Análisis y relevancia de los procesos catalíticos para la remoción de azufre en los combustibles fósiles

Abstract

Hoy en día los procesos para remover contaminantes como el azufre han cobrado gran relevancia por las regulaciones ambientales impuestas, por lo que en este trabajo se analiza la presencia del azufre como elemento natural en el proceso de formación del petróleo. Se establecen los principales motivos por los cuales el azufre debe ser removido del petróleo. Se comenta el proceso de refinación del crudo de petróleo, así como una descripción del proceso convencional para desulfurar las fracciones de petróleo. Además, se mencionan las tecnologías complementarias y/o alternativas para disminuir el contenido de azufre a niveles establecidos por las normas internacionales. Finalmente, se discute acerca de las expectativas a futuro en el uso de combustibles de origen fósil y no fósil.

Full text

1e
ARTÍCULOS DE REVISIÓN
Recibido: 14 de febrero de 2020. Aceptado: 6 de mayo de 2020.
* Universidad Nacional Autónoma de México, Instituto de Ingeniería, Coordinación de Ingenie-
ría Ambiental.
** Universidad Nacional Autónoma de México, Facultad de Química, Departamento de Ingenie-
ría Química, UNICAT.
⧫ Autor de correspondencia: MAlvarezAm@iingen.unam.mx
Marco Antonio Alvarez-Amparán,*,⧫ Luis Cedeño-Caero**
ABSTRACT: Nowadays processes to remove pollutants such as sulfur (S) have become very impor-
tant by the environmental regulations imposed. Therefore, the presence of S as natural compo-
nent on the crude oil formation is commented in this work. The main reasons to remove S of the
crude oil fractions were discussed. The rening process and conventional technology to remove
S from the crude oil fractions were explained. Complementary or alternative technologies to
remove S to reach international regulations were analyzed. Finally, future expectations about the
use of fossil and non fossil fuels were discussed.
KEYWORDS: sulfur; fossil fuels, desulfurization of fuels, desulfurization technologies.
RESUMEN: Los procesos para remover el azufre (S) de combustibles fósiles han cobrado gran
relevancia debido a las regulaciones gubernamentales en material ambiental a nivel mundial.
En este trabajo, se analiza la presencia del S como elemento natural en el proceso de formación
del petróleo. Se establecen los principales motivos por los cuales el S debe ser removido del
petróleo. Se comenta el proceso de renación del crudo de petróleo, así como una descripción
del proceso convencional para desulfurar las fracciones de petróleo; se mencionan las tecnolo-
gías complementarias y/o alternativas para disminuir el contenido de S a niveles establecidos
por las normas internacionales. Finalmente, se discute acerca de las expectativas a futuro en el
uso de combustibles de origen fósil y no fósil.
PALABRAS CLAVE: azufre, combustibles fósiles, desulfuración de combustibles, tecnologías de
desulfuración.
Introducción
El progreso y bienestar de la sociedad ha sido logrado en gran medida por el
uso de productos derivados del petróleo. La mayoría de las actividades coti-
dianas no podrían ser realizadas con la misma facilidad sin el uso de los mis-
mos. Por ejemplo, el uso de materiales poliméricos está implícito en la mayo-
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Análisis y relevancia de los procesos catalíticos
para la remoción de azufre en los combustibles
fósiles
Analysis and relevance of catalytic processes to
sulfur removal from fossil fuels

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ría de las cosas que nos rodean: muebles, ropa, autos, plásticos, recipientes
de comida, utensilios de cocina, teléfonos celulares, computadoras persona-
les, por mencionar solo algunas. En este sentido, el petróleo ha servido por
muchos años para satisfacer las demandas energéticas del mundo actual.
Más de la mitad de las fracciones de petróleo producidas mundialmente son
utilizadas para nes energéticos (International Energy Agency, IEA, 2019).
Ya sea como combustibles para autos, camiones, maquinaría, aviones, bar-
cos, entre otros, o como materia prima para proveer calefacción, electricidad
o generar el funcionamiento de fuentes estacionarias. Sin embargo, el uso
excesivo del petróleo como fuente de energía ha generado problemas impor-
tantes en materia de salud pública. El azufre contenido en el petróleo es uno
de los elementos más contaminantes cuando es liberado a la atmósfera. La
combustión de gasolina, diésel, turbosina, gasóleos, etc., libera el S en forma
de óxidos (SOx ), los cuales son compuestos potencialmente peligrosos para
los seres vivos. Algunos tipos de problemas respiratorios, malformaciones,
mutaciones o cánceres han sido asociados con la presencia de los SOx en la
atmósfera (Lippmann et al., 2020; Pan, 2011). El azufre también es un ele-
mento indeseado en los procesos industriales y en el diseño de procesos y
equipos más amigables con el medio ambiente. Debido a lo anterior, legisla-
ciones a nivel mundial han establecido la reducción del contenido de S en los
combustibles fósiles de ultra bajo contenido de S (UBA) con menos de 10
ppm (Babich et al., 2003; Stanislaus et al., 2010). El proceso catalítico de hi-
drodesulfuración (HDS) es el proceso convencional para remover el S de las
fracciones de petróleo. No obstante, la actual tecnología de HDS difícilmen-
te permite producir combustibles con ultra bajo o nulo contenido de S (Sa-
leh, 2019). Con base en lo anterior, diversas tecnologías complementarias o
alternativas han sido extensivamente estudiadas en la última década.
El propósito de este artículo de revisión es comentar y analizar las dife-
rentes tecnologías para la desulfuración de fracciones de petróleo. Primera-
mente, se comentará de manera breve la presencia natural del S en el proceso
evolutivo del petróleo. Se analizarán las razones por las cuales el S debe ser
removido de las fracciones de petróleo y se comentará el proceso conven-
cional de desulfuración. Se revisarán las tecnologías alternativas y/o comple-
mentarias para lograr el ultra bajo o nulo contenido de S en las fracciones de
petróleo. Por último, se presenta un panorama acerca del futuro en el uso de
combustibles fósiles y no fósiles.
¿De dónde proviene el azufre y por qué se encuentra en
los combustibles fósiles?
La existencia y uso del petróleo se remonta a épocas milenarias; su historia
y caracterización se han convertido en motivo de estudio durante los dos úl-
timos siglos. El crudo de petróleo ha sido utilizado desde la prehistoria. El
conocimiento de las características y propiedades del crudo de petróleo sub-

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sisten como motivo de un sinfín de avances sociales y tecnológicos al paso
del tiempo. Tal es el caso de las civilizaciones antiguas donde lo utilizaban
para la cocción de alimentos, como combustible para encender fogatas o
lámparas, como lubricante de piezas mecánicas y como fomento para curar
diversos males. Fue utilizado para pegar ladrillos en la edicación de cons-
trucciones y como impermeabilizante para embarcaciones por los Incas en
Perú, quienes lo llamaban Copé (Connan et al., 1992; Beydoun, 2007). Con la
implantación del método cientíco en la era moderna, durante las últimas
décadas se han llevado a cabo diversos estudios sistemáticos y teorías acerca
de la formación del petróleo y su evolución.
El completo análisis geológico y geoquímico concerniente a la formación
del crudo de petróleo implica la sinergia de diversas disciplinas como la geo-
logía, la química, oceanografía, sedimentología, microbiología, mineralogía,
petrología y otras. También abarca el estudio de las diversas interacciones
orgánicas e inorgánicas entre agua, minerales, materiales orgánicos biogé-
nicos y gases. Por lo tanto, los procesos químicos implicados en la formación
del crudo de petróleo, en las diferentes etapas geológicas, pueden ser des-
critos o conceptualizados con bases cientícas. En este sentido, es posible
entender la distribución y abundancia de las distintas especies de S en el pro-
ceso de formación del crudo del petróleo (Bordenave, 1993).
Es ampliamente aceptado que la acumulación de materia orgánica sedi-
mentada dio lugar a la formación de rocas generadoras, las cuales estaban
conformadas por distintos tipos de materia orgánica, denominada keró-
geno. El kerógeno, el material precursor para la formación del petróleo,
carbón y gas natural, es una mezcla de macromoléculas complejas generadas
por la condensación, polimerización o por entrecruzamiento de biopolí-
meros (proteínas, carbohidratos y lípidos) (Orr et al., 1990).
Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, el kerógeno cambia
su estructura química, lo cual genera hidrocarburos y bitúmenes inmaduros,
conformados principalmente por hidrocarburos aromáticos policíclicos. El
enterrado progresivo de las rocas generadoras, mediante los procesos de ca-
tagénesis y diagénesis, implica el incremento de la presión y temperatura y
el movimiento de los hidrocarburos. En estas condiciones, el crudo atrapado
en reservas, cambia sus propiedades y composición. Así entonces, las re-
servas profundas de crudo tendrán diferentes propiedades y características
de las reservas superciales, debido principalmente a que estas últimas
pueden presentar pérdida de hidrocarburos por biodegradación y dilución
del crudo con agua (Tissot et al., 1984; Hunt et al. 1979).
El contenido de S total es determinado principalmente por el tipo de ke-
rógeno de origen. El crudo formado inicialmente contiene la mayor cantidad
de S. Su contenido disminuye con la evolución del mismo a causa de la dilu-
ción del crudo original con compuestos o crudos que no contienen S, así
como las reacciones con biopolímeros y moléculas precursoras o reacciones
de entrecruzamiento. Diversos autores sostienen que el S se insertó en su

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forma elemental (S0), como H2S o como parte de los biopolímeros o molé-
culas precursoras. Algunas teorías sostienen que el H2S es reducido a S0 en el
proceso evolutivo del crudo por la presencia de H2O u oxígeno. Sin embargo,
la reacción de H2S con moléculas biogénicas funcionalizadas (macromolé-
culas de la materia orgánica) es la propuesta más razonable y aceptable para
la formación de compuestos orgánicos de S.
Desde el punto de vista geoquímico, los crudos de petróleo son caracteri-
zados como crudos con bajo o alto contenido de S (menor o mayor a 1%, respec-
tivamente). La mayoría del S presente en los crudos de petróleo se encuentra
enlazado al átomo de carbono, siendo los compuestos orgánicos de S (COA) de
alto peso molecular, los que representan la mayor cantidad del S total. El azufre
elemental y H2S representan una menor parte del S total. Se ha determinado
que existen cinco tipos principales de COA en los crudos: no tiofénico, tiofé-
nico, benzotiofénico, dibenzotiofénico y S elemental. De acuerdo con la distri-
bución de COA (entre otras características), los crudos de petróleo se han clasi-
cado como inmaduros, alterados y maduros. Los crudos inmaduros tienen el
mayor contenido de S total, el cual es de tipo tiofénico y cambia con mayor fa-
cilidad debido a su inestabilidad química. Los crudos maduros contienen la
menor cantidad de COA, siendo estos altamente estables como son los diben-
zotiofenos (DBTs) (Tissot et al., 1984; Hunt et al. 1979; Orr et al., 1990).
Una vez nalizado el proceso evolutivo particular de cada crudo a través
de millones de años, este presenta las características conocidas por el ser hu-
mano actual, como son la densidad, olor, color, viscosidad, volatilidad, ten-
sión supercial y composición química (83-87% de C y 11-14% de H, así
como diversos heteroátomos). Los yacimientos de crudo de petróleo son lo-
calizados por medio de diversas tecnologías de exploración por las renerías.
Posteriormente, es extraído y transportado para ser sometido a diversos
procesos de renación. Una vez en la renería, el crudo de petróleo es clasi-
cado por su densidad (gravedad API) como crudo súperligero, ligero, me-
diano, pesado y extrapesado. Otra clasicación importante es por su conte-
nido de S como amargo, semiamargo y dulce; con más de 1.5, de 0.5 a 1.5 y
menor de 0.5% en peso, respectivamente (Fahim et al., 2010).
La historia del proceso de renación del crudo de petróleo tiene su
origen hace casi dos siglos atrás, de manera casi paralela a la revolución in-
dustrial. La tabla 1 muestra un condensado de los principales procesos de re-
nación utilizados para la obtención de combustibles.
¿Por qué es importante remover el azufre de las fracciones
de petróleo? Proceso de hidrodesulfuración (HDS)
convencional, alcances y limitaciones
Después de obtener distintas fracciones líquidas con alto valor energético
por medio de los procesos de renación, se realiza el proceso de blending o
mezclado de las fracciones con propiedades similares. Por ejemplo, las naftas

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Tabla . Principales procesos de renación para la producción de combustibles.
Tipo de proceso Descripción
Destilación primaria o
destilación atmosférica El crudo de petróleo, después de pasar por un proceso de desa-
linización, es sometido a un proceso de destilación atmosférica, en el
cual se obtienen productos primarios como es el gas LP, nafta
(gasolinas), destilados intermedios (como turbosina y diésel) y un
residuo primario, el cual no es posible separar por destilación
atmosférica.
Destilación al vacío Del residuo primario se separan otros productos como el gasóleo de
vacío, fracciones de aceites lubricantes y un residuo de vacío.
Hidrotratamiento (HDT);
HDS, HDN, HDA Las fracciones obtenidas en la destilación (naftas, destilados inter-
medios, gasóleo), así como fracciones de otros procesos de rena-
ción, son enviadas a HDT con H2 para remover heteroátomos de S
(HDS) y N (HDN), así como para hidrogenar compuestos orgánicos. La
nalidad es remover heteroátomos de S y N que contaminan los ca-
talizadores utilizados en procesos subsecuentes, disminuir la corro-
sión de los equipos de proceso y para mejorar la calidad de las frac-
ciones tratadas.
Reformación de naftas Las naftas (gasolinas) son enviadas al proceso de reformado catalíti-
co, que consiste en la deshidrogenación de naftenos a aromáticos,
para aumentar octanaje del combustible generado.
Desintegración catalítica
(FCC) El gasóleo de vacío es enviado a un proceso de desintegración cata-
lítica, mejor conocido como “craqueo catalítico uido”. Donde son
craqueados para producir fracciones más ligeras como es el gas li-
cuado y seco, gas ácido, gasolinas, aceite cíclico ligero y aceite de-
cantado.
Producción de MTBE Proceso importante para aumentar el octanaje en el pool de gasoli-
nas, a partir de metano y butileno.
Alquilación El objetivo es producir gasolina de alto octanaje y con baja presión
de vapor a partir de gas licuado, por medio de la alquilación de iso-
butano, butileno y propileno.
Hidrocraqueo (H-Oil) El proceso combina el craqueo de fracciones pesadas (gasóleos, des-
tilados ligeros y pesados) con la hidrogenación de las fracciones cra-
queadas. Por medio de este proceso es posible la producción de tur-
bosina, diésel y gasolina.
Reducción de viscosidad
de fracciones pesadas
(visbreaking)
El proceso visbreaking es realizado para disminuir la viscosidad de
los residuos de vacío. En este proceso se obtiene gasolina, destilados
(diésel y turbosina) y residuos para la producción de combustóleo.
Coquización Consiste en la conversión de fondos de vacío, para la obtención de
naftas, destilados, gasóleos y coque de petróleo.
Isomerización Consiste en la isomerización de butano para producir naftas con alto
número de octano.
Desaromatización y
desparanación de
lubricantes
Para remover los compuestos aromáticos y paranas de alta tempe-
ratura en aceites lubricantes, por medio de procesos de extracción
con disolventes orgánicos.
Fuente: Elaboración de los autores con base en Raseev et al. (), Fahim et al. () y Meyers
().

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ligeras obtenidas del craqueo catalítico, coquización y visbreaking, son com-
binadas en el pool de gasolinas. Para aumentar el número de octano de las ga-
solinas se realizan procesos de isomerización y alquilación. Adicionalmente,
el MTBE es agregado al pool de gasolinas para mejorar el número de octano.
De forma similar, el pool de diésel se obtiene por medio de la mezcla de naf-
tas pesadas y parte de los gasóleos ligeros y/o pesados, las especicaciones
comerciales se alcanzan por medio de procesos posteriores al pool de diésel.
El uso de combustibles fósiles para el abastecimiento de energía de fuentes
móviles y no móviles, implicará un aumento considerable de contaminación
ambiental. Según datos de la International Energy Agency (2019), la demanda
mundial de combustibles de origen fósil se incrementará más del 15% (más de
106 millones de barriles por día para el 2040) respecto al actual consumo (~92
millones de barriles por día). La futura demanda de combustibles requerirá
mejores y más unidades de renación para satisfacer la demanda energética; lo
cual contribuirá a mayores problemas de contaminación ambiental.
El azufre es uno de los principales contaminantes generados durante la
combustión incompleta de los combustibles fósiles, principalmente en forma
de óxidos (SOx ). La gura 1 muestra los COA más representativos, conte-
nidos en las fracciones de petróleo que son comúnmente utilizadas como
combustibles para fuentes móviles y no móviles. Los COA del tipo mercap-
tanos usualmente son encontrados en el gas y naftas ligeras provenientes de
la destilación atmosférica. Los compuestos de tipo tiofeno, alquil-tiofeno,
benzotiofenos, alquil-benzotiofeno y dibenzotiofeno se encuentran pre-
sentes en la gasolina. Compuestos de tipo dibenzotiofeno (DBT) y alquil-DBT
son encontrados en fracciones de petróleo más pesadas como la turbosina
( jet fuel ) o diésel.
Figura . Compuestos orgánicos de azufre (COA), más representativos, contenidos en las fracciones de
petróleo utilizadas como combustibles
Fuente: Elaboración de los autores.

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La hidrodesulfuración (HDS) remueve la mayor cantidad de los COA
contenidos en las fracciones de petróleo. En la HDS, las fracciones de pe-
tróleo son tratadas a alta presión de H2 (2 - 10 MPa) y alta temperatura (300
- 400 ºC), utilizando principalmente catalizadores a base de sulfuros de Mo,
promovidos por Ni o Co y soportados en alúmina ( Al2O3 ). El átomo de S es
removido de los COA por medio de la hidrogenación de la parte aromática y
por la ruptura directa del enlace C-S (hidrogenólisis). El H2S generado debe
ser retirado del reactor de HDS, porque es adsorbido sobre los sitios activos
del catalizador y disminuye su actividad catalítica (Saleh, 2020; Song, 2003).
En el proceso de HDS, se remueven fácilmente mercaptanos, tiofenos y
sulfuros. Los COA del tipo benzotiofeno (BT), dibenzotiofeno (DBT) y sus
derivados alquil-sustituidos son más difíciles de remover (compuestos re-
fractarios o recalcitrantes). Ha sido ampliamente reportado que la eciencia
del proceso de HDS depende del tipo de fracción a tratar, es decir, del tipo de
COA contenido (Srivastava et al., 2012; Barbosa et al., 2014).
Los COA que presentan mayor dicultad para la remoción del átomo de
S (gura 1) son menos reactivos en la HDS. Es decir, la reactividad de los
COA del tipo DBTs es menor, en comparación con tiofeno y BT. Esta ten-
dencia en la reactividad es debida al impedimento estérico en la cercanía del
átomo de S. Las moléculas de mayor tamaño y con mayor número de grupos
alquilo-sustituidos son más difíciles de adsorber en la supercie catalítica.
Adicionalmente, estas moléculas interactúan débilmente con el átomo de hi-
drógeno debido a su mayor volumen; lo cual diculta la remoción de S en
este tipo de compuestos (Saleh, 2020; Sikarwar et al., 2018).
Las fracciones ligeras (bajo contenido de S) provenientes, por caso, de la
torre de destilación primaria, contienen alrededor de 1000 ppm de S y las
fracciones pesadas (alto contenido de S) derivadas, por ejemplo, de la desin-
tegración catalítica o coquización contienen alrededor de 3000 ppm de S.
Después del proceso convencional de HDS, el contenido de S promedio de las
fracciones ligeras es aproximadamente de 150-300 ppm y las fracciones pe-
sadas contienen más de 500 ppm de S. Tomando en cuenta las remociones
promedio de S, comentadas anteriormente, la eciencia del proceso HDS es
aproximadamente del 90% (Stanislaus et al., 2010).
En las últimas décadas, la cantidad de S en los combustibles de origen fósil
ha sido regulada para evitar la liberación de compuestos nocivos al medio am-
biente. A nivel industrial, la remoción de S se debe realizar para evitar el enve-
nenamiento de los catalizadores de proceso y evitar la corrosión de equipos de
renación. Adicionalmente, el desarrollo de nuevas tecnologías requiere conte-
nidos de ultra bajo o nulo contenido de S para los futuros motores de gasolina y
diésel (Organisation Internationale des Constructeurs d’Automobiles [OICA],
2020) y en el ámbito de las energías renovables (Sadegh-Vaziri et al., 2019).
La Organización Mundial de la Salud (OMS) comparó la contaminación
en 795 ciudades de 67 países, para ello analizó los niveles de partículas (PM10
y PM2.5) durante cinco años de 2008 a 2013. Estas partículas contienen sul-

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fatos, nitratos y carbón, que entran a los pulmones y el sistema cardiovas-
cular envenenándolos y causando graves riesgos para la salud. Estos estudios
presentan nueve ciudades mexicanas entre las urbes con más contaminación.
La Ciudad de México no es la ciudad más contaminada del país, Monterrey
(Nuevo León) es la urbe con más contaminación, según el estudio Global
Urban Ambient Air Pollution Database, realizado por la OMS. La medición
señala que la capital regia registró 36 PM2.5; le sigue Toluca con 33; Salamanca
con 28, León con 27 y la quinta ciudad más contaminada del país es Irapuato
con 26 PM. En el sexto lugar está Silao con 24 PM2.5; Puebla y la Ciudad de
México comparten el séptimo lugar con 20 y el último lugar fue Guadalajara
con 19 PM2.5. Según la OMS, los niveles de contaminación aumentaron 8% en
algunas regiones del mundo, sobre todo en aquellas de bajo ingreso. Lo cual
muestra la gravedad que representa las emanaciones hoy en día.
La remoción de los COA es crucial para satisfacer las regulaciones am-
bientales actuales, las cuales han sido impuestas en la mayoría de los países
industrializados. Podemos citar como modelos la norma europea EURO VI,
la Clean Air Acta en Estados Unidos (EPA) y la norma NOM-016-CRE-2016
en México, donde, en general, se establece un límite máximo de 10 ppm de S
en los combustibles de origen fósil.
De acuerdo con los datos de la International Energy Agency (2019), la
mayor parte de las reservas de crudo de petróleo probadas a nivel mundial
son crudos pesados. Es decir, las reservas encontradas tienen baja gravedad
API y un alto contenido de S (> 5000 ppm). Con base en los pronósticos de
creciente incremento en materia de combustibles, la complejidad de rena-
ción de los crudos se incrementará y la generación de contaminación am-
biental por emisiones de S será muy alta.
Al igual que en el caso de México, varios países se enfrentan al problema
de producir combustibles con ultra bajo contenido de S (UBA, con menos de
10 ppm de S) sin tener la infraestructura adecuada, por lo que deberán im-
portar combustibles de mayor calidad o hacer frente a los altos costos de in-
versión para nuevos catalizadores o reactores de HDS.
Para lograr contenidos de UBA, la HDS debe realizarse con una eciencia
del 99.99 %. El reto para las renerías actuales será llevar acabo la reacción
de HDS a temperaturas mayores de 300 ºC y presiones mayores de 10 MPa
en los reactores de HDS convencionales. En este sentido, han surgido dife-
rentes propuestas como: 1) el uso de reactores de HDS con menor velocidad
espacial (LSHV) o reactores convencionales hasta 7 veces más grandes; 2)
realizar el proceso HDS en multietapas; 3) retirar el H2S del reactor de HDS
para evitar el envenenamiento del catalizador; 4) la implementación de me-
joras internas dentro del reactor, para favorecer los procesos difusionales, y,
5) el uso de catalizadores avanzados de última generación para el proceso de
HDS (Saleh, 2020 y 2019).
En lo que respecta a las modicaciones en el proceso convencional de
HDS para hacerlo más efectivo y que se alcance el UBA, la formulación de ca-

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talizadores avanzados representa una de las más interesantes propuestas. Los
catalizadores avanzados para el proceso de HDS han sido desarrollados en di-
versas directrices (Stanislaus et al., 2010): 1) mejorar la hidrogenación del
anillo aromático de los COA para así permitir la remoción del heteroátomo de
S con mayor facilidad; 2) aumentar la acidez supercial del catalizador para
isomerizar los grupos alquilo y acceder más fácilmente al átomo de S; 3) au-
mentar la resistencia a inhibidores (H2S y compuestos nitrogenados); 4) in-
crementar la cantidad de metal activo (Mo y/o W) y de sus promotores (Co o
Ni); 5) modicar el método de preparación de los catalizadores agregando adi-
tivos con distintas funciones como P, B, F; 6) la incorporación de metales no-
bles como Pt, Pd, Ru, y, 7) el uso de soportes con alta área supercial y estruc-
tura de tipo jerárquica, como lo es la MCM-41, C en distintas formas (grato,
carbón activado, grafeno), TiO2, TiO2-Al2O3; por mencionar algunas.
Compañías como Akzo Nobel y Exxon sintetizaron catalizadores a base
de Al2O3 con alta área supercial (KF 756), porosidad (KF 757) y una alta
dispersión metálica. También formularon catalizadores con una mayor can-
tidad de sitios activos tipo II (STARS), los cuales han mostrado una alta ad-
sorción del heteroátomo de S. Akzo Nobel, Exxon y Nippon Ketjen desarro-
llaron catalizadores de tipo másico (NEBULA) que no requieren soportes
porosos y que son muy activos para la remoción de S de los COA recalci-
trantes. Los catalizadores avanzados de HDS han mostrado ser de 2 a 16
veces más activos que los catalizadores convencionales a base de CoMo o
NiMo (Babich et al., 2003; Song, 2003). UOP projects, Chevron y EMRE de-
sarrollaron el proceso de desulfuración en varias etapas para lograr la desul-
furación profunda; con este proceso se obtuvo una corriente tratada con un
contenido de 5 ppm de S al nal del último reactor. El proceso en varias
etapas consiste en utilizar diferentes tipos de catalizadores en los reactores
o en ciertas zonas de los reactores, para así ecientizar el uso de cataliza-
dores avanzados en el proceso. La mayor severidad de las condiciones de pro-
ceso en la HDS en una o varias etapas de operación, puede implicar en al-
gunos casos la disminución de características comerciales estipuladas, como
es el contenido de oxígeno, presión de vapor, contenido de benceno, conte-
nido total de aromáticos polinucleares, así como la temperatura nal de des-
tilación. Por lo tanto, se requiere mayor investigación en torno a este tipo de
tecnologías (Stanislaus et al., 2010).
Es en este sentido, que la investigación de tecnologías alternativas o
complementarias para la producción de combustibles con UBA o nulo conte-
nido de S ha sido extensivamente desarrollada en las últimas décadas. Las
tecnologías alternativas o complementarias surgen debido a la necesidad de:
1) reducir el capital de inversión para la obtención de combustibles con UBA,
y, 2) facilitar la remoción de los COA, como son los DBTs alquil-sustituidos,
principalmente en las posiciones 4 y 6. Algunas de estas tecnologías pre-
tenden complementar al proceso de HDS para alcanzar el nivel de UBA o
nulo contenido de S, otras en cambio pretenden sustituir el proceso de HDS.

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Tecnologías y procesos alternativos para la desulfuración
profunda
De acuerdo con Srivastava (2012), Stanislaus et al. (2010) y Sikarwar et al.
(2018), seis tecnologías sicoquímicas de separación pueden ser considera-
das como alternativas o complementarias para lograr el UBA. A continua-
ción, se describirán brevemente cada una de ellas.
Biodesulfuración
La biodesulfuración (BDS) es una tecnología en la cual el S es removido de las
fracciones de petróleo por medio de bacterias que metabolizan el S, el cual es
necesario para mantener la estructura de algunas coenzimas, aminoácidos y
proteínas. Las bacterias son capaces de satisfacer su requerimiento de S de di-
ferentes fuentes, como compuestos del tipo DBT y sus alquilderivados (DBTs),
reduciendo el contenido de S de la fracción tratada. El azufre es removido por
medio de la ruptura de los enlaces C-C (degradación destructiva) o por medio
de la ruptura de los enlaces C-S (desulfuración directa). Los COA pueden ser
removidos selectivamente por distintas cepas de microrganismos. Se ha desa-
rrollado una extensiva investigación para cultivar microrganismos con am-
plio espectro de desulfuración y en distintos ambientes orgánicos. Energy
BioSystems Corporation implementó la BDS de manera comercial para el tra-
tamiento de diésel; los surfactantes generados se utilizaron como producto
de valor agregado (farmacéuticos). Una complejidad de la BDS es mantener
vivos a los microrganismos a altas temperaturas y distintos valores de pH,
además del alto costo del proceso (Lateef et al., 2019; Saleh, 2019).
Destilación reactiva de la fracción a desulfurar
La destilación reactiva es una tecnología que conjunta la desulfuración y la
separación de productos en un mismo equipo. Se propone utilizar los catali-
zadores convencionales de la HDS o catalizadores avanzados. La eciencia
en la remoción de los COA se puede incrementar debido a la separación si-
multánea de los productos de reacción. Otro aspecto importante es que la
vida del catalizador se prolongaría debido a la disipación del calor en el siste-
ma de reacción. El reactor de destilación reactiva puede tener más de una ali-
mentación; por lo tanto, las fracciones ligera y pesada pueden ser tratadas de
manera independiente en camas catalíticas adecuadas para remover los COA
particulares de cada fracción. Para mejorar la eciencia del proceso las frac-
ciones a tratar pueden ser alimentadas en cocorriente o contracorriente
(Cárdenas-Guerra et al., 2010; Guo et al., 2012).
Adsorción de compuestos organoazufrados (COA)
La remoción de COA por la tecnología de adsorción consiste en su remoción
utilizando un adsorbente sólido. De tal modo, la eciencia en la remoción
depende de la capacidad de adsorción del adsorbente, la selectividad hacia

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los COA, la estabilidad del sólido y su regenerabilidad. La adsorción puede
ser física o química. En la adsorción física, los COA son adsorbidos en el só-
lido, posteriormente, estos son retirados del adsorbente, y, en una fase nal,
el sólido se regenera para recuperar su capacidad de adsorción. En la adsor-
ción reactiva se utiliza una corriente de H2, los COA interactúan con el adsor-
bente sólido y los COA son adsorbidos en la supercie del sólido en forma de
sulfuros. Al separar los COA del sólido, el S se libera en forma de H2S, S ele-
mental o SOx , mientras que los hidrocarburos permanecen sin cambios es-
tructurales. Phillips Petroleum Co. reportó remover el 98% de S, por medio
del proceso de adsorción reactiva S Zorb, de una corriente alimentada con
1100 ppm de S. La calidad del combustible no disminuyó a pesar de las con-
diciones severas (340 ºC - 410 ºC y 0.2 - 2 MPa) de operación. El SARS es un
proceso de adsorción selectiva que utiliza complejos organometálicos a base
de metales de transición, soportados en materiales porosos como: zeolitas,
óxidos metálicos y carbón activado. En este proceso, los COA son adsorbidos
a presión y temperatura ambiente. Se desulfuró una corriente de gasolina co-
mercial con un contenido inicial de 210 ppm de S, por medio del proceso
PSU-SARS de adsorción selectiva, logrando contenidos menores de 10 ppm
de S. Se ha propuesto el uso de la tecnología SARS antes del proceso conven-
cional de HDS. De tal manera que los COA más refractarios pueden ser re-
movidos selectivamente en el adsorbente sólido y, posteriormente, los com-
puestos de S menos refractarios pueden ser fácilmente removidos por HDS
en reactores convencionales (Leea et al., 2019; Sikarwar et al., 2018). La gu-
ra 2a muestra un esquema representativo del proceso de desulfuración por
adsorción.
Extracción líquido-líquido con disolventes
Los COA pueden ser removidos por medio de extracción física, utilizando
principalmente disolventes orgánicos. La tecnología se basa en la diferencia
de polaridad entre los COA y el disolvente de extracción. Se ha reportado la
remoción de 50 a 90% de COA en corrientes tratadas utilizando disolventes
polares como alcohol, acetona, polietilenglicol y disolventes con nitrógeno.
También se han utilizado acetonitrilo, dimetil sulfóxido y tetrametil sulfona
como disolventes de extracción. La mayor remoción de COA se alcanza con
varios ciclos de extracción. El proceso de extracción se realiza en segundos o
minutos dependiendo del disolvente utilizado. La regeneración del disolven-
te se realiza por medio de un proceso de destilación para remover los COA y
reutilizar el disolvente en otros ciclos. El uso de líquidos iónicos (LI) también
ha sido reportado para la extracción líquido-líquido de los COA, debido a que
la fuerza iónica de los LI puede ser modicada por medio de la inserción de
grupos catiónicos o aniónicos. Se ha propuesto que para la obtención de una
corriente con UBA, se realice primero la extracción física con disolventes or-
gánicos o polares y posteriormente la remoción de los COA más refractarios
con LI (Chandran et al., 2019; Królikowski, 2019).

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Alquilación de COA
La alquilación es una tecnología que se enfoca principalmente en la remo-
ción de COA de destilados ligeros (gasolinas) por medio de la incorporación
de grupos funcionales a los COA recalcitrantes. La alquilación de los COA au-
menta el punto de ebullición de los mismos. Los compuestos alquilados pue-
den ser separados de la fracción tratada por medio de destilación. British Pe-
troleum comercializó el proceso olenic alkilation of thiophenic sulfur (OATS),
para remover el S de las corrientes de gasolinas de FCC por medio de la adi-
ción de olenas a los COA. Se utilizan catalizadores ácidos como BF3, AlCl3,
ZnCl2 o SbCl5 soportado en sílice, alúmina o sílice-alúmina. Los COA alquila-
dos aumentan signicativamente su temperatura de ebullición respecto a los
COA sin alquilar. Por ejemplo, la temperatura de ebullición para el tiofeno es
de ~85 ºC, y para 3-hexiltiofeno y 2-octiltiofeno es de 221 y 259 ºC, respec-
tivamente. La corriente tratada se envía a una columna de destilación donde
se obtiene una corriente libre de S en el destilado y una corriente con alto
contenido de S en los fondos. Por medio de tecnología OATS se logró remo-
ver el 95.5% de S de una corriente con un contenido inicial de 2330 ppm de
S, obteniéndose una corriente con UBA (< 10 ppm). La calidad del combusti-
ble se mantuvo después del tratamiento con el proceso OATS. Se propone
combinar el proceso OATS con la tecnología de HDS; y se sugiere utilizar la
tecnología OATS, seguida de destilación y posteriormente la HDS conven-
cional para remover los COA que permanecen en la corriente tratada (Guo et
al., 2011 y 2012).
Desulfuración oxidativa (ODS)
La desulfuración oxidativa es una tecnología que permite la remoción de los
COA, principalmente en destilados intermedios, por medio de la oxidación a
sus correspondientes sulfonas, utilizando un catalizador y un agente oxidan-
te (peróxidos orgánicos o H2O2). Las sulfonas son compuestos más polares
que sus respectivos COA, lo cual permite la separación de estos por medio de
un proceso de adsorción, destilación o extracción. La ODS es propuesta como
un tratamiento complementario al proceso de HDS convencional. De esta
manera se remueven los COA más recalcitrantes en la ODS, como son los
DBTs y sus alquilderivados (4-MDBT y 4,6-DMDBT). Con la ODS se pueden
alcanzar niveles de UBA (< 10 ppm) a temperaturas menores de 100 ºC y pre-
sión ambiente. Se han reportado sistemas de oxidación-extracción (OE) y de
extracción-oxidación (EO) dependiendo del orden de las etapas del proceso.
En los sistemas OE, los DBTs son oxidados dentro de la corriente a tratar y,
posteriormente, las sulfonas generadas son extraídas de la fase tratada, de-
jando la corriente sin DBTs recalcitrantes. En los procesos de EO, los DBTs
son primero removidos con un disolvente de extracción y más adelante son
oxidados en la fase del disolvente. Mejor que estos procesos (EO u OE), es
realizar la extracción y reacción de oxidación simultáneamente, cuando se
utiliza un disolvente de extracción en el mismo equipo de reacción. En un

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solo equipo de proceso se logran mayores eciencias en la remoción de DBTs
y se pueden minimizar los costos de operación (Hossain et al., 2019).
El proceso de ODS puede ser homogéneo o heterogéneo, dependiendo
de la fase del catalizador. Los catalizadores utilizados en la ODS homogénea
usualmente son ácidos orgánicos como el ácido fosfórico, ácido acético, ácido
fórmico, ácidos carboxílicos, polioxometalatos, etc. La reactividad de los
DBTs está en función de la densidad electrónica de las especies de S; la mayor
reactividad se presenta con las especies que tienen altos valores de densidad
electrónica sobre el heteroátomo de S. De manera general, el oxidante utili-
zado activa el ácido, formando un perácido, el cual es una especie altamente
oxidante. Después, por medio de la adición electrofílica del átomo de S al pe-
rácido formado, se forma la especie sulfóxido. Consecutivamente, la sulfona
es generada por medio de la adición electrofílica del átomo de S del sulfóxido
a una molécula de perácido. La rapidez de formación del sulfóxido y la sul-
fona dependen de la fuerza del perácido formado y la densidad electrónica de
las especies de S.
La ODS en procesos heterogéneos requiere de catalizadores sólidos para
llevar acabo la oxidación de los DBTs. Los óxidos de metales de transición con
alto estado de oxidación y acidez de Lewis son utilizados como fase activa,
como W (VI), Mo (VI) o V(V) soportados en alúmina, titania, silicatos, zeo-
litas, entre otros. La reactividad de los DBTs en sistemas heterogéneos es in-
dependiente de la densidad electrónica alrededor del átomo de S y es función
del impedimento estérico. El mecanismo de reacción en sistemas heterogé-
neos sugiere que la molécula de oxidante (grupo peróxido) activa el metal de
transición para formar un peroxocomplejo o peroxometal, en la supercie ca-
talítica. Posteriormente, un ataque nucleofílico del COA (adsorbido en la su-
percie catalítica) al peroxocomplejo formado, da lugar a la formación del sul-
fóxido; la formación de la sulfona se da de manera consecutiva por el ataque
nucleofílico del S en el sulfóxido a una especie de peroxocomplejo. También se
ha realizado la ODS en procesos de tipo electroquímico, seguido de un pro-
ceso de extracción de las sulfonas; por medio de energía ultrasónica y por
medio de sistemas en emulsión (Rajendran et al., 2020). La gura 2b muestra
un esquema representativo del proceso de desulfuración oxidativa.
La tecnología ODS ha sido ampliamente estudiada debido a su potencial
para lograr UBA o nulo contenido de S en las fracciones tratadas y a su bajo
costo de inversión. En este sentido, diversos procesos de ODS han sido co-
mercializados por varias compañías, a continuación se comentarán los más
importantes (Stanislaus et al., 2010).
Sulpho process utiliza la tecnología de sonocracking, donde la energía de
ultrasonido es aplicada a una corriente de agua y combustible, produciendo
la cavitación a las burbujas formadas de tamaño nanométrico. Al expandirse
y reventarse las burbujas se genera un exceso de calor y presión. El H2O2 y el
catalizador (solubles en la fase acuosa de las burbujas) permiten la reacción
de oxidación en milisegundos. El tiempo de residencia en el reactor es menor

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a 1 minuto. Las sulfonas generadas son extraídas a la fase acuosa por pola-
ridad. La renería italiana IPLOM Petroleum trató 350 barriles por día de
diésel ligero por tecnología ultrasónica obteniendo un contenido nal de 10
ppm de S.
Lyondell Chemical Process utiliza tertbutil hidroperóxido (TBHP) como
agente oxidante y un catalizador propiedad de Lyondell, en un reactor de
cama ja a 90 ºC y presión de 0.7 MPa. La reacción de oxidación se produce
en menos de 10 minutos. La remoción de sulfonas se realiza con un disol-
vente de extracción, el cual se recupera por medio de destilación y se recir-
cula al proceso. Se desulfuró una corriente con 350–500 ppm de S y se pro-
cesaron 30,000 barriles por día (BPD). En el proceso se obtienen de 50 a 100
BPD de sulfonas, las cuales pueden ser enviadas para coquización o a algún
bioproceso; adicionalmente, el alcohol tertbutílico (producto de la descom-
posición de TBHP) puede ser utilizado para producir MTBE. Con esta tecno-
logía se obtienen menos de 10 ppm de S en la corriente nal.
El proceso ENI-UOP utiliza peróxidos orgánicos como oxidantes o se
puede generar el oxidante por oxidación directa de hidrocarburos con el aire.
Figura . Esquemas representativos de los procesos de: a) desulfuración por adsorción, y, b) desulfu-
ración oxidativa.
Fuente: Elaboración de los autores.

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En el proceso se alimenta una corriente de combustible con aire, se mezcla
con el oxidante generado o adicionado y la reacción de oxidación se lleva a
cabo en un reactor a menos de 100 ºC y 0.7 MPa. Se utiliza un catalizador he-
terogéneo, propiedad de UOP, en un reactor de cama ja y se obtiene un 98%
de conversión. Las sulfonas generadas son separadas en la sección de separa-
ción por medio de procesos de adsorción o extracción. La ventaja es la pro-
ducción in situ del oxidante.
El proceso Unipure ASR-2, desarrollado por Unipure y Texaco, es una téc-
nica homogénea que utiliza ácido fórmico y H2O2. La corriente oxidada es
enviada a un separador de fases, las sulfonas son recuperadas por medio de
adsorción en una cama de alúmina. La alúmina se regenera con metanol y es
reutilizada en el proceso. El tiempo de reacción es corto y se utilizan bajas
temperaturas y presión de operación. Una planta piloto en Valero Energy
Corp’s Krotz Spring (LA Renery) trató corrientes de diésel con 500 ppm de
S y se obtuvo diésel con menos de 8 ppm de S.
El proceso Petro Star’s Conversion/Extraction Desulfurization (CED), desa-
rrollado por US Department of Energy y Degussa, utiliza peroxiácido acético
para la oxidación de los DBTs a temperaturas menores de 100 ºC y 0.1 MPa.
La desulfuración de una corriente con 3500 ppm de S, redujo su contenido a
menos de 20 ppm. Adicionalmente, con esta tecnología se mejora el número
de cetano y la densidad API. Las sulfonas son posteriormente separadas por
extracción con disolventes.
Perspectivas sobre la desulfuración de combustibles y el
uso de combustibles de origen fósil y no fósil
Mientras el ultra bajo o nulo contenido de S no sea alcanzado por la tecnología
convencional de HDS, las tecnologías complementarias o alternativas segui-
rán siendo investigadas para lograr este n. Los crudos de petróleo más pesa-
dos son parte mayoritaria de las reservas mundiales, por lo tanto, la compleji-
dad para la remoción de S será cada vez mayor. En este sentido, las tecnologías
complementarias serán extensivamente investigadas y desarrolladas, ya que
la remoción de S es de vital importancia ambiental e industrial. Investigacio-
nes similares han sido realizadas para la remoción de compuestos de N, aro-
máticos y otros compuestos dañinos que son liberados al medio ambiente.
Es importante mencionar los considerables desarrollos realizados para
la obtención de combustibles a base de fuentes no fósiles. Según datos de la
International Energy Agency (2019) las reservas de petróleo mundiales ten-
drán una caída dramática hacia el año 2030. La dependencia de los hidrocar-
buros en la actualidad es de vital importancia, pues de esto depende el bien-
estar y nivel de confort de la sociedad moderna, sin olvidar mencionar que
los hidrocarburos (directa o indirectamente) son la base de muchas indus-
trias a nivel mundial: energéticos, polímeros, detergentes, cosméticos, por
mencionar solo algunas.

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La producción de combustibles a base de fuentes no fósiles se basa prin-
cipalmente en la generación de cadenas de hidrocarburos a partir de biomasa
y/o la oligomerización de hidrocarburos de bajo peso molecular. La primera
generación de combustibles sintéticos se desarrolló a partir de aceites vege-
tales puros, especies oleaginosas (palma, soya, girasol, etc.), o aceites usados,
con las cuales se podía producir combustibles como la gasolina o diésel. Sin
embargo, los principales problemas generados por esta primera generación
de combustibles sintéticos, fueron: 1) comprometer las cosechas que servían
de alimentos, y, 2) las bajas especicaciones y calidad de los combustibles ob-
tenidos. La segunda generación de combustibles sintéticos comprendió el
plantío de cosechas para el n particular de producir biocombustibles. No
obstante, los biocombustibles generados aún no superaban el problema de la
baja calidad y especicaciones (Garlapati et al., 2019).
Actualmente, la tecnología de la pirólisis de biomasa (procesos termo-
químicos) se encuentra ampliamente desarrollada, algunos de los productos
de la pirólisis son utilizados como materia prima para la obtención de com-
bustibles sintéticos (Sharifzadeh et al., 2019). Por ejemplo, el gas de síntesis
(syngas), compuesto por CO e H2, puede obtenerse como producto de la piró-
lisis, además de hidrocarburos de bajo peso molecular. A partir del syngas se
pueden obtener combustibles sintéticos por medio del proceso de Fischer-
Tropsch, en donde hidrocarburos de bajo peso molecular pueden ser oligeri-
zados a hidrocarburos de alto peso molecular. Las investigaciones realizadas
por la tecnología de Fischer-Tropsch han mostrado buenos resultados, tanto
en la cantidad como en la calidad de los combustibles generados (Dos Santos
et al., 2019; Yang et al., 2020). Otros procesos importantes para la obtención
de combustibles sintéticos son, por ejemplo, las investigaciones realizadas
para la obtención de dimetil éter (DME), como sustituto de diésel, por medio
de la deshidratación catalítica de metanol (Stepanenko et al., 2019; Bateni et
al., 2019). Recientes trabajos también apuntan a la generación de combusti-
bles sintéticos por medio de la captura de CO2 y su posterior uso en el pro-
ceso de Fischer-Tropsch o en la producción de DME y otros compuestos de
alto valor energético (Ateka et al., 2020). Sin duda alguna, los combustibles
sintéticos presentan la ventaja de no contener sustancias nocivas como el S
(y otros elementos), por lo cual, no sería necesario un proceso de remoción
de las mismas. La combustión de estos hidrocarburos sintéticos es más
limpia en comparación con la combustión de los hidrocarburos de origen
fósil (Demirbas, 2009; Li et al., 2018; Grazia, 2018).
La investigación de energías alternativas no se limita a la búsqueda y de-
sarrollo de combustibles sintéticos. En las últimas décadas se ha desarro-
llado investigación intensiva para la generación de H2 (Sharmil et al., 2020).
También se ha incrementado la investigación para la mejora de baterías (Aja-
novic et al., 2019). La generación de H2 es, sin lugar a duda, con el propósito
de obtener energía limpia para diversos procesos. Empero, las tecnologías
actuales deberán hacer la transición hacia el uso de hidrógeno como fuente

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de energía. Lo cual representa que las tecnologías a base de hidrógeno re-
quieren mayor tiempo para ser desarrolladas y alcanzar su completa aplica-
ción. El desarrollo de potentes baterías a base de litio o de carbono es una
realidad; sin embargo, problemas como el almacenamiento de energía son
todavía el principal reto a enfrentar (Yue et al., 2019). Con el desarrollo de
estas tecnologías, los vehículos de transportación serían menos o nulamente
dependientes de los combustibles fósiles. De acuerdo con la OICA (2020),
todas las compañías armadoras de vehículos automotores tienen por lo
menos un vehículo que funciona totalmente a base de baterías; aunque la au-
tonomía de estos vehículos debe mejorar. Países industrializados como Ho-
landa, Francia, Alemania o Noruega han apostado totalmente a vehículos
eléctricos, de acuerdo con legislaciones gubernamentales propias (Rietmann
et al., 2019; Kotilainen et al., 2019). Con la idea de que, los vehículos con mo-
tores de combustión interna a base de combustibles fósiles serán rempla-
zados totalmente o en su mayoría por motores a base de baterías en los
próximos años. El futuro cambio a vehículos eléctricos en países industriali-
zados es principalmente con nes de remediación ambiental y en este sen-
tido, con el paso de los años, será menor la dependencia de los combustibles
de origen fósil para los vehículos automotores. No ostante, habría que consi-
derar: 1) si los transportes de carga (como camiones, barcos, trenes y aviones)
podrían ser totalmente eléctricos, o se tendrá que seguir utilizando frac-
ciones pesadas como combustible; 2) ¿de dónde se obtendrá la energía de re-
carga para las baterías para transportes con una autonomía limitada?; la res-
puesta podría ser de una termoeléctrica que utilice combustóleo para generar
energía eléctrica. Es así entonces, que la dependencia de combustibles fósiles
es un tema que todavía tiene futuro, por lo que será necesario seguir te-
niendo en cuenta las precauciones necesarias para el cuidado de los seres
vivos, el medio ambiente y el sector industrial. Esto anterior se logrará en
buena medida, por medio del perfeccionamiento de los procesos de desulfu-
ración y en general de los procesos que permitan la obtención de combusti-
bles que sean más amigables con el medio ambiente. Sin duda alguna, el de-
sarrollo y aplicación de la nanotecnología en las diversas tecnologías
analizadas ha permitido y permitirá lograr avances importantes en benecio
de la sociedad. Hoy en día, el desarrollo de nanoestructuras, nanopartículas
y sistemas catalíticos del orden nanométrico ha marcado un importante
avance en el desarrollo de la catálisis. Así entonces, es de esperar que la na-
notecnología permita enfrentar y resolver las problemáticas actuales que
comprometen el bienestar de la humanidad.
Conclusiones
Se ha presentado un análisis de la importancia de los procesos para la remo-
ción de S de los combustibles fósiles y una perspectiva a futuro de estos. El
azufre se encuentra de manera natural en el crudo de petróleo. La presencia

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de S es resultado de las reacciones de condensación, polimerización y entre-
cruzamiento de biopolímeros azufrados de la materia orgánica sedimentada
hace millones de años. El crudo es sometido a procesos de renación para la
remoción de S, pues su presencia es indeseable desde el punto de vista de sa-
lud pública, ambiental e industrial. El proceso de hidrodesulfuración (HDS)
es el método convencional para remover el S del crudo de petróleo. Pero, la
HDS ha mostrado limitantes para lograr un ultra bajo contenido de azufre
(menos de 10 ppm). Debido a esto, están siendo revisadas algunas tecnolo-
gías alternativas o complementarias para lograr la desulfuración profunda de
combustibles. Los procesos de desulfuración seguirán en mejora y desarrollo
continuo, mientras el petróleo sea utilizado como fuente de abastecimiento
de energía. De manera paralela al desarrollo de mejores tecnologías para re-
mover el S de combustibles fósiles, se han realizado importantes avances en
materia de combustibles sintéticos y energías alternativas. La producción de
combustibles sintéticos a partir de procesos de pirólisis, captura de CO2 y Fis-
cher-Tropsch, así como la generación de hidrocarburos de alto valor energéti-
co como DME son promisorias alternativas para la obtención de combusti-
bles más amigables con el medio ambiente. La producción de H2 y el
mejoramiento de baterías eléctricas son una alternativa más, la cual sigue en
proceso de desarrollo, para evitar la dependencia de combustibles de origen
fósil.
Referencias
14Ajanovic, A., Haas, R. (2019). Economic and environmental prospects for battery
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