Perfil general

La refinación del petróleo comienza con la destilación o fraccionamiento del petróleo crudo en grupos de hidrocarburos separados. Los productos resultantes están directamente relacionados con las características del crudo que se procesa. La mayoría de estos productos de destilación se convierten en productos más utilizables al cambiar sus estructuras físicas y moleculares a través de craqueo, reformado y otros procesos de conversión. Estos productos son posteriormente sometidos a diversos procesos de tratamiento y separación, tales como extracción, hidrotratamiento y endulzamiento, con el fin de producir productos terminados. Mientras que las refinerías más simples generalmente se limitan a la destilación atmosférica y al vacío, las refinerías integradas incorporan fraccionamiento, conversión, tratamiento y mezcla con lubricantes, combustibles pesados ​​y fabricación de asfalto; también pueden incluir procesamiento petroquímico.

La primera refinería, inaugurada en 1861, producía queroseno por destilación atmosférica simple. Sus subproductos incluían alquitrán y nafta. Pronto se descubrió que se podían producir aceites lubricantes de alta calidad destilando petróleo al vacío. Sin embargo, durante los siguientes 30 años, el queroseno fue el producto que más deseaban los consumidores. Los dos hechos más significativos que cambiaron esta situación fueron:

• la invención de la luz eléctrica, que disminuyó la demanda de queroseno
• la invención del motor de combustión interna, que creó una demanda de combustible diesel y gasolina (nafta).

 

Con el advenimiento de la producción en masa y la Primera Guerra Mundial, la cantidad de vehículos a gasolina aumentó drásticamente y la demanda de gasolina creció en consecuencia. Sin embargo, solo una cierta cantidad de gasolina podría obtenerse del petróleo crudo a través de procesos de destilación atmosférica y al vacío. El primer proceso de craqueo térmico se desarrolló en 1913. El craqueo térmico sometió a los combustibles pesados ​​tanto a presión como a calor intenso, rompiendo físicamente sus moléculas grandes en otras más pequeñas, produciendo gasolina adicional y combustibles destilados. Una forma sofisticada de craqueo térmico, visbreaking, se desarrolló a fines de la década de 1930 para producir productos más deseables y valiosos.

A medida que se desarrollaron motores de gasolina de mayor compresión, hubo una demanda de gasolina de mayor octanaje con mejores características antidetonantes. La introducción de procesos de craqueo catalítico y polimerización a mediados y finales de la década de 1930 satisfizo esta demanda al proporcionar mejores rendimientos de gasolina y números de octano más altos. La alquilación, otro proceso catalítico, se desarrolló a principios de la década de 1940 para producir más gasolina de aviación de alto octanaje y materias primas petroquímicas, las materias primas para explosivos y caucho sintético. Posteriormente, se desarrolló la isomerización catalítica para convertir hidrocarburos para producir mayores cantidades de materias primas de alquilación.

Después de la Segunda Guerra Mundial, se introdujeron varios procesos de reformado que mejoraron la calidad y el rendimiento de la gasolina y produjeron productos de mayor calidad. Algunos de estos involucraron el uso de catalizadores y/o hidrógeno para cambiar moléculas y eliminar azufre. Durante la década de 1960 se desarrollaron catalizadores mejorados y métodos de proceso como hidrocraqueo y reformado para aumentar el rendimiento de la gasolina y mejorar las características antidetonantes. Estos procesos catalíticos también produjeron moléculas con un doble enlace (alquenos), formando la base de la industria petroquímica moderna.

La cantidad y los tipos de diferentes procesos que se utilizan en las refinerías modernas dependen principalmente de la naturaleza de la materia prima cruda y los requisitos del producto terminado. Los procesos también se ven afectados por factores económicos, incluidos los costos del crudo, los valores de los productos, la disponibilidad de servicios públicos y el transporte. La cronología de la introducción de varios procesos se da en la tabla 1.

Tabla 1. Resumen de la historia del proceso de refinación

 

Procesos y operaciones básicas de refinación

Los procesos y operaciones de refinación de petróleo se pueden clasificar en las siguientes áreas básicas: separación, conversión, tratamiento, formulación y mezcla, operaciones auxiliares de refinación y operaciones de refinación que no son de proceso. Consulte la figura 1 para ver un diagrama de flujo simplificado.

Figura 1. Diagrama de proceso de refinería

Separación. El crudo se separa físicamente por fraccionamiento en torres de destilación atmosférica y al vacío, en grupos de moléculas de hidrocarburos con diversos rangos de punto de ebullición, denominados “fracciones” o “cortes”.

Conversión. Los procesos de conversión utilizados para cambiar el tamaño y/o la estructura de las moléculas de hidrocarburos incluyen:

• descomposición (división) por craqueo hidrotérmico, catalítico, coquización y visbreaking
• unificación (combinación) a través de alquilación y polimerización
• alteración (reordenamiento) con isomerización y reformado catalítico
• tratamiento.

 

Desde el comienzo de la refinación, se han utilizado varios métodos de tratamiento para eliminar los no hidrocarburos, las impurezas y otros componentes que afectan negativamente las propiedades de rendimiento de los productos terminados o reducen la eficiencia de los procesos de conversión. El tratamiento implica tanto reacciones químicas como separación física, como disolución, absorción o precipitación, usando una variedad y combinación de procesos. Los métodos de tratamiento incluyen la eliminación o separación de aromáticos y naftenos, así como la eliminación de impurezas y contaminantes indeseables. Los compuestos edulcorantes y los ácidos se utilizan para desulfurar el petróleo crudo antes del procesamiento y para tratar los productos durante y después del procesamiento. Otros métodos de tratamiento incluyen desalación de crudo, endulzamiento químico, tratamiento con ácido, contacto con arcilla, hidrodesulfuración, refinado con solvente, lavado cáustico, hidrotratamiento, secado, extracción con solvente y desparafinado con solvente.

Formulación y mezcla es el proceso de mezclar y combinar fracciones de hidrocarburos, aditivos y otros componentes para producir productos terminados con propiedades específicas de rendimiento deseadas.

Operaciones auxiliares de refino. Otras operaciones de refinería que se requieren para respaldar el procesamiento de hidrocarburos incluyen la recuperación de fracciones ligeras; decapado con agua agria; tratamiento y refrigeración de residuos sólidos, aguas residuales y aguas de proceso; producción de hidrógeno; recuperación de azufre; y tratamiento de gases ácidos y de cola. Otras funciones del proceso son proporcionar catalizadores, reactivos, vapor, aire, nitrógeno, oxígeno, hidrógeno y gases combustibles.

Instalaciones de refinería que no son de proceso. Todas las refinerías cuentan con multitud de instalaciones, funciones, equipos y sistemas que dan soporte a las operaciones del proceso de hidrocarburos. Las operaciones típicas de apoyo son la generación de calor y energía; movimiento de productos; tanque de almacenamiento; Envío y manipulación; bengalas y sistemas de alivio; hornos y calentadores; alarmas y sensores; y muestreo, ensayo e inspección. Las instalaciones y sistemas que no son de proceso incluyen extinción de incendios, sistemas de agua y protección, controles de ruido y contaminación, laboratorios, salas de control, almacenes, instalaciones administrativas y de mantenimiento.

Principales Productos de la Refinación de Petróleo Crudo

La refinación de petróleo ha evolucionado continuamente en respuesta a la cambiante demanda de los consumidores por productos mejores y diferentes. El requisito del proceso original era producir queroseno como una fuente de combustible mejor y más barata para la iluminación que el aceite de ballena. El desarrollo del motor de combustión interna condujo a la producción de benceno, gasolina y combustibles diésel. La evolución del avión creó la necesidad de gasolina de aviación de alto octanaje y combustible para aviones, que es una forma sofisticada del producto de refinería original, el queroseno. Las refinerías actuales producen una variedad de productos, incluidos muchos que se utilizan como materia prima para procesos de craqueo y fabricación de lubricantes, y para la industria petroquímica. Estos productos pueden clasificarse en términos generales como combustibles, materias primas petroquímicas, solventes, aceites de proceso, lubricantes y productos especiales como cera, asfalto y coque. (Ver tabla 2.)

Tabla 2. Principales productos de la refinación de crudo

Dióxido de azufre

Los gases de combustión de la quema de combustibles con alto contenido de azufre suelen contener niveles elevados de dióxido de azufre, que normalmente se elimina mediante lavado con agua.

cáusticos

Los cáusticos se agregan al agua de desalinización para neutralizar los ácidos y reducir la corrosión. También se agregan cáusticos al crudo desalinizado para reducir la cantidad de cloruros corrosivos en las cabezas de las torres. Se utilizan en procesos de tratamiento de refinerías para eliminar contaminantes de las corrientes de hidrocarburos.

Óxidos de nitrógeno y monóxido de carbono

Los gases de combustión contienen hasta 200 ppm de óxido nítrico, que reacciona lentamente con el oxígeno para formar dióxido de nitrógeno. El óxido nítrico no se elimina mediante lavado con agua y el dióxido de nitrógeno puede disolverse en agua para formar ácido nitroso y nítrico. Los gases de combustión normalmente contienen solo una pequeña cantidad de monóxido de carbono, a menos que la combustión sea anormal.

Sulfuro de hidrógeno

El sulfuro de hidrógeno se encuentra naturalmente en la mayoría de los petróleos crudos y también se forma durante el procesamiento por la descomposición de compuestos de azufre inestables. El sulfuro de hidrógeno es un gas extremadamente tóxico, incoloro e inflamable, más pesado que el aire y soluble en agua. Tiene un olor a huevo podrido que es perceptible en concentraciones muy por debajo de su límite de exposición muy bajo. No se puede confiar en este olor para proporcionar una advertencia adecuada, ya que los sentidos se desensibilizan casi inmediatamente después de la exposición. Se requieren detectores especiales para alertar a los trabajadores sobre la presencia de sulfuro de hidrógeno, y se debe usar protección respiratoria adecuada en presencia del gas. La exposición a niveles bajos de sulfuro de hidrógeno causará irritación, mareos y dolores de cabeza, mientras que la exposición a niveles superiores a los límites prescritos provocará depresión del sistema nervioso y eventualmente la muerte.

Agua Amarga

El agua agria es agua de proceso que contiene sulfuro de hidrógeno, amoníaco, fenoles, hidrocarburos y compuestos de azufre de bajo peso molecular. El agua agria se produce mediante la extracción con vapor de fracciones de hidrocarburos durante la destilación, la regeneración del catalizador o el sulfuro de hidrógeno extraído con vapor durante el hidrotratamiento y el hidroacabado. El agua agria también se genera mediante la adición de agua a los procesos para absorber el sulfuro de hidrógeno y el amoníaco.

Ácido sulfúrico y ácido fluorhídrico

El ácido sulfúrico y el ácido fluorhídrico se utilizan como catalizadores en los procesos de alquilación. El ácido sulfúrico también se utiliza en algunos de los procesos de tratamiento.

Catalizadores sólidos

En los procesos de refinación se utilizan varios catalizadores sólidos diferentes en muchas formas y formas, desde gránulos hasta perlas granulares y polvos, hechos de diversos materiales y con diversas composiciones. Los catalizadores de gránulos extruidos se utilizan en unidades de lecho móvil y fijo, mientras que los procesos de lecho fluido utilizan catalizadores de partículas esféricas finas. Los catalizadores utilizados en los procesos de eliminación de azufre se impregnan con cobalto, níquel o molibdeno. Las unidades de craqueo utilizan catalizadores de función ácida, como arcilla natural, sílice alúmina y zeolitas sintéticas. Los catalizadores de función ácida impregnados con platino u otros metales nobles se utilizan en la isomerización y el reformado. Los catalizadores usados ​​requieren un manejo especial y protección contra exposiciones, ya que pueden contener metales, aceites aromáticos, compuestos aromáticos policíclicos cancerígenos u otros materiales peligrosos, y también pueden ser pirofóricos.

combustibles

Los principales productos combustibles son el gas licuado de petróleo, la gasolina, el queroseno, el turbosina, el gasóleo y el fuelóleo para calefacción y los fuelóleos residuales.

Gas licuado de petróleo (GLP), que consiste en mezclas de hidrocarburos parafínicos y olefínicos como propano y butano, se produce para su uso como combustible, y se almacena y manipula como líquido a presión. El GLP tiene puntos de ebullición que oscilan entre -74 °C y
38 °C, es incoloro y los vapores son más pesados ​​que el aire y extremadamente inflamables. Las cualidades importantes desde una perspectiva de seguridad y salud ocupacional de los GLP son la presión de vapor y el control de contaminantes.

Gasolina. El producto de refinería más importante es la gasolina para motores, una mezcla de fracciones de hidrocarburos de punto de ebullición relativamente bajo, que incluyen reformado, alquilato, nafta alifática (nafta ligera de primera destilación), nafta aromática (nafta craqueada térmica y catalíticamente) y aditivos. Las existencias de mezcla de gasolina tienen puntos de ebullición que van desde la temperatura ambiente hasta unos 204 °C y un punto de inflamación inferior a –40 °C. Las cualidades críticas de la gasolina son el octanaje (antidetonación), la volatilidad (arranque y bloqueo de vapor) y la presión de vapor (control ambiental). Los aditivos se utilizan para mejorar el rendimiento de la gasolina y brindar protección contra la oxidación y la formación de herrumbre. La gasolina de aviación es un producto de alto octanaje, especialmente mezclado para funcionar bien en altitudes elevadas.

El tetraetilo de plomo (TEL) y el tetrametilo de plomo (TML) son aditivos de gasolina que mejoran los índices de octanaje y el rendimiento antidetonante. En un esfuerzo por reducir el plomo en las emisiones de escape de los automóviles, estos aditivos ya no son de uso común, excepto en la gasolina de aviación.

El éter butílico terciario de etilo (ETBE), el éter butílico terciario de metilo (MTBE), el éter metílico de amil terciario (TAME) y otros compuestos oxigenados se utilizan en lugar de TEL y TML para mejorar el rendimiento antidetonante de la gasolina sin plomo y reducir las emisiones de monóxido de carbono.

Combustible para aviones y queroseno. El queroseno es una mezcla de parafinas y naftenos con menos del 20 % de compuestos aromáticos. Tiene un punto de inflamación superior a 38 °C y un rango de ebullición de 160 °C a 288 °C, y se utiliza para iluminación, calefacción, disolventes y mezclas con combustible diésel. El combustible para aviones es un producto de queroseno destilado medio cuyas cualidades críticas son el punto de congelación, el punto de inflamación y el punto de humo. El combustible para aviones comerciales tiene un rango de ebullición de aproximadamente 191 °C a 274 °C, y el combustible para aviones militares de 55 °C a 288 °C.

Combustibles destilados. Los combustibles diesel y los aceites de calefacción domésticos son mezclas de color claro de parafinas, naftenos y compuestos aromáticos, y pueden contener cantidades moderadas de olefinas. Los combustibles destilados tienen puntos de inflamación por encima de los 60 °C y rangos de ebullición de alrededor de 163 °C a 371 °C, y a menudo se hidrodesulfuran para mejorar la estabilidad. Los combustibles destilados son combustibles y cuando se calientan pueden emitir vapores que pueden formar mezclas inflamables con el aire. Las cualidades deseables requeridas para los combustibles destilados incluyen puntos de inflamación y fluidez controlados, combustión limpia, ausencia de formación de depósitos en los tanques de almacenamiento y un índice de cetano de combustible diesel adecuado para un buen arranque y combustión.

Combustibles residuales. Muchos barcos e instalaciones comerciales e industriales usan combustibles residuales o combinaciones de combustibles residuales y destilados, para energía, calor y procesamiento. Los combustibles residuales son mezclas líquidas de color oscuro, altamente viscosas, de grandes moléculas de hidrocarburo, con puntos de inflamación superiores a 121 °C y puntos de ebullición elevados. Las especificaciones críticas para los combustibles residuales son la viscosidad y el bajo contenido de azufre (para el control ambiental).

Consideraciones de salud y seguridad

El principal peligro para la seguridad del GLP y la gasolina es el fuego. La alta volatilidad y la alta inflamabilidad de los productos de bajo punto de ebullición permiten que los vapores se evaporen fácilmente en el aire y formen mezclas inflamables que pueden encenderse fácilmente. Este es un peligro reconocido que requiere precauciones específicas de almacenamiento, contención y manejo, y medidas de seguridad para asegurar que las emisiones de vapores y las fuentes de ignición estén controladas para que no ocurran incendios. Los combustibles menos volátiles, como el queroseno y el diésel, deben manejarse con cuidado para evitar derrames y posibles igniciones, ya que sus vapores también son combustibles cuando se mezclan con aire en el rango de inflamabilidad. Cuando se trabaja en atmósferas que contienen vapores de combustible, las concentraciones de vapores de productos inflamables altamente volátiles en el aire a menudo se restringen a no más del 10 % de los límites inferiores de inflamabilidad (LFL) y las concentraciones de vapores de productos combustibles menos volátiles a no más del 20 %. % LFL, dependiendo de las regulaciones gubernamentales y de la compañía aplicables, para reducir el riesgo de ignición.

Aunque los niveles de vapor de gasolina en las mezclas de aire normalmente se mantienen por debajo del 10 % del LFL por motivos de seguridad, esta concentración está considerablemente por encima de los límites de exposición que deben observarse por motivos de salud. Cuando se inhalan, pequeñas cantidades de vapor de gasolina en el aire, muy por debajo del límite inferior inflamable, pueden causar irritación, dolores de cabeza y mareos, mientras que la inhalación de concentraciones más grandes puede causar la pérdida del conocimiento y eventualmente la muerte. Los efectos sobre la salud a largo plazo también pueden ser posibles. La gasolina contiene benceno, por ejemplo, un carcinógeno conocido con límites de exposición permisibles de solo unas pocas partes por millón. Por lo tanto, incluso trabajar en atmósferas de vapor de gasolina a niveles por debajo del 10 % del LFL requiere precauciones de higiene industrial apropiadas, como protección respiratoria o ventilación de extracción local.

En el pasado, muchas gasolinas contenían aditivos antidetonantes de tetraetilo o tetrametilalquilo de plomo, que son tóxicos y presentan riesgos graves de absorción de plomo por contacto con la piel o por inhalación. Los tanques o recipientes que contengan gasolina con plomo en cualquier momento durante su uso deben ventilarse, limpiarse a fondo, probarse con un dispositivo especial de prueba de "plomo en el aire" y certificarse como libres de plomo para garantizar que los trabajadores puedan ingresar sin usar autocontrol. equipo de aire respirable contenido o suministrado, aunque los niveles de oxígeno sean normales y los tanques ahora contengan gasolina sin plomo u otros productos.

Las fracciones gaseosas del petróleo y los productos combustibles más volátiles tienen un leve efecto anestésico, generalmente en proporción inversa al peso molecular. Los combustibles líquidos con un punto de ebullición más bajo, como la gasolina y el queroseno, producen una neumonitis química grave si se inhalan y no se deben aspirar con sifón ni ingerir accidentalmente. Los gases y vapores también pueden estar presentes en concentraciones lo suficientemente altas como para desplazar el oxígeno (en el aire) por debajo de los niveles normales de respiración. El mantenimiento de las concentraciones de vapor por debajo de los límites de exposición y los niveles de oxígeno en los rangos normales de respiración, generalmente se logra mediante purga o ventilación.

Los destilados craqueados contienen pequeñas cantidades de hidrocarburos aromáticos policíclicos cancerígenos (HAP); por lo tanto, la exposición debe ser limitada. La dermatitis también puede desarrollarse por la exposición a gasolina, queroseno y combustibles destilados, ya que tienden a desengrasar la piel. La prevención se logra mediante el uso de equipo de protección personal, cremas protectoras o contacto reducido y buenas prácticas higiénicas, como lavarse las manos con agua tibia y jabón en lugar de lavarse las manos con gasolina, queroseno o solventes. Algunas personas tienen sensibilidad en la piel a los tintes que se usan para colorear la gasolina y otros productos destilados.

Los fuelóleos residuales contienen trazas de metales y pueden haber arrastrado sulfuro de hidrógeno, que es extremadamente tóxico. Los combustibles residuales que tienen un alto contenido de craqueo con un punto de ebullición superior a 370 °C contienen HAP cancerígenos. Se debe evitar la exposición repetida a combustibles residuales sin la protección personal adecuada, especialmente al abrir tanques y recipientes, ya que se puede emitir gas de sulfuro de hidrógeno.

Materias primas petroquímicas

Muchos productos derivados de la refinación del petróleo crudo, como el etileno, el propileno y el butadieno, son hidrocarburos olefínicos derivados de los procesos de craqueo de la refinería y están destinados a la industria petroquímica como materia prima para la producción de plásticos, amoníaco, caucho sintético, glicol y pronto.

Disolventes de petróleo

Se produce una variedad de compuestos puros, que incluyen benceno, tolueno, xileno, hexano y heptano, cuyos puntos de ebullición y composición de hidrocarburos están estrechamente controlados, para su uso como solventes. Los disolventes se pueden clasificar en aromáticos o no aromáticos, según su composición. Su uso como diluyentes de pintura, líquidos de limpieza en seco, desengrasantes, solventes industriales y pesticidas, etc., generalmente está determinado por sus puntos de inflamación, que varían desde muy por debajo de -18 °C hasta más de 60 °C.

Los peligros asociados con los solventes son similares a los de los combustibles en que los solventes de punto de inflamación más bajo son inflamables y sus vapores, cuando se mezclan con aire en el rango inflamable, son inflamables. Los solventes aromáticos generalmente tendrán más toxicidad que los solventes no aromáticos.

Aceites de proceso

Los aceites de proceso incluyen los de alto rango de ebullición, las corrientes de destilación atmosférica o al vacío y las que se producen mediante craqueo catalítico o térmico. Estas mezclas complejas, que contienen grandes moléculas de hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos con más de 15 átomos de carbono, se utilizan como materia prima para la fabricación de lubricantes o craqueo. Los aceites de proceso tienen viscosidades bastante altas, puntos de ebullición que oscilan entre 260 °C y 538 °C y puntos de inflamación superiores a 121 °C.

Los aceites de proceso irritan la piel y contienen altas concentraciones de HAP, así como compuestos de azufre, nitrógeno y oxígeno. Debe evitarse la inhalación de vapores y neblinas, y la exposición de la piel debe controlarse mediante el uso de protección personal y buenas prácticas de higiene.

Lubricantes y grasas

Las existencias de base de aceite lubricante se producen mediante procesos de refinación especiales para cumplir con los requisitos específicos de los consumidores. Los aceites base lubricantes son mezclas de aceites parafínicos, nafténicos y aromáticos de color claro a medio, baja volatilidad y viscosidad media a alta, con rangos de ebullición de 371 °C a 538 °C. Los aditivos, como desemulsificantes, antioxidantes y mejoradores de la viscosidad, se mezclan con las existencias base de aceite lubricante para proporcionar las características requeridas para los aceites de motor, aceites hidráulicos y de turbinas, grasas industriales, lubricantes, aceites para engranajes y aceites de corte. La cualidad más crítica para el material base de aceite lubricante es un alto índice de viscosidad, lo que proporciona menos cambios en la viscosidad bajo temperaturas variables. Esta característica puede estar presente en la materia prima de petróleo crudo o puede lograrse mediante el uso de aditivos mejoradores del índice de viscosidad. Se añaden detergentes para mantener en suspensión cualquier lodo que se forme durante el uso del aceite.

Las grasas son mezclas de aceites lubricantes y jabones metálicos, con la adición de materiales especiales como asbesto, grafito, molibdeno, siliconas y talco para proporcionar aislamiento o lubricidad. Los aceites para corte y procesamiento de metales son aceites lubricantes con aditivos especiales como cloro, azufre y aditivos de ácidos grasos que reaccionan con el calor para proporcionar lubricación y protección a las herramientas de corte. Se agregan emulsionantes y agentes de prevención de bacterias a los aceites de corte solubles en agua.

Aunque los aceites lubricantes por sí mismos no son irritantes y tienen poca toxicidad, los aditivos pueden presentar peligros. Los usuarios deben consultar la información de datos de seguridad del material del proveedor para determinar los peligros de aditivos, lubricantes, aceites de corte y grasas específicos. El principal peligro de los lubricantes es la dermatitis, que generalmente se puede controlar mediante el uso de equipo de protección personal junto con prácticas higiénicas adecuadas. Ocasionalmente, los trabajadores pueden desarrollar una sensibilidad a los aceites o lubricantes de corte, lo que requerirá reasignación a un trabajo donde el contacto no puede ocurrir. Existen algunas preocupaciones sobre la exposición cancerígena a las neblinas de los aceites de husillo ligeros y de corte a base de nafténicos, que pueden controlarse mediante sustitución, controles de ingeniería o protección personal. Los peligros de la exposición a la grasa son similares a los del aceite lubricante, con la adición de cualquier peligro presentado por los materiales o aditivos de la grasa. La mayoría de estos peligros se analizan en otra parte de este Enciclopedia.

Productos especiales

Cera se utiliza para proteger productos alimenticios; en revestimientos; como ingrediente en otros productos como cosméticos y betún para zapatos y para velas.

Azufre se produce como resultado de la refinación del petróleo. Se almacena como líquido fundido calentado en tanques cerrados o como sólido en contenedores o al aire libre.

Coque es carbón casi puro, con una variedad de usos desde electrodos hasta briquetas de carbón, dependiendo de sus características físicas, que resultan del proceso de coquización.

Asfalto, que se usa principalmente para pavimentar caminos y materiales para techos, debe ser inerte a la mayoría de los químicos y condiciones climáticas.

Las ceras y los asfaltos son sólidos a temperatura ambiente y se necesitan temperaturas más altas para su almacenamiento, manipulación y transporte, con el consiguiente riesgo de quemaduras. La cera de petróleo está tan refinada que normalmente no presenta ningún peligro. El contacto de la piel con la cera puede provocar la obstrucción de los poros, lo que puede controlarse mediante prácticas higiénicas adecuadas. La exposición al sulfuro de hidrógeno cuando se abren los tanques de asfalto y azufre fundido se puede controlar mediante el uso de controles de ingeniería apropiados o protección respiratoria. El azufre también es fácilmente inflamable a temperaturas elevadas. El asfalto se analiza en otra parte del Enciclopedia.

Procesos de refinación de petróleo

El refinado de hidrocarburos es el uso de productos químicos, catalizadores, calor y presión para separar y combinar los tipos básicos de moléculas de hidrocarburos que se encuentran naturalmente en el petróleo crudo en grupos de moléculas similares. El proceso de refinación también reorganiza las estructuras y los patrones de unión de las moléculas básicas en moléculas y compuestos de hidrocarburos diferentes y más deseables. El tipo de hidrocarburo (parafínico, nafténico o aromático), más que los compuestos químicos específicos presentes, es el factor más significativo en el proceso de refinación.

En toda la refinería, se necesitan procedimientos operativos, prácticas laborales seguras y el uso de ropa y equipo de protección personal adecuados, incluida la protección respiratoria aprobada, para exposiciones a incendios, sustancias químicas, partículas, calor y ruido y durante las operaciones de proceso, muestreo, inspección, entrega y actividades de mantenimiento. Como la mayoría de los procesos de refinería son continuos y las corrientes del proceso están contenidas en recipientes y tuberías cerrados, existe un potencial limitado de exposición. Sin embargo, existe la posibilidad de que se produzca un incendio porque, aunque las operaciones de la refinería son procesos cerrados, si se produce una fuga o liberación de líquido, vapor o gas de hidrocarburo, los calentadores, los hornos y los intercambiadores de calor de las unidades de proceso son fuentes de ignición.

Pretratamiento de crudo

Desaladora

El petróleo crudo a menudo contiene agua, sales inorgánicas, sólidos en suspensión y metales traza solubles en agua. El primer paso en el proceso de refinación es eliminar estos contaminantes mediante la desalinización (deshidratación) para reducir la corrosión, el taponamiento y el ensuciamiento de los equipos, y para evitar el envenenamiento de los catalizadores en las unidades de procesamiento. La desalinización química, la separación electrostática y el filtrado son tres métodos típicos de desalinización del petróleo crudo. En la desalinización química, se agregan agua y tensioactivos químicos (desemulsionantes) al petróleo crudo, se calientan para que las sales y otras impurezas se disuelvan en el agua o se adhieran al agua, y luego se mantienen en un tanque donde se asientan. La desalinización eléctrica aplica cargas electrostáticas de alto voltaje para concentrar los glóbulos de agua en suspensión en la parte inferior del tanque de sedimentación. Los surfactantes se agregan solo cuando el petróleo crudo tiene una gran cantidad de sólidos en suspensión. Un tercer proceso menos común consiste en filtrar petróleo crudo calentado utilizando tierra de diatomeas como medio de filtración.

En la desalinización química y electrostática, la materia prima cruda se calienta entre 66 °C y 177 °C, para reducir la viscosidad y la tensión superficial para facilitar la mezcla y separación del agua. La temperatura está limitada por la presión de vapor de la materia prima de petróleo crudo. Ambos métodos de desalinización son continuos. Se puede agregar cáustico o ácido para ajustar el pH del lavado con agua y se puede agregar amoníaco para reducir la corrosión. Las aguas residuales, junto con los contaminantes, se descargan desde el fondo del tanque de sedimentación a la instalación de tratamiento de aguas residuales. El crudo desalinizado se extrae continuamente de la parte superior de los tanques de sedimentación y se envía a una torre de destilación (fraccionamiento) de crudo atmosférico. (Ver figura 2.)

Figura 2. Proceso de desalación (pretratamiento)

La desalinización inadecuada provoca el ensuciamiento de los tubos calentadores y los intercambiadores de calor en todas las unidades de proceso de la refinería, lo que restringe el flujo del producto y la transferencia de calor, y provoca fallas debido al aumento de la presión y la temperatura. La sobrepresión de la unidad de desalinización provocará una falla.

La corrosión, que se produce debido a la presencia de sulfuro de hidrógeno, cloruro de hidrógeno, ácidos nafténicos (orgánicos) y otros contaminantes en el petróleo crudo, también provoca fallas en los equipos. La corrosión ocurre cuando las sales neutralizadas (cloruros y sulfuros de amonio) se humedecen con agua condensada. Debido a que la desalinización es un proceso cerrado, hay poco potencial de exposición al petróleo crudo oa los productos químicos del proceso, a menos que ocurra una fuga o liberación. Puede ocurrir un incendio como resultado de una fuga en los calentadores, lo que permite la liberación de componentes del petróleo crudo con bajo punto de ebullición.

Existe la posibilidad de exposición a amoníaco, demulsificantes químicos secos, cáusticos y/o ácidos durante la desalinización. Cuando se utilicen temperaturas operativas elevadas al desalinizar crudos amargos, habrá sulfuro de hidrógeno presente. Dependiendo de la materia prima cruda y los productos químicos de tratamiento utilizados, las aguas residuales contendrán cantidades variables de cloruros, sulfuros, bicarbonatos, amoníaco, hidrocarburos, fenol y sólidos en suspensión. Si se usa tierra de diatomeas en la filtración, las exposiciones deben minimizarse o controlarse, ya que la tierra de diatomeas puede contener sílice con un tamaño de partícula muy fino, lo que lo convierte en un peligro potencial para las vías respiratorias.

Procesos de separación de crudo

El primer paso en la refinación del petróleo es el fraccionamiento del crudo en torres de destilación atmosférica y al vacío. El petróleo crudo calentado se separa físicamente en varias fracciones, o cortes directos, diferenciados por rangos de puntos de ebullición específicos y clasificados, en orden decreciente de volatilidad, como gases, destilados ligeros, destilados medios, gasóleos y residuos. El fraccionamiento funciona porque la gradación de la temperatura desde el fondo hasta la parte superior de la torre de destilación hace que los componentes con puntos de ebullición más altos se condensen primero, mientras que las fracciones con puntos de ebullición más bajos ascienden más en la torre antes de condensarse. Dentro de la torre, los vapores que ascienden y los líquidos que descienden (reflujo) se mezclan a niveles donde tienen composiciones en equilibrio entre sí. En estos niveles (o etapas) se ubican bandejas especiales que eliminan una fracción del líquido que se condensa en cada nivel. En una unidad de crudo típica de dos etapas, la torre atmosférica, que produce fracciones ligeras y destilado, es seguida inmediatamente por una torre de vacío que procesa los residuos atmosféricos. Después de la destilación, solo unos pocos hidrocarburos son adecuados para su uso como productos terminados sin procesamiento adicional.

destilación atmosférica

En las torres de destilación atmosférica, la materia prima cruda desalinizada se precalienta utilizando el calor del proceso recuperado. Luego fluye a un calentador de carga de crudo de combustión directa, donde se alimenta a la columna de destilación vertical justo por encima del fondo a presiones ligeramente superiores a la atmosférica y a temperaturas de 343 °C a 371 °C, para evitar el craqueo térmico no deseado a temperaturas más altas. . Las fracciones más ligeras (punto de ebullición más bajo) se difunden en la parte superior de la torre y se extraen continuamente y se dirigen a otras unidades para su posterior procesamiento, tratamiento, mezcla y distribución.

Las fracciones con los puntos de ebullición más bajos, como el gas combustible y la nafta liviana, se eliminan desde la parte superior de la torre mediante una línea aérea como vapores. La nafta, o gasolina de primera destilación, se extrae de la sección superior de la torre como un chorro elevado. Estos productos se utilizan como materias primas petroquímicas y reformadoras, mezclas de gasolina, solventes y GLP.

Las fracciones de rango de ebullición intermedio, incluidos el gasóleo, la nafta pesada y los destilados, se eliminan de la sección central de la torre como corrientes laterales. Estos se envían a las operaciones de acabado para su uso como queroseno, combustible diésel, fueloil, combustible para aviones, materia prima para el craqueo catalítico y mezclas. Algunas de estas fracciones líquidas se despojan de sus extremos más ligeros, que se devuelven a la torre como corrientes de reflujo que fluyen hacia abajo.

Las fracciones más pesadas y con un punto de ebullición más alto (llamadas residuos, fondos o crudo de cabeza) que se condensan o permanecen en el fondo de la torre, se usan para fuel oil, fabricación de betún o materia prima de craqueo, o se dirigen a un calentador y al torre de destilación al vacío para su posterior fraccionamiento. (Ver figura 3 y figura 4.)

Figura 3. Proceso de destilación atmosférica

Figura 4. Esquema del proceso de destilación atmosférica

Destilación al vacío

Las torres de destilación al vacío proporcionan la presión reducida necesaria para evitar el craqueo térmico al destilar el residuo, o el crudo rematado, de la torre atmosférica a temperaturas más altas. Los diseños internos de algunas torres de vacío son diferentes de las torres atmosféricas en que se usan almohadillas de empaque y desempañador aleatorias en lugar de bandejas. También se pueden usar torres de mayor diámetro para mantener bajas las velocidades. Una torre de vacío típica de primera fase puede producir gasóleos, aceites base lubricantes y residuos pesados ​​para el desasfaltado de propano. Una torre de segunda fase, que opera a un vacío más bajo, destila el residuo sobrante de la torre atmosférica que no se usa para el procesamiento de lubricantes y el residuo sobrante de la primera torre de vacío que no se usa para desasfaltar.

Las torres de vacío se utilizan normalmente para separar las materias primas del craqueo catalítico del residuo sobrante. Los fondos de las torres de vacío también pueden enviarse a un coquizador, usarse como lubricante o material asfáltico o desulfurarse y mezclarse con fuel oil con bajo contenido de azufre. (Ver figura 5 y figura 6.)

Figura 5. Proceso de destilación al vacío

Figura 6. Esquema del proceso de destilación al vacío

Columnas de destilación

Dentro de las refinerías hay muchas otras torres de destilación más pequeñas, llamadas columnas, diseñadas para separar productos específicos y únicos, que funcionan con los mismos principios que las torres atmosféricas. Por ejemplo, un despropanizador es una pequeña columna diseñada para separar el propano del isobutano y los componentes más pesados. Se usa otra columna más grande para separar el etilbenceno y el xileno. Pequeñas torres de "burbujeo", llamadas separadores, utilizan vapor para eliminar trazas de productos ligeros (gasolina) de corrientes de productos más pesados.

Las temperaturas de control, las presiones y el reflujo deben mantenerse dentro de los parámetros operativos para evitar que se produzca una fisuración térmica dentro de las torres de destilación. Se proporcionan sistemas de alivio porque pueden ocurrir variaciones en la presión, la temperatura o los niveles de líquido si fallan los dispositivos de control automático. Las operaciones son monitoreadas para evitar que el crudo ingrese a la carga del reformador. Las materias primas crudas pueden contener cantidades apreciables de agua en suspensión que se separan durante el arranque y, junto con el agua que queda en la torre debido a la purga con vapor, se asientan en el fondo de la torre. Esta agua puede calentarse hasta el punto de ebullición y crear una explosión de vaporización instantánea al entrar en contacto con el aceite de la unidad.

El intercambiador de precalentamiento, el horno de precalentamiento y el intercambiador de fondo, la torre atmosférica y el horno de vacío, la torre de vacío y el techo son susceptibles a la corrosión por ácido clorhídrico (HCl), sulfuro de hidrógeno (H₂S), agua, compuestos de azufre y ácidos orgánicos. Cuando se procesan crudos amargos, puede ocurrir una corrosión severa tanto en las torres atmosféricas como de vacío donde las temperaturas del metal superan los 232 °C y en las tuberías de los hornos. H húmedo₂S también causará grietas en el acero. Cuando se procesan crudos con alto contenido de nitrógeno, los óxidos de nitrógeno, que son corrosivos para el acero cuando se enfrían a bajas temperaturas en presencia de agua, se forman en los gases de combustión de los hornos.

Se utilizan productos químicos para controlar la corrosión por el ácido clorhídrico producido en las unidades de destilación. Se puede inyectar amoníaco en la corriente superior antes de la condensación inicial y/o se puede inyectar cuidadosamente una solución alcalina en la alimentación de petróleo crudo caliente. Si no se inyecta suficiente agua de lavado, se pueden formar depósitos de cloruro de amonio, causando una corrosión grave.

La destilación atmosférica y al vacío son procesos cerrados y las exposiciones son mínimas. Cuando se procesan crudos ácidos (con alto contenido de azufre), puede haber exposición potencial al sulfuro de hidrógeno en el horno y el intercambiador de precalentamiento, la zona de evaporación instantánea de la torre y el sistema superior, el horno y la torre de vacío y el intercambiador de fondo. El petróleo crudo y los productos de destilación contienen compuestos aromáticos de alto punto de ebullición, incluidos los PAH cancerígenos. La exposición a corto plazo a altas concentraciones de vapor de nafta puede provocar dolores de cabeza, náuseas y mareos, y la exposición a largo plazo puede provocar la pérdida del conocimiento. El benceno está presente en las naftas aromáticas y la exposición debe ser limitada. La parte superior del deshexanizador puede contener grandes cantidades de hexano normal, lo que puede afectar el sistema nervioso. El cloruro de hidrógeno puede estar presente en el intercambiador de precalentamiento, las zonas superiores de la torre y los techos. Las aguas residuales pueden contener sulfuros solubles en agua en altas concentraciones y otros compuestos solubles en agua, como amoníaco, cloruros, fenol y mercaptano, según la materia prima cruda y los productos químicos de tratamiento.

Procesos de conversión de crudo

Los procesos de conversión, como el craqueo, la combinación y la reorganización, cambian el tamaño y la estructura de las moléculas de hidrocarburos para convertir las fracciones en productos más deseables. (Ver tabla 3.)

Tabla 3. Resumen de los procesos de refinación de petróleo

 

Como resultado de la conversión, se crean varias moléculas de hidrocarburos que normalmente no se encuentran en el petróleo crudo pero que son importantes para el proceso de refinación. Las olefinas (alquenos, diolefinas y alquinos) son moléculas de hidrocarburos insaturados de cadena o de anillo con al menos un doble enlace. Por lo general, se forman por craqueo térmico y catalítico y rara vez ocurren naturalmente en el petróleo crudo sin procesar.

Alquenos son moléculas de cadena lineal con la fórmula C_nH_n que contiene al menos un enlace de doble enlace (insaturado) en la cadena. La molécula de alqueno más simple es la monoolefina etileno, con dos átomos de carbono unidos por un doble enlace y cuatro átomos de hidrógeno. Las diolefinas (que contienen dos dobles enlaces), como el 1,2-butadieno y el 1,3-butadieno, y los alquinos (que contienen un triple enlace), como el acetileno, se encuentran en C₅ y fracciones más ligeras del agrietamiento. Las olefinas son más reactivas que las parafinas o los naftenos y se combinan fácilmente con otros elementos como el hidrógeno, el cloro y el bromo.

Procesos de craqueo

Después de la destilación, se utilizan procesos de refinería posteriores para alterar las estructuras moleculares de las fracciones para crear productos más deseables. Uno de estos procesos, el craqueo, rompe (o craquea) fracciones de petróleo más pesadas y con un punto de ebullición más alto en productos más valiosos, como hidrocarburos gaseosos, mezclas de gasolina, gasóleo y fueloil. Durante el proceso, algunas de las moléculas se combinan (polimerizan) para formar moléculas más grandes. Los tipos básicos de craqueo son el craqueo térmico, el craqueo catalítico y el hidrocraqueo.

Procesos de craqueo térmico

Los procesos de craqueo térmico, desarrollados en 1913, calientan combustibles destilados y aceites pesados ​​a presión en grandes tambores hasta que se craquean (dividen) en moléculas más pequeñas con mejores características antidetonantes. Este método inicial, que producía grandes cantidades de coque sólido no deseado, ha evolucionado hasta convertirse en procesos modernos de craqueo térmico, incluidos el visbreaking, el craqueo con vapor y la coquización.

viscorreductor

Visbreaking es una forma suave de craqueo térmico que reduce el punto de fluidez de los residuos cerosos y reduce significativamente la viscosidad de la materia prima sin afectar su rango de punto de ebullición. El residuo de la torre de destilación atmosférica se craquea suavemente en un calentador a presión atmosférica. Luego se enfría con gasóleo frío para controlar el exceso de grietas y se evapora en una torre de destilación. El alquitrán residual craqueado térmicamente, que se acumula en el fondo de la torre de fraccionamiento, se vaporiza al vacío en un separador y el destilado se recicla. (Ver figura 7.)

Figura 7. Proceso de Visbreaking

craqueo al vapor

El craqueo al vapor produce olefinas mediante el craqueo térmico de materias primas de moléculas de hidrocarburos grandes a presiones ligeramente superiores a la atmosférica ya temperaturas muy altas. El residuo del craqueo al vapor se mezcla con combustibles pesados. La nafta producida a partir del craqueo al vapor generalmente contiene benceno, que se extrae antes del hidrotratamiento.

Procesión de coca

La coquización es una forma severa de craqueo térmico que se usa para obtener gasolina de primera destilación (nafta de coquizador) y varias fracciones de destilados medios que se usan como materias primas para el craqueo catalítico. Este proceso reduce tan completamente el hidrógeno de la molécula de hidrocarburo, que el residuo es una forma de carbono casi puro llamado Coca. Los dos procesos de coquización más comunes son la coquización retardada y la coquización continua (de contacto o fluida), que, según el mecanismo de reacción, el tiempo, la temperatura y la materia prima cruda, producen tres tipos de coque: esponja, panal y aguja. (Ver figura 8.)

Figura 8. Proceso de coquización

• Coquización retardada. En la coquización retardada, la materia prima se carga primero en un fraccionador para separar los hidrocarburos más livianos y luego se combina con el petróleo reciclado pesado. La materia prima pesada se alimenta al horno de coquización y se calienta a altas temperaturas a bajas presiones para evitar la coquización prematura en los tubos del calentador, lo que produce una vaporización parcial y un agrietamiento leve. La mezcla de líquido/vapor se bombea desde el calentador a uno o más tambores de coquización, donde el material caliente se mantiene aproximadamente 24 horas (retrasado) a bajas presiones hasta que se descompone en productos más livianos. Una vez que el coque alcanza un nivel predeterminado en un tambor, el flujo se desvía a otro tambor para mantener un funcionamiento continuo. El vapor de los tambores se devuelve al fraccionador para separar el gas, la nafta y los gasóleos y reciclar los hidrocarburos más pesados ​​a través del horno. El tambor lleno se vaporiza para extraer los hidrocarburos no craqueados, se enfría mediante inyección de agua y se elimina el coque mecánicamente mediante un tornillo sinfín que se eleva desde el fondo del tambor, o hidráulicamente mediante la fractura del lecho de coque con agua a alta presión expulsada de un cortador giratorio.
• Coquización continua. La coquización continua (de contacto o fluida) es un proceso de lecho móvil que opera a presiones más bajas y temperaturas más altas que la coquización retardada. En la coquización continua, el craqueo térmico se produce mediante el uso del calor transferido de las partículas de coque recicladas calientes a la materia prima en un mezclador radial, llamado mezclador. reactor. Los gases y vapores se extraen del reactor, se apagan para detener la reacción y se fraccionan. El coque reaccionado ingresa a un tambor de compensación y se eleva a un alimentador y clasificador donde se eliminan las partículas de coque más grandes. El coque restante se deja caer en el precalentador del reactor para reciclarlo con materia prima. El proceso es automático porque hay un flujo continuo de coque y materia prima, y ​​la coquización se produce tanto en el reactor como en el tambor de compensación.

 

Consideraciones de salud y seguridad

En la coquización, el control de la temperatura debe mantenerse dentro de un rango estrecho, ya que las altas temperaturas producirán coque, que es demasiado difícil de sacar del tambor. Por el contrario, las temperaturas demasiado bajas darán como resultado una lechada de alto contenido asfáltico. Si las temperaturas de coquización se salen de control, podría ocurrir una reacción exotérmica.

En el craqueo térmico cuando se procesan crudos amargos, la corrosión puede ocurrir donde las temperaturas del metal están entre 232 °C y 482 °C. Parece que el coque forma una capa protectora sobre el metal por encima de los 482 °C. Sin embargo, la corrosión por sulfuro de hidrógeno ocurre cuando las temperaturas no se controlan adecuadamente por encima de 482 °C. La parte inferior de la torre, los intercambiadores de alta temperatura, el horno y los tambores de remojo están sujetos a corrosión. Los cambios térmicos continuos hacen que las cubiertas de los tambores de coque se hinchen y se agrieten.

La inyección de agua o vapor se utiliza para evitar la acumulación de coque en los tubos del horno de coquización retardada. Se debe drenar completamente el agua del coquizador, para no causar una explosión al recargar con coque caliente. En emergencias, se necesitan medios alternativos de salida desde la plataforma de trabajo sobre los tambores de coque.

Se pueden producir quemaduras al manipular coque caliente, por vapor en caso de fuga en la línea de vapor, o por agua caliente, coque caliente o lodo caliente que se puede expulsar al abrir los cokers. Existe la posibilidad de exposición a naftas aromáticas que contienen benceno, sulfuro de hidrógeno y gases de monóxido de carbono, ya trazas de HAP cancerígenos asociados con las operaciones de coquización. El agua residual agria puede ser muy alcalina y contener aceite, sulfuros, amoníaco y fenol. Cuando el coque se mueve como una suspensión, puede ocurrir una disminución del oxígeno dentro de espacios confinados, como silos de almacenamiento, porque el carbón húmedo adsorbe el oxígeno.

Procesos de craqueo catalítico

El craqueo catalítico descompone los hidrocarburos complejos en moléculas más simples para aumentar la calidad y cantidad de productos más livianos y deseables y disminuir la cantidad de residuos. Los hidrocarburos pesados ​​están expuestos a alta temperatura y baja presión a catalizadores que promueven reacciones químicas. Este proceso reorganiza la estructura molecular, convirtiendo materias primas de hidrocarburos pesados ​​en fracciones más ligeras, como queroseno, gasolina, GLP, combustible para calefacción y materias primas petroquímicas (véanse las figuras 9 y 10). La selección de un catalizador depende de una combinación de la mayor reactividad posible y la mejor resistencia al desgaste. Los catalizadores utilizados en las unidades de craqueo de refinería suelen ser materiales sólidos (zeolita, hidrosilicato de aluminio, arcilla de bentonita tratada, tierra de Fuller, bauxita y sílice-alúmina) que se encuentran en forma de polvos, perlas, gránulos o materiales moldeados denominados extruidos.

Figura 9. Proceso de craqueo catalítico

Figura 10. Esquema del proceso de craqueo catalítico

Hay tres funciones básicas en todos los procesos de craqueo catalítico:

• Reacción: la materia prima reacciona con el catalizador y se descompone en diferentes hidrocarburos.
• Regeneración: el catalizador se reactiva quemando el coque.
• Fraccionamiento: la corriente de hidrocarburos craqueados se separa en varios productos.

 

Los procesos de craqueo catalítico son muy flexibles y los parámetros operativos se pueden ajustar para satisfacer la demanda cambiante del producto. Los tres tipos básicos de procesos de craqueo catalítico son:

• craqueo catalítico fluido (FCC)
• craqueo catalítico de lecho móvil
• termofor craqueo catalítico (TCC).

 

Craqueo catalítico fluido

Los craqueadores catalíticos de lecho fluido tienen una sección de catalizador (elevador, reactor y regenerador) y una sección de fraccionamiento, que funcionan juntas como una unidad de procesamiento integrada. El FCC utiliza un catalizador en polvo fino, suspendido en vapor de aceite o gas, que actúa como un fluido. El craqueo tiene lugar en la tubería de alimentación (riser) en la que la mezcla de catalizador e hidrocarburos fluye a través del reactor.

El proceso FCC mezcla una carga de hidrocarburo precalentada con un catalizador regenerado caliente a medida que ingresa al elevador que conduce al reactor. La carga se combina con el aceite reciclado dentro del elevador, se vaporiza y el catalizador caliente la eleva a la temperatura del reactor. A medida que la mezcla asciende por el reactor, la carga se craquea a baja presión. Este craqueo continúa hasta que los vapores de aceite se separan del catalizador en los ciclones del reactor. La corriente de producto resultante ingresa a una columna donde se separa en fracciones, y parte del petróleo pesado se devuelve al tubo ascendente como petróleo reciclado.

El catalizador gastado se regenera para eliminar el coque que se acumula en el catalizador durante el proceso. El catalizador gastado fluye a través del separador de catalizador al regenerador donde se mezcla con aire precalentado, quemando la mayoría de los depósitos de coque. Se agrega catalizador fresco y se elimina el catalizador desgastado para optimizar el proceso de craqueo.

Craqueo catalítico de lecho móvil

El craqueo catalítico de lecho móvil es similar al craqueo catalítico fluido; sin embargo, el catalizador está en forma de gránulos en lugar de polvo fino. Los gránulos se mueven continuamente por medio de transportadores o tubos elevadores neumáticos a una tolva de almacenamiento en la parte superior de la unidad, y luego fluyen hacia abajo por gravedad a través del reactor hasta un regenerador. El regenerador y la tolva están aislados del reactor por sellos de vapor. El producto craqueado se separa en gas reciclado, petróleo, petróleo clarificado, destilado, nafta y gas húmedo.

Craqueo catalítico termoforzado

En el craqueo catalítico termoforzado, la materia prima precalentada fluye por gravedad a través del lecho del reactor catalítico. Los vapores se separan del catalizador y se envían a una torre de fraccionamiento. El catalizador gastado se regenera, enfría y recicla, y los gases de combustión de la regeneración se envían a una caldera de monóxido de carbono para la recuperación de calor.

Consideraciones de salud y seguridad

Se deben realizar muestreos y pruebas periódicas de las corrientes de material de alimentación, producto y reciclaje para garantizar que el proceso de craqueo funcione según lo previsto y que no hayan entrado contaminantes en la corriente del proceso. Los corrosivos o los depósitos en la materia prima pueden ensuciar los compresores de gas. Cuando se procesa crudo agrio, se puede esperar corrosión donde las temperaturas están por debajo
482 °C. La corrosión tiene lugar donde existen fases líquidas y de vapor y en áreas sujetas a enfriamiento local, como boquillas y soportes de plataformas. Cuando se procesan materias primas con alto contenido de nitrógeno, la exposición al amoníaco y al cianuro puede someter a los equipos de acero al carbono en el sistema superior de FCC a corrosión, agrietamiento o formación de ampollas de hidrógeno, lo que puede minimizarse mediante lavado con agua o inhibidores de la corrosión. El lavado con agua se puede usar para proteger los condensadores de cabeza en la columna principal sujetos al ensuciamiento por hidrosulfuro de amonio.

Se debe inspeccionar el equipo crítico, incluidas las bombas, los compresores, los hornos y los intercambiadores de calor. Las inspecciones deben incluir la verificación de fugas debido a la erosión u otras fallas, como la acumulación de catalizador en los expansores, la coquización en las líneas aéreas de alimentación debido a los residuos de la materia prima y otras condiciones de operación inusuales.

Los hidrocarburos líquidos en el catalizador o que ingresan a la corriente de aire de combustión caliente pueden causar reacciones exotérmicas. En algunos procesos, se debe tener cuidado para asegurar que no haya concentraciones explosivas de polvo de catalizador durante la recarga o eliminación. Al descargar catalizador coqueado, existe la posibilidad de incendios de sulfuro de hierro. El sulfuro de hierro se encenderá espontáneamente cuando se exponga al aire y, por lo tanto, debe humedecerse con agua para evitar que se convierta en una fuente de ignición de los vapores. El catalizador coqueado puede enfriarse por debajo de 49 °C antes de descargarlo del reactor, o primero puede descargarse en contenedores purgados con nitrógeno inerte y luego enfriarse antes de continuar con su manipulación.

La posibilidad de exposición a líquidos o vapores de hidrocarburos extremadamente calientes está presente durante el muestreo del proceso o si ocurre una fuga o liberación. Además, la exposición a HAP cancerígenos, nafta aromática que contiene benceno, gas amargo (gas combustible de procesos como el craqueo catalítico y el hidrotratamiento, que contiene sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono), sulfuro de hidrógeno y/o gas monóxido de carbono puede ocurrir durante una liberación de producto o vapor. La formación involuntaria de carbonilo de níquel altamente tóxico puede ocurrir en los procesos de craqueo que usan catalizadores de níquel con el potencial resultante para exposiciones peligrosas.

La regeneración de catalizadores implica extracción con vapor y decoquización, lo que da como resultado una posible exposición a flujos de residuos fluidos que pueden contener cantidades variables de agua agria, hidrocarburos, fenol, amoníaco, sulfuro de hidrógeno, mercaptano y otros materiales, según las materias primas, los crudos y los procesos. Se necesitan prácticas de trabajo seguras y el uso de equipo de protección personal (EPP) apropiado cuando se manipula el catalizador gastado, se recarga el catalizador o si se producen fugas o escapes.

proceso de hidrocraqueo

El hidrocraqueo es un proceso de dos etapas que combina el craqueo catalítico y la hidrogenación, en el que las fracciones del destilado se craquean en presencia de hidrógeno y catalizadores especiales para producir productos más deseables. El hidrocraqueo tiene la ventaja sobre el craqueo catalítico en que las materias primas con alto contenido de azufre se pueden procesar sin desulfuración previa. En el proceso, la materia prima aromática pesada se convierte en productos más livianos bajo presiones muy altas y temperaturas bastante altas. Cuando la materia prima tiene un alto contenido de parafina, el hidrógeno evita la formación de PAH, reduce la formación de alquitrán y evita la acumulación de coque en el catalizador. El hidrocraqueo produce cantidades relativamente grandes de isobutano para las materias primas de alquilación y también provoca la isomerización para el control del punto de fluidez y el control del punto de humo, los cuales son importantes en el combustible para aviones de alta calidad.

En la primera etapa, la materia prima se mezcla con hidrógeno reciclado, se calienta y se envía al reactor primario, donde una gran cantidad de la materia prima se convierte en destilados medios. Los compuestos de azufre y nitrógeno se convierten mediante un catalizador en el reactor de etapa primaria en sulfuro de hidrógeno y amoníaco. El residual se calienta y se envía a un separador de alta presión, donde se eliminan y reciclan los gases ricos en hidrógeno. Los hidrocarburos restantes se separan o purifican para eliminar el sulfuro de hidrógeno, el amoníaco y los gases ligeros, que se recogen en un acumulador, donde se separa la gasolina del gas amargo.

Los hidrocarburos líquidos extraídos del reactor primario se mezclan con hidrógeno y se envían al reactor de segunda etapa, donde se descomponen en gasolina de alta calidad, combustible para aviones y mezclas destiladas. Estos productos pasan por una serie de separadores de alta y baja presión para eliminar los gases, que son reciclados. Los hidrocarburos líquidos se estabilizan, dividen y separan, y los productos de nafta ligera del hidrocraqueador se utilizan para mezclar gasolina, mientras que las naftas más pesadas se reciclan o se envían a una unidad de reforma catalítica. (Ver figura 11.)

Figura 11. Proceso de hidrocraqueo

Consideraciones de salud y seguridad

La inspección y prueba de los dispositivos de alivio de seguridad son importantes debido a las presiones muy altas en este proceso. Se necesita un control de proceso adecuado para proteger contra el taponamiento de los lechos del reactor. Debido a las temperaturas de operación y la presencia de hidrógeno, el contenido de sulfuro de hidrógeno de la materia prima debe mantenerse estrictamente al mínimo para reducir la posibilidad de corrosión severa. También se debe considerar la corrosión por dióxido de carbono húmedo en áreas de condensación. Cuando se procesan materias primas con alto contenido de nitrógeno, el amoníaco y el sulfuro de hidrógeno forman hidrosulfuro de amonio, que provoca una corrosión grave a temperaturas por debajo del punto de rocío del agua. El hidrosulfuro de amonio también está presente en la extracción con agua agria. Debido a que el hidrocraqueador opera a presiones y temperaturas muy altas, el control tanto de las fugas de hidrocarburos como de las liberaciones de hidrógeno es importante para prevenir incendios.

Debido a que se trata de un proceso cerrado, las exposiciones son mínimas en condiciones normales de funcionamiento. Existe la posibilidad de exposición a nafta alifática que contiene benceno, PAH cancerígenos, emisiones de gases y vapores de hidrocarburos, gas rico en hidrógeno y gas de sulfuro de hidrógeno como resultado de fugas a alta presión. Se pueden liberar grandes cantidades de monóxido de carbono durante la regeneración y el cambio del catalizador. La extracción y regeneración con vapor de catalizador crea flujos de desechos que contienen agua agria y amoníaco. Se necesitan prácticas de trabajo seguras y equipo de protección personal adecuado al manipular el catalizador gastado. En algunos procesos, se necesita cuidado para asegurar que no se formen concentraciones explosivas de polvo catalítico durante la recarga. La descarga de catalizador coqueado requiere precauciones especiales para evitar incendios inducidos por sulfuro de hierro. El catalizador coquizado debe enfriarse por debajo de los 49 °C antes de verterlo o colocarse en recipientes inertizados con nitrógeno hasta que se enfríe.

Combinando procesos

Dos procesos de combinación, polimerización y alquilación, se utilizan para unir pequeñas moléculas deficientes en hidrógeno, llamadas olefinas, recuperados del craqueo térmico y catalítico, para crear existencias de mezcla de gasolina más deseables.

Polimerización

La polimerización es el proceso de combinar dos o más moléculas orgánicas insaturadas (olefinas) para formar una sola molécula más pesada con los mismos elementos en la misma proporción que la molécula original. Convierte olefinas gaseosas, como etileno, propileno y butileno transformadas por unidades de craqueo térmico y de fluidos, en moléculas más pesadas, más complejas y de mayor octanaje, incluidas nafta y materias primas petroquímicas. La materia prima de olefina se trata previamente para eliminar los compuestos de azufre y otros indeseables, y luego se pasa sobre un catalizador de fósforo, generalmente un catalizador sólido o ácido fosfórico líquido, donde se produce una reacción polimérica exotérmica. Esto requiere el uso de agua de refrigeración y la inyección de materia prima fría en el reactor para controlar las temperaturas a varias presiones. El ácido de los líquidos se elimina mediante lavado cáustico, los líquidos se fraccionan y el catalizador ácido se recicla. El vapor se fracciona para eliminar los butanos y se neutraliza para eliminar las trazas de ácido. (Ver figura 12.)

Figura 12. Proceso de polimerización

Si el agua entra en contacto con el ácido fosfórico, por ejemplo, durante el lavado con agua en las paradas, se producirá una corrosión severa que provocará la falla del equipo. La corrosión también puede ocurrir en colectores de tuberías, rehervidores, intercambiadores y otros lugares donde el ácido puede asentarse. Existe la posibilidad de exposición al lavado cáustico (hidróxido de sodio), al ácido fosfórico utilizado en el proceso o lavado durante las paradas y al polvo del catalizador. Existe la posibilidad de que se produzca una reacción exotérmica incontrolada en caso de que se produzca una pérdida de agua de refrigeración.

Alquilación

La alquilación combina las moléculas de olefinas producidas a partir del craqueo catalítico con las de las isoparafinas para aumentar el volumen y el octanaje de las mezclas de gasolina. Las olefinas reaccionarán con las isoparafinas en presencia de un catalizador altamente activo, generalmente ácido sulfúrico o ácido fluorhídrico (o cloruro de aluminio) para crear una molécula parafínica de cadena ramificada larga, llamada alcóxido (isooctano), con una excepcional calidad antidetonante. A continuación, el alquilato se separa y se fracciona. Las temperaturas de reacción relativamente bajas de 10°C a 16°C para el ácido sulfúrico, 27°C a 0°C para el ácido fluorhídrico (HF) y 0°C para el cloruro de aluminio, se controlan y mantienen mediante refrigeración. (Ver figura 13.)

Figura 13. Proceso de alquilación

Alquilación de ácido sulfúrico. En las unidades de alquilación de ácido sulfúrico de tipo cascada, las materias primas, que incluyen propileno, butileno, amileno e isobutano fresco, ingresan al reactor, donde entran en contacto con el catalizador de ácido sulfúrico. El reactor está dividido en zonas, con las olefinas alimentadas a través de distribuidores a cada zona, y el ácido sulfúrico y los isobutanos fluyen sobre deflectores de una zona a otra. El calor de reacción se elimina por evaporación de isobutano. El gas isobutano se retira de la parte superior del reactor, se enfría y se recicla, con una parte dirigida a la torre despropanizadora. El residuo del reactor se sedimenta y el ácido sulfúrico se retira del fondo del recipiente y se recircula. Los depuradores de agua y/o cáusticos se utilizan para eliminar pequeñas cantidades de ácido de la corriente del proceso, que luego va a una torre de deisobutanización. La cabeza de isobutano del desbutanizador se recicla y los hidrocarburos restantes se separan en una torre de repetición y/o se envían a mezcla.

Alquilación con ácido fluorhídrico. Hay dos tipos de procesos de alquilación con ácido fluorhídrico: Phillips y UOP. En el proceso Phillips, la materia prima de olefina e isobutano se seca y se alimenta a una unidad combinada de reactor/sedimentador. El hidrocarburo de la zona de sedimentación se carga al fraccionador principal. Los gastos generales del fraccionador principal van a un despropanizador. El propano, con trazas de ácido fluorhídrico (HF), pasa a un separador de HF y luego se desfluoriza catalíticamente, se trata y se envía a almacenamiento. El isobutano se extrae del fraccionador principal y se recicla al reactor/sedimentador, y el alquilato del fondo del fraccionador principal se envía a un separador.

El proceso UOP utiliza dos reactores con sedimentadores separados. La mitad de la materia prima seca se carga en el primer reactor, junto con el isobutano reciclado y de reposición, y luego en su decantador, donde se recicla el ácido y se carga el hidrocarburo en el segundo reactor. La otra mitad de la materia prima va al segundo reactor, donde se recicla el ácido del sedimentador y se cargan los hidrocarburos al fraccionador principal. El procesamiento posterior es similar al de Phillips en que la parte superior del fraccionador principal va a un despropanizador, el isobutano se recicla y el alquilato se envía a un separador.

Consideraciones de salud y seguridad

El ácido sulfúrico y el ácido fluorhídrico son sustancias químicas peligrosas, y es esencial tener cuidado durante la entrega y descarga del ácido. Existe la necesidad de mantener concentraciones de ácido sulfúrico de 85 a 95% para una buena operación y para minimizar la corrosión. Para evitar la corrosión del ácido fluorhídrico, las concentraciones de ácido dentro de la unidad de proceso deben mantenerse por encima del 65 % y la humedad por debajo del 4 %. Algo de corrosión y ensuciamiento en las unidades de ácido sulfúrico se produce por la descomposición de los ésteres de ácido sulfúrico, o cuando se agrega cáustico para la neutralización. Estos ésteres se pueden eliminar mediante tratamiento con ácido fresco y lavado con agua caliente.

Las molestias pueden ser causadas por la pérdida del agua refrigerante necesaria para mantener las temperaturas del proceso. La presión en el lado de agua de enfriamiento y vapor de los intercambiadores debe mantenerse por debajo de la presión mínima en el lado de servicio de ácido para evitar la contaminación del agua. Los venteos pueden enrutarse a depuradores de ceniza de soda para neutralizar el gas de fluoruro de hidrógeno o los vapores de ácido fluorhídrico antes de su liberación. Se pueden proporcionar bordillos, drenaje y aislamiento para la contención de la unidad de proceso, de modo que el efluente pueda neutralizarse antes de su liberación al sistema de alcantarillado.

Las unidades de ácido fluorhídrico deben drenarse a fondo y limpiarse químicamente antes de las paradas y la entrada, para eliminar todos los rastros de fluoruro de hierro y ácido fluorhídrico. Después del apagado, cuando se haya utilizado agua, la unidad debe secarse completamente antes de introducir el ácido fluorhídrico. Las fugas, derrames o liberaciones que involucran ácido fluorhídrico o hidrocarburos que contienen ácido fluorhídrico son extremadamente peligrosos. Es necesario tomar precauciones para asegurar que el equipo y los materiales que han estado en contacto con el ácido se manejen con cuidado y se limpien a fondo antes de que salgan del área de proceso o de la refinería. Las tinas de lavado por inmersión a menudo se proporcionan para la neutralización de equipos que han entrado en contacto con ácido fluorhídrico.

Existe la posibilidad de que se produzcan exposiciones peligrosas y tóxicas graves en caso de que se produzcan fugas, derrames o liberaciones. El contacto directo con ácido sulfúrico o fluorhídrico causará daños severos en la piel y los ojos, y la inhalación de neblinas ácidas o vapores de hidrocarburo que contengan ácido causará irritación severa y daño al sistema respiratorio. Se deben utilizar medidas especiales de preparación para casos de emergencia, y se debe proporcionar la protección adecuada para el peligro potencial y las áreas posiblemente afectadas. Se necesitan prácticas de trabajo seguras y equipo de protección personal adecuado para la piel y las vías respiratorias cuando existan exposiciones potenciales a los ácidos fluorhídrico y sulfúrico durante las operaciones normales, como la lectura de medidores, la inspección y el proceso de muestreo, así como durante la respuesta a emergencias, el mantenimiento y las actividades de reparación. Deben existir procedimientos para garantizar que el equipo y la ropa de protección que se usan en las actividades con ácido sulfúrico o fluorhídrico, incluidos los trajes de protección química, las cubiertas para la cabeza y los zapatos, los guantes, la protección para la cara y los ojos y el equipo de protección respiratoria, se limpien y descontaminen a fondo antes de volver a enviarlos.

Procesos de reorganización

reformado catalítico y isomerización Son procesos que reorganizan las moléculas de hidrocarburos para producir productos con diferentes características. Después del craqueo, algunas corrientes de gasolina, aunque del tamaño molecular correcto, requieren un procesamiento adicional para mejorar su desempeño, debido a que son deficientes en algunas cualidades, como el índice de octano o el contenido de azufre. El reformado con hidrógeno (vapor) produce hidrógeno adicional para su uso en el proceso de hidrogenación.

reformado catalítico

Los procesos de reformado catalítico convierten naftas pesadas de bajo octanaje en hidrocarburos aromáticos para materias primas petroquímicas y componentes de gasolina de alto octanaje, llamados reforma, por reordenamiento molecular o deshidrogenación. Según la materia prima y los catalizadores, los reformados se pueden producir con concentraciones muy altas de tolueno, benceno, xileno y otros aromáticos útiles en la mezcla de gasolina y el procesamiento petroquímico. El hidrógeno, un subproducto importante, se separa del reformado para reciclarlo y usarlo en otros procesos. El producto resultante depende de la temperatura y la presión del reactor, el catalizador utilizado y la tasa de reciclado de hidrógeno. Algunos reformadores catalíticos operan a baja presión y otros a alta presión. Algunos sistemas de reformado catalítico regeneran continuamente el catalizador, algunas instalaciones regeneran todos los reactores durante las paradas y otras retiran un reactor a la vez para la regeneración del catalizador.

En el reformado catalítico, la materia prima de nafta se trata previamente con hidrógeno para eliminar contaminantes como compuestos de cloro, azufre y nitrógeno, que podrían envenenar el catalizador. El producto se evapora y se fracciona en torres donde se eliminan los contaminantes y gases restantes. La materia prima de nafta desulfurada se envía al reformador catalítico, donde se calienta a vapor y pasa a través de un reactor con un lecho estacionario de catalizador bimetálico o metálico que contiene una pequeña cantidad de platino, molibdeno, renio u otros metales nobles. Las dos reacciones principales que se producen son la producción de compuestos aromáticos de alto octanaje mediante la eliminación de hidrógeno de las moléculas de materia prima y la conversión de parafinas normales en cadenas ramificadas o isoparafinas.

En la formación de plataformas, otro proceso de reformado catalítico, la materia prima que no ha sido hidrodesulfurada se combina con gas reciclado y primero se pasa por un catalizador menos costoso. Todas las impurezas restantes se convierten en sulfuro de hidrógeno y amoníaco, y se eliminan antes de que la corriente pase por el catalizador de platino. El vapor rico en hidrógeno se recircula para inhibir las reacciones que pueden envenenar el catalizador. La salida del reactor se separa en reformado líquido, que se envía a una torre de extracción, y gas, que se comprime y recicla. (Ver figura 14.)

Figura 14. Proceso de reformado catalítico

Se necesitan procedimientos operativos para controlar los puntos calientes durante el arranque. Se debe tener cuidado de no romper o aplastar el catalizador al cargar los lechos, ya que los finos pequeños obstruirán las pantallas del reformador. Es necesario tomar precauciones contra el polvo al regenerar o reemplazar el catalizador. Pueden producirse pequeñas emisiones de monóxido de carbono y sulfuro de hidrógeno durante la regeneración del catalizador.

Se debe considerar el lavado con agua cuando se haya producido un ensuciamiento del estabilizador en los reformadores debido a la formación de cloruro de amonio y sales de hierro. Se puede formar cloruro de amonio en los intercambiadores de pretratamiento y causar corrosión y ensuciamiento. El cloruro de hidrógeno, a partir de la hidrogenación de compuestos de cloro, puede formar ácidos o sal de cloruro de amonio. Existe la posibilidad de exposición a naftas alifáticas y aromáticas, gas de proceso rico en hidrógeno, sulfuro de hidrógeno y benceno en caso de fuga o escape.

isomerización

La isomerización convierte n-butano, n-pentano y n-hexano en sus respectivas iso-parafinas. Algunos de los componentes normales de la parafina de cadena lineal de la nafta liviana de primera destilación son de bajo octanaje. Estos se pueden convertir en isómeros de cadena ramificada de alto octanaje al reorganizar los enlaces entre los átomos, sin cambiar el número o el tipo de átomos. La isomerización es similar al reformado catalítico en que las moléculas de hidrocarburo se reorganizan, pero a diferencia del reformado catalítico, la isomerización simplemente convierte las parafinas normales en isoparafinas. La isomerización utiliza un catalizador diferente al reformado catalítico.

Los dos procesos distintos de isomerización son butano (C₄) y pentano/hexano. (C₅/C₆).

butano (C₄) la isomerización produce materia prima para la alquilación. Un proceso de temperatura más baja utiliza cloruro de aluminio altamente activo o catalizador de cloruro de hidrógeno sin calentadores encendidos, para isomerizar n-butano. La materia prima tratada y precalentada se agrega a la corriente de reciclaje, se mezcla con HCl y se pasa a través del reactor (consulte la figura 15).

Figura 15. Isomerización de C4

La isomerización de pentano/hexano se utiliza para aumentar el índice de octano mediante la conversión n-pentano y n-hexano. En un proceso típico de isomerización de pentano/hexano, la materia prima seca y desulfurada se mezcla con una pequeña cantidad de cloruro orgánico e hidrógeno reciclado y se calienta a la temperatura del reactor. Luego se pasa sobre un catalizador de metal soportado en el primer reactor, donde se hidrogenan el benceno y las olefinas. La alimentación pasa luego al reactor de isomerización, donde las parafinas se isomerizan catalíticamente a isoparafinas, se enfrían y pasan a un separador. El gas del separador y el hidrógeno, con hidrógeno de reposición, se reciclan. El líquido se neutraliza con materiales alcalinos y se envía a una columna de separación, donde se recupera y recicla el cloruro de hidrógeno. (Ver figura 16.)

Figura 16. Proceso de isomerización

Si la materia prima no está completamente seca y desulfurada, existe la posibilidad de que se forme ácido, lo que provocará el envenenamiento del catalizador y la corrosión del metal. No se debe permitir que entre agua o vapor en áreas donde haya cloruro de hidrógeno. Se necesitan precauciones para evitar que el HCl ingrese a las alcantarillas y desagües. Existe la posibilidad de exposición a vapores y líquidos de isopentano y nafta alifática, así como a gas de proceso rico en hidrógeno, ácido clorhídrico y cloruro de hidrógeno, y al polvo cuando se utiliza un catalizador sólido.

Producción de hidrógeno (reformado con vapor)

Se necesita hidrógeno de alta pureza (95 a 99 %) para los procesos de hidrodesulfuración, hidrogenación, hidrocraqueo y petroquímicos. Si no se produce suficiente hidrógeno como subproducto de los procesos de refinería para satisfacer la demanda total de la refinería, se requiere la fabricación de hidrógeno adicional.

En el reformado con vapor de hidrógeno, los gases desulfurados se mezclan con vapor sobrecalentado y se reforman en tubos que contienen un catalizador a base de níquel. El gas reformado, que consiste en vapor, hidrógeno, monóxido de carbono y dióxido de carbono, se enfría y pasa a través de convertidores donde el monóxido de carbono reacciona con el vapor para formar hidrógeno y dióxido de carbono. El dióxido de carbono se lava con soluciones de amina y se expulsa a la atmósfera cuando las soluciones se reactivan por calentamiento. Cualquier monóxido de carbono que quede en la corriente del producto se convierte en metano. (Ver figura 17.)

Figura 17. Proceso de reformado con vapor

Se deben realizar inspecciones y pruebas cuando exista la posibilidad de que la válvula falle debido a contaminantes en el hidrógeno. Debe controlarse el arrastre de los lavadores cáusticos para evitar la corrosión en los precalentadores y debe evitarse que los cloruros de la materia prima o del sistema de vapor entren en los tubos del reformador y contaminen el catalizador. Las exposiciones pueden resultar de la contaminación del condensado por materiales de proceso tales como compuestos cáusticos y de amina, y del exceso de hidrógeno, monóxido de carbono y dióxido de carbono. Existe la posibilidad de quemaduras por gases calientes y vapor sobrecalentado en caso de que se produzca una fuga.

Varios procesos de refinería

Bases lubricantes y procesos de cera

Los aceites lubricantes y las ceras se refinan a partir de varias fracciones de destilación atmosférica y al vacío. Con la invención de la destilación al vacío, se descubrió que el residuo ceroso era un mejor lubricante que cualquiera de las grasas animales que se usaban en ese momento, lo que fue el comienzo de la tecnología moderna de refinación de lubricantes de hidrocarburos, cuyo objetivo principal es eliminar los productos indeseables. como asfaltos, aromáticos sulfonados y ceras parafínicas e isoparafínicas a partir de las fracciones residuales para producir lubricantes de alta calidad. Esto se realiza mediante una serie de procesos que incluyen desasfaltado, extracción por solventes y procesos de separación y tratamiento como desparafinado e hidroacabado. (Ver figura 18)

Figura 18. Proceso de fabricación de aceite lubricante y cera

En el proceso de extracción, el crudo reducido de la unidad de vacío se desasfalta con propano y se combina con materia prima de aceite lubricante de destilación directa, se precalienta y se extrae con solvente para producir una materia prima llamada refinado. En un proceso de extracción típico que utiliza fenol como disolvente, la materia prima se mezcla con fenol en la sección de tratamiento a temperaturas inferiores a 204 °C. Luego se separa el fenol del refinado y se recicla. Luego, el refinado puede someterse a otro proceso de extracción que utiliza furfural para separar los compuestos aromáticos de los hidrocarburos no aromáticos, produciendo un refinado de color más claro con un índice de viscosidad mejorado y estabilidad térmica y a la oxidación.

El refinado desparafinado también puede estar sujeto a un procesamiento adicional para mejorar las cualidades del material base. Los adsorbentes de arcilla se utilizan para eliminar las moléculas inestables de color oscuro de las existencias base de aceite lubricante. Un proceso alternativo, el hidroacabado de lubricantes, pasa el refinado desparafinado en caliente y el hidrógeno a través de un catalizador que cambia ligeramente la estructura molecular, lo que da como resultado un aceite de color más claro con características mejoradas. Los aceites base de aceite lubricante tratados luego se mezclan y/o combinan con aditivos para cumplir con las características físicas y químicas requeridas de los aceites de motor, lubricantes industriales y aceites para trabajar metales.

Los dos tipos distintos de cera derivada del petróleo crudo son la cera de parafina, producida a partir de existencias destiladas, y la cera microcristalina, fabricada a partir de existencias residuales. El refinado de la unidad de extracción contiene una cantidad considerable de cera, que puede eliminarse mediante extracción con disolvente y cristalización. El refinado se mezcla con un disolvente, como propano, metiletilcetona (MEK) y mezcla de tolueno o metilisobutilcetona (MIBK), y se preenfría en intercambiadores de calor. La temperatura de cristalización se alcanza por la evaporación del propano en los tanques de alimentación del enfriador y del filtro. La cera se elimina continuamente mediante filtros y se lava con disolvente frío para recuperar el aceite retenido. El disolvente se recupera del refinado desparafinado mediante evaporación instantánea y extracción con vapor, y se recicla.

La cera se calienta con solvente caliente, se enfría, se filtra y se le da un lavado final para eliminar todo rastro de aceite. Antes de usar la cera, se puede hidroterminar para mejorar su olor y eliminar todos los rastros de compuestos aromáticos para que la cera pueda usarse en el procesamiento de alimentos. El refinado desparafinado, que contiene pequeñas cantidades de parafinas, naftenos y algunos compuestos aromáticos, puede procesarse más para su uso como material base de aceite lubricante.

El control de la temperatura del tratador es importante para evitar la corrosión del fenol. La cera puede obstruir los sistemas de alcantarillado o drenaje de aceite e interferir con el tratamiento de aguas residuales. Existe la posibilidad de exposición a disolventes de proceso como fenol, propano, una mezcla de metiletilcetona y tolueno o metilisobutilcetona. La inhalación de gases y vapores de hidrocarburos, nafta aromática que contiene benceno, sulfuro de hidrógeno y gas de proceso rico en hidrógeno es un peligro.

Procesamiento de asfalto

Después de las operaciones de destilación primaria, el asfalto es una parte de la materia residual que requiere un procesamiento adicional para impartir las características requeridas por su uso final. El asfalto para materiales de techado se produce mediante soplado de aire. El residuo se calienta en una tubería todavía casi hasta su punto de inflamación y se carga en una torre de soplado donde se inyecta aire caliente durante un período de tiempo predeterminado. La deshidrogenación del asfalto forma sulfuro de hidrógeno y la oxidación crea dióxido de azufre. El vapor se usa para cubrir la parte superior de la torre para arrastrar los contaminantes y se pasa a través de un depurador para condensar los hidrocarburos.

La destilación al vacío se usa generalmente para producir asfalto de alquitrán para carreteras. El residuo se calienta y se carga en una columna donde se aplica vacío para evitar el agrietamiento.

El vapor condensado de los diversos procesos de asfalto contendrá trazas de hidrocarburos. Cualquier interrupción del vacío puede provocar la entrada de aire atmosférico y un incendio posterior. En la producción de asfalto, elevar la temperatura del fondo de la torre de vacío para mejorar la eficiencia puede generar metano por craqueo térmico. Esto crea vapores en los tanques de almacenamiento de asfalto que se encuentran en el rango inflamable, pero que no son detectables mediante pruebas de flash. El soplado de aire puede crear algunos aromáticos polinucleares (es decir, PAH). El vapor condensado del proceso de soplado de asfalto con aire también puede contener varios contaminantes.

Procesos de endulzamiento y tratamiento de hidrocarburos

Muchos productos, como las naftas térmicas del visbreaking, la coquización o el craqueo térmico, y las naftas con alto contenido de azufre y los destilados de la destilación del petróleo crudo, requieren tratamiento para poder usarse en mezclas de gasolina y fuel oil. Los productos de destilación, incluido el queroseno y otros destilados, pueden contener trazas de compuestos aromáticos, y los naftenos y los aceites base lubricantes pueden contener cera. Estos indeseables se eliminan en las etapas intermedias de refinación o justo antes de enviar los productos a la mezcla y el almacenamiento, mediante procesos de refinación como la extracción con solventes y el desparafinado con solventes. Es necesario secar y endulzar una variedad de productos intermedios y terminados, incluidos los destilados medios, la gasolina, el queroseno, el combustible para aviones y los gases ácidos.

El tratamiento se realiza en una etapa intermedia del proceso de refinación o justo antes de enviar los productos terminados a la mezcla y almacenamiento. El tratamiento elimina los contaminantes del aceite, como compuestos orgánicos que contienen azufre, nitrógeno y oxígeno, metales disueltos, sales inorgánicas y sales solubles disueltas en agua emulsionada. Los materiales de tratamiento incluyen ácidos, solventes, álcalis y agentes oxidantes y de adsorción. Los tratamientos con ácido se utilizan para mejorar el olor, el color y otras propiedades de las bases lubricantes, para evitar la corrosión y la contaminación del catalizador, y para mejorar la estabilidad del producto. El sulfuro de hidrógeno que se extrae del gas agrio “seco” mediante un agente absorbente (dietanolamina) se quema, se utiliza como combustible o se convierte en azufre. El tipo de tratamiento y agentes depende de la materia prima cruda, los procesos intermedios y las especificaciones del producto final.

Procesos de tratamiento de disolventes

Extraccion solvente separa compuestos aromáticos, naftenos e impurezas de las corrientes de productos mediante disolución o precipitación. La extracción con solventes previene la corrosión, protege el catalizador en los procesos posteriores y mejora los productos terminados al eliminar los hidrocarburos aromáticos insaturados de las bases de lubricantes y grasas.

La materia prima se seca y se somete a un tratamiento continuo con solvente en contracorriente. En un proceso, la materia prima se lava con un líquido en el que las sustancias a eliminar son más solubles que en el producto resultante deseado. En otro proceso, se agregan solventes seleccionados, lo que hace que las impurezas precipiten fuera del producto. El solvente se separa de la corriente del producto por calentamiento, evaporación o fraccionamiento, y las trazas residuales se eliminan posteriormente del refinado por arrastre con vapor o evaporación instantánea al vacío. La precipitación eléctrica se puede utilizar para la separación de compuestos inorgánicos. Luego, el solvente se regenera para ser utilizado nuevamente en el proceso.

Los químicos típicos usados ​​en el proceso de extracción incluyen una amplia variedad de ácidos, álcalis y solventes, incluyendo fenol y furfural, así como agentes oxidantes y agentes de adsorción. En el proceso de adsorción, los materiales sólidos altamente porosos acumulan moléculas líquidas en sus superficies. La selección de procesos y agentes químicos específicos depende de la naturaleza de la materia prima que se trata, los contaminantes presentes y los requisitos del producto terminado. (Ver figura 19.)

Figura 19. Proceso de extracción por solvente

Desparafinado con disolvente elimina la cera del destilado o de las existencias base residuales, y se puede aplicar en cualquier etapa del proceso de refinación. En el desparafinado con solvente, las materias primas cerosas se enfrían mediante intercambiador de calor y refrigeración, y se agrega solvente para ayudar a desarrollar cristales que se eliminan mediante filtración al vacío. El aceite desparafinado y el solvente se evaporan y eliminan, y la cera pasa a través de un sedimentador de agua, un fraccionador de solventes y una torre de evaporación. (Ver figura 20.)

Figura 20. Proceso de desparafinado con disolvente

Desasfaltado con disolvente separa fracciones de petróleo pesado para producir petróleo lubricante pesado, materia prima de craqueo catalítico y asfalto. La materia prima y el propano líquido (o hexano) se bombean a una torre de extracción con mezclas, temperaturas y presiones controladas con precisión. La separación se produce en un contactor de disco giratorio, en función de las diferencias de solubilidad. Luego, los productos se evaporan y se eliminan con vapor para recuperar propano para reciclar. El desasfaltado con disolventes también elimina compuestos de azufre y nitrógeno, metales, residuos de carbono y parafinas de la materia prima. (Ver figura 21.)

Figura 21. Proceso de desasfaltado con disolvente

Consideraciones de salud y seguridad.

En el desparafinado con solvente, la interrupción del vacío creará un peligro potencial de incendio al permitir que entre aire en la unidad. Existe la posibilidad de exposición a vapores de solventes de desparafinado, una mezcla de MEK y tolueno. Aunque la extracción por solventes es un proceso cerrado, existe una exposición potencial a PAH cancerígenos en los aceites de proceso y a solventes de extracción como fenol, furfural, glicol, MEK, aminas y otros químicos de proceso durante el manejo y las operaciones.

El desasfaltado requiere un control exacto de la temperatura y la presión para evitar molestias. Además, la humedad, el exceso de solvente o una caída en la temperatura de operación pueden causar espuma que afecta el control de la temperatura del producto y puede causar molestias. El contacto con corrientes de aceite caliente causará quemaduras en la piel. Existe la posibilidad de exposición a corrientes de aceite caliente que contienen compuestos aromáticos policíclicos cancerígenos, propano licuado y vapores de propano, sulfuro de hidrógeno y dióxido de azufre.

Procesos de hidrotratamiento

El hidrotratamiento se utiliza para eliminar aproximadamente el 90 % de los contaminantes, incluidos nitrógeno, azufre, metales e hidrocarburos insaturados (olefinas), de las fracciones de petróleo líquido, como la gasolina de primera destilación. El hidrotratamiento es similar al hidrocraqueo en el sentido de que tanto el hidrógeno como el catalizador se utilizan para enriquecer el contenido de hidrógeno de la materia prima de olefina. Sin embargo, el grado de saturación no es tan grande como el que se logra en el hidrocraqueo. Por lo general, el hidrotratamiento se realiza antes de procesos como el reformado catalítico, de modo que el catalizador no se contamine con la materia prima no tratada. El hidrotratamiento también se usa antes del craqueo catalítico para reducir el azufre y mejorar los rendimientos del producto, y para mejorar las fracciones de petróleo destilado medio en queroseno terminado, combustible diesel y combustibles para calefacción.

Los procesos de hidrotratamiento difieren según las materias primas y los catalizadores. La hidrodesulfuración elimina el azufre del queroseno, reduce las características aromáticas y formadoras de goma y satura las olefinas. El hidroformado es un proceso de deshidrogenación utilizado para recuperar el exceso de hidrógeno y producir gasolina de alto octanaje. Los productos hidrotratados se mezclan o se utilizan como materia prima de reformado catalítico.

In hidrodesulfuración catalítica, la materia prima se desairea, se mezcla con hidrógeno, se precalienta y se carga a alta presión a través de un reactor catalítico de lecho fijo. El hidrógeno se separa y recicla y el producto se estabiliza en una columna de separación donde se eliminan las fracciones ligeras.

Durante este proceso, los compuestos de azufre y nitrógeno presentes en la materia prima se convierten en sulfuro de hidrógeno (H₂S) y amoníaco (NH₃). El sulfuro de hidrógeno residual y el amoníaco se eliminan mediante arrastre con vapor, mediante un separador combinado de alta y baja presión o mediante un lavado con amina que recupera el sulfuro de hidrógeno en una corriente altamente concentrada adecuada para convertirla en azufre elemental. (Consulte la figura 22 y la figura 23).

Figura 22. Proceso de hidrodesulfuración

Figura 23. Esquema del proceso de hidrodesulfuración

En el hidrotratamiento, el contenido de sulfuro de hidrógeno de la materia prima debe controlarse estrictamente al mínimo para reducir la corrosión. El cloruro de hidrógeno puede formarse y condensarse como ácido clorhídrico en las partes de temperatura más baja de la unidad. El hidrosulfuro de amonio puede formarse en unidades de alta temperatura y alta presión. En caso de fuga, existe la posibilidad de exposición a vapores de nafta aromática que contienen benceno, sulfuro de hidrógeno o gas hidrógeno, o a amoníaco en caso de fuga o derrame de agua agria. El fenol también puede estar presente si se procesan materias primas de alto punto de ebullición.

El tiempo de contacto y/o la temperatura excesivos crearán coquización en la unidad. Se deben tomar precauciones al descargar el catalizador coquizado de la unidad para evitar incendios de sulfuro de hierro. El catalizador coquizado debe enfriarse por debajo de los 49 °C antes de retirarlo, o descargarse en recipientes inertizados con nitrógeno donde puede enfriarse antes de seguir manipulando. Se pueden usar aditivos antiespumantes especiales para evitar el envenenamiento del catalizador por el arrastre de silicona en la materia prima del coquizador.

Otros procesos de endulzamiento y tratamiento

Los procesos de tratamiento, secado y endulzamiento se utilizan para eliminar las impurezas de las mezclas. (Ver figura 24.)

Figura 24. Procesos de endulzamiento y tratamiento

Los procesos de endulzamiento utilizan aire u oxígeno. Si entra oxígeno en exceso en estos procesos, es posible que se produzca un incendio en el decantador por la generación de electricidad estática. Existe la posibilidad de exposición al sulfuro de hidrógeno, dióxido de azufre, cáustico (hidróxido de sodio), cáustico usado, catalizador usado (Merox), polvo de catalizador y agentes edulcorantes (carbonato de sodio y bicarbonato de sodio).

Plantas de aminas (tratamiento de gases ácidos)

El gas amargo (gas combustible de procesos como el craqueo catalítico y el hidrotratamiento, que contiene sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono) debe tratarse antes de que pueda usarse como combustible de refinería. Las plantas de aminas eliminan los contaminantes ácidos de las corrientes de gas amargo e hidrocarburo. En las plantas de aminas, las corrientes de hidrocarburos líquidos y gaseosos que contienen dióxido de carbono y/o sulfuro de hidrógeno se cargan en una torre de absorción de gas o en un contactor líquido, donde los contaminantes ácidos son absorbidos por soluciones de amina en contracorriente: monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA) o metildietanolamina. (MDEA). El gas o líquido extraído se elimina por encima y la amina se envía a un regenerador. En el regenerador, los componentes ácidos se eliminan por acción del calor y la ebullición y se eliminan, mientras que la amina se recicla.

Para minimizar la corrosión, se deben establecer prácticas de operación adecuadas y se deben controlar las temperaturas del fondo del regenerador y del rehervidor. El oxígeno debe mantenerse fuera del sistema para evitar la oxidación de aminas. Existe la posibilidad de exposición a compuestos de amina (es decir, MEA, DEA, MDEA), sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono.

Endulzamiento y secado

El edulcorante (eliminación de mercaptano) trata los compuestos de azufre (sulfuro de hidrógeno, tiofeno y mercaptano) para mejorar el color, el olor y la estabilidad a la oxidación, y reduce las concentraciones de dióxido de carbono en la gasolina. Algunos mercaptanos se eliminan al poner el producto en contacto con sustancias químicas solubles en agua (p. ej., ácido sulfúrico) que reaccionan con los mercaptanos. Se pueden usar líquidos cáusticos (hidróxido de sodio), compuestos de amina (dietanolamina) o edulcorantes de catalizador de lecho fijo para convertir los mercaptanos en disulfuros menos objetables.

El secado del producto (eliminación de agua) se logra mediante la absorción de agua, con o sin agentes de adsorción. Algunos procesos secan y endulzan simultáneamente por adsorción en tamices moleculares.

recuperación de azufre

La recuperación de azufre elimina el sulfuro de hidrógeno de los gases ácidos y las corrientes de hidrocarburos. El proceso Clause convierte el sulfuro de hidrógeno en azufre elemental mediante el uso de reacciones térmicas y catalíticas. Después de quemar el sulfuro de hidrógeno en condiciones controladas, los recipientes ciegos eliminan el agua y los hidrocarburos de las corrientes de gas de alimentación, que luego se exponen a un catalizador para recuperar el azufre adicional. El vapor de azufre procedente de la quema y la conversión se condensa y se recupera.

Tratamiento de gas de cola

Tanto la oxidación como la reducción se utilizan para tratar el gas de cola de las unidades de recuperación de azufre, según la composición del gas y la economía de la refinería. Los procesos de oxidación queman el gas de cola para convertir todos los compuestos de azufre en dióxido de azufre, y los procesos de reducción convierten los compuestos de azufre en sulfuro de hidrógeno.

Depuración de sulfuro de hidrógeno

El lavado con sulfuro de hidrógeno es un proceso de tratamiento de materias primas de hidrocarburos primarios que se utiliza para prevenir el envenenamiento del catalizador. Según la materia prima y la naturaleza de los contaminantes, los métodos de desulfuración variarán desde la absorción de carbón activado a temperatura ambiente hasta la hidrogenación catalítica a alta temperatura seguida de tratamiento con óxido de zinc.

Plantas de gas sat y no sat

Las materias primas de varias unidades de refinería se envían a plantas de tratamiento de gas, donde los butanos y butenos se eliminan para su uso como materia prima de alquilación, los componentes más pesados ​​se envían a la mezcla de gasolina, el propano se recupera para GLP y el propileno se elimina para su uso en productos petroquímicos.

Plantas de gas sáb componentes separados de gases de refinería, incluidos butanos para alquilación, pentanos para mezcla de gasolina, GLP para combustible y etano para productos petroquímicos. Hay dos procesos diferentes de gas saturado: absorción-fraccionamiento o fraccionamiento directo. En el fraccionamiento por absorción, los gases y líquidos de varias unidades se alimentan a un absorbedor/desetanizador donde C₂ y las fracciones más ligeras se separan por absorción de aceite pobre y se eliminan para su uso como gas combustible o alimentación petroquímica. Las fracciones más pesadas restantes se separan y se envían a un desbutanizador, y el aceite pobre se recicla nuevamente al absorbedor/des-etanizador. C₃/C₄ se separa de los pentanos en el desbutanizador, se lava para eliminar el sulfuro de hidrógeno y se alimenta a un separador para separar el propano y el butano. La etapa de absorción se elimina en las plantas de fraccionamiento. Los procesos de gas saturado dependen de la demanda de materias primas y productos.

La corrosión se produce por la presencia de sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono y otros compuestos como resultado del tratamiento previo. Las corrientes que contienen amoníaco deben secarse antes del procesamiento. Los aditivos antiincrustantes se utilizan en el aceite de absorción para proteger los intercambiadores de calor. Los inhibidores de corrosión se utilizan para controlar la corrosión en sistemas elevados. Existe la posibilidad de que la exposición al sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, hidróxido de sodio, MEA, DEA y MDEA se traslade del tratamiento anterior.

plantas de gas insatisfechas recuperar hidrocarburos ligeros de corrientes de gas húmedo de craqueadores catalíticos y acumuladores de cabeza de coquización retardada o receptores de fraccionamiento. En un proceso típico, los gases húmedos se comprimen y se tratan con amina para eliminar el sulfuro de hidrógeno antes o después de ingresar a un absorbedor de fraccionamiento, donde se mezclan en un flujo simultáneo de gasolina desbutanizada. Las fracciones ligeras se separan por calor en un rehervidor, el gas de escape se envía a un absorbedor de esponja y los fondos se envían a un desbutanizador. Una parte del hidrocarburo desbutanizado se recicla y el resto va a un separador para su separación. Los gases de cabeza van a un despropanizador para su uso como materia prima de la unidad de alquilación. (Ver figura 25.)

Figura 25. Proceso de planta de gas insatisfecho

La corrosión puede ocurrir por sulfuro de hidrógeno húmedo y cianuros en plantas de gas no saturadas que manejan materias primas de FCC. La corrosión por sulfuro de hidrógeno y depósitos en las secciones de alta presión de los compresores de gas por compuestos de amonio es posible cuando las materias primas provienen del coquizador retardado o del TCC. Existe la posibilidad de exposición al sulfuro de hidrógeno ya compuestos de amina como MEA, DEA y MDEA.

Procesos de mezcla de gasolina, combustible destilado y base lubricante

La mezcla es la mezcla física de varias fracciones de hidrocarburos líquidos diferentes para producir productos terminados con características específicas deseadas. Los productos se pueden mezclar en línea a través de un sistema múltiple o se pueden mezclar por lotes en tanques y recipientes. La mezcla en línea de gasolina, destilados, combustible para aviones y bases lubricantes se logra inyectando cantidades proporcionales de cada componente en la corriente principal donde la turbulencia promueve una mezcla completa.

• Las gasolinas son mezclas de reformados, alquilatos, gasolina de primera destilación, gasolinas de craqueo térmico y catalítico, gasolina de coquizador, butano y aditivos apropiados.
• El fuel oil y el diesel son mezclas de destilados y aceites de ciclo, y el jet fuel puede ser un destilado directo o una mezcla con nafta.
• Los aceites lubricantes son mezclas de aceites base refinados
• El asfalto se mezcla a partir de varias existencias residuales según el uso previsto.

 

Los aditivos a menudo se mezclan con la gasolina y los combustibles para motores durante o después de la mezcla para proporcionar propiedades específicas que no son inherentes a los hidrocarburos de petróleo. Estos aditivos incluyen potenciadores de octanaje, agentes antidetonantes, antioxidantes, inhibidores de goma, inhibidores de espuma, inhibidores de herrumbre, limpiadores de carburador (carbón), detergentes para limpieza de inyectores, odorizantes de diésel, colorantes, antiestáticos destilados, oxidantes de gasolina como metanol, etanol y metil terbutil éter, desactivadores de metales y otros.

Las operaciones de mezcla por lotes y en línea requieren controles estrictos para mantener la calidad deseada del producto. Los derrames deben limpiarse y las fugas deben repararse para evitar resbalones y caídas. Los aditivos en tambores y bolsas deben manejarse adecuadamente para evitar la tensión y la exposición. Existe la posibilidad de entrar en contacto con aditivos peligrosos, productos químicos, benceno y otros materiales durante la mezcla, y se necesitan controles de ingeniería apropiados, equipo de protección personal e higiene adecuada para minimizar las exposiciones.

Operaciones de Refinería Auxiliar

Las operaciones auxiliares que respaldan los procesos de refinería incluyen aquellas que proporcionan calor y enfriamiento para el proceso; proporcionar alivio de presión; controlar las emisiones al aire; recoger y tratar las aguas residuales; proporcionar servicios públicos como energía, vapor, aire y gases de planta; y bombear, almacenar, tratar y enfriar el agua de proceso.

Tratamiento de aguas residuales

Las aguas residuales de refinería incluyen vapor condensado, agua de extracción, soluciones cáusticas usadas, purga de torres de enfriamiento y calderas, agua de lavado, agua de neutralización de desechos alcalinos y ácidos y otras aguas asociadas al proceso. Las aguas residuales suelen contener hidrocarburos, materiales disueltos, sólidos en suspensión, fenoles, amoníaco, sulfuros y otros compuestos. El tratamiento de aguas residuales se utiliza para aguas de proceso, aguas de escorrentía y aguas residuales antes de su descarga. Estos tratamientos pueden requerir permisos, o debe haber reciclaje.

Existe la posibilidad de que se produzca un incendio si los vapores de las aguas residuales que contienen hidrocarburos alcanzan una fuente de ignición durante el proceso de tratamiento. Existe la posibilidad de exposición a los diversos productos químicos y productos de desecho durante el proceso de muestreo, inspección, mantenimiento y paradas.

El pretratamiento

El pretratamiento es la separación inicial de hidrocarburos y sólidos de las aguas residuales. Los separadores API, las placas interceptoras y los estanques de sedimentación se utilizan para eliminar hidrocarburos en suspensión, lodos aceitosos y sólidos mediante separación por gravedad, desnatado y filtración. Las aguas residuales ácidas se neutralizan con amoniaco, cal o carbonato de sodio. Las aguas residuales alcalinas se tratan con ácido sulfúrico, ácido clorhídrico, gas de combustión rico en dióxido de carbono o azufre. Algunas emulsiones de aceite en agua primero se calientan para ayudar a separar el aceite y el agua. La separación por gravedad depende de las diferentes gravedades específicas del agua y de los glóbulos de aceite inmiscibles, lo que permite eliminar el aceite libre de la superficie de las aguas residuales.

Decapado con agua agria

El agua que contiene sulfuros, denominada agua ácida, se produce en los procesos de craqueo catalítico e hidrotratamiento, y siempre que se condensa vapor en presencia de gases que contienen sulfuro de hidrógeno.

La extracción se utiliza en aguas residuales que contienen sulfuros y/o amoníaco, y la extracción con disolventes se utiliza para eliminar los fenoles de las aguas residuales. El agua residual que se va a reciclar puede requerir enfriamiento para eliminar el calor y/o la oxidación mediante rociado o extracción con aire para eliminar los fenoles, nitratos y amoníaco restantes.

Tratamiento secundario

Después del pretratamiento, los sólidos en suspensión se eliminan por sedimentación o flotación por aire. Las aguas residuales con bajos niveles de sólidos se tamizan o filtran y se pueden agregar agentes de floculación para ayudar a la separación. Los materiales con características de alta adsorción se utilizan en filtros de lecho fijo o se agregan a las aguas residuales para formar una suspensión que se elimina por sedimentación o filtración. Los procesos de tratamiento secundario degradan biológicamente y oxidan la materia orgánica soluble mediante el uso de lodos activados, lagunas aireadas o no aireadas, métodos de filtrado percolador o tratamientos anaerobios. Se utilizan métodos de tratamiento adicionales para eliminar aceites y productos químicos de las aguas residuales.

Tratamiento terciario

Los tratamientos terciarios eliminan contaminantes específicos para cumplir con los requisitos reglamentarios de descarga. Estos tratamientos incluyen cloración, ozonización, intercambio iónico, ósmosis inversa, adsorción con carbón activado y otros. El oxígeno comprimido se puede difundir en las corrientes de aguas residuales para oxidar ciertos productos químicos o para satisfacer los requisitos reglamentarios de contenido de oxígeno.

Torres de enfriamiento

Las torres de enfriamiento eliminan el calor del agua de proceso por evaporación y transferencia de calor latente entre el agua caliente y el aire. Los dos tipos de torres son de contraflujo y de flujo cruzado.

• En el enfriamiento a contracorriente, el agua de proceso caliente se bombea a la cámara impelente superior y se deja caer a través de la torre. Numerosos listones, o boquillas rociadoras, están ubicadas a lo largo de la torre para dispersar el flujo de agua y ayudar a enfriar. Simultáneamente, el aire ingresa por la parte inferior de la torre, creando un flujo de aire simultáneo contra el agua. Las torres de tiro inducido tienen los ventiladores en la salida de aire. Las torres de tiro forzado tienen ventiladores o sopladores en la entrada de aire.
• Las torres de flujo cruzado introducen el flujo de aire en ángulo recto con el flujo de agua en toda la estructura.

 

El agua de refrigeración recirculada debe tratarse para eliminar las impurezas y los hidrocarburos disueltos. Las impurezas en el agua de enfriamiento pueden corroer y ensuciar las tuberías y los intercambiadores de calor, las incrustaciones de sales disueltas pueden depositarse en las tuberías y las torres de enfriamiento de madera pueden dañarse con microorganismos.

El agua de la torre de enfriamiento puede estar contaminada por materiales de proceso y subproductos, incluidos dióxido de azufre, sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono, con las exposiciones resultantes. Existe la posibilidad de exposición a productos químicos para el tratamiento del agua o al sulfuro de hidrógeno cuando las aguas residuales se tratan junto con las torres de refrigeración. Debido a que el agua está saturada con oxígeno al ser enfriada con aire, se intensifican las posibilidades de corrosión. Un medio de prevención de la corrosión es la adición de un material al agua de refrigeración que forma una película protectora sobre las tuberías y otras superficies metálicas.

Cuando el agua de refrigeración está contaminada con hidrocarburos, los vapores inflamables pueden evaporarse en el aire de descarga. Si hay una fuente de ignición o un rayo, pueden iniciarse incendios. Los riesgos de incendio existen cuando hay áreas relativamente secas en torres de enfriamiento de tiro inducido de construcción combustible. La pérdida de energía en los ventiladores de la torre de enfriamiento o en las bombas de agua puede tener consecuencias graves en las operaciones del proceso.

Generación de vapor

El vapor se produce a través de operaciones de calentadores y calderas en plantas centrales de generación de vapor y en varias unidades de proceso, utilizando el calor de los gases de combustión u otras fuentes. Los sistemas de generación de vapor incluyen:

• calentadores (hornos), con sus quemadores y un sistema de aire de combustión
• sistemas de tiro o presión para eliminar los gases de combustión del horno, sopladores de hollín y sistemas de aire comprimido que sellan las aberturas para evitar que escapen los gases de combustión
• calderas, que consisten en una serie de tubos que transportan la mezcla de agua y vapor a través del horno, lo que proporciona la máxima transferencia de calor (estos tubos se extienden entre los tambores de distribución de vapor en la parte superior de la caldera y los tambores de recolección de agua en la parte inferior de la caldera)
• Tambores de vapor para recolectar vapor y dirigirlo al sobrecalentador antes de que ingrese al sistema de distribución de vapor.

 

La operación potencialmente más peligrosa en la generación de vapor es la puesta en marcha del calentador. Se puede acumular una mezcla inflamable de gas y aire como resultado de la pérdida de llama en uno o más quemadores durante el encendido. Se requieren procedimientos de puesta en marcha específicos para cada tipo diferente de unidad, incluida la purga antes del encendido y los procedimientos de emergencia en caso de fallo de encendido o pérdida de la llama del quemador. Si el agua de alimentación se agota y las calderas están secas, los tubos se sobrecalentarán y fallarán. El exceso de agua se trasladará al sistema de distribución de vapor, causando daños a las turbinas. Las calderas deben tener sistemas de purga continuos o intermitentes para eliminar el agua de los tambores de vapor y limitar la acumulación de incrustaciones en los álabes de la turbina y los tubos del sobrecalentador. Se debe tener cuidado de no sobrecalentar el sobrecalentador durante el arranque y el apagado. Deben proporcionarse fuentes alternativas de combustible en caso de pérdida de gas combustible debido al cierre de la unidad de refinería o una emergencia.

Combustible del calentador

Cualquiera o cualquier combinación de combustibles, incluidos el gas de refinería, el gas natural, el fuel oil y el carbón en polvo, se pueden usar en calentadores. El gas de escape de la refinería se recolecta de las unidades de proceso y se combina con gas natural y GLP en un tambor de balance de gas combustible. El tambor de equilibrio proporciona una presión constante del sistema, un combustible con un contenido de BTU (energía) bastante estable y una separación automática de los líquidos en suspensión en los vapores de gas, y evita el arrastre de grandes cantidades de condensado al sistema de distribución.

El fuel oil es típicamente una mezcla de petróleo crudo de refinería y residuos de destilación directa y craqueados, mezclados con otros productos. El sistema de fuel oil entrega combustible a los calentadores de la unidad de proceso y generadores de vapor a las temperaturas y presiones requeridas. El fueloil se calienta a la temperatura de bombeo, se succiona a través de un filtro de succión grueso, se bombea a un calentador de control de temperatura y luego a través de un filtro de malla fina antes de quemarse. Los recipientes ciegos, provistos en las unidades de proceso, se utilizan para eliminar los líquidos del gas combustible antes de quemarlo.

En un ejemplo de generación de calor de la unidad de proceso, las calderas de monóxido de carbono (CO) recuperan el calor en las unidades de craqueo catalítico a medida que se quema el monóxido de carbono en los gases de combustión para completar la combustión. En otros procesos, las unidades de recuperación de calor residual utilizan el calor de los gases de combustión para producir vapor.

Distribución de vapor

El vapor generalmente se genera mediante calentadores y calderas combinados en una sola unidad. El vapor sale de las calderas a la mayor presión requerida por las unidades de proceso o el generador eléctrico. Luego, la presión del vapor se reduce en las turbinas que impulsan las bombas y los compresores del proceso. Cuando el vapor de refinería también se utiliza para impulsar generadores de turbinas de vapor para producir electricidad, el vapor debe producirse a una presión mucho más alta que la requerida para el proceso de vapor. El sistema de distribución de vapor consta de válvulas, accesorios, tuberías y conexiones adecuadas a la presión del vapor transportado. La mayor parte del vapor utilizado en la refinería se condensa en agua en intercambiadores de calor y se reutiliza como agua de alimentación de calderas o se descarga al tratamiento de aguas residuales.

Agua de alimentación de vapor

El suministro de agua de alimentación es una parte importante de la generación de vapor. Siempre debe haber tantos kilos de agua entrando al sistema de generación de vapor como kilos de vapor saliendo. El agua utilizada en la generación de vapor debe estar libre de contaminantes, incluidos minerales e impurezas disueltas, que puedan dañar el sistema o afectar la operación. Los materiales en suspensión, como limo, aguas residuales y aceite, que forman incrustaciones y lodos, se coagulan o filtran fuera del agua. Los gases disueltos, en particular el dióxido de carbono y el oxígeno que provocan la corrosión de la caldera, se eliminan mediante desaireación y tratamiento. Los minerales disueltos, como las sales metálicas, el calcio y los carbonatos, que provocan incrustaciones, corrosión y depósitos en los álabes de las turbinas, se tratan con cal o carbonato de sodio para precipitarlos fuera del agua. Dependiendo de sus características, el agua cruda de alimentación de calderas puede ser tratada por clarificación, sedimentación, filtración, intercambio iónico, desaireación y tratamiento interno. El agua de refrigeración recirculada también debe tratarse para eliminar los hidrocarburos y otros contaminantes.

Calentadores de proceso, intercambiadores de calor y enfriadores

Los calentadores de proceso y los intercambiadores de calor precalientan las materias primas en torres de destilación y en procesos de refinería a temperaturas de reacción. La mayor parte del calor proporcionado a las unidades de proceso proviene de los calentadores encendidos que se encuentran en las unidades de precalentamiento del crudo y del reformador, los calentadores de coquización y los rehervidores de columna grande, que funcionan con gas natural o de refinería, aceites destilados y residuales. Los calentadores generalmente están diseñados para operaciones de proceso específicas, y la mayoría son diseños cilíndricos verticales o tipo caja. Los intercambiadores de calor usan vapor o hidrocarburo caliente, transferidos desde alguna otra sección del proceso, para la entrada de calor.

El calor también se elimina de algunos procesos mediante intercambiadores de aire y agua, ventiladores de aletas, enfriadores de gas y líquido y condensadores elevados, o transfiriendo el calor a otros sistemas. El sistema básico de refrigeración mecánica por compresión de vapor está diseñado para servir a una o más unidades de proceso e incluye un evaporador, un compresor, un condensador, controles y tuberías. Los refrigerantes comunes son agua, mezcla de alcohol/agua o varias soluciones de glicol.

Se requiere un medio para proporcionar un tiro adecuado o una purga de vapor para reducir la posibilidad de explosiones cuando se encienden fuegos en hornos calentadores. Se requieren procedimientos específicos de arranque y emergencia para cada tipo de unidad. Si el fuego incide en los ventiladores de aleta, podría ocurrir una falla debido al sobrecalentamiento. Si un producto inflamable se escapa de un intercambiador de calor o enfriador debido a una fuga, podría producirse un incendio.

Se debe tener cuidado para asegurar que se elimine toda la presión de los tubos del calentador antes de quitar cualquier cabezal o tapón de conexión. Se debe considerar la provisión de alivio de presión en los sistemas de tuberías del intercambiador de calor en caso de que se bloqueen mientras están llenos de líquido. Si fallan los controles, podrían ocurrir variaciones de temperatura y presión en cualquier lado del intercambiador de calor. Si los tubos del intercambiador de calor fallan y la presión del proceso es mayor que la presión del calentador, el producto podría ingresar al calentador con consecuencias aguas abajo. Si la presión es menor, la corriente del calentador podría entrar en la corriente de fluido del proceso. Si se produce una pérdida de circulación en los enfriadores de líquido o gas, el aumento de la temperatura del producto podría afectar las operaciones posteriores y requerir alivio de presión.

Según el combustible, la operación del proceso y el diseño de la unidad, existe la posibilidad de exposición a sulfuro de hidrógeno, monóxido de carbono, hidrocarburos, lodos de agua de alimentación de calderas de vapor y productos químicos para el tratamiento del agua. Debe evitarse el contacto de la piel con la purga de la caldera que puede contener compuestos fenólicos. Es posible la exposición al calor radiante, vapor sobrecalentado e hidrocarburos calientes.

Sistemas de alivio de presión y antorchas

Los controles de ingeniería que se incorporan a los procesos incluyen la reducción de las concentraciones de vapores inflamables mediante ventilación, dilución e inertización. La presurización se utiliza para mantener las salas de control por encima de la presión atmosférica para reducir la posibilidad de que entren vapores. Los sistemas de alivio de presión se proporcionan para controlar los vapores y líquidos que se liberan mediante purgas y dispositivos de alivio de presión. El alivio de presión es una liberación automática y planificada cuando la presión de operación alcanza un nivel predeterminado. La purga por lo general se refiere a la liberación intencional de material, como purgas de arranques de unidades de proceso, purgas de hornos, paradas y emergencias. La despresurización de vapor es la eliminación rápida de vapores de recipientes a presión en caso de emergencia. Esto se puede lograr mediante el uso de un disco de ruptura, generalmente ajustado a una presión más alta que la válvula de alivio.

Válvulas de seguridad

Las válvulas de alivio de seguridad, utilizadas para controlar las presiones de aire, vapor, gas y vapor de hidrocarburo y líquido, se abren en proporción al aumento de presión sobre la presión normal de funcionamiento. Las válvulas de seguridad, diseñadas principalmente para liberar grandes volúmenes de vapor, generalmente se abren a plena capacidad. La sobrepresión necesaria para abrir las válvulas de alivio de líquido, donde no se requiere una descarga de gran volumen, aumenta a medida que la válvula se eleva debido a la mayor resistencia del resorte. Las válvulas de liberación de seguridad operadas por piloto, con hasta seis veces la capacidad de las válvulas de alivio normales, se utilizan cuando se requiere un sellado más hermético y descargas de mayor volumen. Los líquidos no volátiles generalmente se bombean a sistemas de recuperación y separación de agua/petróleo, y los líquidos volátiles se envían a unidades que funcionan a una presión más baja.

Bengalas

Un sistema cerrado típico de liberación de presión y antorcha incluye válvulas de alivio y líneas de las unidades de proceso para recolectar descargas, tambores ciegos para separar vapores y líquidos, sellos y/o gas de purga para protección contra retroceso de llama y un sistema de ignición y antorcha, que quema los vapores si No se permite la descarga directa a la atmósfera. Se puede inyectar vapor en la punta de la antorcha para reducir el humo visible.

No se debe permitir que los líquidos se descarguen en un sistema de eliminación de vapores. Los tambores ciegos y las antorchas deben ser lo suficientemente grandes para manejar las purgas de emergencia, y los tambores requieren alivio en caso de sobrepresión. Proporcione válvulas de alivio de presión donde exista la posibilidad de sobrepresión en los procesos de refinería, por ejemplo, debido a las siguientes causas:

• pérdida de agua de enfriamiento, lo que posiblemente resulte en una caída de presión mucho mayor en los condensadores, lo que a su vez aumenta la presión en la unidad de proceso
• vaporización rápida y aumento de la presión por la inyección de un líquido con un punto de ebullición más bajo, incluida el agua, en un recipiente de proceso que funciona a temperaturas más altas
• Expansión de vapor y sobrepresión resultante debido a vapor de proceso sobrecalentado, calentadores que funcionan mal o fuego.
• falla de controles automáticos, salidas cerradas, falla del intercambiador de calor, etc.
• explosión interna, reacción química, expansión térmica, acumulación de gases, etc.
• pérdida de reflujo, provocando un aumento de presión en las torres de destilación.

Debido a que la cantidad de reflujo afecta el volumen de vapores que salen de la torre de destilación, la pérdida de volumen provoca una caída de presión en los condensadores y un aumento de presión en las torres de destilación.

El mantenimiento es importante porque se requiere que las válvulas funcionen correctamente. Los problemas comunes de funcionamiento de las válvulas incluyen:

• falta de apertura a la presión establecida debido al taponamiento de la entrada o salida de la válvula o por corrosión, lo que impide el funcionamiento adecuado del soporte del disco y las guías
• falla al volver a asentar después de abrirse debido a incrustaciones, corrosión o depósitos en el asiento o en las piezas móviles, o por sólidos en la corriente de gas que cortan el disco de la válvula
• traqueteo y apertura prematura, debido a que la presión de operación está demasiado cerca del punto de ajuste de la válvula.

 

Departamento de Servicios Públicos

Agua. Según la ubicación y los recursos de la comunidad, las refinerías pueden recurrir a los suministros públicos de agua para beber y procesar el agua o pueden tener que bombear y tratar su propia agua potable. El tratamiento puede incluir una amplia gama de requisitos, desde la desalinización hasta la filtración, la cloración y las pruebas.

Aguas negras. Además, según la disponibilidad de plantas de tratamiento externas comunitarias o privadas, es posible que las refinerías deban proporcionar permisos, recolección, tratamiento y descarga de sus desechos sanitarios.

energía eléctrica. Las refinerías reciben electricidad de fuentes externas o producen la suya propia, utilizando generadores eléctricos accionados por turbinas de vapor o motores de gas. Las áreas se clasifican con respecto al tipo de protección eléctrica requerida para evitar que una chispa encienda los vapores o contenga una explosión dentro del equipo eléctrico. Las subestaciones eléctricas, que normalmente están ubicadas en áreas no clasificadas, lejos de fuentes de vapor de hidrocarburo inflamable o agua pulverizada de torres de enfriamiento, contienen transformadores, disyuntores e interruptores de circuitos de alimentación. Las subestaciones suministran energía a las estaciones de distribución dentro de las áreas de la unidad de proceso. Las estaciones de distribución se pueden ubicar en áreas clasificadas, siempre que se cumplan los requisitos de clasificación eléctrica. Las estaciones de distribución suelen utilizar un transformador lleno de líquido provisto de un dispositivo de desconexión de ruptura de aire o lleno de aceite.

Deben implementarse las precauciones normales de seguridad eléctrica, incluida la pisada seca, las señales de advertencia de "alto voltaje" y las protecciones para proteger contra la electrocución. Los empleados deben estar familiarizados con los procedimientos de trabajo de seguridad eléctrica de la refinería. Deben implementarse bloqueo/etiquetado y otras prácticas de trabajo seguras apropiadas para evitar la energización mientras se realiza el trabajo en equipos eléctricos de alto voltaje. Pueden ocurrir exposiciones peligrosas cuando se trabaja cerca de transformadores e interruptores que contienen un fluido dieléctrico que requiere precauciones especiales de manipulación. Estos temas se discuten con más detalle en otra parte de este Enciclopedia.

Operaciones de turbinas, compresores de gas y aire

Compresores de aire y gas

Los sistemas de ventilación de extracción y suministro de aire de las refinerías están diseñados para capturar o diluir gases, humos, polvos y vapores que pueden contaminar los espacios de trabajo o la atmósfera exterior. Los contaminantes capturados se recuperan si es factible, o se envían a los sistemas de eliminación después de limpiarlos o quemarlos. Los sistemas de suministro de aire incluyen compresores, enfriadores, depósitos de aire, secadores de aire, controles y tuberías de distribución. Los sopladores también se utilizan para proporcionar aire a ciertos procesos. El aire de la planta se proporciona para el funcionamiento de herramientas accionadas por aire, regeneración de catalizadores, calentadores de proceso, descarbonización de vapor y aire, oxidación de agua agria, endulzamiento de gasolina, soplado de asfalto y otros usos. El aire de instrumentación se proporciona para su uso en instrumentos y controles neumáticos, motores neumáticos y conexiones de purga. El gas de planta, como el nitrógeno, se proporciona para inertizar recipientes y otros usos. Tanto los compresores alternativos como los centrífugos se utilizan para gas y aire comprimido.

Los compresores de aire deben ubicarse de modo que la succión no absorba vapores inflamables o gases corrosivos. Existe la posibilidad de que se produzca un incendio en caso de que se produzca una fuga en los compresores de gas. Se necesitan tambores ciegos para evitar que entren oleadas de líquido en los compresores de gas. Si los gases están contaminados con materiales sólidos, se necesitan filtros. La falla de los controles automáticos del compresor afectará los procesos. Si la presión máxima pudiera ser potencialmente mayor que la presión de diseño del compresor o del equipo de proceso, se debe proporcionar un alivio de presión. Se necesita protección para las partes móviles expuestas de los compresores. Los edificios de compresores deben estar correctamente clasificados eléctricamente y deben tomarse medidas para una ventilación adecuada.

Cuando se utilice aire de planta como respaldo del aire de instrumentación, las interconexiones deben estar aguas arriba del sistema de secado de aire de instrumentación para evitar la contaminación de los instrumentos con humedad. Es posible que se necesiten fuentes alternativas de suministro de aire para instrumentos, como el uso de nitrógeno, en caso de cortes de energía o fallas del compresor. Aplique las medidas de seguridad adecuadas para que el gas, el aire de la planta y el aire de los instrumentos no se utilicen como fuente para respirar o para presurizar los sistemas de agua potable.

Turbinas

Las turbinas generalmente funcionan con gas o vapor y se utilizan para impulsar bombas, compresores, sopladores y otros equipos de proceso de refinería. El vapor ingresa a las turbinas a altas temperaturas y presiones, expandiéndose a través de las paletas giratorias y moviéndolas mientras las paletas fijas lo dirigen.

Las turbinas de vapor utilizadas para el escape que funcionan al vacío necesitan una válvula de alivio de seguridad en el lado de descarga para protección y para mantener el vapor en caso de falla del vacío. Donde la presión operativa máxima podría ser mayor que la presión de diseño, las turbinas de vapor necesitan dispositivos de alivio. Se debe considerar la posibilidad de proporcionar gobernadores y dispositivos de control de sobrevelocidad en las turbinas.

Bombas, Tuberías y Válvulas

Las bombas centrífugas y de desplazamiento positivo (alternativas) se utilizan para mover hidrocarburos, agua de proceso, agua contra incendios y aguas residuales en toda la refinería. Las bombas son accionadas por motores eléctricos, turbinas de vapor o motores de combustión interna.

Los sistemas de tuberías de servicios y procesos distribuyen hidrocarburos, vapor, agua y otros productos en toda la instalación. Se dimensionan y construyen con materiales que dependen del tipo de servicio, presión, temperatura y naturaleza de los productos. Hay conexiones de ventilación, drenaje y muestreo en las tuberías, así como provisiones para obturación. Se utilizan diferentes tipos de válvulas, incluidas válvulas de compuerta, válvulas de derivación, válvulas de globo y de bola, válvulas de tapón, válvulas de bloqueo y purga y válvulas de retención, dependiendo de su propósito operativo. Estas válvulas pueden ser operadas manual o automáticamente.

Las válvulas y la instrumentación que requieran servicio u otro trabajo deben ser accesibles a nivel del suelo o desde una plataforma operativa. Se pueden usar válvulas de control remoto, válvulas contra incendios y válvulas de aislamiento para limitar la pérdida de producto en las líneas de succión de la bomba en caso de fuga o incendio. Las conexiones de ventilación y drenaje en funcionamiento se pueden proporcionar con válvulas de bloqueo doble, o una válvula de bloqueo y un tapón o brida ciega para protección contra escapes. Según el producto y el servicio, es posible que se necesite una prevención de reflujo de la línea de descarga. Se pueden tomar medidas para la expansión de la tubería, el movimiento y los cambios de temperatura para evitar la ruptura. Las bombas que funcionan con flujo reducido o nulo pueden sobrecalentarse y romperse. La falla de los controles automáticos de la bomba podría causar una desviación en la presión y temperatura del proceso. Debe proporcionarse un alivio de presión en la tubería de descarga donde las bombas puedan sufrir un exceso de presión.

Tanque de almacenamiento

Los tanques de almacenamiento atmosférico y los tanques de almacenamiento a presión se utilizan en toda la refinería para el almacenamiento de crudos, hidrocarburos intermedios (los utilizados para el procesamiento) y productos terminados, tanto líquidos como gaseosos. También se proporcionan tanques para agua contra incendios, agua de proceso y tratamiento, ácidos, aire e hidrógeno, aditivos y otros productos químicos. El tipo, construcción, capacidad y ubicación de los tanques depende de su uso y de la naturaleza, presión de vapor, puntos de inflamación y puntos de fluidez de los materiales almacenados. En las refinerías se utilizan muchos tipos de tanques, siendo los más simples los tanques sobre el suelo con techo cónico para el almacenamiento de líquidos combustibles (no volátiles) como combustibles diesel, aceites combustibles y aceites lubricantes. Los tanques de techo flotante descubiertos y cubiertos (internos), que almacenan líquidos inflamables (volátiles) como gasolina y petróleo crudo, restringen la cantidad de espacio entre la parte superior del producto y el techo del tanque para mantener un ambiente rico en vapor. atmósfera para evitar la ignición.

Existe la posibilidad de que se produzca un incendio si los tanques de almacenamiento de hidrocarburos se sobrellenan o desarrollan fugas que permiten que el líquido y los vapores se escapen y lleguen a las fuentes de ignición. Las refinerías deben establecer procedimientos manuales de medición y recepción de productos para controlar los sobrellenados o proporcionar sistemas automáticos de señalización y control de desbordamiento en los tanques. Los tanques pueden estar equipados con sistemas fijos o semifijos de protección contra incendios de agua y espuma. Se pueden instalar válvulas de control remoto, válvulas de aislamiento y válvulas contra incendios en los tanques para vaciarlos o cerrarlos en caso de incendio dentro del tanque o en el dique del tanque o en el área de almacenamiento. Los programas de ventilación de tanques, limpieza y entrada a espacios confinados se usan para controlar el trabajo dentro de los tanques, y los sistemas de permiso de trabajo en caliente se usan para controlar las fuentes de ignición dentro y alrededor de los tanques de almacenamiento.

Manipulación, envío y transporte

La operación final de la refinería es cargar gases e hidrocarburos líquidos en oleoductos, carros cisterna, camiones cisterna y embarcaciones marinas y barcazas para su transporte a terminales y consumidores. Las características del producto, las necesidades de distribución, los requisitos de envío, la prevención de incendios y la protección ambiental y los criterios operativos son importantes al diseñar muelles marinos, bastidores de carga y colectores de tuberías. Los procedimientos operativos deben ser establecidos y acordados por el remitente y el destinatario, y las comunicaciones deben mantenerse durante la transferencia del producto. Los camiones cisterna y los vagones cisterna pueden tener carga superior o inferior. La carga y descarga de gas licuado de petróleo (GLP) requiere consideraciones especiales además de las de los hidrocarburos líquidos. Cuando sea necesario, se deben proporcionar sistemas de recuperación de vapor en los estantes de carga y los muelles marítimos.

Es posible que se necesiten prácticas de trabajo seguras y equipo de protección personal apropiado al cargar o descargar, limpiar derrames o fugas, o al medir, inspeccionar, tomar muestras o realizar actividades de mantenimiento en instalaciones de carga o sistemas de recuperación de vapor. La entrega debe detenerse o desviarse en caso de una emergencia, como un desbordamiento del compartimiento de un camión cisterna o un vagón cisterna.

En las refinerías se utilizan diversos productos químicos tóxicos y peligrosos, que van desde pequeñas cantidades de reactivos de prueba utilizados en laboratorios hasta grandes cantidades de ácido sulfúrico y ácidos fluorhídricos utilizados en el procesamiento alcalino. Estos productos químicos deben recibirse, almacenarse y manipularse adecuadamente. Los fabricantes de productos químicos brindan información sobre la seguridad de los materiales que las refinerías pueden utilizar para desarrollar procedimientos de seguridad, controles de ingeniería, requisitos de protección personal y procedimientos de respuesta ante emergencias para el manejo de productos químicos.

La naturaleza del peligro en las instalaciones de carga y descarga depende de los productos que se cargan y de los productos transportados previamente en el vagón cisterna, camión cisterna o embarcación marina. La unión iguala la carga eléctrica entre el estante de carga y el camión cisterna o vagón cisterna. La conexión a tierra evita el flujo de corrientes parásitas en las instalaciones de carga de camiones y trenes. Las bridas aislantes se utilizan en conexiones de tuberías de muelles marinos para evitar la acumulación y descargas de electricidad estática. Los parallamas se instalan en el estante de carga y en las líneas de recuperación de vapor marino para evitar el retroceso de la llama. Cuando se permita la carga de interruptores, se deben establecer y seguir procedimientos seguros.

Se deben proporcionar sistemas de cierre automático o manual en los cabezales de suministro en los estantes de carga superior e inferior y en los muelles marítimos en caso de fugas o sobrellenados. Es posible que se necesite protección contra caídas, como pasamanos, para muelles y estantes de carga superior. Se pueden proporcionar sistemas de drenaje y recuperación en los estantes de carga para el drenaje pluvial, en los muelles y para manejar derrames y fugas. Es necesario tomar precauciones en las instalaciones de carga de GLP para no sobrecargar ni sobrepresurizar los carros y camiones cisterna.

Actividades e instalaciones de apoyo a la refinería

Se necesitan varias instalaciones, actividades y programas diferentes, cada uno de los cuales tiene sus propios requisitos específicos de seguridad y salud, para respaldar los procesos de la refinería, según la ubicación de la refinería y los recursos disponibles.

Actividades administrativas

Se requiere una amplia variedad de actividades de apoyo administrativo, dependiendo de la filosofía de la compañía de refinación y la disponibilidad de servicios comunitarios, para asegurar la operación continua de una refinería. La función que controla los movimientos de aceite hacia adentro, dentro y fuera de la refinería es exclusiva de las refinerías. Las funciones administrativas se pueden desglosar de la siguiente manera. La operación diaria de las unidades de proceso es la función de operaciones. Otra función es responsable de asegurar que se hayan hecho arreglos para un suministro continuo de petróleo crudo. Otras actividades funcionales incluyen servicios médicos (tanto de emergencia como de atención médica continua), servicio de alimentos, servicios de ingeniería, servicios de conserjería y funciones administrativas y de gestión de rutina comunes a la mayoría de las industrias, como contabilidad, compras, relaciones humanas, etc. La función de capacitación de la refinería es responsable de la capacitación en habilidades y oficios de supervisores y empleados, incluida la capacitación inicial, de actualización y de recuperación, y de la orientación y capacitación de empleados y contratistas en respuesta a emergencias y prácticas y procedimientos de trabajo seguro.

Construcción y mantenimiento

La operación segura continua de las refinerías depende del establecimiento e implementación de programas y procedimientos para el mantenimiento regular y preventivo, y asegurar el reemplazo cuando sea necesario. Turnarounds, en el que toda la refinería o todas las unidades de proceso se cerrarán para el equipo total en general y el reemplazo al mismo tiempo, es un tipo de programa de mantenimiento preventivo exclusivo de la industria de procesos. Las actividades de integridad mecánica, como inspección, reparación, prueba y certificación de válvulas y dispositivos de alivio, que forman parte del programa de gestión de seguridad de procesos, son importantes para la operación segura y continua de una refinería, al igual que las órdenes de trabajo de mantenimiento para la efectividad continua de el programa de “gestión del cambio” de la refinería. Los programas de permisos de trabajo controlan el trabajo en caliente y el trabajo seguro, como el aislamiento y el bloqueo, y la entrada a espacios confinados. Los talleres de mantenimiento e instrumentación tienen propósitos que incluyen:

• trabajo delicado y preciso para probar, mantener y calibrar controles, instrumentos y computadoras de procesos de refinería
• soldadura
• reparación y overhaul de equipos
• mantenimiento del coche
• carpintería y así sucesivamente.

 

La seguridad y la salud en la construcción y el mantenimiento se basan en algunos de los siguientes programas.

Aislamiento

El mantenimiento, la reparación y el reemplazo seguros de los equipos dentro de las unidades de proceso a menudo requieren el aislamiento de tanques, recipientes y líneas para evitar la posibilidad de que líquidos o vapores inflamables entren en un área donde se realiza el trabajo en caliente. El aislamiento normalmente se logra desconectando y cerrando todas las tuberías que van hacia o desde un recipiente; cegar o tapar la tubería en una conexión cerca del tanque o recipiente; o cerrando un juego doble de válvulas de bloqueo en la tubería, si se proporciona, y abriendo una válvula de purga entre las dos válvulas cerradas.

Bloqueo y etiquetado

Los programas de bloqueo y etiquetado evitan la activación involuntaria de equipos eléctricos, mecánicos, hidráulicos o neumáticos durante la reparación o el mantenimiento. Todos los equipos alimentados eléctricamente deben tener su disyuntor o interruptor principal bloqueado o etiquetado y probado para garantizar que no funcione, antes de comenzar a trabajar. Los equipos mecánicos, hidráulicos y neumáticos deben desconectarse y bloquearse o etiquetarse su fuente de alimentación antes de comenzar a trabajar. Las líneas de cierre de válvulas en las que se está trabajando, o que están aisladas, también deben bloquearse o etiquetarse para evitar una apertura no autorizada.

Metalurgia

La metalurgia se utiliza para asegurar la resistencia e integridad continuas de líneas, recipientes, tanques y reactores que están sujetos a la corrosión de los ácidos, corrosivos, agua agria y gases y otros productos químicos creados y utilizados en el procesamiento del petróleo crudo. Se emplean métodos de prueba no destructivos en toda la refinería para detectar la corrosión y el desgaste excesivos antes de que ocurra la falla. Se requieren precauciones de seguridad adecuadas para evitar exposiciones excesivas a los trabajadores que manipulan o están expuestos a equipos de prueba radiactivos, tintes y productos químicos.

Almacenes.

Los almacenes almacenan no solo las piezas, los materiales y los equipos necesarios para las operaciones continuas de la refinería, sino también los productos químicos y aditivos envasados ​​que se utilizan en el mantenimiento, el procesamiento y la mezcla. Los almacenes también pueden mantener suministros de ropa y equipo de protección personal requeridos, incluidos cascos, guantes, delantales, protección para los ojos y la cara, protección respiratoria, calzado impermeable y de seguridad, ropa resistente a las llamas y ropa protectora contra ácidos. El almacenamiento y la separación adecuados de líquidos inflamables y combustibles y de productos químicos peligrosos son necesarios para evitar derrames, incendios y mezclas de productos incompatibles.

Laboratorios

Los laboratorios son responsables de determinar los valores y la consistencia de los crudos antes de su procesamiento, así como de realizar las pruebas necesarias para el control de calidad del producto terminado. El personal de laboratorio debe estar capacitado para reconocer los peligros inherentes a la manipulación y mezcla de productos químicos tóxicos y líquidos inflamables, y proporcionar protección para ellos mismos y para los demás.

Seguridad e higiene ambiental y ocupacional

Otras actividades importantes de apoyo a la refinería son la seguridad, la prevención y protección contra incendios, la protección del medio ambiente y la higiene industrial. Estos pueden proporcionarse como funciones separadas o integrarse en las operaciones de la refinería. Las actividades de seguridad, preparación y respuesta ante emergencias y prevención y protección contra incendios suelen ser responsabilidad de la misma función dentro de una refinería.

La función de seguridad participa en los programas de gestión de seguridad de procesos como parte de los equipos de revisión de diseño, revisión previa a la construcción y construcción y revisión previa a la puesta en marcha. La seguridad a menudo ayuda en el proceso de calificación del contratista, revisa las actividades del contratista e investiga incidentes que involucran a empleados y contratistas. El personal de seguridad puede ser responsable de supervisar las actividades que requieren un permiso, como la entrada a espacios confinados y el trabajo en caliente, y de verificar la disponibilidad y preparación de los extintores de incendios portátiles, las instalaciones de descontaminación, las duchas de seguridad, las estaciones de lavado de ojos, los dispositivos fijos de detección y las alarmas, y los dispositivos de emergencia. aparatos de respiración autónomos colocados en lugares estratégicos en caso de una liberación de gases tóxicos.

Programas de seguridad. La función de seguridad de la refinería generalmente tiene la responsabilidad del desarrollo y la administración de varios programas de seguridad y prevención de incidentes, incluidos, entre otros, los siguientes:

• diseño, construcción y revisiones de seguridad previas a la puesta en marcha
• investigación e informes de accidentes, incidentes y cuasi accidentes
• planes de preparación para emergencias y programas de respuesta
• programa de seguridad para contratistas
• prácticas y procedimientos de trabajo seguros
• bloqueo y etiquetado
• entrada en espacios confinados e inertes
• andamio
• programa de seguridad eléctrica, puesta a tierra de equipos y protección contra fallas
• Protección de Maquinaria
• señales y avisos de seguridad
• sistemas de trabajo en caliente, trabajo seguro y permisos de entrada.

 

cuerpos de bomberos. Las brigadas de bomberos de refinería y los servicios de emergencia pueden ser miembros de brigada de tiempo completo; empleados de refinería designados, como operadores y personal de mantenimiento que están capacitados y asignados para responder además de sus deberes regulares; O una combinación de ambos. Además de los incendios, las brigadas tradicionalmente responden a otros incidentes de refinería, como derrames de ácido o gas, rescate de embarcaciones o tanques, derrames, etc. La función de protección contra incendios puede ser responsable de la inspección y prueba de detectores y señales de incendios, y sistemas y equipos de protección contra incendios fijos y portátiles, incluidos camiones de bomberos, bombas contra incendios, líneas de agua contra incendios, hidrantes, mangueras y boquillas.

La extinción de incendios en refinerías difiere de la extinción de incendios normal porque, en lugar de la extinción, a menudo es preferible permitir que ciertos incendios continúen ardiendo. Además, cada tipo de líquido, gas y vapor de hidrocarburo tiene características químicas de fuego únicas que deben comprenderse a fondo para controlar mejor sus incendios. Por ejemplo, la extinción de un incendio de vapor de hidrocarburo sin detener primero la liberación de vapor, solo crearía una nube de gas de vapor continua con la probabilidad de reencendido y explosión. Los incendios en tanques que contienen petróleo crudo y residuos pesados ​​deben manejarse con técnicas específicas de extinción de incendios para evitar la posibilidad de explosión o desbordamiento del tanque.

Los incendios de hidrocarburos a menudo se extinguen deteniendo el flujo del producto y permitiendo que el fuego se apague mientras se aplica agua de enfriamiento para proteger los equipos, tanques y recipientes adyacentes de la exposición al calor. Muchos sistemas fijos de protección contra incendios están diseñados con este propósito específico. La lucha contra incendios en unidades de proceso bajo presión requiere una consideración y una formación especiales, especialmente cuando se trata de catalizadores como el ácido fluorhídrico. Se pueden usar productos químicos especiales para combatir incendios, como polvo seco y soluciones de espuma y agua, para extinguir incendios de hidrocarburos y controlar las emisiones de vapor.

Preparación para emergencias. Las refinerías deben desarrollar e implementar planes de respuesta de emergencia para una serie de situaciones potenciales diferentes, incluidas explosiones, incendios, escapes y rescates. Los planes de emergencia deben incluir el uso de asistencia externa, incluidos contratistas, ayuda gubernamental y mutua, así como la disponibilidad de suministros y equipos especiales, como espuma contra incendios y materiales de adsorción y contención de derrames.

Pruebas de gas y vapor

El monitoreo, el muestreo y las pruebas de gases, partículas y vapores en las refinerías se llevan a cabo para garantizar que el trabajo se pueda realizar de manera segura y que los procesos se puedan operar sin exposiciones tóxicas o peligrosas, explosiones o incendios. Las pruebas atmosféricas se realizan utilizando una variedad de instrumentos y técnicas para medir el contenido de oxígeno, vapores y gases de hidrocarburos, y para determinar los niveles de exposición peligrosos y tóxicos. Los instrumentos deben ser calibrados y ajustados correctamente antes de su uso, por personas calificadas, para asegurar mediciones confiables y precisas. Dependiendo de la ubicación del trabajo, los peligros potenciales y el tipo de trabajo que se realiza, las pruebas, el muestreo y el monitoreo pueden realizarse antes del inicio del trabajo, o en intervalos específicos durante el trabajo, o continuamente durante el curso del trabajo.

Al establecer procedimientos de refinería para tomar muestras y analizar atmósferas inflamables, inertes y tóxicas, se debe considerar el uso de equipo de protección personal, incluida la protección respiratoria adecuada. Cabe señalar que los respiradores tipo bote no son adecuados para atmósferas con deficiencia de oxígeno. Los requisitos de prueba deberían depender del grado de peligro que estaría presente en caso de falla del instrumento.

Las pruebas de las siguientes sustancias se pueden realizar utilizando equipo portátil o instrumentación fija:

Oxígeno. Los medidores de gas combustible funcionan quemando una muestra diminuta de la atmósfera que se está probando. Para obtener una lectura precisa de gas combustible, debe haber un mínimo de 10% y un máximo de 25% de oxígeno en la atmósfera. La cantidad de oxígeno presente en la atmósfera se determina usando un medidor de oxígeno antes o simultáneamente con el uso del medidor de gas combustible. La prueba de oxígeno es esencial cuando se trabaja en espacios confinados o cerrados, ya que la entrada sin protección respiratoria (siempre que no haya exposiciones tóxicas) requiere concentraciones normales de oxígeno en el aire respirable de aproximadamente el 21 %. Los medidores de oxígeno también se utilizan para medir la cantidad de oxígeno presente en espacios inertes, para asegurar que no haya suficiente para soportar la combustión durante el trabajo en caliente u otras operaciones.

Vapores y gases de hidrocarburos. El “trabajo en caliente” es un trabajo que crea una fuente de ignición, como soldadura, corte, esmerilado, limpieza con chorro, operación de un motor de combustión interna, etc., en un área donde existe la posibilidad de exposición a vapores y gases inflamables. Para realizar trabajos en caliente de manera segura, se utilizan instrumentos conocidos como medidores de gas combustible para probar la atmósfera en busca de vapores de hidrocarburos. Los vapores o gases de hidrocarburos se quemarán solo cuando se mezclen con aire (oxígeno) en ciertas proporciones y se enciendan. Si no hay suficiente vapor en el aire, se dice que la mezcla es "demasiado pobre para quemar", y si hay demasiado vapor (muy poco oxígeno), la mezcla es "demasiado rica para quemar". Las proporciones límite se denominan "límites inflamables superior e inferior" y se expresan como un porcentaje del volumen de vapor en el aire. Cada molécula o mezcla de hidrocarburo tiene diferentes límites de inflamabilidad, que normalmente oscilan entre el 1 y el 10 % de vapor en el aire. El vapor de gasolina, por ejemplo, tiene un límite inflamable inferior del 1.4 % y un límite inflamable superior del 7.6 %.

Atmósferas tóxicas. Se utilizan instrumentos especiales para medir los niveles de gases, vapores y partículas tóxicos y peligrosos que pueden estar presentes en la atmósfera donde trabajan las personas. Estas medidas se utilizan para determinar el nivel y tipo de protección necesaria, que puede variar desde la ventilación completa y el reemplazo de la atmósfera hasta el uso de equipo respiratorio y de protección personal por parte de las personas que trabajan en el área. Los ejemplos de exposiciones peligrosas y tóxicas que se pueden encontrar en las refinerías incluyen asbesto, benceno, sulfuro de hidrógeno, cloro, dióxido de carbono, ácidos sulfúrico y fluorhídrico, aminas, fenol y otros.

Programas de salud y seguridad

La base para la higiene industrial de las refinerías es un programa de controles administrativos y de ingeniería que cubre las exposiciones de las instalaciones a sustancias químicas tóxicas y peligrosas, la seguridad e higiene del laboratorio, la ergonomía y la vigilancia médica.

Las agencias reguladoras y las empresas establecen límites de exposición para varios productos químicos tóxicos y peligrosos. La función de higiene ocupacional lleva a cabo el monitoreo y muestreo para medir la exposición de los empleados a sustancias y químicos tóxicos y peligrosos. Los higienistas industriales pueden desarrollar o recomendar controles de ingeniería, prácticas laborales preventivas, sustitución de productos, ropa y equipo de protección personal o medidas alternativas de protección o reducción de la exposición.

Programas médicos. Las refinerías generalmente requieren exámenes médicos periódicos y previos a la colocación para determinar la capacidad del empleado para realizar el trabajo inicial y posteriormente, y garantizar que los requisitos de trabajo continuo y las exposiciones no pondrán en peligro la salud o la seguridad del empleado.

Protección personal. Los programas de protección personal deben cubrir las exposiciones típicas de las refinerías, como el ruido, el asbesto, el aislamiento, los desechos peligrosos, el sulfuro de hidrógeno, el benceno y los productos químicos de proceso, incluidos los cáusticos, el fluoruro de hidrógeno, el ácido sulfúrico, etc. La higiene industrial puede designar el equipo de protección personal apropiado que se utilizará para diversas exposiciones, incluidos los respiradores de presión negativa y con suministro de aire y protección para los oídos, los ojos y la piel.

Seguridad del producto. La conciencia sobre la seguridad de los productos abarca el conocimiento de los peligros de los productos químicos y los materiales a los que existe el potencial de exposición en el lugar de trabajo, y qué medidas tomar en caso de que se produzca una exposición por ingestión, inhalación o contacto con la piel. Se realizan estudios toxicológicos de petróleo crudo, corrientes de refinería, procesos químicos, productos terminados y nuevos productos propuestos para determinar los efectos potenciales de la exposición tanto en los empleados como en los consumidores. Los datos se utilizan para desarrollar información de salud relacionada con los límites permisibles de exposición o las cantidades aceptables de materiales peligrosos en los productos. Esta información generalmente se distribuye mediante hojas de datos de seguridad de materiales (MSDS) o documentos similares, y los empleados están capacitados o educados sobre los peligros de los materiales en el lugar de trabajo.

Protección del medio ambiente

La protección ambiental es una consideración importante en las operaciones de refinería debido a los requisitos de cumplimiento normativo y la necesidad de conservación a medida que aumentan los precios y costos del petróleo. Las refinerías de petróleo producen una amplia gama de emisiones al aire y al agua que pueden ser peligrosas para el medio ambiente. Algunos de estos son contaminantes en el crudo original, mientras que otros son el resultado de procesos y operaciones de refinería. Las emisiones al aire incluyen sulfuro de hidrógeno, dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y monóxido de carbono (ver tabla 2). Las aguas residuales suelen contener hidrocarburos, materiales disueltos, sólidos en suspensión, fenoles, amoníaco, sulfuros, ácidos, álcalis y otros contaminantes. También existe el riesgo de derrames y fugas accidentales de una amplia gama de productos químicos inflamables y/o tóxicos.

Los controles establecidos para contener las emisiones de líquidos y vapores y reducir los costos operativos incluyen los siguientes:

• Conservación de energía. Los controles incluyen control de fugas de vapor y programas de recuperación de condensado para conservar energía y aumentar la eficiencia.
• Contaminación del agua. Los controles incluyen el tratamiento de aguas residuales en separadores API y las instalaciones de tratamiento posteriores, recolección, retención y tratamiento de aguas pluviales y programas de contención y control de prevención de derrames.
• La contaminación ambiental. Dado que las refinerías operan continuamente, es importante la detección de fugas, particularmente en válvulas y conexiones de tuberías. Los controles incluyen la reducción de las emisiones de vapor de hidrocarburo y las liberaciones a la atmósfera, los programas de hermeticidad de válvulas y accesorios de refinería, los sellos de tanques de techo flotante y los programas de contención de vapor, y la recuperación de vapor para las instalaciones de carga y descarga y para la ventilación de tanques y recipientes.
• Contaminación del suelo. La prevención de que los derrames de petróleo contaminen el suelo y las aguas subterráneas se logra mediante el uso de diques y la provisión de drenaje a áreas de contención protegidas específicas. La contaminación por derrames dentro de las áreas de los diques puede evitarse mediante el uso de medidas de contención secundaria, como revestimientos de diques de arcilla o plástico impermeable.
• Respuesta a derrames. Las refinerías deben desarrollar e implementar programas para responder a los derrames de petróleo crudo, productos químicos y productos terminados, tanto en tierra como en agua. Estos programas pueden depender de empleados capacitados o de agencias y contratistas externos para responder a la emergencia. El tipo, la cantidad necesaria y la disponibilidad de suministros y equipos de limpieza y restauración de derrames, ya sea en el sitio o de guardia, deben incluirse en el plan de preparación.

 

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