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La última edición de este post fue realizada por Soy una persona bondadosa el 14 de agosto de 2016, a las 16:29. Avances en la aplicación de la tecnología de hidrocracking de alquitrán. Actualmente, el desarrollo económico de nuestro país se encuentra en una “nueva normalidad”, donde se presta más atención a la calidad del desarrollo, a la protección del medio ambiente y al ahorro de recursos. Lograr una producción de energía limpia y su uso eficiente es el principal desafío que enfrenta la industria petrolera de nuestro país para lograr un desarrollo sostenible y ecológico. Actualmente, los precios internacionales del petróleo se mantienen en niveles bajos, por lo que ya no resulta económicamente viable para las refinerías procesar crudo de muy baja calidad. Pero a largo plazo, la tendencia hacia una mayor degradación de la calidad del crudo es inevitable. Las tecnologías para el procesamiento de petróleo pesado, como las técnicas de reducción de viscosidad, cokificación e hidrogenación de alquitrán, siguen siendo tecnologías clave que será necesario utilizar y mejorar continuamente en el futuro. En comparación con procesos de transformación térmica como la reducción de viscosidad y la cokerización, la tecnología de hidrogenación de alquitrán ofrece una gran versatilidad en cuanto a los materiales utilizables y en los procesos de transformación. Esto permite un uso eficiente y limpio del alquitrán, por lo que constituye una herramienta clave para hacer frente al problema del aumento de la mala calidad del crudo. La tecnología de hidrogenación de alquitrán se divide, según su uso, en hidrogenación y hidrocracking. La tecnología de hidrogenación de alquitrán se basa principalmente en el proceso de hidrogenación en lecho fijo; es un proceso maduro que se utiliza para mejorar la calidad del alquitrán con el fin de utilizarlo como materia prima en unidades de craqueo catalítico. La tasa de conversión suele ser de solo del 15% al 20%. La tecnología de hidrocraqueo de alquitrán se divide principalmente en dos tipos: lecho hirviente y lecho flotante, y se utiliza para convertir alquitrán de baja calidad en combustibles para motores. La tecnología de hidrocraqueo en lecho fluidizado puede utilizarse para procesar aceites residuales de mala calidad, con alto contenido de carbono residual y metales. Posee tanto la función de craqueo como la de refinamiento; su tasa de conversión es del 60% al 80%, y el grado de refinamiento es alto ； Pero, al tener una presión de hidrógeno alta (>15 MPa), también se requieren condiciones especiales para el catalizador. La principal característica de la tecnología de hidrocraqueo en lecho suspendido de aceites residuales es su alto grado de conversión y la pequeña cantidad de aceite residual que se genera. En comparación con la hidrocracking en lecho fluidizado, la hidrocracking en lecho suspendido puede alcanzar una tasa de conversión superior al 90%, lo que representa una clara ventaja. Sin embargo, en términos de aplicación industrial, aún no está tan desarrollado ni es tan común como el proceso en lecho fluidizado. Situación actual y análisis comparativo de las aplicaciones tecnológicas 1. Tecnología de hidrocraqueo en lecho fluidizado para alquitrán >>>> Situación actual. En todo el mundo, las principales tecnologías de hidrocraqueo en lecho fluidizado para alquitrán son la tecnología H-Oil de la empresa Axens, la tecnología LC-Fining de CLG (ChevronLummusGlobal), y la tecnología STRONG de la empresa Sinopec. Actualmente, los dispositivos de hidrocraqueo en lecho hirviente para alquitrán en operación comercial utilizan las tecnologías H-Oil y LC-Fining. La tecnología STRONG de Sinopec ya cuenta con un dispositivo de demostración a escala industrial, y se han realizado pruebas preliminares. Los dispositivos de aplicación industrial de la tecnología H-Oil de Axens se muestran en la Tabla 1; estos dispositivos se han utilizado en unas 13 empresas, con una capacidad total de aproximadamente 24 millones de toneladas al año. Las instalaciones ya construidas y en construcción para la tecnología LC-Fining de CLG se muestran en la Tabla 2. Esta tecnología se ha aplicado industrialmente en aproximadamente 13 empresas, con una capacidad total de casi 32 millones de toneladas al año. Entre ellas, la tecnología de procesamiento de alquitrán LC-MAX (una tecnología que combina los métodos LC-Fining y desasfaltado por disolventes) fue licenciada por primera vez en 2013 a la empresa Shandong Shenchi Chemical Industry de nuestro país. La planta con una capacidad de 2,76 millones de toneladas al año que está siendo construida por esta empresa, tiene previsto comenzar a operar en el año 2016. El Instituto de Investigación en Petróleo y Química de Fushun, perteneciente a Sinopec, ha llevado a cabo una serie de desarrollos tecnológicos, como el proceso de hidrocraqueo en lecho fluidizado, los catalizadores, los equipos patentados y sus componentes internos, así como los sistemas de control para la adición y eliminación de catalizadores y el tratamiento de los catalizadores usados. Como resultado, se ha creado un conjunto de tecnologías STRONG con derechos de propiedad intelectual propios. En septiembre de 2015, Jinling Petrochemical construyó una planta piloto industrial basada en la tecnología STRONG, con una capacidad de 50.000 toneladas al año. Se llevaron a cabo pruebas preliminares, y los resultados fueron positivos. Una vez que la tecnología esté más desarrollada, se planea construir una planta industrial a gran escala. >>>>Análisis comparativo de tecnologías: La tecnología H-Oil suele utilizar dos reactores en serie, mientras que LC-Fining emplea tres reactores en serie, lo que permite una mayor tasa de eliminación de impurezas. Como se muestra en la Figura 1, no existe una diferencia esencial entre estos dos procesos; la estructura del reactor es básicamente la misma. Ambos incluyen un sistema de distribución de fluidos, un sistema de circulación y separación, así como un sistema para la adición y eliminación en línea del catalizador. Además, los catalizadores pueden ser intercambiables entre sí. La diferencia radica en que la tecnología H-Oil utiliza un modo de operación de circulación externa, con una bomba de circulación externa, mientras que la tecnología LC-Fining emplea un modo de operación de circulación interna, con una bomba de circulación integrada. 2 Tecnología de hidrocraqueo en lecho flotante para alquitrán >>>> Situación actual Actualmente, existen dos unidades de hidrocraqueo en lecho flotante para alquitrán en funcionamiento a nivel mundial, con una capacidad total de 1,8 millones de toneladas al año. La tecnología EST de la empresa ENI puso en marcha, en octubre de 2013, en la refinería de Sannazzaro, en Italia, una planta industrial de hidrocracking con lecho flotante para alquitrán, con una capacidad de 1,35 millones de toneladas al año. La tecnología VCC de BP permitió, en enero de 2015, la puesta en marcha de la primera planta del mundo para la refinación de queroseno, con una capacidad de 450.000 toneladas al año. Esta planta fue construida por el grupo Yanchang Petroleum. La relación entre la cantidad de carbón y la de queroseno utilizados era de 1:1. Además, hay varios equipos en construcción o previstos para su construcción. Por ejemplo, la empresa pakistaní **Pakistani Refining Limited** ha elegido la tecnología Uniflex SHC. Se planea que comience a operar en el año 2016; en ese momento, producirá 2 millones de toneladas al año de diésel y 225,000 toneladas al año de lubricantes ； El grupo ruso Mendeleev utiliza la tecnología VCC para construir una planta industrial con una capacidad de 3,5 millones de toneladas al año; se espera que comience a operar en el año 2018 ； La refinería de Puerto La Cruz en Venezuela optó por la tecnología HDHPlus/SHP para construir una planta con una capacidad de 2,75 millones de toneladas al año; se espera que entre en funcionamiento en 2016. >>>>Análisis comparativo de tecnologías: Para mejorar la tasa de conversión del aceite residual y el rendimiento del producto, además de la tecnología VCC, las demás tecnologías reciclan el aceite no convertido proveniente del fondo de la torre o el gasóleo a presión reducida hacia el reactor para que sea convertido nuevamente. Los catalizadores utilizados también son diferentes; un análisis comparativo se detalla en la tabla 4. Las tecnologías EST, HDHPlus/SHP y VRSH utilizan un esquema de operación con circulación del aceite residual no transformado, lo que permite alcanzar tasas de conversión bastante altas. El aceite residual del fondo de la torre, tras ser sometido a desasfaltado con disolventes, es devuelto al reactor junto con el asfalto y el catalizador; se elimina una pequeña cantidad de aceite residual, lográndose una tasa de conversión superior al 97% ； En la tecnología HDHPlus/SHP, el aceite residual del fondo de la torre de conversión se somete a una unidad de recuperación de metales, con lo que los metales se recuperan y se mezclan nuevamente con el aceite crudo para continuar la reacción de hidrogenación. La tasa de conversión es de casi el 100% ； En la tecnología VRSH, una parte del aceite residual del fondo de la torre se devuelve al primer reactor para continuar con la reacción. La parte más pesada, después de someterse a un proceso de desasfaltado con disolventes, permite la reactivación del catalizador presente en sus residuos, lo que permite un grado de conversión cercano al 100%. Además de la reacción en ciclo del aceite residual no convertido, las tecnologías HDHPlus/SHP y VRSH también permiten la reacción en ciclo del gasóleo de destilación directa a baja presión. En la tecnología HDHPlus/SHP, el gasóleo se envía al sistema SHP para ser sometido a una reacción de hidrogenación; mientras que en la tecnología VRSH, el gasóleo se envía al segundo reactor de lecho fluidizado. La tecnología UniflexSHC utiliza un sistema de paso único del alquitrán; el gasoil pesado a baja presión es recirculado al reactor para seguir reaccionando. Se elimina parte del aceite no convertido que se encuentra en la parte inferior de la torre, con una tasa de conversión superior al 90%. La tecnología VCC emplea un sistema de paso único del alquitrán, enviando el gasóleo de destilación directa a la sección de hidrogenación, con una tasa de conversión del 85% al 95%. Los métodos para tratar el aceite residual de la torre de conversión, que no han sido transformados mediante las tecnologías mencionadas, se indican en la tabla 5. Principalmente, se utilizan métodos como la cokerización, la producción de cemento, la mezcla de asfalto, y la extracción o recuperación de metales a partir del aceite no convertido. Nuevos avances en I+D 1. Tecnología de hidrocraqueo en lecho fluidizado para alquitrán. La tecnología de hidrocraqueo en lecho fluidizado se utiliza no solo para el hidrocraqueo del alquitrán convencional, sino también principalmente para la modificación por hidrogenación de crudos no convencionales como el asfalto de los arenales bituminosos de Canadá. A menudo se combina con procesos como la cocción y la desasfaltación por disolventes para producir crudo sintético. En los últimos años, la investigación en la tecnología de hidrocraqueo en lecho fluidizado también se ha centrado principalmente en el desarrollo integrado con tecnologías como la cokerización y el desasfaltado por disolventes. >>>>Proceso de integración combinada: En la conferencia anual de la Asociación de Productores de Combustibles y Productos Petrolíferos de Estados Unidos (AFPM) en 2012, las empresas Axens y CLG presentaron respectivamente el proceso de integración H-Oil —cokificación diferida— y LC-Fining —desalpicado con solventes (LC-Max). La característica más típica del proceso LC-MAX es la disposición del dispositivo de desalquenación por disolvente (SDA). Anteriormente, en muchos procesos que utilizaban una combinación de SDA con hidrocracking en lechos fluidizados y lechos fijos, el equipo SDA se colocaba generalmente aguas arriba del equipo de hidrocracking de alquitrán. Esto sí facilitaba el proceso de hidrocracking del alquitrán, pero afectaba la tasa total de conversión, ya que la desasfaltación del alquitrán a presión reducida generaba grandes cantidades de asfalto. Por lo tanto, es necesario colocar los dispositivos SDA en aquellos lugares donde sea necesario reducir al mínimo la generación de asfalto y aumentar la tasa general de conversión. La empresa CLG utiliza como materia prima el aceite residual de baja presión, obtenido a partir del crudo ruso de difícil procesamiento, exportado desde Rusia. Se llevaron a cabo pruebas de hidrocraqueo utilizando los procesos LC-Fining y LC-MAX; los datos de estas pruebas se muestran en la tabla 6. El proceso LC-Max está siendo implementado en la ciudad de Dongying, provincia de Shandong, en China, para construir el primer complejo industrial del mundo dedicado a este proceso. La capacidad de producción será de 2,76 millones de toneladas al año. Se espera que esté listo para operar en el año 2016. El complejo procesará una mezcla de crudo pesado árabe y Merey-18 en una proporción de 50:50. La tasa de conversión será del 90%. Se producirá diésel con un contenido muy bajo de azufre, que cumpla con las especificaciones europeas de tipo V, además de nafta como materia prima para la reestructuración catalítica. El asfalto desengrasado producido por el dispositivo LC-MAX se utiliza como materia prima en los dispositivos de gasificación (técnica E-Gas transferida por la empresa CB&I) para producir hidrógeno. El Instituto de Investigación en Petroquímica de Fushun, perteneciente a Sinopec, ha desarrollado, sobre la base de la tecnología STRONG, procesos integrados como la craqueo catalítico en lecho fluidizado, la cokificación en lecho fluidizado y el hidrogenado de alquitrán en lecho fluidizado y lecho fijo. Los resultados de los ensayos indican que, al utilizar residuos resultantes del hidrogenación en lecho fluidizado para la catálisis de cracking, el rendimiento de los aceites ligeros es superior al 63 %. El rendimiento de gasolina + diésel + gas licuado es del 78,27 %. Esto demuestra que los residuos de baja calidad, una vez sometidos a tratamiento de hidrogenación en lecho fluidizado, pueden utilizarse como materia prima para la catálisis de cracking. De este modo, se obtiene un alto rendimiento de aceites ligeros. Además, al mezclar diferentes proporciones de aceite obtenido por catálisis de cracking, el rendimiento de gasolina + diésel + gas licuado aumenta al menos en un 1,04 % ； En comparación con el proceso de cokerización por separado, el uso del proceso integrado de lecho fluidizado y cokerización para procesar aceites residuales de baja calidad permite aumentar la producción total de líquidos en un 13,57%. Esto se traduce en una gran mejora en los beneficios económicos. Además, este proceso integrado presenta ventajas como una amplia adaptabilidad a los diferentes tipos de materias primas, flexibilidad en su operación y alta estabilidad de los productos obtenidos. Por lo tanto, constituye una opción óptima para el uso eficiente de los recursos de crudo ； El proceso integrado de hidrogenación de alquitrán en lecho fluidizado y lecho fijo permite el funcionamiento estable tanto del lecho fluidizado como del lecho fijo al procesar alquitranes de mala calidad con contenidos de metal de 118 g/g y 233 g/g, respectivamente, y contenidos de carbono residual del 15,7% y 21,1%, respectivamente. Los alquitranes hidrogenados obtenidos presentan contenidos de metal de 10,6 g/g y 7,8 g/g, respectivamente, y contenidos de carbono residual del 5,6% y 5,2%, respectivamente. Estos alquitranes pueden utilizarse directamente como materia prima en unidades de craqueo catalítico, lo que genera mayores beneficios económicos. Además, es posible lograr un funcionamiento estable durante 3 años, lo que permite su uso en conjunto con las unidades posteriores, permitiendo así un inicio y cese de operación sincronizados. La empresa estadounidense Fluor utiliza, como procesos principales para el tratamiento del aceite residual a baja presión, el proceso de cokificación diferida y el proceso de hidrocraqueo en lecho fluidizado. Con la ayuda del modelo de programación lineal del software Aspen, se comparó la rentabilidad de estos tres métodos: el método de cokificación, el método de hidrocraqueo en lecho fluidizado y la combinación de ambos métodos. Los resultados se muestran en la Tabla 7. En comparación con el método de cokerización, que solo implica un aumento del 23% en los gastos de capital, el método de hidrocraqueo en lecho fluidizado ofrece una tasa de retorno de la inversión un 3,9% más alta ； Una solución combinada de hidrocraqueo en lecho fluidizado y las instalaciones de cokificación existentes puede incluso generar mejores beneficios. Furuo Company considera que la evaluación de la viabilidad económica para la mejora y optimización del aceite residual a baja presión debe determinarse teniendo en cuenta los gastos de capital, los mercados de materias primas y productos, la ubicación del proyecto y la logística, así como el retorno de la inversión. No existe una solución que sea adecuada para todos los casos. La opción de hidrocraqueo en lecho fluidizado resulta atractiva para las grandes refinerías con una capacidad de procesamiento de más de 15 millones de toneladas al año. En cambio, para las refinerías existentes o nuevas con una capacidad de 10 a 12,5 millones de toneladas al año, el nivel de inversión capital requerido para este tipo de proceso superaría la capacidad de inversión de dichas refinerías. La combinación de hidrocraqueo en lecho fluidizado y la cokerización existente permite aumentar el rendimiento del aceite destilado, lo cual es mejor que utilizar un solo proceso. Sin embargo, la capacidad de procesamiento por cokerización en esta combinación está limitada por la cantidad de coque producido. Este problema se puede resolver optimizando la tasa de conversión del residuo a baja presión en ambos procesos. Con el objetivo de lograr un procesamiento eficiente del alquitrán pesado de reducción de presión, el Instituto de Síntesis Petroquímica Topochev de Rusia y la empresa estadounidense CLG colaboraron para desarrollar un proceso de hidrocracking en lecho fluidizado que utiliza catalizadores nanométricos de síntesis especial. El consumo de catalizador es muy bajo, no superando el 0,01%. Este proceso no genera residuos, no es sensible a las impurezas y transforma casi por completo los componentes del petróleo pesado con alto contenido de goma, alquitrán, metales, azufre y nitrógeno en fracciones ligeras y medias, maximizando así la producción de combustibles, productos petroquímicos y aceites básicos. Bajo condiciones de presión de hidrógeno en el reactor de 6,0 a 8,0 MPa y tiempo de residencia de 0,5 a 2,0 h–1, se puede convertir entre el 92% y el 95% de la materia prima en componentes ligeros como gasolina y diésel. De esta manera, se reduce significativamente la producción de fuel oil, o incluso se elimina por completo; esto lo hace muy atractivo desde el punto de vista económico. La Tabla 8 muestra los cambios en la tasa de rendimiento de los productos antes y después de que las refinerías adoptaran este proceso. Se puede observar que, al no producirse fuel oil, la producción de gas licuado, nafta y diésel aumentó significativamente, mientras que la producción de gasolina disminuyó ligeramente. En total, la producción aumentó en un 37%. >>>> Catalizadores Actualmente, los catalizadores para hidrocraqueo en lecho fluidizado que se encuentran disponibles en el mercado internacional son, principalmente, la serie KF de la empresa Albemarle (KF1300, KF1315, KF1312, KF1316, KF1317, etc.), la serie RN de la empresa Criterion (RN-680, RN-681), la serie TEX (TEX2910, TEX2720, TEX2731, TEX2740), así como el HDS-1495. También existen las series GR, LS y ULS de la empresa ART, además de HSLS y HCRC. TEX2910 es el catalizador de lecho fluidizado de última generación desarrollado por la empresa Criterion, que cuenta con un excelente control de los sedimentos y una gran eficiencia en la conversión del alquitrán; véase la Figura 3. Es adecuado para reactores de dos etapas. El catalizador HCRC, recientemente desarrollado por la empresa ART, permite reducir las condiciones severas de la reacción y disminuir las reacciones térmicas. De este modo, se reduce significativamente la formación de depósitos y coque, además de aumentar la tasa de conversión del aceite residual. Bajo condiciones de reacción normales, con el uso del catalizador HCRC, la tasa de conversión del alquitrán aumentó en un 4%. Las tasas de desulfuración y desnitrificación aumentaron respectivamente en un 4% y un 3%. Además, la tasa de eliminación del carbono residual disminuyó en un 6%. También se redujo el contenido de nitrógeno en los aceites fraccionados y en las ceras de destilación a baja presión. Al mismo tiempo, la empresa ART exploró los efectos de utilizar un sistema de dos catalizadores, HCRC/HSLS, en los reactores de lecho fluidizado; es decir, se utilizó el catalizador HSLS en el reactor 1, mientras que en los reactores 2 y 3 se empleó el catalizador HCRC. Los resultados de las pruebas a escala piloto indican que, en comparación con el uso del catalizador HCRC por sí solo, el uso del sistema dual HCRC/HSLS aumenta la flexibilidad operativa del equipo. Como se muestra en la Figura 4, es posible ajustar el rendimiento y la selectividad del producto mediante la optimización de las propiedades del catalizador, la modificación de la proporción de catalizadores utilizados y la alteración de las condiciones de reacción. Además, también se puede controlar la tasa de eliminación de impurezas (azufre, nitrógeno, metales). 2. Tecnología de hidrocraqueo en lecho flotante para alquitrán. Aunque ya se han puesto en funcionamiento 2 plantas industriales que utilizan esta tecnología, aún no está madura y falta mucho para que pueda ser aplicada a gran escala. Actualmente, los esfuerzos de investigación de las distintas instituciones siguen centrados en garantizar el funcionamiento a largo plazo de los dispositivos (es necesario abordar especialmente el problema del coacervado), así como en el desarrollo de catalizadores de alta actividad y alta dispersión. >>>>Proceso: La primera planta industrial del mundo para la hidrocracking de alquitrán en lecho flotante, con una capacidad de 1,35 millones de toneladas al año, demostró que la temperatura en el reactor de lecho flotante se mantiene prácticamente constante; la diferencia de temperatura axial es inferior a 2 °C, y la diferencia de temperatura radial es inferior a 0,1 °C. Además, se logra una eficiente separación entre gas y líquido, sin que se formen burbujas. La tasa de conversión de las materias primas alcanza el 95%–96%, sin que se genere coque. La calidad del producto cumple con los requisitos de diseño, siendo que el rendimiento del diésel Euro V supera el 40%. Tres meses después del inicio de las operaciones, debido a fallas en el suministro eléctrico que causaron problemas en el dispositivo de conversión de vapor, entre otros factores externos, y teniendo en cuenta la necesidad de mejorar la fiabilidad, la eficiencia y los procedimientos de operación del dispositivo, se decidió detener su funcionamiento para realizar reparaciones. En junio de 2014, la instalación, una vez ajustada, volvió a ponerse en funcionamiento. Se dice que ha estado funcionando bien, y que las mejoras técnicas continúan en curso. ENI ha licenciado esta tecnología a terceros; en julio de 2015 firmó el primer acuerdo de transferencia de tecnología con la empresa Total. Además de los procesos más conocidos como EST, HDHPlus/SHP, UniflexSHC y VCC, el Instituto de Industria Petrolera de Irán (RIPI) también ha desarrollado un proceso de hidrocraqueo de alquitrán pesado (HRH). Este proceso cuenta con protección patentaria en Estados Unidos, Canadá, Corea del Sur y Japón. Actualmente se está diseñando una planta industrial con una capacidad de 180,000 barriles diarios. Las características del proceso HRH son las siguientes: se utilizan catalizadores nanométricos para producir productos de alto valor, sin necesidad de descarbonización ； El porcentaje de eliminación del azufre alcanza el 60% al 80% ； Se eliminan las impurezas metálicas presentes en la materia prima, y estas se recuperan en forma de óxidos metálicos mediante un proceso de separación exclusivo ； La tasa de recuperación de volumen alcanzó el 110 %. En comparación con los catalizadores nanométricos de gran tamaño, los catalizadores nanométricos de pequeño tamaño tienen una mejor fluidez y también mayor actividad. >>>> Catalizadores Actualmente, la empresa ENI está desarrollando catalizadores nanométricos de segunda generación, con el objetivo principal de mejorar las propiedades de cracking del catalizador, así como de investigar técnicas para recuperar el catalizador a partir del aceite residual proveniente de las torres de conversión. La China National Petroleum and Natural Gas Corporation está llevando a cabo investigaciones relacionadas con los catalizadores solubles en aceite. Ha logrado desarrollar catalizadores de las series Co, Mo y Ni que son solubles en aceite; su eficacia en el proceso de hidrogenación es superior a la de los catalizadores solubles en agua utilizados anteriormente. Además, se han seleccionado aditivos adecuados para diferentes tipos de materias primas, así como las concentraciones óptimas de dichos aditivos. También se han estudiado las condiciones del proceso de sulfuración, lo que ha permitido determinar, de forma preliminar, los catalizadores y aditivos más adecuados. El Instituto de Industria Petrolera de Irán (RIPI) ha desarrollado un método para la preparación de catalizadores nanométricos destinados a la hidrocracking en lechos suspendidos. Mediante la selección de surfactantes adecuados y el uso de diferentes fórmulas, se logra un equilibrio óptimo entre propiedades hidrofílicas y lipofílicas, lo que permite obtener un tamaño mínimo de las gotas líquidas. Los estudios demuestran que el uso de surfactantes no iónicos permite reducir el tamaño de los catalizadores nanométricos en 10 veces, hasta valores de 1–2 nm, como se muestra en la Figura 5. Esto significa que el diámetro del metal activo es solo 1/100 del tamaño de las micelas de alquitrán. Por lo tanto, este catalizador posee una mayor actividad catalítica, lo que permite mejorar significativamente el rendimiento de los dispositivos de hidrocraqueo en lecho flotante. Esto abre la posibilidad de desarrollar una nueva generación de procesos de hidrocraqueo en lecho flotante. El Instituto Mexicano del Petróleo preparó en el laboratorio un catalizador en fase líquida (un catalizador homogéneo, elaborado a partir de ácido sulfúrico, amonio heptamolibdato y níquel sulfato, adecuado para el proceso de hidrocracking en lechos suspendidos), para utilizarlo en las reacciones de hidrocracking de alquitrán. Este catalizador fue comparado con los métodos de hidrocracking por pirólisis térmica y con catalizadores heterogéneos comerciales (NiMo/Al2O3). Los experimentos se llevaron a cabo en un reactor de autoclave; los resultados se muestran en la tabla 9. Bajo las mismas condiciones experimentales (100 kg/cm², 420 °C, tiempo de reacción de 1 h, relación reactivo/aceite de 1:250), la tasa de conversión en la hidrólisis térmica fue la más baja, del 46,7 %. La hidrólisis catalítica heterogénea obtuvo una tasa de conversión ligeramente superior, del 53,8 %. Por su parte, la hidrólisis catalítica en fase líquida presentó la tasa de conversión más alta, del 65,3 %. Esto se debe a que los catalizadores en fase líquida tienen una mejor dispersión y fluidez ； Sin embargo, los catalizadores heterogéneos son más eficaces para la desulfuración y desnitrificación, probablemente debido a las altas concentraciones de Ni y Mo en ellos. Además, este catalizador en fase líquida puede ser recuperado y reactivado para su uso repetido, lo que le confiere una ventaja económica en comparación con los catalizadores heterogéneos. Debido a que las nanopartículas metálicas tienen una gran superficie específica, esto permite mejorar su actividad catalítica; por ello, se han utilizado ampliamente en procesos catalíticos en los últimos años. La Universidad de Corea de Goryeo realizó por primera vez un intento de utilizar la estructura de nanoláminas WS2 como catalizador disperso en las reacciones de hidrocracking de alquitrán. Los experimentos se llevaron a cabo en reactores de autoclave, a una temperatura de reacción de 400 °C y una presión de hidrógeno de 70 bar. Los resultados de los experimentos se muestran en la Tabla 10. Se evaluó la actividad catalítica de los catalizadores de WS2 de una sola capa y de múltiples capas, basándose en los resultados de los experimentos. Se realizó también una comparación con los catalizadores en fase sólida tradicionales de WS2 y MoS2. El catalizador WS2 de una sola capa, debido al tamaño mínimo de sus partículas, presenta la mayor superficie específica (97,6 m²/g), lo que le confiere un rendimiento reactivo óptimo. Por ejemplo, la tasa de conversión de los alquitranes C5 es del 75,3%, mientras que el valor API de los productos líquidos es de 13,8. El API es una medida establecida por la Sociedad Americana del Petróleo para indicar la densidad de los productos petroleros. Conclusión: Como la tecnología más eficiente actual para el procesamiento del alquitrán, la hidrocraqueo en lecho fluidizado seguirá desempeñando un papel importante en el uso mundial del alquitrán. Aunque la tecnología de hidrocraqueo en lecho fluidizado ya se ha implementado a gran escala, aún existe un amplio margen para su mejora. En el futuro, los esfuerzos de investigación se centrarán en mejorar aún más la adaptabilidad de las materias primas, el grado de conversión y la vida útil de los catalizadores, así como en reducir su consumo. Además, será necesario desarrollar y aplicar procesos integrados que utilicen lechos hirvientes y otras tecnologías, además de métodos para tratar el aceite residual no convertido. La tecnología de hidrocraqueo en lecho flotante representa un desafío de nivel mundial y una tecnología de vanguardia en la industria petrolera actual. Tiene buenas perspectivas para su aplicación generalizada, pero es necesario desarrollar catalizadores altamente activos y bien dispersos, además de abordar el problema del encallamiento en las instalaciones. Además, dado que las materias primas utilizadas en el proceso de cama flotante son de menor calidad, la mayor parte de los metales presentes en dichas materias primas, los productos de condensación que se forman durante la reacción y casi todos los catalizadores suelen concentrarse en el aceite residual del fondo de la torre de conversión. Esto hace que el aceite residual tenga un rendimiento muy deficiente en procesos posteriores, lo que dificulta su uso en otros fines. Por lo tanto, saber cómo manejar y utilizar adecuadamente el aceite residual del fondo de la torre de conversión es otro desafío técnico y área de investigación importante para la industrialización de la tecnología de hidrocraqueo en lecho flotante, con el fin de evitar la contaminación ambiental. Fuente: Autor: Instituto de Investigación de Petróleo y Química de PetroChina (Ren Wenpo, Li Zhenyu, Li Xuejing, Jin Yuhao); compilado por Shihua Yuan y la sección de química 707