Analisis-y-simulacion-de-la-planta-hidrodesulfuradora-de-naftas-de-coquizacion-retardada-de-la-refinera

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 UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO 
 
 
FACULTAD DE QUÍMICA 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN DE LA PLANTA 
HIDRODESULFURADORA DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN 
RETARDADA DE LA REFINERÍA “MIGUEL HIDALGO”, UBICADA 
EN TULA DE ALLENDE 
 
 
TESIS 
 
 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE 
INGENIERO QUÍMICO 
 
 
PRESENTA 
JOSAFATH VENTURA RAFAEL 
 
 
 
 
 
 
 CIUDAD UNIVERSITARIA, CDMX., 2016 
 
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
Tesis Digitales 
Restricciones de uso 
 
DERECHOS RESERVADOS © 
PROHIBIDA SU REPRODUCCIÓN TOTAL O PARCIAL 
 
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respectivo titular de los Derechos de Autor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
JURADO ASIGNADO: 
 
PRESIDENTE: IQ Celestino Montiel Maldonado 
 
VOCAL: Dr. Martin Rivera Toledo 
 
SECRETARIO: IQ. Alma Delia Rojas Rodríguez 
 
1er. SUPLENTE: IQ Carlos Álvarez Maciel 
 
2° SUPLENTE: IQ Ileana Rodríguez Castañeda 
 
 
SITIO DONDE SE DESARROLLÓ EL TEMA: 
 
LABORATORIO DE SIMULACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE PROCESOS, CONJUNTO “E”, 
FACULTAD DE QUÍMICA, CIUDAD UNIVERSITARIA 
 
 
ASESOR DEL TEMA: 
 
Celestino Montiel Maldonado 
 
SUPERVISOR TÉCNICO: 
 
Ileana Rodríguez Castañeda 
 
SUSTENTANTE: 
 
Josafath Ventura Rafael
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Tabla de contenido 
1.- Introducción ........................................................................................................ 1 
2.- Objetivos ............................................................................................................ 3 
2.1 Objetivos Principales ................................................................................................................. 3 
2.2 Objetivos Particulares ............................................................................................................... 3 
3.- Antecedentes ..................................................................................................... 4 
3.1 Petróleo ..................................................................................................................................... 4 
3.2 Composición del Petróleo ......................................................................................................... 8 
3.2.1 Parafinas ............................................................................................................................. 8 
3.2.2 Olefinas............................................................................................................................... 9 
3.2.3 Naftenos (Cicloparafinas) ................................................................................................. 10 
3.2.4 Aromáticos ....................................................................................................................... 10 
3.3 Clasificación del petróleo ........................................................................................................ 11 
3.3.1 Tipos de Crudo en México .................................................................................................... 13 
3.4 Caracterización del Petróleo ................................................................................................... 13 
3.4.1 Curvas de Destilación ....................................................................................................... 14 
3.5 Panorama Actual ..................................................................................................................... 16 
3.6 Sistema Nacional de Refinación .............................................................................................. 17 
3.6.1Problemática Ambiental y Normatividad .......................................................................... 21 
4.- Descripción General del Proceso ..................................................................... 22 
4.1Hidrodesulfuración (HDS)......................................................................................................... 23 
4.1.1Reacciones presentes y mecanismos de reacción en la HDS ............................................ 26 
4.2 Hidrodesnitrogenación (HDN) ................................................................................................. 32 
4.2.1 Reacciones presentes y mecanismos de reacción en la HDN .......................................... 33 
4.3 Otras Reacciones Presentes .................................................................................................... 36 
4.3.1 Eliminación de Compuestos Metálicos ............................................................................ 36 
4.3.2 Remoción de Haluros ....................................................................................................... 37 
4.3.3 Saturación de Olefinas y Diolefinas .................................................................................. 37 
4.4 Variables que afectan al Proceso ............................................................................................ 38 
4.4.1 Temperatura ..................................................................................................................... 39 
4.4.2 Presión .............................................................................................................................. 39 
4.4.3 Relación Hidrógeno/Hidrocarburo (H2/HC) ...................................................................... 40 
4.4.4 Espacio – Velocidad (LHSV) .............................................................................................. 41 
 
 
 
 
4.4.5 Catalizador ........................................................................................................................ 41 
5.- Desarrollo de Esquema de Simulación ............................................................ 43 
5.1 Selección de Paquete Termodinámico .................................................................................... 43 
5.1.1Ecuaciones de Estado ........................................................................................................ 44 
5.2 Desarrollo Simulación Planta “U-12000” ................................................................................ 45 
5.2.1Sección de Reacción .......................................................................................................... 45 
5.2.2 Sección de Fraccionamiento ............................................................................................ 54 
6.- Resultados y Análisis de Resultados ............................................................... 63 
6.1 Sección de Reacción ................................................................................................................ 63 
6.2 Sección de Fraccionamiento ................................................................................................... 69 
7.- Conclusiones .................................................................................................... 79 
ANEXO 1 “Datos de Catalizador” .......................................................................... 81 
ANEXO 2 “Nombre y Composición de compuestos a la entrada” ......................... 84 
ANEXO 3 “Datos Diseño Reactor” ........................................................................ 87 
Reactor R-12001 ............................................................................................................................ 87 
Reactor R-12002 ............................................................................................................................87 
ANEXO 4 “Datos Planta Reposición de Hidrógeno” .............................................. 88 
ANEXO 5 “Configuración Torre T-12002” ............................................................. 89 
7.- Bibliografía actualizada .................................................................................... 91 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
1 
 
 
1.- Introducción 
 
En México la empresa más grande es PEMEX (Petróleos Mexicanos), a su vez es 
el mayor contribuyente al fisco del país. Dicho esto, asume la responsabilidad de 
abastecer el mercado nacional de productos del petróleo, gas natural y materias 
primas para la industria petroquímica, cabe destacar que es una de las pocas 
empresas a nivel mundial que desarrolla toda la cadena productiva de la industria, 
comenzando por la exploración, hasta la distribución y comercialización de 
productos finales. 
 
Para el cumplimiento de sus objetivos opera a través de cuatro organismos, cada 
uno de los cuales tiene por finalidad el desarrollo específico de las principales 
áreas; siendo éstos: 
 
 Exploración y Producción 
 Cogeneración y servicios 
 Fertilizantes 
 Etileno 
 Logística 
 Perforación y servicios 
 Transformación Industrial 
 
Las funciones básicas de Pemex Refinación son los procesos de refinar, elaborar, 
distribuir, almacenar y vender productos derivados del petróleo. 
 
La red de producción/ distribución está constituida por: Seis Refinerías, 77 
Terminales de Almacenamiento y Reparto, 15 terminales marítimas, 5917 km de 
oleoductos, 8835 km de poliductos. (Ceballos, 2007) 
 
La Refinería Miguel Hidalgo, se encuentra localizada en el estado de Hidalgo, en 
el municipio de Tula de Allende, a 82 km al norte de la Ciudad de México. Sus 
instalaciones ocupan un área total de 749 hectáreas, que se encuentran 
estratégicamente situadas por encontrarse entre los principales productores de 
aceite crudo y el mayor consumidor de combustible. 
Esta refinería es considerada como una de las más importantes en el país por su 
capacidad instalada, y la porción del mercado que controla, ya que procesa el 24% 
de crudo total que se refina en México. Tula cuenta actualmente con una 
capacidad de refinación de 325,000 barriles por día. El área productiva está 
integrada por 10 sectores de proceso que incluyen plantas de proceso, plantas 
ecológicas, sistemas de bombeo y almacenamiento de productos y un sector de 
servicios auxiliares. 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
2 
 
La hidrodesulfuración es un proceso catalítico de suma importancia. Este proceso 
se encargado de reducir la cantidad de azufre presente en el petróleo, utilizando 
hidrógeno a alta presión y temperatura haciéndolo reaccionar dentro de un reactor 
con un catalizador en específico, obtenido como productos ácido sulfhídrico y una 
mezcla de hidrocarburos. 
El sector energético es clave para fomentar el desarrollo económico y social del 
país, esto a fin de colocar en una posición favorable a nivel mundial. La industria 
de la refinación, necesita de innovación continua a fin de maximizar los productos 
obtenidos, así como productos de alta calidad a un costo menor y de esta manera 
satisfacer la demanda de productos petrolíferos, ofreciendo altos niveles de 
calidad y servicio. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
3 
 
2.- Objetivos 
 
2.1 Objetivos Principales 
Llevar a cabo la simulación de la Planta Hidrodesulfuradora de Naftas de 
Coquización Retardada de la Refinería “Miguel Hidalgo”, ubicada en Tula de 
Allende, Hidalgo, utilizando datos de operación que permitan llevar la comparación 
y análisis de los datos simulados. 
 
2.2 Objetivos Particulares 
 
 A partir de los criterios de las bases de diseño reportados por PEMEX 
Refinación, llevar a cabo la simulación de la Planta Hidrodesulfuradora de 
Naftas de Coquización Retardada de la Refinería “Miguel Hidalgo”, 
utilizando el simulador Aspen HYSYS V8.8 
 
 Corroborar que las Curvas ASTN-D86 de Nafta Ligera y Nafta Pesada sean 
similares a las curvas ASTM-D86 de la bibliografía (Parkash,Surinder, 
Refining Procesess Handbook, pp. 77, 2003), estableciendo un 10% de 
desviación de datos simulados y de diseño para obtener un criterio de 
reproducibilidad. 
 
 Reducir el contenido de azufre a una cantidad menor a la cual se establece 
en los criterios de diseño (0.5 ppm Azufre tanto en Nafta Ligera como 
Pesada) y normatividad. 
 
 Cumplir con lo establecido en la Norma Oficial Mexicana (NOM) para 
emisiones por combustibles fósiles al medio ambiente 
 
2.3Alcance 
 
Generar un esquema de simulación para el proceso de hidrodesulfuración de 
Naftas de Coquización de 7400 BPDS, proveniente de la unidad Coquizadora 
Retardad y Planta de Gas Asociada “U-31000”, o nafta desde almacenamiento, 
obteniendo como productos principales: 
 
 Nafta Ligera: Se enviara como carga a la planta Isomerizadora de 
Pentanos-Hexanos 
 Nafta Pesada: Se enviara como carga a la planta de Reformación de Naftas 
 
La nafta desulfurada producida en esta Unidad tendrá un contenido de azufre 
máximo de 0.5 ppm. 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
4 
 
3.- Antecedentes 
 
3.1 Petróleo 
 
El petróleo es una mezcla compleja de hidrocarburos y otros compuestos 
carbonados. En un nivel elemental, consiste de compuestos de carbono (84-87%), 
hidrógeno (12-14%), así como de oxígeno, nitrógeno y azufre (1-5%) 
 
El petróleo crudo en su estado natural no tiene ningún valor para los consumidores 
y debe ser transformado en productos que pueden ser utilizados en el mercado. 
Varios procesos físicos y químicos se utilizan en los procesos de refinación. 
 
Desde diseños de procesos, condiciones de operación, y reacciones químicas así 
como calor, presión, catalizadores y otros productos químicos son aplicados en 
condiciones muy variables, para convertir petróleo crudo y otros hidrocarburos en 
productos derivados del petróleo. 
 
La Refinación comienza con la destilación por ebullición del crudo en fracciones o 
cortes separados. En primer lugar se someten a procesos de separación por 
destilación. Después de que el crudo se separa en sus fracciones, cada corriente 
se convierte cambiando el tamaño y estructura de las moléculas a través de 
craqueo, reformado, y otros procesos de conversión. Los productos convertidos se 
someten entonces a diversos procesos de tratamiento y de separación para 
eliminar componentes no deseados y mejorar la calidad del producto (Esquema1) 
 
Los procesos típicos dentro de una refinería se presentan a continuación:1 
 
 
 
1
 Principales procesos de refinación de petróleo. SENER: Prospectiva de Petróleo Crudo y 
Petrolífero 2015-2029 
Destilación 
Atmosférica
• Consiste en la separación de la mezcla de hidrocarburos líquidos en
componentes más especificos, mediante la aplicación de calor
hasta lograr vaporizar cada componene, aprovechando que cada
uno de ellos posee diferente punto de ebullición
Destilación al 
Vacío
• Proceso intermedio para extraer, del residuo atmosférico, el
gasóleo usado como carga a las plantas de desintegración catalítica
FCC, así como las fracciones para elaboracion de aceites
lubricantes
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
5 
 
 
 
 
 
 
 
Desintegración 
Catalítica
• Proceso que consiste en descomponer las moléculas de
hidrocarburos más grandes, pesadas o complejas, en moléculas
más ligeras y simples. Se lleva acabo mediante la aplicación de
calor y presión y mediante el uso de catalizadores.
Hidrotratamiento
• Proceso cuyo objetivo esestabilizar catalíticamente los
petrolíferos, además de eliminar los componentes contaminantes
que contiene, haciéndolos reaccionar con hidrógeno a
temperaturas comprendidas entre 315 y 430 °C.
Reducción de 
Viscosidad
• Proceso empleado en la refinación de petróleo para obtener
hidrocarburos de bajo peso molecular tales como
gases, gasolina, gasóleos y residuo de baja viscosidad, a partir de
residuos de vacio de alta viscosidad.
Coquizacion
• Equipo instalado en una línea de conducción de gas para
incrementar la presión y garantizar el flujo de fluido a través de
una tubería.
Alquilación
• Los procesos de alquilación comprenden la combinación de una
olefina con un hidrocarburo parafínico o aromático, en presencia
de un catalizado. Se forma una isoparafina denominada alquilado
ligero.
Reformación
• Proceso ue mejora la calidad antidetonante de fracciones de la
gasolina modificando la estructura molecular. Cuando se lleva a
efecto mediante calor, se le conoce como reformación térmica y
como reformación catalítica, cuando se le asiste con un catalizador.
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
6 
 
 
Esquema 1: Principales procesos de refinación de petróleo 
 
En la actualidad se producen unos 75 millones de barriles por día. Algunos 
analistas conservadores estiman que la producción global de petróleo de todas las 
fuentes posibles llegará a su punto máximo alrededor del año 2016, con unos 90 
millones de barriles, lo que permitirá aumento en su consumo.2 
 
Medio Oriente sigue siendo el centro de atención en relación con el petróleo, 
especialmente cuando se habla de reservas. La magnitud de los yacimientos de 
Arabia Saudita e Irak hace que los del resto del mundo parezcan pequeños. El 
Mar de Norte y Canadá aún tienen importantes reservas, pero en estas zonas es 
mucho más costosa la extracción. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1: Reservas probadas de petróleo a nivel mundial
 
2
Borgna Armando, Di Cosimo Juana, Fígoli Nora, Petróleo y gas natural, reservas, procesamiento y 
usos, Argentina, 2001, Editorial UNL, pp. 17 
Isomerización
• Proceso mediante el cual se altera el arreglo fundamental de los
átomos de una molécula sin ahherir o sustraer nada de la
molécula original.
TAME Y MTBE
• Oxigenantes que se utilizan como aditivo para incrementar el
octanaje en la gasolina, y su utilización depende de la legislación
(ambiental) con relación a la composición y calidad de las
gasolinas.
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA DE NAFTAS 
DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
7 
 
 
 
Figura 2: Principales procesos dentro de una Refinería de Petróleo 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA 
HIDRODESULFURADORA DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN 
RETARDADA 
Facultad de Química 
 
 
8 
 
3.2 Composición del Petróleo 
 
El petróleo crudo y fracciones de petróleo con altos puntos de ebullición está 
compuesto de muchos miembros de pocas series homologas de hidrocarburos. La 
composición total de la mezcla, en términos de composición elemental, no varía 
mucho, pero las pequeñas diferencias en composición afectad de gran manera las 
propiedades físicas y el tratamiento requerido para la fabricación de productos 
estables. El petróleo es esencialmente una mezcla de hidrocarburos, e incluso 
elementos que no son hidrocarburos generalmente se encuentran presentes como 
componentes con moléculas complejas, predominantemente hidrocarburos, pero 
que contienen pequeñas cantidades de oxígeno, azufre, nitrógeno, vanadio, níquel 
y cromo. Los hidrocarburos que están presentes en el petróleo crudo se clasifican 
generalmente en tres tipos: parafinas, naftenos y aromáticos. En adición, existe un 
cuarto tipo, olefinas, que son formadas durante el proceso de cracking o 
deshidrogenación de parafinas o naftenos. No hay olefinas en el petróleo crudo.3 
3.2.1 Parafinas 
 
Las parafinas son series de hidrocarburos que se caracterizan por la regla que los 
átomos de carbono están unidos mediante un enlace simple, y los otros enlaces 
están saturados con átomos de hidrógeno. La fórmula general para las parafinas 
es CnH2n+2 
 
La parafina más sencilla es el metano, CH4, seguida se la serie homóloga de 
etano, propano, butano, iso-butano, pentano, neopentano, iso-pentano. Cuando el 
número de átomos de carbono en la molécula es mayor a tres, pueden existir 
varios hidrocarburos que contienen el mismo número de carbono y átomos de 
hidrógeno, pero tienen estructuras diferentes. Esto es porque el carbono es capaz 
no solamente de la formación de cadenas, sino también de formar cadenas de una 
o de doble ramificaciones que dar lugar a isómeros que tienen propiedades 
significativamente diferentes. 
 
El número de posibles isómeros incrementa en una progresión geométrica 
conforme el número de átomo de carbono aumenta. El petróleo crudo contiene 
moléculas con hasta 70 átomos de carbono, y el número de hidrocarburos 
parafínicos es muy alto. (Ver figura 2) 
 
 
 
3
 Gary, J.H., Handwerck, G.E. y Kaiser, Mark J, Petroleum Refinering, Tecnology and Economics, 
5
ta
edición, 2007, pp. 62 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
9 
 
 
 
Figura 2: Parafinas presentes en el petróleo crudo 
3.2.2 Olefinas 
 
Las olefinas no se encuentran naturalmente en el petróleo pero son formadas 
durante su procesamiento. Son muy similares en cuanto a estructura a las 
parafinas, pero por lo menos dos átomos de carbono están unidos por enlaces 
dobles. La fórmula general es CnH2n . 
 
Las olefinas son generalmente indeseables en los productos finales esto debido a 
que el doble enlace es reactivo y los compuestos son más fáciles de oxidar y 
polimerizar para la formación de gomas y barnices. En la gasolina algunas 
fracciones de un rango alto de ebullición, son deseadas ya que contienen un 
número de octano más alto que los compuestos parafínicos con el mismo número 
de átomos de carbono. Las olefinas que contienen cinco átomos de carbono 
tienen altas velocidades de reacción con compuestos en la atmósfera que forman 
contaminantes y, a pesar de que tienen altos números de octano, son 
considerados generalmente indeseables. 
 
Algunas diolefinas (contienen dos dobles enlaces) son formadas durante el 
refinamiento, pero reaccionan rápidamente con las olefinas para formar polímeros 
de alto masa molecular que consta de muchas moléculas insaturadas simples 
unidas entre sí. Las Diolefinas son muy indeseables en los productos finales. 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
10 
 
3.2.3 Naftenos (Cicloparafinas) 
 
Los hidrocarburos cíclicos (Ver Figura 3), en los cuales todos los enlaces 
disponibles de átomos de carbono son saturados con hidrógenos son llamados 
naftenos. Existen muchos tipos de naftenos presentes en el petróleo crudo, pero, 
con excepción de compuestos con masa molecular bajo como el ciclopentano y 
ciclohexano, por lo general no se manejan como compuestos individuales. Son 
clasificados de acuerdo con el intervalo de punto de ebullición y sus propiedades 
son determinadas con la ayuda de factores de correlación como el factor KW. 
 
 
 
Figura 3: Naftenos presentes en el petróleo crudo 
3.2.4 Aromáticos 
 
La serie de hidrocarburos aromáticos, es química y físicamente, muy diferentes 
respecto a las parafinas y las cicloparafinas (naftenos). Los hidrocarburos 
aromáticos contienen un anillo de benceno, el cual esta insaturado pero es muy 
estable, y frecuentemente se comportan como compuestos saturados. Algunos 
compuestos aromáticos se muestran en la figura 4. 
 
 
 
 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
11 
 
 
Los hidrocarburos cíclicos, tanto nafténicos y aromáticos, pueden añadircadenas 
laterales de parafinas en lugar de alguno de los hidrógenos unidos al anillo de 
carbono y forman una estructura mixta. Estos tipos mixtos tienen muchas de las 
características químicas y físicas de ambos de los compuestos originales, pero en 
general se clasifican según el compuesto cíclico principal. 
 
 
 
Figura 4: Aromáticos presentes en el petróleo crudo 
 
3.3 Clasificación del petróleo 
 
Los crudos tienen características físicas y químicas muy variables de un campo de 
producción a otro en incluso dentro de un mismo yacimiento. La clasificación más 
sencilla de crudos se divide en “pesados y ligeros”. Al estar formado 
principalmente por moléculas de hidrocarburos, la densidad del petróleo será tanto 
menor cuanto mayor sea la relación atómica H/C. La densidad de los crudos 
puede oscilar entre 0.7 y 1 (Kg/m3), expresándose con mucha frecuencia en 
grados API (American Petroleum Institute) 4 
 
 
 
4
 Gary, J.H., Handwerck, G.E. y Kaiser, Mark J, Petroleum Refinering, Tecnology and Economics, 
5
ta
edición, 2007, pp. 58 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
12 
 
La industria petrolera clasifica el crudo de acuerdo a su gravedad API, indicando 
que tan ligero o pesado es este con respecto del agua. La escala API se define a 
partir de la siguiente ecuación, en base a la gravedad especifica del crudo: 
 
°𝐴𝑃𝐼 =
141.5
𝑆𝑔 (𝐺𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 𝐸𝑠𝑝𝑒𝑐í𝑓𝑖𝑐𝑎)
− 131.5 
 
Donde la gravedad específica viene dada por: 
 
𝐺𝑠 =
𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑆𝑢𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎
𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝐴𝑔𝑢𝑎
= 𝐴𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 
 
Figura 5: Ecuación para cálculo de grados API 
 
 
A partir de la ecuación anterior se ha creado una clasificación que se muestra a 
continuación: 
 
Petróleo Densidad (Kg/m³) Densidad API 
Extra Pesado >1.0 10 
Pesado 1.0 - 0.92 10.0 - 22.3 
Mediano 0.92 – 0.87 22.3 – 31.1 
Ligero 0.87 – 0.83 31.1 – 39 
Superligero <0.83 >39 
Tabla 1: Escala de clasificación de crudo en base a gravedad API 
 
 
La densidad es un parámetro importante para la clasificación de los crudos, debido 
a que se encuentra relacionada con el contenido de cadenas largas, ya que 
mientras las moléculas sean más grandes estas se encuentras muy juntas unas 
de otras y como consecuencia existe un aumento en la cantidad de masa por 
unidad de volumen. Si el crudo es más ligero, tiene una mayor proporción de 
fracciones de cadenas cortas, las cuales son de mayor importancia económica, ya 
que de ellas se obtienen productos de alto valor agregado sin emplear procesos 
de refinación complejos (gasolinas, diesel, turbosina, etc.). 
 
Por otra parte, la cantidad de azufre que contiene el petróleo es otro parámetro 
que se toma para la clasificación y precio de los mismos. Un petróleo con la 
misma densidad, pero con un contenido diferente de azufre puede alcanzar un 
precio mayor o menor, debido a que el crudo con menor concentración tendrá un 
precio mayor en comparación con un petróleo con un contenido elevado. Con este 
criterio es que podemos clasificar los crudos como amargos si su contenido de 
azufre es mayor de 1.5 % y como dulces un contenido menor a 0.5 %. 
 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
13 
 
3.3.1 Tipos de Crudo en México 
 
México produce cuatro tipos de crudo5 
 
 Istmo: Es un crudo medio (32-33° API) y amargo (1.8% de azufre en peso) con 
buenos rendimientos de gasolina y destilados intermedios (diesel y jet 
fuel/keroseno). 
 
Olmeca: Es el más ligero de los crudos mexicanos, con una gravedad/densidad de 
38-39° API y un contenido de azufre de 0.73% a 0.95% en peso, por lo que es un 
crudo ligero y amargo. Sus características lo hacen un buen productor de 
lubricantes y petroquímicos. 
 
Maya: Es un crudo pesado (21-22° API) y amargo (3.4 - 3.8% de azufre en peso) 
por lo que brinda menores rendimientos de gasolina y diesel en esquemas de 
refinación simples en comparación con crudos más ligeros. 
 
Altamira: Es un crudo pesado, con una gravedad de 15.5° a 16.5° API y un 
contenido de azufre en el rango de 5.5% a 6.0% en peso. Al igual que el tipo 
Maya, brinda menores rendimientos de gasolina y diesel en esquemas de 
refinación simples en comparación con crudos más ligeros. 
 
En la tabla núm. 2 se muestra algunas propiedades de los crudos mexicanos: 
 
Propiedades 
 
I II III IV 
° API 15.0 – 16.5 21.0 – 22.0 32.0 – 33.0 38.0 – 39.0 
% Azufre (peso) 5.5 – 6.0 3.4 – 3.8 1.8 0.73 – 0.95 
Viscosidad SSU6 1280-1750 320 60 38 
Tabla 2: Tipos de Crudo Mexicanos y algunas propiedades 
 
3.4 Caracterización del Petróleo 
 
Caracterizar una sustancia consiste en determinar los valores numéricos de 
algunas de sus propiedades de interés particular, tales como densidad, tamaño y 
forma molecular (factor acéntrico), puntos de ebullición críticos y pseudocríticos 
entre otros.7Cuando una sustancia está formada por varios elementos y su 
composición es conocida, existen correlaciones que generalmente permiten 
determinar las características de la mezcla; cuando la composición de la mezcla 
es desconocida resulta impráctico, en la mayoría de los casos, determinar la 
composición de la mezcla para luego proceder a caracterizarlo. 
 
5
 P.M.I Comercio Internacional, comercialización en los mercados internacionales de petróleo, 2016 
6
 Viscosidad Universal Saybolt, 
7
 Universidad Nacional Experimental “Francisco de Miranda”, Caracterización de una fracción 
petrolífera, 2011 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
14 
 
3.4.1 Curvas de Destilación 
 
La curva de destilación es una propiedad característica de los diferentes 
combustibles. Los puntos de ebullición de gasolinas, gasóleos y kerosenos son 
diferentes, siendo también diferentes las curvas de destilación correspondientes, 
que bajo unas condiciones estandarizadas pueden servir para caracterizar el 
producto. 
 
Las mezclas de hidrocarburos puros y de fracciones petrolíferas se analizan en 
laboratorio utilizando procedimientos concretos publicados por la ASTM (American 
Society for Testing and Materials). La clasificación se muestra a continuación:8 
 
Destilación TBP (True Boiling Point) 
 
Es la curva de destilación de puntos de ebullición reales. Una muestra de fracción 
de un crudo se caracteriza a través de una destilación en una columna que 
contiene hasta 100 etapas reales de equilibrio y con una base de reflujo muy alta 
aproximadamente 100 a 1. El destilado se obtiene de la división de la muestra en 
las fracciones que la componen. La curva se obtiene registrando la temperatura en 
el momento que se produce la primera gota de destilado, y cada vez que se 
recoge un 10 % de este. 
 
Destilación ASTM D-86 
 
Se aplica a la destilación de gasolinas, gasóleos y productos petrolíferos similares. 
Se usa un equipo y un procedimiento que es rigurosamente especificado en el 
“ASTM Book of Standards”. El procedimiento consiste en cargar 100 mL de la 
muestra en un matraz, se calienta la mezcla entre 5 y 10 minutos hasta que se 
forme la primera gota de destilado y se continúa con el mismo procedimiento a 
una razón de 4 a 5 mL de destilado por minuto. Para hallar el porcentaje de 
volumen vaporizado, se lee el volumen destilado y la temperatura del matraz a 
intervalos prescritos. 
 
Debido a que la destilación ASTM contiene solo una etapa de equilibrio, y la única 
fuente de reflujo es la pequeña cantidad de condensado que se forma en las 
superficies frías del matraz, el grado de separación no es tan alto como una 
destilación TBP. 
 
Destilación ASTM 1160 
 
El procedimiento para obtener la curva de puntos de ebullición reales (TBP) puede 
ser extendido experimentalmente a través del procedimiento de destilación al 
vacío ASTM D116 para residuos de la destilación TBP.8
Annual Book of ASTM Standards, Sección 5, Productos de Petróleo, Líquidos combustibles y 
lubricantes 
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15 
 
La prueba es realizada a una presión de 10 mmHg, de este modo pueden 
determinarse temperaturas mayores al rango de 566 – 610°C cuando los datos 
son corregidos a una presión base de 750 mmHg. 
 
Vaporización Flash en Equilibrio (EFV) 
 
En la destilación EFV, el vapor y el líquido se colocan juntos hasta que se alcance 
el equilibrio, y entonces se registra la cantidad de muestra vaporizada. Este 
proceso se repite a varias temperaturas. La separación obtenida por este método 
de destilación es más pobre que la obtenida respecto al ensayo ASTM. Esta curva 
gráfica la temperatura de equilibrio líquido-vapor frente al porcentaje de volumen 
de líquido destilado. De esta forma, repitiendo el experimento para distintas 
temperaturas de equilibrio, y graficándolas frente a los correspondientes 
porcentajes de volumen de destilado, se obtiene la curva EFV. 
 
 
Figura 5: Comparación de Curvas de Destilación 
 
Punto Flash 
 
El “Flash point” de un crudo es la temperatura a la cual el vapor que se encuentra 
en la superficie del líquido puede espontáneamente explotar. Esta prueba sirve 
para indicar la temperatura debajo de la cual el crudo puede ser manejado de 
forma segura 
 
Factor de caracterización KUOP (Watson) 
 
Es un valor que permite identificar o caracterizar el tipo de crudo en cuanto a su 
composición química (Base parafínica, mixta, nafténica, aromática) 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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16 
 
3.5 Panorama Actual 
 
La mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponde a 
hidrocarburos viscosos y pesados, que son difíciles y caros de extraer y refinar. 
Por lo general, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su 
valor económico. Las fracciones de crudo más livianas y menos densas, derivadas 
del proceso de destilación simple, son las más valiosas. Debido a la gran 
demanda y encontrándose en declinación la producción de la mayoría de los 
yacimientos de petróleo convencionales, la atención de la industria mundial se 
está desplazando hacia la explotación de petróleo pesado. 
 
El problema del crudo pesado y extra pesado, además de su complicada 
producción, es su calidad. Cualquiera que sea su origen, el petróleo crudo viene 
acompañado de muchos contaminantes como son: azufre en diversos tipos (ácido 
sulfhídrico, mercaptanos, tiofenos, benzotiofenos, etc.), compuestos de nitrógeno, 
compuestos de oxígeno, sales, asfáltenos y metales (Fe, Cu, Ni, V, Ca, Mg, K, Na, 
etc.). 
 
Rall y Coll. (1972), establecen que el contenido de azufre en el crudo varía en el 
intervalo de 0.03% en peso a valores superiores al 8% en peso. A su vez Kropp y 
Fedorak (1988), señalan que puede llegar incluso hasta el 30%. Pero en los 
crudos pesados y extra pesados éstos contaminantes aumentan y hacen que 
estos tipos de crudos sean difíciles de procesar. 
 
 
Figura 6. Porcentaje de distribución mundial de yacimientos por su densidad 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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17 
 
3.6 Sistema Nacional de Refinación 
 
La complejidad de una refinería depende de los diferentes procesos con los que 
cuenta y, en este sentido, la capacidad de refinación se verá reflejada a partir de la 
intensidad del uso de dichos procesos. En México, Las actividades que PEMEX 
lleva a cabo a través del SNR están enfocadas a incrementar la capacidad de 
refinación que permitan abastecer el mercado interno de combustibles mediante la 
red de producción, la cual está constituida por seis refinerías.9 
 
 
Figura 7: Sistema Nacional de Refinerías en la República Mexicana 
 
El Sistema Nacional de Refinación tiene, hoy día, una capacidad de 
procesamiento de crudo de 1,540 miles de barriles por día, con seis refinerías en 
las siguientes localidades; Cadereyta, Nuevo León; Ciudad Madero, Tamaulipas; 
Minatitlán, Veracruz; Salamanca, Guanajuato; Salina Cruz, Oaxaca y Tula, 
Hidalgo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
9
 Prospectiva de Petróleo Crudo y Petrolíferos 2015-2029, Capítulo 3.3 Sistema Nacional de 
Refinación 
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18 
 
Cada una de estas refinerías cuenta con una capacidad de procesamiento en 
miles de barriles por día (MPBD) que se muestra a continuación: 
 
Refinería MBPD 
Tula 340 
Cadereyta 240 
Madero 148 
Minatitlán 223 
Salamanca 228 
Salina Cruz 359 
 
Tabla 3: Procesamiento de Crudo por Refinería 
 
 
 
Figura 8: Procesamiento de Crudo MBPD por Refinería 
 
 
Cada una de las refinerías consta de un número determinado de procesos, uno de 
ellos es la destilación atmosférica instalada, de la cual se obtienen, entre otros 
productos, gasolinas, kerosenos y diesel. Los datos indican que entre 2004 y 2014 
este proceso aumento 62.0 MBD, para situarse en 1062 MBD en 2014. Dadas las 
características tecnológicas de las refinerías de Salina Cruz y Tula, son las que 
presenta los mayores volúmenes de destilación atmosférica instalada. 
 
 
 
 
22%
16%
10%14%
15%
23%
Proceso de Crudo por Refinería 
Tula Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz
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19 
 
La capacidad de hidrodesulfuración en el SNR pasó de 987 MBD en 2004 a 1060 
MBD en 2014. Dependiendo del tipo de crudo alimentado a las refinerías, serán 
los esfuerzos destinados por remover una mayor cantidad de azufre contenido en 
el mismo. Las refinerías con mayor capacidad de hidrodesulfuración son Tula y 
Cadereyta principalmente.10 
 
En 2014, la producción de petrolíferos en el SNR fue de 995.7 MDB de petróleo 
crudo equivalente (MBDPCE), lo que representó una reducción de 5.8% a lo 
registrado en 2013, resultado de un menor volumen de crudo enviado y procesado 
en refinerías, reflejando una menor producción de todos los petrolíferos. 
 
La producción de gasolinas se vio afectada por mantenimientos correctivos y 
paros en plantas de destilados intermedios en las seis refinerías, de tal forma que 
en 2014 la elaboración de este combustible fue de 339.1 MBD, 3.7% menor a lo 
obtenido en 2013. Por centro de trabajo, la mayor producción de gasolinas se 
reportó en Salina Cruz, Tula y Cadereyta con 75.2, 71.7 y 60.8 MBDCPE; en 
contraparte, la menor producción fue en Minatitlán, Salamanca y Madero; situación 
que se vio reflejada en un aumento en la importación de este combustible. 
 
En 2014, la producción de destilados intermedios, como el diesel y la turbosina, 
también presentó una reducción con relación a 2013 de 8.6% y 12.2%, 
respectivamente, alcanzando un total de 286.4 MBDPCE en el caso del diesel y de 
51.7 MBDPCE para la turbosina; resultado de mantenimiento correctivo en plantas 
y reducción de carga a plantas en refinerías. La mayor producción de diesel se 
obtuvo en Cadereyta con 61.0 MBDPCEy de turbosina en Salina Cruz con 14.5 
MBDPCE.11 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
10
 Prospectiva de Petróleo Crudo y Petrolíferos 2015-2029, Capítulo 3.3.2Producción de 
Petrolíferos 
 
11
 Prospectiva de Petróleo Crudo y Petrolíferos 2015-2029, Capítulo 3.3.2Producción de 
Petrolíferos 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA DE NAFTAS DE 
COQUIZACIÓN RETARDADA 
Facultad de Química 
 
 
20 
 
 
Figura 9: Producción de petrolíferos por Refinería en 2013 y 2014
12
 
12
 Fuente: Elaborado por el IMP, con información de ASA, CFE, DGAC, PEMEX, SE, SENER 
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DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADAFacultad de Química 
 
21 
 
3.6.1Problemática Ambiental y Normatividad 
 
Los productos obtenidos de las refinerías del país deben de cumplir con ciertas 
características y normatividades aplicables en cuanto a la protección ambiental se 
refiere para su utilización. 
 
Actualmente, en México la contaminación del aire es uno de los problemas más 
serios que aqueja al país, la calidad del aire que se respira cada vez está más 
deteriorada y contaminada. A partir del suceso de la inversión térmica que se 
presentó en la ciudad de México el 19 de Diciembre de 1985, en donde la ciudad 
quedó envuelta por una espesa capa de neblina y humo que permaneció en el 
ambiente más de 24 horas, que por su corta duración no causó demasiado daño, 
aparecieron normas para regular y controlar esa cantidad de emisiones a la 
atmósfera (Garfias y Gutiérrez, 2003). 
 
Una de las ramas a la cual se le ha puesto sin duda mayor atención es a la 
producción de combustibles automotrices (gasolina), las cuáles debido a su 
consumo en grandes cantidades son una fuente importante de contaminación. 
 
Es por ello que en el 2005 se emite la NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-
200513 “Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental”, 
la cual estipula: 
 
 Gasolina: La cantidad máxima de azufre será de 30 parte por millón (ppm) 
promedio y de un máximo de 80 partes por millón. 
 Diesel: La cantidad máxima de azufre es de 15 partes por millón en las 
principales zonas metropolitanas y en el resto del país un máximo de 500 
partes por millón. 
 
Al igual se estableció la NOM-148-SEMARNAT-200614 “Contaminación 
atmosférica. Recuperación de azufre proveniente de los procesos de refinación del 
petróleo”. En la que considera que la calidad del aire debe ser satisfactoria en todo 
el país para asegurar el bienestar de la población y el equilibrio ecológico, se debe 
controlar y reducir la emisión de contaminantes a la atmósfera. La recuperación de 
azufre en las refinerías deberá ser mayor o igual al 95 %. 
 
 
 
 
 
 
13
 Norma Oficial Mexicana NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005,Especificación de los 
combustibles fósiles para la protección ambiental 
14
 Norma Oficial Mexicana NOM-148-SEMARNAT-2006Contaminación atmosférica. Recuperación 
de azufre proveniente de los procesos de refinación del petróleo” 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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22 
 
4.- Descripción General del Proceso 
 
El hidrotratamiento, se define como el contacto de una fracción de crudo con 
hidrógeno en presencia de un catalizador y bajo ciertas condiciones de operación 
(presión entre 50-200 kgf/cm
2 y temperaturas entre 30-430 °C).El tratamiento de 
las fracciones de petróleo es la mejora del producto a fin de que cumpla con la 
calidad y especificaciones requeridas. 
 
Esta mejora usualmente involucra cambios en la estructura molecular (reformación 
e isomerización) o cambios en el tamaño molecular (alquilación y polimerización), 
el hidrotratamiento tiene un papel importante en este mejoramiento, pertenece al 
grupo de procesos de refinación conocido como hidroprocesos, que incluyen al 
hidrocracking.15 
 
Los objetivos que tiene el hidrotratamiento son: 
 
 Eliminar determinados compuestos a fin de mejorar la calidad del producto. 
 Transformar residuos sólidos en combustibles líquidos. 
 
Las aplicaciones del hidrotratamiento son numerosas y las fuentes de alimentación 
van desde fracciones ligeras como la gasolina hasta residuos pesados. 
 
El campo de aplicación del hidrotratamiento incluye 
 
 El pre tratamiento de nafta. 
 La desulfuración de destilados. 
 El mejoramiento de los jet fuel, kerosenos y diesel. 
 Un pre tratamiento para el cracking catalítico, removiendo metales, 
compuestos de azufre, nitrógeno y reduciendo compuestos poli aromáticos. 
 
En el proceso global de hidrotratamiento tienen lugar principalmente reacciones de 
hidrogenación de compuestos insaturados y reacciones de hidrogenólisis de los 
enlaces carbono-heteroátomos (azufre, oxígeno, nitrógeno y metales). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
15
 Gary, J.H., Handwerck, G.E. y Kaiser, Mark J, Petroleum Refinering, Tecnology and Economics, 
5ta edición, 2007, pp. 162 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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23 
 
4.1Hidrodesulfuración (HDS) 
 
Se considera como el proceso donde una corriente de hidrocarburo (nafta, 
gasóleo, gasolinas o diesel) es tratada con hidrógeno a alta temperatura y presión 
con catalizadores especializados para obtener una corriente de bajo contenido en 
azufre. Dentro de los procesos involucrados en una refinería, este proceso es de 
vital importancia ya que las fracciones de petróleo contienen diferentes cantidades 
de azufre en peso según su procedencia, mientras más pesado es un corte, mayor 
es su contenido de azufre debido a la estabilidad de los compuestos sulfurados. 
 
Las reacciones de hidrodesulfuración de compuestos orgánicos son exotérmicas y 
esencialmente irreversibles bajo condiciones de reacción industriales. Las rutas 
por las cuales tienen vía las reacciones son hidrogenación e hidrogenólisis. 
 
Las formas de azufre presentes en el petróleo pueden ser: mercaptanos, sulfuros, 
polisulfuros, tiofeno, benzotiofeno, dibenzotiofeno y otros derivados alquilados 
como se observa en la figura 10. 
 
 
 
Figura 10: Principales compuestos de Azufre 
 
 
Eliminar azufre de los combustibles es una tarea que se complica a medida que 
aumenta la densidad relativa de estos. Ello obedece a que al aumentar la 
densidad relativa no solo se incrementa el contenido de hidrocarburos azufrados, 
sino también la dificultad para eliminarlos debido a la mayor complejidad de su 
estructura molecular y menor reactividad química.16 
 
 
 
 
16
 Ortega G. F. Una alternativa para producir diesel de ultra bajo azufre, 2006, pág. 116 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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24 
 
Este comportamiento se observa en la figura 11 y 12, los mercaptanos son los 
compuestos más reactivos de ahí sigue el tiofeno y va aumentando la dificultad de 
remoción conforme el punto de ebullición de las fracciones aumenta debido a la 
complejidad y tamaño de las moléculas. 
 
 
 
 
Figura 11: Reactividad y dificultad de remoción de varios compuestos azufrados 
 
La reactividad de 1 hasta 3 anillos decrece en el siguiente orden: 
 
Tiofeno >Benzotiofeno>Dibenzotiofeno 
 
 
 
 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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25 
 
 
Figura 12: Reactividad compuestos de azufre contra Punto de Ebullición (°C) 
 
 
Con base en esto, las moléculas que tradicionalmente son depuestas por 
catalizadores convencionales de CoMo/Al2O3 son clasificadas como azufre de fácil 
remoción. Por otra parte, los compuestos que no son removidos por estos 
catalizadores, como los alquil-benzotiofenos, se clasifican como azufre de difícil 
remoción. 
 
La gasolina y el diesel son procesados en reactores de hidrodesulfuración 
catalíticos cuyo diseño y condiciones de operación dependen del volumen a tratar, 
de las propiedades físico-químicos de la carga y del contenido de azufre (tanto en 
la carga así como el producto final17) 
 
 
 
 
 
 
 
17
Chungshan S. , Xialiang M, New Desing approaches to ultra-clean diesel fuels by deep 
desulfurization and deep dearomatization, 2003, pp. 207-209 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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26 
 
4.1.1Reacciones presentes y mecanismos de reacción en la HDS 
Tiofeno 
 
Los compuesto tiofénicos18 son los compuestos órgano-sulfurados de menor 
reactividad en el petróleo, dentro de estoscompuestos el más fácil de obtener y 
más representativo es el tiofeno, por lo que es el más utilizado para el estudio de 
HDS. La eliminación de compuestos de azufre de las corrientes de hidrocarburo 
por hidrogenólisis se ha realizado empleando catalizadores de Co-Mo. 
 
La cinética que se utiliza para modelar el comportamiento, fue desarrollada por 
Van Parijs y Froment, las condiciones de reacción a la cual se determinaron los 
parámetros cinéticos son las siguientes: 
 
Condiciones de Reacción Valor 
Presión (Atmósferas) 2 – 3 
Temperatura (° C) 250 – 350 °C 
Relación de Hidrocarburo 4-9 
 
Tabla Núm. 4: Condiciones para determinación de parámetros cinéticos 
 
La hidrodesulfuración de tiofeno se lleva a cabo por dos rutas de reacción. 
 
 
Figura 13: Mecanismo de reacción de Tiofeno 
 
18
 Van Parijs, Ignace A., Froment, Gilbert F., Kinetics of Hydrodesulfurization on a CoMo/Al2O3 
catalyst, Kinetics of the hydrogenolysis of Thiophene, 1986 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
27 
 
 
Uno de estos mecanismos propone que el tiofeno es hidrodesulfurado para dar 1-
buteno, cis y trans buteno, seguida por la hidrogenación de los butenos para dar 
butano. Se forman compuestos intermedios como son tetrahidrotiofeno y 
butadieno, los cuales son hidrogenados rápidamente para dar los tres compuestos 
de butenos. 
 
Existen dos diferentes tipos de sitios catalíticos, uno de ellos para la hidrogenólisis 
del tiofeno en buteno y otro para la hidrogenación de buteno en butano se 
considera que ocurren en diferentes tipos de sitios activos. Uno de estos sitios 
activos se determinó por la reacción superficial entre el tiofeno adsorbido y el 
hidrógeno adsorbido molecularmente y el otro difiere en que el hidrógeno es 
disociado y adsorbido. 
 
El modelo de la hidrogenólisis de tiofeno y la hidrogenación de buteno, asumiendo 
la disociación y absorción de hidrogeno es la siguiente: 
 
1.- Hidrogenólisis de tiofeno en sitios σ: 
 
𝑟𝑇,𝜎 =
𝑘𝑇,𝜎𝐾𝑇,𝜎𝐾𝐻2,𝜎𝑃𝑇𝑃𝐻2
[1 + (𝐾𝐻2,𝜎𝑃𝐻2 )
1
2 + 𝐾𝑇,𝜎𝑃𝑇 +
𝐾𝐻₂𝑆 ,𝜎𝑃𝐻₂𝑆 ,𝜎
𝑃𝐻2
]³ 
… (1) 
 
2.- Hidrogenación de buteno en sitios𝜏: 
 
 
𝑟𝐴,τ =
𝑘𝐵,𝜏𝐾𝐵,𝜏𝐾𝐻2,𝜏𝑃𝐵𝑃𝐻2
[1 + (𝐾𝐻2,𝜏𝑃𝐻2 )
1
2 + 𝐾𝐴,𝜏𝑃𝐴 + 𝐾𝐵,𝜏𝑃𝐵]² 
… (2) 
 
 
Donde T, A y B denotan al tiofeno, butano y buteno respectivamente. 
 
 
Parámetros Cinéticos para mecanismo de Tiofeno 
𝒌𝑻, = 𝟓. 𝟐𝟐 ∗ 𝟏𝟎⁷𝒆𝒙𝒑 
– 𝟐𝟗. 𝟗
𝑹𝑻
 𝑘𝐵,𝜏 = 2.21 ∗ 10¹¹𝑒𝑥𝑝 
𝟑𝟖.𝟏
𝑹𝑻
 
𝑲𝑻,𝝈 = 𝟓. 𝟔𝟎 ∗ 𝟏𝟎⁻⁴𝒆𝒙𝒑 
𝟏𝟎. 𝟕
𝑹𝑻
 𝐾𝐴,𝜏 = 𝐾𝐵,𝜏 = 4.07 ∗ 10⁻⁴𝑒𝑥𝑝 
– 10.6
𝑅𝑇
 
𝑲𝑯𝟐,𝝈 = 𝟓𝟑.𝟔 𝐾𝐻2,𝜏 = 8.88 ∗ 10⁻¹³𝑒𝑥𝑝 
– 26.4
𝑅𝑇
 
𝑲𝑯𝟐,𝝈 = 𝟗𝟏.𝟐 k: constante de reacción (mol/gcat) 
K: constante de adsorción (atm⁻¹) 
Tabla Núm. 5: Valores para Hidrogenólisis e Hidrogenación de Tiofeno en sitios σ y τ 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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28 
 
 
Los parámetros de adsorción para el ácido sulfhídrico, son adimensionales, los 
valores de la tabla anterior son válidos para un rango de temperatura de 260-
350°C. 
Benzotiofeno 
 
Al igual que en el caso del tiofeno, la hidrodesulfuración de benzotiofeno19 se 
efectuó en catalizadores de Co-Mo. Se considera que la hidrogenólisis del 
benzotiofeno se lleva a cabo por medio de esquemas de reacciones paralelas, las 
cuales involucran el rompimiento de enlaces C-C y C-S cada una como reacciones 
principales. La cinética de hidrogenólisis (desarrollada por Van Parijs y Froment)) 
de benzotiofeno que se presenta, fue realizada sobre un catalizador CoMo/Al2O3, 
a las siguientes condiciones: 
 
Condiciones de Reacción Valor 
Presión (Atmósferas) 2 – 30 
Temperatura (° C) 240 – 300 °C 
Relación de Hidrocarburo 3-9 
Tabla Núm. 6: Condiciones para determinación de parámetros cinéticos 
 
En 1980 se reportó que la hidrogenación del benzotiofeno produce etilbenceno, 
por dos mecanismos paralelos, se reporta que el etilbenceno es formado a partir 
de dihidrobenzotiofeno como intermediario. 
 
 
Figura 14: Rutas de reacción de benzotiofeno 
 
Las constantes de rapidez reportadas son solo para la desaparición de 
dibenzotiofeno. Dentro de estas rutas de reacción el estireno no fue detectado y se 
asume que el compuesto se hidrogena rápidamente para formar etilbenceno. 
 
 
19
 Van Parijs, Ignace A., Froment, Gilbert F., Kinetics of Hydrodesulfurization on a CoMo/Al2O3 
catalyst, Kinetics of the hydrogenolysis of Benzothiophene, 1986 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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29 
 
Van Parijs y Froment, proponen dos diferentes sitios, uno para la Hidrogenólisis 
del benzotiofeno y del 1,2-dihidrobenzotiofeno respectivamente y uno distinto para 
la hidrogenación de benzotiofeno. 
 
Los valores que se presentan a continuación, indican una fuerte inhibición de la 
hidrogenación de benzotiofeno por el etilbenceno. La hidrogenación de 
benzotiofeno es reversible. 
Para el caso del tiofeno, el ácido sulfhídrico inhibe la hidrogenólisis pero no la 
hidrogenación. Los mecanismos de reacción son: 
 
 
1.- Hidrogenólisis de benzotiofeno en sitios σ: 
 
𝑟𝑇,𝜎 =
𝑘𝐵,𝜎𝐾𝐵,𝜎𝐾𝐻2,𝜎𝑃𝐵𝑃𝐻2
[1 + (𝐾𝐻2,𝜎𝑃𝐻2 )
1
2 + 
𝐾𝐻2𝑆 ,𝜎𝑃𝐻2𝑆 ,𝜎
𝑃𝐻2
 + 𝐾𝐵,𝜎(𝑃𝐵+𝑃𝐷)]³ 
… (1) 
 
2.- Hidrogenólisis de 1,2-dihidrobenzotiofeno en sitios σ: 
 
 
𝑟𝑇,𝜎 =
𝑘𝐷,𝜎𝐾𝐵,𝜎𝐾𝐻2,𝜎𝑃𝐷𝑃𝐻2
[1 + (𝐾𝐻2,𝜎𝑃𝐻2 )
1
2 + 
𝐾𝐻2𝑆 ,𝜎𝑃𝐻2𝑆 ,𝜎
𝑃𝐻2
 + 𝐾𝐵,𝜎(𝑃𝐵 + 𝑃𝐷)]³ 
… (2) 
 
3.- Hidrogenación de benzotiofeno en sitios 𝜏: 
 
𝑟𝐴,τ =
𝑘1𝐵,𝜏𝐾𝐵,𝜏(𝑃𝐵𝑃𝐻2 − 𝑃𝐷/𝐾₁)
[1 + 𝐾𝐵,𝜏 𝑃𝐵 − 𝑃𝐷 + 𝐾𝐸,𝜏𝑃𝐸]³ 
… (3) 
 
 
De las ecuaciones anteriores B, D, E y K1, denotan a: benzotiofeno, 1,2-
dihidrobenzotiofeno, etilbenceno y constante de equilibrio para la hidrogenación de 
benzotiofeno que produce 1,2-dihidrobenzotiofeno 
 
Tabla Núm. 7: Valores para Hidrogenólisis e Hidrogenación de benzotiofeno en sitios σ y τ 
 
 
Parámetros Cinéticos para mecanismo de benzotiofeno 
𝒌𝑩,𝛔 = 𝟗. 𝟒 ∗ 𝟏𝟎²𝒆𝒙𝒑 
–𝟏𝟕. 𝟔
𝑹𝑻
 𝑘¹𝐵,𝜏 = 8.84 ∗ 10⁴𝑒𝑥𝑝 
– 24.1
𝑅𝑇
 
𝑲𝑫,𝝈 = 𝟐. 𝟎𝟏 ∗ 𝟏𝟎⁸𝒆𝒙𝒑 
–𝟑𝟏. 𝟑
𝑹𝑻
 
𝐾𝐵,𝜏 = 2.05 
𝑲𝑯𝟐,𝝈 = 𝟎. 𝟑𝟓𝟖 𝐾𝐸,𝜏 = 294 
𝑲𝑯₂𝑺,𝝈 = 𝟐𝟏𝟏 𝐾𝐵,𝜎 = 𝐾𝐷,𝜎 = 19.3 
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30 
 
Dibenzotiofeno 
 
Houlla, propone a detalle un mecanismo para la hidrodesulfuración de 
dibezotiofeno20. Estos experimentos fueron llevados a cabo con dibenzotiofeno y 
los productos (en reacciones subsecuentes son reactivos), incluyendo 1, 2, 3,4-
tetrahidrodibenzotiofeno, 1, 2, 3, 4, 5,6-hexadidrodibenzotiofeno y bifenil. Cada 
uno hidrogenados de dibenzotiofeno, los cuales son rápidamente convertidos en 
otros productos. 
 
La hidrogenólisis de dibenzotiofeno fue estudiada en las siguientes condiciones: 
 
Condiciones de Reacción Valor 
Presión (MPa) 18 
Temperatura (° C) 540-598 °C 
Catalizador CoMo/γAl₂O3 
Tabla Núm. 8: Condiciones para determinación de parámetros cinéticos 
 
 
Al igual que en el caso del tiofeno y benzotiofeno, para el dibenzotiofeno se 
proponen dos sitios activos uno para la hidrogenólisis y otro para la hidrogenación, 
el H2S es un inhibidor de la reacción y las velocidades de reacción consideran que 
el paso determinante es la reacción de superficie. 
 
El esquema de reacción contempla dos reacciones en paralelo, las cuales parten 
del dibenzotiofeno para llegar al ciclohexilbenceno. La ruta donde ocurre primero 
el rompimiento de los enlaces C-S es la ruta de hidrogenólisis y la ruta en donde 
primero se hidrogena al anillo bencénico es la hidrogenación. 
 
 
Figura 15: Mecanismo de reacción del Dibenzotiofeno20
Houlla, M; Nag, N.K., Hydrodesulfuration of Dibenzotiophene Catalyzed by Sulfided Co-Mo/ 
Al2O3, The Reaction Networ, AICHE J., 1978, pp. 1015-1021 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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31 
 
Las expresiones de rapidez son las siguientes: 
 
1.- Hidrogenólisis de Dibenzotiofeno: 
 
𝑟 =
𝑘 𝐾𝐷𝐾𝐻2𝐶𝐷𝑇𝐶𝐻2
1 + 𝐾𝐷𝑇𝐶𝐷𝑇 + 𝐾𝐻₂𝑆𝐶𝐻₂𝑆 
2
(1 + 𝐾𝐻₂𝐶𝐻₂)
 
 
2.- Hidrogenación de Dibenzotiofeno 
 
 
𝑟 =
𝑘′ 𝐾′𝐷𝑇𝐾′𝐻2𝐶𝐷𝑇𝐶𝐻2
1 + 𝐾′𝐷𝑇𝐶𝐷𝑇
 
 
Donde DT denota dibenzotiofeno, los parámetros cinéticos calculados para las 
ecuaciones anteriores son: 
Tabla Núm. 9: Valores para Hidrogenólisis e Hidrogenación de Dibenzotiofeno 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Parámetros Cinéticos para mecanismo de Dibenzotiofeno 
𝐤 = 𝟕. 𝟖𝟕 ∗ 𝟏𝟎⁵𝒆𝒙𝒑 
–𝟑𝟎. 𝟏
𝑹𝑻
 𝑘′𝐾′𝐻₂ = 4.22 ∗ 10¯⁴𝑒𝑥𝑝 
– 27.7
𝑅𝑇
 
𝑲𝑫𝑻 = 𝟎. 𝟏𝟖 𝒆𝒙𝒑 
𝟒. 𝟓
𝑹𝑻
 𝐾′𝐷𝑇 = 2.0𝑒𝑥𝑝 
1.4
𝑅𝑇
 
𝑲𝑯𝟐 = 𝟒 ∗ 𝟏𝟎³ 𝒆𝒙𝒑 
– 𝟖. 𝟒
𝑹𝑻
 
 
𝑲𝑯₂𝑺 = 𝟎. 𝟕𝟎 𝒆𝒙𝒑 
– 𝟓. 𝟑
𝑹𝑻
 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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32 
 
4.2 Hidrodesnitrogenación (HDN) 
 
Las reacciones de este tipo son efectivas en la remoción de nitrógeno, la cual es 
frecuentemente necesaria antes del hidrocracking, ya que los componentes 
básicos que contienen nitrógeno son contaminantes para los sitios ácidos de la 
catálisis bifuncional del hidrocracking.21 
 
El nitrógeno en la alimentación frecuentemente se encuentra como un compuesto 
aromático heterocíclico, aunque también se encuentra presentes como 
compuestos organonitrogenados no-heterocíclicos, tales como: aminas alifáticas y 
nitrilos, en bajas concentraciones, para las cuales la hidrogesnitrogenación es más 
rápida en comparación con los compuestos heterocíclicos. 
 
La remoción de nitrógeno de compuestos heterocíclicos organonitrogenados 
requiere la hidrogenación del anillo que contiene al átomo de nitrógeno antes de 
que ocurra la hidrogenólisis de los enlaces C-N. 
 
La hidrogenación del anillo aromático reduce la energía de enlace C-N, 
permitiendo su fácil rompimiento. La energía del enlace doble y sencillo C-N son 
aproximadamente de un orden de 147 y 73 Kcal/mol respectivamente, de acuerdo 
a lo reportado por Streitweiser y Heathcock en 1976.22 
 
La hidrogenación del anillo aromático antes de la remoción de nitrógeno implica 
que la posición de equilibrio de las reacciones de hidrogenación puedan afectar 
las velocidades de desnitrificación, si las velocidades de hidrogenólisis son más 
bajas que las velocidades de hidrogenación. 
 
La velocidad de hidrodesnitrogenación, en superficies cubiertas por compuestos 
organonitrogenados podría ser baja. Para incrementar la velocidad en el proceso, 
se utiliza altas presiones parciales de hidrógeno con el fin de aumentar la 
concentración de componentes heterocíclicos saturados y de esta forma 
garantizar el aumento de velocidad. 
 
Debido a que los compuestos heterocíclicos nitrogenados deber ser hidrogenados 
antes de la remoción de nitrógeno, se encuentran numerosos productos 
intermediarios nitrogenados. 
 
 
 
 
 
 
 
21
Girgis, J. (1991), pp. 2034 
22
Streitweiser, Jr. Andrew, Heathcock, H. Clayton, Introduction to Organic Chemistry, Macmillan 
Publishing, 1992 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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33 
 
La saturación de compuestos heterocíclicos de nitrógeno es también 
obstaculizada por los grandes compuestos adjuntos a ellos, tal como se puede ver 
en la siguiente figura: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 16: Dificultad de remoción de algunos compuestos nitrogenados 
4.2.1 Reacciones presentes y mecanismos de reacción en la HDN 
Quinoleína 
 
El esquema de reacción de la quinoleína es el más representativo de los 
compuestos de nitrógeno y a su vez uno de los más complejos, debido a que es 
uno de los compuestos nitrogenados de alto peso molecular. 
 
El esquema de reacción propuesto se presenta a continuación: 
 
La hidrogenólisis de la quinoleína produce 1, 2, 3,4-tetrahidroquinolina (1,4-THQ) y 
muy cerca de la concentración de equilibrio a bajas conversiones de quinolina. La 
rápida formación de 1, 2, 3,4-tetrahidroquinolina la relacionan con alta densidad 
electrónica de los electrones π del heteroanillo aromático de la quinolina. 
 
La hidrogenólisis de 1, 2, 3,4-tetrahidroquinolina obteniendo o-propilamina (OPA) 
es más lenta que la hidrogenación obteniendo decahidroquinoleina (DHQ). 23 
 
23
 M. Jlan, Prins R., Journal of Catalysis No. 179, pp. 18-27, 1998 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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34 
 
 
 
Figura 17: Mecanismo de reacción de la quinoleína 
 
Esta lenta hidrogenólisis de 1, 2, 3,4-tetrahidroquinolina puede deberse a la 
resonancia del par de electrones libres de nitrógeno y el anillo aromático, estas 
intersecciones de pares de electrones libres pueden reanudarse en la adsorción 
de 1, 2, 3,4-tetrahidroquinolina. 
 
En contraste, la quinolina puede hidrogenarse vía el anillo bencénico dando como 
productos 5 ,6, 7,8-tetrahidroquinolina (5,8-THQ), donde al hidrogenarse el anillo 
que contiene al átomo de nitrógeno se produce decahidroquinolina (DHQ) que 
esta también producto del rompimiento de los enlaces en el anillo bencénico de la 
1,4-THQ. 
 
A partir de la o-propilamina, se produce propilbenceno (PB) y NH3 vía 
hidrogenólisis y propilciclohexilamina (PCHA) vía hidrogenación del anillo 
bencénico. El PCHA rompe su enlace C-N para dar propilciclohexeno (PCHE) que 
reacciona para producir propilciclohexano (PCH) y NH3. 
 
En reacciones de HDN con un catalizador comercial CoMo/Al2O3, Laredo 
24 
observó que la quinolina se hidrogena rápidamente para dar como productos 
principales la 1,4-THQ y 5,8-THQ, los cuales una vez formados reaccionan para 
producir OPA, DHQ e hidrocarburos. 
 
 
24
Laredo Sánchez, Georgina Cecilia, Efecto de los compuestos nitrogenados característicos del 
diesel en la velocidad de hidrodesulfuración del Dibenzotiofeno, 2001 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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35 
 
Satterfiel y Yang25 (1984) desarrollaron una ecuación del tipo Langmuir-
Hinshelwood (LHHW) usada ara las reacciones de hidrogenólisis e hidrogenación. 
En este estudio se desarrolló con cada compuesto órgano-nitrogenado y donde se 
cuantificó las inhibiciones de cada intermediario. 
 
𝑟𝑖 ,𝑗 =
𝑘𝑖 .𝑗𝐾𝑖𝐶𝑖
𝐾1,4−𝑇𝐻𝑄𝐶𝐴 + 𝐾𝐷𝐻𝑄𝐶𝐷𝐻𝑄 + 𝐾𝐴𝐶𝐴
… (1) 
 
 
𝐾𝐷𝐻𝑄
𝐾1,4−𝑇𝐻𝑄
= 2 … (2) 
 
 
𝐾𝐴
𝐾1,4−𝑇𝐻𝑄
= 2 … (3) 
 
Los subíndices A, DHQ y 1,4-THQ denotan amoníaco, decahidroquinolina, y 1, 2, 
3,4-tetrahidroquinolina respectivamente. Para el 5, 6, 7,8-tetrahidroquinolina y o-
propilamina, se considera que tiene los mismos parámetros de adsorción que 
K1, 4-THQ*CA denotando la suma de concentraciones de las aminas aromáticas. La 
relación de parámetros de adsorción se considera que son independientes de la 
temperatura. 
 
En la ecuación el término unitario en el denominador es despreciable, la 
quinoleína sigue un orden de reacción cero, ocasiona probablemente por la alta 
superficie cubierta del componente órgano-nitrogenado bajo las condiciones de 
reacción. Aquí se asume que todos los componentes nitrogenados son 
adsorbidos, en donde los parámetros de adsorción, se asumen independientes de 
la temperatura. 
Carbazol 
 
El esquema de reacción propuestos por Nagai et al26, muestra que al hidrogenarse 
uno de los anillos bencénicos del carbazol se tiene como primer producto al 
tetrahidrocarbazol (THCZ), éste rompe los dobles enlaces de ambos anillos 
bencénicos para producirdecahidrocarbazol (DHCZ). Los productos de 
hidrogenación del DHCZ son el hexahidrocarbazol (HHCZ) al reaccionar con 2 
átomos de H2 y el perhidrocarbazol (PHCZ) por hidrogenación del anillo pirrólico. 
 
 
 
 
25
Satterfiel, N. Charles, Yang, C. Morris, Catalytic hydrodenitrogenation of quinoline, pp. 1000-
1004, 1985 
26
Nagai. M, Goto Y., Irisawa A., Omi S., Journal of catalysis No. 191, pp. 128-132, 2000 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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36 
 
Posteriormente el HHCZ, DHCZ y el PHCZ rompen su enlace C-N vía 
hidrogenólisis obteniendo como productos Ciclohexilbenceno (CHB), 
ciclohexilciclohexano (CHH) y biciclohexil (BCH) respectivamente. 
 
 
 
 
Figura 18: Mecanismo de reacción del Carbazol 
 
4.3 Otras Reacciones Presentes 
4.3.1 Eliminación de Compuestos Metálicos 
 
El platino que contiene el catalizador, tiene una fuerte afinidad por compuestos 
metálicos como el arsénico, de tal manera que el catalizador resulta 
completamente desactivado por ellos, por lo que es imprescindible eliminarlos 
durante el proceso. 
 
Las reacciones de descomposición de los compuestos órgano metálicos son 
similares a las anteriores. La diferencia consiste en que el metal contaminante se 
deposita sobre el catalizador de hidrodesulfuración, uniéndose a los compuestos 
metálicos empleados en su manufactura. 
 
Los mecanismos de descomposición de los componentes órgano metálicos no son 
conocidos totalmente. Sin embargo, es sabido que los metales son 
retenidos/mantenidos sobre el catalizador por una combinación de reacciones 
químicas y de adsorción. El catalizador tiene una cierta tolerancia máxima para 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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37 
 
retener metales. Típicamente los metales orgánicos originales de los crudos son 
níquel y vanadio (en las alimentaciones de nafta o diesel son insignificantes) 
4.3.2 Remoción de Haluros 
 
Un haluro es un compuesto binario en el cual una parte es un átomo halógeno y la 
otra es un elemento o radical menos electronegativo que el halógeno. Según el 
átomo halógeno que forma al haluro, éste puede ser un fluoruro, cloruro, bromuro 
o yoduro. 
 
Los haluros orgánicos, tales como cloruros y bromuros, son descompuestos en el 
reactor, a continuación se muestra la reacción que se lleva a cabo: 
 
 
 
Figura 19: Eliminación de Haluros 
 
Posteriormente, se combinan generando sales de amonio que, al conseguir puntos 
fríos, se depositan generando problemas de taponamiento. Estas sales, por lo 
general, removidas en el sistema de alta presión con la inyección de agua de 
lavado 
 
 
4.3.3 Saturación de Olefinas y Diolefinas 
 
Los compuestos olefínicos son compuestos no saturados (deficientes de átomos 
de hidrógeno), lo que los hace relativamente reactivos. Son reacciones muy 
rápidas que generan un alto calor de reacción 
 
 
Figura 20: Reacciones de saturación de Olefinas 
 
Todas las reacciones que se llevan a cabo en el proceso de hidrodesulfuración 
utilizan hidrógeno. Cuando la reacción se efectúa con cargas olefínicas, el 
consumo de hidrógeno es mayor. La descomposición de compuestos de azufre 
consume una gran cantidad de hidrógeno. Este consumo estará en función de la 
concentración de azufre en la carga. 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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38 
 
La saturación total de Diolefinas, así como de una pequeña cantidad de olefinas 
presentes en la carga, se lleva a cabo por medio de las siguientes reacciones 
típicas de hidrogenación selectiva de Diolefinas y olefinas en la fase líquida. 
 
 
Figura 21: Reacciones de saturación de Diolefinas 
 
Las reacciones de saturación de olefinas y Diolefinas son generalmente 
exotérmicas. 
 
4.4 Variables que afectan al Proceso 
 
En los procesos de la Hidrodesulfuración, la alimentación se hace reaccionar con 
Hidrógeno (en su mayoría 99% puro), produciendo H2S y el hidrocarburo líquido 
desulfurado. 
 
Las reacciones involucradas en el proceso, requiere de presiones parciales altas 
en la fase gas para mantener velocidades de reacción altas y disminuir la 
formación de coque, la elevada presión parcial de hidrogeno es mantenida 
suministrando a diferentes intervalos de tiempo la cantidad consumida de 
hidrógeno. 
 
El control y buen funcionamiento de una planta dependen básicamente de una 
elección adecuada de las condiciones de operación de los distintos equipos que 
integran el proceso, la eficiencia del proceso depende de las condiciones de 
operación empleadas para operar a condiciones óptimas y poder alcanzar niveles 
de eliminación de azufre superiores al 99 %. 
 
El grado de desulfuración de cualquier tipo de carga es directo de los siguientes 
parámetros básicos: 
 
 Temperatura 
 
 Presión (Presión Parcial de Hidrógeno) 
 
 Relación Hidrógeno/Hidrocarburo (H2/HC) 
 
 Espacio Velocidad (Liquid Hourly Space Velocity o LHSV) 
 
 Catalizador 
 
 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
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39 
 
4.4.1 Temperatura 
 
La temperatura es una variable que afecta directamente al desarrollo de las 
diversas reacciones que se llevan dentro del Reactor, por ello actualmente las 
reacciones son llevadas a cabo en distintos reactores debido a la gran variación 
de temperaturas a las que se da lugar la reacción. Cabe mencionar, que aunque 
todas las reacciones que ocurren dentro del proceso para la eliminación de azufre 
son exotérmicas, las reacciones se saturación de Diolefinas, Olefinas y 
descomposición de nitrógenos son las que libera mayor cantidad de energía. 
 
El efecto de un incremento de temperatura de reacción aumenta la velocidad de 
reacción, y por lo tanto, la eliminación de azufre. A temperaturas inferiores a 
280°C las velocidades de reacción tienden a disminuir y arriba de los 410°C 
ocurren reacciones indeseables generando depósitos de carbón sobre el 
catalizador. 
 
En la saturación de Diolefinas las temperaturas de reacción deben de ser 
controladas ya que determina las velocidades de reacción de hidrogenación de 
estas. Un criterio que debe ser tomado en cuenta para el diseño y operación de 
una planta Hidrodesulfuradora que contenga en la corriente de alimentación 
Diolefinas, es la exotermicidad de la reacción. Esta temperatura no debe exceder 
los 210°C por lo que es necesario mantener estable esta temperatura debido a 
que las Diolefinas tienen a polimerizar a altas temperaturas provocando 
taponamiento o ensuciamiento dentro de los equipos. 
 
La saturación de Olefinas se comporta de manera semejante a la reacción de 
hidrodesulfuración con respecto a la temperatura, con la excepción de que el 
incremento de la velocidad de reacción se mantiene a mayores temperaturas y 
aproximadamente a 427°C se obtienen aparentes condiciones de equilibrio en las 
cuales el grado de saturación se limita. 
 
El grado y rapidez de la hidrodesulfuración, se incrementa visiblemente cuando la 
temperatura aumenta; en un rango de 340 a 370°C la velocidad de reacción es 
sumamente rápida, y a temperaturas superiores pueden existir procesos de 
desintegración. 
4.4.2 Presión 
 
La variación de presión, manteniendo las otras variables constantes provoca 
cambios en la conversión de las reacciones químicas, ya que estas son 
favorecidas por la presión parcial que ejerce un exceso de hidrógeno. Variaciones 
normales en la presión o flujo de hidrogeno dentro del reactor no ocasionarán 
grandes cambios, pero sí podrían ocasionar diferencias apreciables dentro de los 
productos. 
Cuando la carga aumenta de peso molecular, se requiere de un aumento en la 
temperatura, por lo cual resulta necesario también incrementar la presión de 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
40operación. Dependiendo de la temperatura de alimentación, la presión puede ser 
de 28 Kg/cm2 (Man) para cargas ligeras y hasta 100 Kg/cm
2
 (Man) 
 
Cuando la presión parcial del hidrógeno no se incrementa al aumentar la 
temperatura promedio de alimentación se la carga, el catalizador tiende a 
envenenarse rápidamente. 27 
 
La elección de la presión de operación depende principalmente del tipo de carga y 
de la pureza de la corriente de hidrogeno. Si el rango de ebullición de la carga se 
incrementa, los compuestos de azufre se tornan más complejos y se requiere de 
presiones más altas para llevar a cabo las reacciones además de prevenir la 
desactivación del catalizador por depósitos de carbón. 
4.4.3 Relación Hidrógeno/Hidrocarburo (H2/HC) 
 
El consumo de hidrógeno dependerá del tipo de carga, del contenido de azufre 
que se tenga, de que se efectué o no un número mayor de reacciones laterales y 
de las especificaciones deseadas para el producto, no obstante, se observa que a 
medida que la carga se hace más pesada, aumenta el consumo de hidrógeno. 
 
 
Tipo de Reacción Consumo de Hidrógeno 
Hidrodesulfuración 3 moles de H2 por mol de Azufre 
(100-150 SCF/BBL por 1% peso S removido) 
Hidrodesnitrogenación 5 moles de H2 por mol de Nitrógeno 
(100-150 SCF/BBL por 1000 ppm N removido) 
Saturación Olefinas 1 moles de H2 por mol C=C 
(SCF/BBL=5-10 veces # reducción del Bromo) 
Saturación Aromáticos 3 moles de H2 por mol de anillo saturado 
(15-30 SCF/BBL por 1% anillos saturados) 
Tabla Núm. 9: Consumo de Hidrógeno de acuerdo al tipo de Compuesto 
 
La tabla Núm. 9, muestra el consumo aproximado de hidrogeno de algunos 
compuestos presentes en las naftas. Aunque las condiciones de operación y el 
valor de la relación H2/Hidrocarburo son finalmente determinados por el tipo de 
catalizador, el tipo de carga y la composición de la misma. 
 
El consumo de hidrógeno, cuando la carga tiene un contenido de azufre de 800-
900 ppm. Se puede estimar en unos 70 SCF (Standard Cubic Feet) de H2 100% 
puro por barril de carga. 
 
La relación H2/Hidrocarburo es menos influyente que el espacio velocidad del 
reactor. A relaciones muy bajas, la presión de vapor de hidrógeno no es apropiada 
 
27
 Instituto Mexicano del Petróleo, Manual de Hidrodesulfuradoras, 1979 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
41 
 
para las condiciones de conversión de los aromáticos y nafténicos. A relaciones 
muy altas, de disminuye el tiempo de contacto en el reactor. 28 
4.4.4 Espacio – Velocidad (LHSV) 
 
El termino LSHV (Liquid Hourly Space Velocity), indica los pies cúbicos de carca 
por hora por cada pie cúbico de catalizador en el reactor y es un índice de la 
severidad de la operación 
 
𝐿𝑆𝐻𝑉 =
𝑓𝑡³ 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎/𝑕𝑟
𝑓𝑡³𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑡𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜𝑟
 
 
Mientras menor es el LSHV, mayor será la severidad y mientras menor sea el 
espacio velocidad, el grado de reacción se incrementará ya que el LSHV es 
inversamente proporcional al tiempo de contacto. El valor de LSHV varía de 
acuerdo a la carga procesada. 
 
Después de la selección de la presión parcial de H2 y la temperatura de operación 
es posible usar correlaciones para seleccionar un óptimo valor de LSHV de 
acuerdo con los requerimientos deseados. 
4.4.5 Catalizador 
 
La composición y estructura de los catalizadores para hidrodesulfuración tienen 
primordial importancia en las reacciones tanto de hidrogenación y desulfuración. 
Los catalizadores de níquel y platino son muy activos para reacciones de 
hidrogenación, pero son fácilmente envenenados por compuestos de azufre, 
haciéndolos insatisfactorios para las reacciones combinadas de 
hidrodesulfuración, por lo que se requiere el empleo de un catalizador resistente al 
proceso dual de hidrogenación-desulfuración. 
 
Los catalizadores son manufacturados con metales promotores en forma de 
óxidos, constituidos básicamente de cuatro elementos: 
 
1. Metales activos: Es el elemento que imparte la actividad catalítica de mayor 
efecto en las reacciones de hidrogenólisis e hidrogenación29. Teniéndose 
entre estos al molibdeno como uno de los más activos y de alta aplicación 
industrial 
 
2. Promotores catalíticos: Es el elemento que proporciona e incrementa la 
selectividad de una reacción en especial. Teniéndose entre estos al níquel, 
cobalto y sílice 
 
 
28
 Instituto Mexicano del Petróleo, Manual de Hidrodesulfuradoras, 1979 
29
 Instituto Mexicano del Petróleo, Manual Operación de catalizadores IMP-DSD para 
Hidrotratamiento, 1994 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
42 
 
3. Aditivos de estabilidad: Este elemento proporciona la estabilidad tanto 
térmica como mecánica. Teniéndose como ejemplo: boro, titanio, grafico 
(aditivos de estabilidad mecánica), lantano y cerio (aditivos de estabilidad 
térmica) 
 
4. Soporte: Este elemento proporciona el soporte de las especies activas 
como de los aditivos que integran el catalizador. Teniéndose entre de los de 
uso más común a las alúminas activas y en especial la gamma alúmina 
 
Entre los catalizadores resistentes al azufre, los cuales han sido considerados 
aceptables para el proceso combinado son: 
 
 Co-Mo (Cobalto-Molibdeno) 
 
 Ni-Mo (Níquel-Molibdeno) 
 
 Ni-Mo-W (Níquel-Molibdeno-Tungsteno) 
 
En general el catalizador Co-Mo son utilizados en su mayoría para desulfuración y 
los catalizadores Ni-Mo presentan mayor afinidad para efectuar los procesos de 
desnitrogenación e hidrogenación30. 
 
Estudios realizados en planta piloto por Syed. A. Ali, Jamal A. Anabtawi31 
recomiendan el uso de una combinación de catalizador Ni-Mo en la parte superior 
del reactor en un 10 a 15 %, y la parte restante utilizar catalizador Co-Mo, para 
efectuar las reacciones de hidrogenación de olefinas y evitar posibles 
recombinaciones de reacción a la salida del reactor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
30
Instituto Mexicano del Petróleo, Manual Operación de catalizadores IMP-DSD para 
Hidrotratamiento, 1994 
31
 Jamal A. Anabtawi, Syed A. Ali, Hydrotreatment of Light Cycle Oil by Competitive Catalysts, pp. 
887-895, 1991 
ANÁLISIS Y SIMULACIÓN PLANTA HIDRODESULFURADORA 
DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN RETARDADA Facultad de Química 
 
43 
 
5.- Esquema de Simulación 
 
La simulación de procesos es una técnica de evaluación de un proceso basado en 
una representación del mismo, mediante modelos matemáticos que consisten en 
resolver las ecuaciones de balance de materia y energía. Es una herramienta que 
se ha hecho indispensable para la solución adecuada de los procesos. 
 
En la actualidad los simuladores de procesos están jugando un papel muy 
importante en la industria química, como una herramienta adecuada y oportuna 
para el diseño, caracterización, optimización del funcionamiento de procesos 
industriales. 
 
El simulador utilizado en el presente trabajo fue Aspen Hysys Versión 8.8 (Sistema 
Avanzado para Ingeniería de Procesos-Advanced System for Process 
Engineering, ASPEN). 
 
Hysys es adquirido por AspenTech en 2004, este software es especializado para 
la industria petroquímica e incluye herramientas como: 
 
 Estimación de propiedades físicas y químicas 
 Equilibrios liquido-vapor 
 Balances de materia y energía 
 Simulación de equipos usados en ingeniería química 
 Simulación de procesos en estado estacionario y dinámico 
 
Aspen HYSYS es una herramienta comercial, que permite modelar procesos para 
diseños conceptuales, optimización, realizar monitoreo de la producción de crudo, 
refinación de petróleo, entre otras funciones. 
 
Los modelos de unidades de operación que posee el simulador incluyen: torres de 
destilación, reacciones, operaciones de transferencia de calor, reactores, bombas, 
compresores, etc. Además de contar con controladores