: PROCESO DE LA PLANTA ESPECIALIDADES

12.6. Plantas de Proceso del tren de Polieolefinas.

12.6.1. Polietileno II Se alimenta de la producción de Turboexpander y mediante un proceso de Pirolisis (Craqueo térmico a altas temperaturas) se obtiene el Etileno. También se recibe carga de la Unidades de Cracking Catalítico.

12.6.2. Polietileno I/II Proceso de Polimerización del Etileno en presencia de Iniciadores de reacción para unir moléculas de Etileno y formar el polietileno.

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GRAFICA 7: POLIOLEFINAS

13. COMERCIALIZACION DE LOS PRODUCTOS El sistema de Comercialización de Hidrocarburos está compuesto de varios agentes que tienen una participación primordial por cada etapa del hidrocarburo, esto es decir, desde la exploración del pozo, y su eminente producción hasta la distribución de los mismos por diferentes medios de transporte y dependiendo que tipo de combustible es el que está siendo transportado. Además de ello, que agentes se encarga del mercado de los combustibles. A continuación desarrollaremos 2 productos del polo para una mejor explicación:

13.1. PRODUCTOS A través de la actividad comercial, Ecopetrol abastece el mercado nacional de combustibles como gasolinas, gas natural y GLP y ofrece productos petroquímicos como disolventes alifáticos, aromáticos, parafinas, polietileno, asfaltos y azufre. De igual manera, exporta crudos y otros productos derivados a diferentes países en América, Europa y Asia.

13.1.1. Lubricantes: Hidrocarburos provenientes de la destilación del petróleo crudo el cual considera los aceites para transformadores y las grasas.

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13.1.2. Carburantes: Es un combustible usado para hacer funcionar un motor de combustión interna. El carburante principal es benzina, diésel, gas natural comprimido, HCNG, hidrogeno, gas de petróleo licuado y keroseno.

13.2. Análisis económico Para un mejor desarrollo de este trabajo se enfocara en 2 productos (gasolina y lubricante). •

Gasolina. Esto luego de que el Ministerio de Minas y Energía informara que a partir del 5 de junio aumentará en 165 pesos la referencia para el galón de gasolina corriente para 15 de las principales 18 ciudades del país. Así, en el caso de Bogotá, el valor de referencia llega a 9.303 pesos por cada galón, siendo el récord histórico (en mayo había marcado un registro de 9.138 pesos).

•

Aceites. Para determinar el precio del aceite de motor estándar igual se recurrió al ministerio de minas y energías, obteniendo como dato el precio de 39.100 pesos el cual de la misma manera que los productos finales de los destilados del petróleo tuvo un incremento de 187 pesos.

13.3. Análisis de impacto ambiental Los impactos que presenta los carburantes al momento de su combustión, donde tienen posibles emisiones de compuestos son CO2 y vapor de H2O, las cuales dañan a la salud humana y la naturaleza, pero ahora disponemos de evidencias científicas concluyentes que demuestran que tienen un menor impacto ambiental que otros materiales utilizados en la misma aplicación. 13.4. COSTOS DEL PROYECTO

Para un mejor desarrollo se utilizó las siguientes tablas a continuación: TABLA 10: COSTO DE FÁBRICA COSTO DE FABRICA (En miles de $us) COSTO

DESCRIPCION 1.1 Materia Prima - Gas natural 1.2. Costo de Suministros - Petróleo

C.V. C.V.

44

1.394,1 823,8 14,6 0,0

- Energía eléctrica 2. Mano de Obra Directa - Operarios y otros 3. Gastos Generales - Deshechos y otros TOTAL

C.V. C.V. C.V.

0,2 11,2 9,2 0,1 0,1 1.420,1

TABLA 11: COSTOS DE ADMINISTRACION (En miles de $us) DESCRIPCION 1. Materiales y suministros de adm. - Material de Escritorio - Papel - Material de limpieza - Otros 2. Mano de Obra Indirecta - Personal a plazo fijo y planta 3. Gastos Generales de Admin. - Energía eléctrica - Agua - Teléfono y otros TOTAL

COSTO C.F. C.F. C.F. C.F. C.F. C.F. C.F. C.F.

2,4 0,8 0,6 0,5 0,5 28,01 28,01 1,4 0,2 0,2 1,0 31,8

TABLA 12: COSTO DE VENTAS (En miles de $us) DESCRIPCION 1. Materiales y suministros de VENTAS - Material de limpieza - Otros 2. Mano de Obra Indirecta - Personal a plazo fijo y planta 3. Gastos Generales de ventas - Publicidad - Promoción - Energía eléctrica TOTAL

COSTO C.F. C.F. C.F. C.F. C.F. C.F.

2,0 0,3 0,2 8,0 8,0 5,5 2,0 3,0 0,2 15,5

TABLA 13: COSTO DE PRODUCCION (En miles de $us) DESCRIPCION 1.- Costo de Fábrica 2.- Costo de Administración 3.- Costo de Ventas COSTO DE OPERACIÓN 4.- Depreciaciones y castigos 5.- Costo financiero (intereses + amortizacion)

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COSTO C.V. C.F. C.F. C.F. C.F.

1 1.420,1 31,8 15,5 1.467,4 18,8 0,9

TOTAL TOTAL COSTO VARIABLE TOTAL COSTO FIJO COSTO TOTAL COSTO VARIBLE UNITARIO ($US/Kg)

1.487,1 1.420,1 67,0 1.487,1 5,9

TABLA 14: INVERSIONES DEL PROYECTO (En miles de $us) INVERSIONES FIJAS (En miles $us) DESCRIPCION

VIDA CANTIDAD UTIL

1. OBRAS CIVILES Y TERRENO - Construcción de obras civiles - Terreno 20x100 m2 2. EQUIPOS Y MAQUINARIA DE PRODUCCION - Caldero - Reactor - Tanque de almacenamiento - Torre de destilación - Otros equipos 3. MUEBLES Y EQUIPOS DE OFICINA - Muebles - Computador 4. VEHICULOS - Camion de transporte TOTAL

10

1 1

8 2 8 2 8

1 1 1 1 1

7 4

2 4

2

1

COSTO TOTAL unit. 55 40 40 15 15 11,5 5 5 2 2 0,5 0,5 2 2 2 2 5 0,5 1 1 4 10 10 10 81,5

TABLA 15: RESUMEN DE INVERSIONES (En miles de $us) DESCRIPCION 1.- Inversiones Fijas 2.- Incremento de capital de trabajo 3.- Activo diferido (gastos de k previos a la prod.) TOTAL

616,13 476,8 307,07 1403,0

TABLA 16: TIR Y VAN VAN 25%= TIR =

172,69 13,14%

14. Transporte Información Ecopetrol S.A. garantiza al país y a los inversionistas el transporte y disponibilidad oportuna de los diferentes hidrocarburos para refinación, exportación o consumo a través de su red de

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8.500 kilómetros de poliductos y oleoductos, que van desde los centros de producción hasta las refinerías y puertos en los océanos Atlántico y Pacífico. Cuenta con 53 estaciones desde las que se bombea crudo y productos por la geografía colombiana, además de sus centros de almacenamiento. La Compañía asegura una capacidad de excedentes en los principales sistemas de transporte de petróleo, lo que se convierte en una ventaja económica en caso de un descubrimiento comercial de hidrocarburos.

14.1. Líneas, estaciones y terminales El sistema de transporte cuenta con 8.500 kilómetros de redes principales de oleoductos y poliductos que convergen en los terminales de Coveñas y Santa Marta, en el Atlántico, y Buenaventura y Tumaco, en el Pacífico. Los principales oleoductos trabajan, en la actualidad, a un 60% de su capacidad operativa. Para los nuevos descubrimientos, Ecopetrol cuenta con una amplia experiencia en la oferta de servicios de transporte multimodal, a través de oleoductos, poliductos, buque tanques; ofreciendo soluciones integrales a sus clientes. Para atender la operación de la red, la Vicepresidencia se encuentra organizada en cinco Gerencias Regionales, cuya distribución geográfica es la siguiente:

Caño Limón-Coveñas Sede: Cúcuta Negocio: Transporte de crudo Áreas: Arauca, Norte, Coveñas.

Andina Sede: Bogotá Negocio: Transporte de combustibles Áreas: Llanos y Sabana.

Caribe Sede: Santa Marta Negocio: Transporte de combustibles Áreas: Pozos Colorados, Sucre.

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Magdalena Sede: Barrancabermeja Negocio: Transporte de crudo y combustibles Áreas: Galán, Vasconia.

Occidente Sede: Yumbo, Cali (Valle) Negocio: Transporte de combustibles Áreas: Antioquia, Valle, Caldas. De los sistemas existentes de oleoductos cabe destacar los siguientes:

Oleoducto Caño Limón-Coveñas Tiene 770 kilómetros de longitud y a través de él se transportan los crudos producidos en el campo Caño Limón (Arauca).

Oleoducto del Alto Magdalena Transporta los crudos que se obtienen en el Valle Superior del Magdalena y en el cual Ecopetrol participa con el 49%.

Oleoducto Colombia Tiene 481 kilómetros y conecta la estación de Vasconia con el puerto de Coveñas. Ecopetrol tiene el 42.5% de participación.

Oleoducto Central S.A. (Ocensa) Con 790 kilómetros de longitud, transporta fundamentalmente los crudos del piedemonte llanero (Cusiana- Cupiagua) hasta el terminal marítimo de Coveñas.

Oleoducto Trasandino Con 306 kilómetros, transporta petróleo desde Ecuador hasta el puerto de Tumaco, sobre el océano pacífico.

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15. AGENTES Productor: El cual hace el contrato bajo el artículo 10 de la Ley General de Hidrocarburos Nro. 26221.

15.1. Refinería: Instalación industrial en la cual el petróleo, gasolinas naturales u otras fuentes de hidrocarburos son convertidos en combustibles líquidos u otros productos derivados de los hidrocarburos como Asfaltos, lubricantes, breas, solventes, etc. 15.2. Planta de Procesamiento: Instalación donde se cambian las características de los hidrocarburos así como también en convertirlos en los combustibles y OPDH (Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos) requeridos por la industria y su adecuación para facilitar su transporte. El Combustible va desde la Refinería hacia la Planta de Procesamiento.

Planta de Abastecimiento: Instalación en un bien inmueble donde se realizan las operaciones de recepción, almacenamiento, transferencia, agregado de aditivos y despacho de Combustibles Líquidos y OPDH’s. Es el lugar donde se almacena el combustible, La Planta de Abastecimiento no es manejado o operado por un mayorista, solo el mayorista es el propietario del productocombustible o OPDH-.

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15.3. Distribuidor Mayorista: Persona jurídica que adquiere en el país o importa grandes volúmenes de combustible líquido y OPDH’s, con el fin de comercializarlos a consumidores directos, consumidores directos con instalaciones móviles, comercializadores de combustibles de aviación, comercializadores de combustibles para embarcaciones, otros distribuidores mayoristas, distribuidores minoristas y establecimientos de venta al público de combustibles, asimismo de exportar los combustibles líquidos y OPDH’s.

Los mayoristas deben estar en el Registro de Hidrocarburos y pueden importar o exportar combustible líquido o OPDH’s. Es conocido como el Gran Comercializador de la Cadena y los volúmenes que adquiere deberá ser por venta semestral. Sin embargo, es importante aclarar aclarar que la venta entre mayoristas existe, pero sin transferencia- Es decir el producto no se moviliza por un medio de transporte, sino más bien el producto queda almacenado como lo estuvo anteriormente solo que cambia de propietario-. Esto proceso ocurre en la Planta de Abastecimiento.

Establecimiento de Venta al Público por ejemplo un grifo– puede adquirir el producto de los mayoristas. Ellos pueden tener su medio de transporte o no (En caso de que no tengan un medio de transporte, ellos contratan un tercero el cual le hace el servicio de lo cual deberán pagar un Flete).

15.4 Distribuidor Minorista: Persona que utilizando un medio de transporte (Camión cisterna o camión tanque) adquiere del distribuidor mayorista (Diesel, petróleos industriales u OPDH’s) para comercializarlos a grifos rurales, consumidores directos, consumidores directos con instalaciones móviles y usuarios finales. El volumen máximo que podrá vender por cliente y por producto en forma mensual no deberá exceder de 30’000 galones. El minorista opera una instalación a diferencia del mayorista.

15.4.1. Consumidor Directo: Persona que adquiere en el país o importa Combustible líquido y OPDH’s para su uso propio y exclusivo y tiene instalaciones para recibir y almacenar los productos con una capacidad mínima de 264,17 gals.

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Ellos no pueden suministrar dichos productos a terceros, excepto cuando sus instalaciones estén bien alejadas de los Establecimientos de venta al público y otras condiciones que amerita compartir.

15.4.2. Consumidor Directo con instalación Móviles: Es el Consumidor directo, pero con el uso del producto bajo un tiempo limitado el cual debe estar expresado bajo un acuerdo contractual así también las actividades como la ejecución de obras de infraestructuras y servicios petroleros, exploración minera o petrolera, extracción forestal, entre otros y que durante ese periodo hace uso del combustible adquirido.

16. MEDIO DE TRANSPORTE •

El medio de transporte será de acuerdo con el producto transportado el cual existen 3 tipos:

•

Transportista de Productos Blancos: Como la Gasolina, Diesel, OPDH’s.

•

Transportista de Combustibles de Aviación: Turbo A1, Turbo JP-5 y Gasolina de Aviación.

•

Transportista de Productos Negros: Combustibles Residuales, Breas y Asfalto

17. ESTRATEGIA DOWNSTREAM

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Canasta energética mundial

Participación por fuente de energía

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Participación segmento transporte

Evolución ventas de combustibles

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Evolución Ventas Gasolinas 2000 –2010

Demanda de Gasolina Corriente para el 2010Millones de Galones/año

54

Evolución Ventas Diesel 2000 –2010

Relaciones permitidas de distribución (venta)

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17.1. La Cadena de Comercialización ha venido evolucionando crecientemente

Debiera mantenerse el incentivo a la competencia pues finalmente favorece al mercado

Ecopetrol mira más de cerca el entorno de la cadena para actuar frente a los cambios que le impactan

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18. CONCLUSIONES El trabajo de investigación realizado nos permite arribar a las siguientes conclusiones: Que la petrolera BARRANCA BERMEJA Ecopetrol coincide con los intereses de los países miembros, ya que cada nación deberá plantear su propia política de comercialización e industrialización de sus hidrocarburos los cuales procesan diferentes tipos combustibles líquidos, petroquímicos e industriales, gases industriales y domésticos, naturales y crudos empleando diferentes tecnologías que van a la par de los adelantos en la industria. Los ingresos por venta de crudo y sus derivados, mantenga también su imagen y relación con la clientela y posición empresarial confiable en el mercado internacional del petróleo. Y para finalizar podemos ver que las condiciones cambiarias del mercado petrolero pueden conllevar a que se extienda el tiempo de reducción de la oferta petrolera, ya que ello se comercializa a nivel nacional e internacional. Ecopetrol produce la mayor parte del crudo y gas en Colombia empleando diferentes tipos tecnologías para la separación de líquidos. Y esto implica que la operación de una refinería de petróleo es muy compleja también y para reducir esta complejidad al entendimiento de un grupo de procesos se requiere del conocimiento fundamental de los mismos ingenieros que estén capacitados y actualizados profesionalmente para las nuevas tecnologías a emplearse en un futuro. Ya que La refinería BarrancaBermeja se subdivide en 17 Procesos o Unidades y que son los mas básicos de manera superficial y los más importantes en la petrolera Ecopetrol, en cuanto a su comercialización de Hidrocarburos podría decir que es una empresa que goza de inversores que participan en forma directa de la exploración del pozo, garantiza al país y a los inversionistas el transporte y disponibilidad oportuna de los diferentes hidrocarburos para refinación en la petroquímica de Barranca Bermeja. El crecimiento económico de Barrancabermeja y sus complejos procesos de desarrollo social no pueden entenderse sin la influencia del polo y es claro que sin la existencia de las refinerías.

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19. BIBLIOGRAFÍA Kent J.A.

(Editor) Química Industrial (Manual de Riegel) C.E.C.S.A. México (1984) The Chemical Process Industries Shreve R.N. and J.A Brink

McGraw

Hill Synthetic Materials from Petroleum Topelico A.V., M.F. Nagiyev and N. Shakht New York (1977) Akhtinski

Jackson,

El Tesoro De La Juventud. Enciclopedia de Conocimientos Tomo VII. S/e. W. M. México, D. F. 1965. 383 páginas.

PERIÓDICOS MORALES

O.,Ing. Ricardo A.; Juan M. Kam y José P. Madrid. La refinación del petróleo crudo en panamá. Un Recurso Valioso para la Industria Energética y el Desarrollo Nacional. Documento del Departamento de Proyectos Especiales.

EL TIEMPO

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INTERNET http://www.eltiempo.com/colombia/otras-ciudades/causas-del-derrame-de-crudo-enbarrancabermeja-197212 http://www.pdvsa.com/pep/espanol/pep_tema_t11_3_es.html http://www.jornada.unam.mx/1996/oct96/961013/gershenson.ht https://es.wikipedia.org/wiki/Barrancabermeja «Historia de Barrancabermeja». Alcaldía del municipio. Consultado el 1 de mayo de 2015. «Información general de Barrancabermeja». Alcaldía del municipio. Consultado el 1 de mayo de 2015. http://www.barrancabermeja-santander.gov.co/alcaldia Modificado de Nemerow y Dasgupta (1998).

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ANEXOS

INSTALCIONES DE BARRANCABERMEJA

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Proceso de la refinería BarrancaBermeja

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Comparación de cortes de petróleo respecto al tiempo

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