ES2373681T3

ES2373681T3 - Activación de catalizadores de hidroprocesamiento usando monóxido de carbono, y uso de catalizadores para hidroprocesamiento.

Info

Publication number: ES2373681T3
Application number: ES06749850T
Authority: ES
Inventors: Garland B. Brignac; Andrew C. Moreland; Thomas R. Halbert
Original assignee: ExxonMobil Research and Engineering Co
Current assignee: ExxonMobil Technology and Engineering Co
Priority date: 2005-04-15
Filing date: 2006-04-07
Publication date: 2012-02-07
Anticipated expiration: 2026-04-07
Also published as: CA2604924A1; EP1871526B1; WO2006113260A1; ATE525130T1; EP1871526A1; US20060231464A1; US7988848B2; JP5156622B2; JP2008536977A; CA2604924C

Abstract

Un procedimiento de hidroprocesamiento, que comprende: poner en contacto una carga de alimentación con un catalizador de hidroprocesamiento en condiciones de hidroprocesamiento en las que dicho catalizador de hidroprocesamiento es un catalizador de hidroprocesamiento que contiene metal, que se ha activado (a) tratando un catalizador de hidroprocesamiento que contiene metal presulfurado reciente, o un catalizador de hidroprocesamiento que contiene metal regenerado, con un precursor de monóxido de carbono, y (b) poniendo en contacto el catalizador tratado con el precursor de monóxido de carbono procedente de la etapa (a) con hidrógeno y un agente sulfurante en condiciones de activación del catalizador y en ausencia de un agente desactivante selectivo.

Description

Activación de catalizadores de hidroprocesamiento usando monóxido de carbono, y uso de catalizadores para hidroprocesamiento

CAMPO DE LA INVENCIÓN

Esta invención se refiere a un procedimiento para activar un catalizador de hidroprocesamiento. Más particularmente, los catalizadores de hidroprocesamiento se activan en presencia de monóxido de carbono. Los catalizadores se usan para hidroprocesar cargas de alimentación.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN

En general, el hidroprocesamiento implica el tratamiento de una alimentación con hidrógeno. Los objetivos del hidroprocesamiento varían ampliamente, y son función de la naturaleza de la alimentación y las condiciones del proceso. Una condición del proceso importante es la elección del catalizador de hidroprocesamiento, ya que casi todas las reacciones de hidroprocesamiento son de naturaleza catalítica. La reacción de hidroprocesamiento típica implica poner en contacto la alimentación con un catalizador de hidroprocesamiento a temperatura y presión elevadas.

Un ejemplo de una reacción de hidroprocesamiento es el hidrotratamiento. El propio hidrotratamiento puede tener diferentes resultados/objetivos, tales como hidrodesulfuración (HDS), hidrodesnitrogenación (HDN) e hidrodesaromatización. En un procedimiento de hidrotratamiento típico, una carga de alimentación de petróleo, que contiene un nivel inaceptable de contaminantes de azufre y/o nitrógeno, se pone en contacto con hidrógeno y un catalizador de hidrotratamiento a temperatura y presión elevadas. El catalizador de hidrotratamiento puede variar dependiendo de si el objetivo es HDS o HDM, y las condiciones de temperatura y presión del procedimiento también pueden cambiar. Estos catalizadores también pueden poseer actividad de hidrogenación para la saturación de hidrocarburos insaturados. Esta última propiedad puede ser deseable o indeseable, dependiendo del uso deseado. Sería muy deseable tener un procedimiento de activación del catalizador en el que se pudiese incrementar la actividad catalítica con respecto a procedimientos de activación convencionales, es decir, aquellos procedimientos de activación actualmente conocidos y puestos en práctica por aquellos expertos en la técnica del hidroprocesamiento. En el caso general, los catalizadores de hidrotratamiento se activan convirtiendo (óxidos de) metal, presente en una base catalítica, en una forma de sulfuro metálico. Tanto si estos catalizadores se obtienen recientemente o se regeneran, la etapa de activación es una ayuda para lograr una buena actividad inicial y el mantenimiento de la actividad estable (velocidad baja de desactivación).

El procedimiento de activación convencional para catalizadores sulfurados implica calentar el catalizador (oxídico) en presencia de un compuesto que contiene azufre, que se convierte en H2S durante el calentamiento, y el H2S así producido reacciona con óxidos metálicos sobre el soporte catalítico, dando como resultado la conversión en el estado activo, sulfuros metálicos. Lo más a menudo, el hidrógeno también está presente durante la activación del catalizador. El catalizador se puede activar mientras que está “en aceite”. El documento US-5059731 A muestra un procedimiento de hidroprocesamiento en el que el catalizador tratado con un precursor de CO se pone en contacto con hidrógeno para la activación.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN

Esta invención se refiere a un procedimiento de hidroprocesamiento que comprende: poner en contacto una carga de alimentación con un catalizador de hidroprocesamiento en condiciones de hidroprocesamiento en las que dicho catalizador de hidroprocesamiento es un catalizador de hidroprocesamiento que contiene un metal, que se ha activado (a) tratando un catalizador de hidroprocesamiento que contiene metal presulfurado reciente, o un catalizador de hidroprocesamiento que contiene metal regenerado, con un precursor de monóxido de carbono, y (b) poniendo en contacto el catalizador tratado con el precursor de monóxido de carbono procedente de la etapa (a) con hidrógeno y un agente sulfurante en condiciones de activación del catalizador, y en presencia de un agente desactivante selectivo.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS

La Figura 1 es una gráfica que muestra la actividad relativa del catalizador para la hidrodesulfuración usando un catalizador de referencia frente a un catalizador activado con CO.

La Figura 2 es una gráfica que muestra la actividad relativa del catalizador para la saturación de olefinas usando un catalizador de referencia frente a un catalizador activado con CO.

La Figura 3 es una gráfica que muestra la actividad relativa del catalizador para la hidrodesulfuración usando un catalizador de referencia frente a un catalizador activado con CO, usando condiciones de activación alternativas.

La Figura 4 es una gráfica que muestra la actividad relativa del catalizador para la saturación de olefinas usando un

catalizador de referencia frente a un catalizador activado con CO, usando las condiciones de activación de la Figura

3.

La Figura 5 es una gráfica que muestra el azufre del producto que resulta de un procedimiento de hidrodesulfuración que usa un catalizador de referencia frente a catalizadores que se han activado según la invención.

La Figura 6 es una gráfica que muestra la actividad relativa del catalizador usando un catalizador de referencia frente a catalizadores que se han activado según la invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN

Esta invención se refiere a un procedimiento para activar un catalizador de hidroprocesamiento, al catalizador activado, y al uso de catalizadores activados para reacciones de hidroprocesamiento. Los catalizadores de hidroprocesamiento que se activan mediante tratamiento con monóxido de carbono (CO) según la invención son aquellos que contienen metal. Los catalizadores de hidroprocesamiento implican generalmente un soporte, tal como un óxido inorgánico refractario, que tiene depositado en él un metal, particularmente un metal de hidrogenación. En un catalizador reciente o regenerado, el metal puede estar en forma de óxido metálico, sal metálica o complejo metálico. Los metales específicos, soportes y condiciones del proceso son función del uso final del catalizador de hidroprocesamiento. Tales metales están preferiblemente sulfurados, puesto que la sulfuración normalmente da como resultado y/o incrementa la actividad catalítica. Sin embargo, no todos los catalizadores de hidroprocesamiento que contienen metal se sulfuran antes del uso. El tratamiento con CO se puede iniciar antes de la introducción del agente sulfurante, se puede introducir al mismo tiempo que el agente sulfurante, o se puede introducir después de la sulfuración parcial. Los metales usados en catalizadores de hidroprocesamiento son de los Grupos 3-14 de la Tabla Periódica basada en el formato de la IUPAC, que tiene los Grupos 1-18. Los metales preferidos son de los Grupos 3-10, especialmente Grupos 6 y 8-10. Los metales especialmente preferidos son Mo, W, Ni, Co, y Ru. Los catalizadores también se pueden dopar (promover) con una variedad de dopantes, tales como Y, P Ce, Re, Zr, Hf, U y metales alcalinos tales como Na y K. Los catalizadores metálicos pueden estar soportados. Los materiales soporte o vehículo son habitualmente óxidos inorgánicos tales como sílice, alúmina, sílice-alúminas, magnesia, titania, circonia, toria, óxidos de metales de transición, combinaciones binarias de sílices con otros óxidos metálicos tales como titania, magnesia, toria, circonia, y similares, y combinaciones terciarias de estos óxidos, tales como sílice-alúmina-toria y sílice-alúmina-magnesia. El procedimiento de tratamiento de un catalizador de hidroprocesamiento con CO para potenciar la actividad catalítica es sorprendente, puesto que se sabe que CO en bajas concentraciones inhibe la actividad de HDS. La Publicación de Solicitud de Patente de los Estados Unidos nº 20030220186 señala que un agente protector, que protege y conserva la actividad de eliminación de heteroátomos del catalizador, por ejemplo CO, en combinación con un agente desactivante selectivo, que reduce la actividad de hidrogenación del catalizador, suprime selectivamente la actividad de hidrogenación del catalizador que tiene tanto propiedades de hidrogenación como de eliminación de azufre. El agente protector protege tanto la actividad de eliminación de azufre como también inhibe esta actividad. La propiedad de inhibición se elimina descontinuando el agente protector o reduciéndolo hasta una concentración demasiado baja para que sea efectiva suprimiendo la actividad de eliminación de heteroátomos. Esta invención se basa en parte en el descubrimiento de que el tratamiento de un catalizador de hidroprocesamiento que contiene metal con CO durante la activación da como resultado un catalizador activado con una actividad mayor que un catalizador activado usando procedimientos convencionales, después de que el CO se elimina parcial o totalmente. Este tratamiento no requiere ningún otro aditivo. De este modo, la actividad del catalizador se puede potenciar más allá de la del catalizador reciente o regenerado, activado usando procedimientos conocidos en la técnica. El catalizador a activar mediante tratamiento con CO puede ser catalizador reciente, catalizador regenerado, o una mezcla de los mismos. El término “regenerado” engloba catalizadores tanto regenerados como rejuvenecidos. Los catalizadores regenerados son aquellos que se calientan en presencia de oxígeno para restaurar al menos parcialmente la actividad original del catalizador. Los catalizadores rejuvenecidos son aquellos que se regeneran y se tratan posteriormente para restaurar la actividad adicional del catalizador. El catalizador reciente se presulfura, es decir, se trata, con un compuesto o compuestos que generan H2S durante la activación. Los ejemplos de tales compuestos son azufre, sulfuros, incluyendo polisulfuros, mercaptanos, ácidos tiocarboxílicos, y sus ésteres. El tratamiento con CO implica tratar el catalizador con un precursor de CO que genera CO en condiciones activantes. Por precursor generador de CO se quiere decir un compuesto que libera CO en condiciones de activación del catalizador. Los ejemplos de tales precursores generadores de CO incluyen dióxido de carbono, ácidos carboxílicos, carbonatos, formaldehído, glioxal, y carbonilos tales como oxisulfuro de carbono. El tratamiento con el precursor de CO puede preceder a la sulfuración del catalizador, o el precursor/tratamiento con CO se puede producir concurrentemente con la sulfuración del catalizador.

Las condiciones de activación implican tratar el catalizador que contiene el metal en presencia de CO a concentraciones de CO de 10 a 100.000 vppm basado en el volumen total (a temperatura y presión estándar, STP) de gases presentes, e hidrógeno más sulfuro de hidrógeno a concentraciones de 10 a 99,999% en volumen basado en el volumen total de gases presentes, con la condición de que el sulfuro de hidrógeno esté presente en una cantidad suficiente para convertir el óxido metálico, la sal metálica o el complejo metálico en la forma de sulfuro correspondiente. El sulfuro de hidrógeno se puede generar mediante un agente sulfurante. La cantidad de sulfuro de

hidrógeno puede oscilar, por ejemplo, de 1000 vppm a 10% en volumen, basado en el volumen total de gases presentes. Se pueden usar menores cantidades de sulfuro de hidrógeno, pero esto puede prolongar el tiempo requerido para la activación. Puede estar presente un soporte inerte, y la activación puede tener lugar en fase líquida

o gaseosa. Los ejemplos de gases de soporte inertes incluyen nitrógeno e hidrocarburos ligeros, tales como metano. Cuando están presentes, los gases inertes se incluyen como parte del volumen total de gases. La presión total está en el intervalo hasta 5000 psig (34576 kPa), preferiblemente 0 psig a 5000 psig (101 kPa a 34576 kPa), más preferiblemente 50 psig a 2500 psig (446 kPa a 17338 kPa). Si está presente un soporte líquido, la velocidad espacial horaria del líquido (LHSV) es de 0,1 a 10 h-1, preferiblemente 0,1 a 5 h-1. La LHSV pertenece al modo continuo. Sin embargo, la activación también se puede realizar en modo discontinuo. Las temperaturas para la activación son de 149ºC a 427ºC (300ºF a 800ºF), preferiblemente 204ºC a 371ºC (400ºF a 700ºF). La temperatura se puede mantener constante, o se puede elevar comenzando a una menor temperatura e incrementando la temperatura durante la activación. Las velocidades de gases totales pueden ser de 0,178 a 17800 m3/m3 (1 a

100.000 scf/B de catalizador a STP). El CO debe estar presente durante al menos parte del proceso de activación, pero no necesita estar presente durante todas las fases del proceso de activación.

La sulfuración del catalizador se puede producir in situ o ex situ. La sulfuración se puede producir poniendo en contacto el catalizador con un agente sulfurante, y puede tener lugar con un agente sulfurante en fase líquida o en fase gaseosa. Como alternativa, el catalizador se puede presulfurar de manera que se pueda generar H2S durante la sulfuración. En un agente sulfurante en fase líquida, el catalizador a sulfurar se pone en contacto con un líquido soporte que contiene agente sulfurante. El agente sulfurante se puede añadir al líquido soporte, o el propio líquido soporte puede ser el agente sulfurante. El líquido soporte es preferiblemente una corriente de hidrocarburo virgen, y puede ser la carga de alimentación a poner en contacto con el catalizador de hidroprocesamiento, pero puede ser cualquier corriente de hidrocarburo, tal como un destilado derivado de fuentes minerales (petróleo) o sintéticas. Si se añade un agente sulfurante al líquido soporte, el propio agente sulfurante puede ser un gas o líquido capaz de generar sulfuro de hidrógeno en condiciones de activación. Los ejemplos incluyen sulfuro de hidrógeno, sulfuro de carbonilo, disulfuro de carbono, sulfuros tales como dimetilsulfuro, disulfuros tales como dimetildisulfuro, y polisulfuros tales como polisulfuro de di-t-nonilo. Los sulfuros presentes en ciertas alimentaciones, por ejemplo alimentaciones de petróleo, pueden actuar como agentes sulfurantes, e incluyen una amplia variedad de especies que contienen azufre capaces de generar sulfuro de hidrógeno, incluyendo compuestos alifáticos, aromáticos y heterocíclicos. En un procedimiento de activación mediante CO en fase gaseosa, la activación con CO, H2S y/o H2 se puede producir sin que esté presente ningún hidrocarburo.

En una realización preferida, el catalizador a tratar con CO se carga en primer lugar en un reactor. El catalizador se calienta en presencia de un gas de tratamiento que contiene hidrógeno, y con una carga de alimentación que contiene agente sulfurante, y se calienta hasta una temperatura inicial en el intervalo de 204ºC (400ºF). La mezcla de catalizador/carga de alimentación calentada se activa entonces con gas de tratamiento que contiene hidrógeno y CO, y la temperatura se eleva por incrementos. Al final del tratamiento de activación, el caudal de CO se reduciría o se detendría. El catalizador activado es útil para el hidroprocesamiento.

El término hidroprocesamiento engloba todos los procedimientos en los que una alimentación de hidrocarburo se hace reaccionar con hidrógeno a temperatura elevada y presión elevada (condiciones de reacción de hidroprocesamiento), preferiblemente en presencia de un gas de tratamiento y una cantidad catalíticamente efectiva de un catalizador de hidroprocesamiento. El término hidroprocesamiento engloba hidrogenación, hidrotratamiento, hidrodesulfuración, hidrodesnitrogenación, hidrodesmetalización, hidroacabado, hidrodesaromatización, hidroisomerización, hidrodesparafinado, hidrocraqueo, e hidrocraqueo en condiciones de presión suaves, lo que se denomina habitualmente como hidrocraqueo suave. Las reacciones de hidroprocesamiento están relacionadas con uno o más objetivos, incluyendo la eliminación de heteroátomos (S, N, O y metales), la hidrogenación para incrementar la relación H:C (reduciendo los aromáticos y otros insaturados) y el craqueo de enlaces C-C (para reducir los pesos moleculares medios y los puntos de ebullición). Las condiciones de hidroprocesamiento incluyen temperaturas de 120ºC a 538ºC, presiones de 446 kPa a 34576 kPa (50 psig a 5000 psig), velocidades espaciales horarias del líquido de 0,1 a 20 h-1, y velocidades del gas de tratamiento que contienen hidrógeno de 17,8 a 1780 m3/m3 (100 a 10.000 scfB). El gas de tratamiento que contiene hidrógeno puede contener hidrógeno preferiblemente en una cantidad de 50% en volumen o más.

Las cargas de alimentación para el hidroprocesamiento engloban un intervalo completo de alimentaciones desde parafinas ligeras y naftas vírgenes hasta crudos completos, e incluyen alimentaciones tanto naturales como sintéticas. También se engloban como alimentaciones compuestos orgánicos que poseen grupos funcionales que se pueden reducir. Los puntos de ebullición para las alimentaciones pueden oscilar desde 15ºC (59ºF) hasta más de 650ºC (1202ºF). Los ejemplos de tales alimentaciones incluyen parafinas de C5+, naftas, queroseno, gasolina, aceites para calefacción, combustibles para motores de reacción, diésel, aceites de ciclo, gasóleos ligeros y pesados craqueados catalíticamente, gasóleo hidrotratado, destilado ligero de vaporización súbita, gasóleo de vacío, gasóleo ligero, gasóleo virgen, gasóleo de coquizador, gasóleo sintético, aceites desasfaltados, aceite de desaceitado de parafinas, ceras parafínicas residuales, ceras obtenidas de un proceso de síntesis de Fischer-Tropsch, residuos largos y cortos, y petróleos brutos sintéticos, que se originan opcionalmente de arena asfáltica, pizarras bituminosas, procesos de mejora de residuos, biomasa, y compuestos orgánicos que contienen grupos funcionales que se

pueden reducir (hidrogenar) tales como aldehídos, cetonas, ésteres, amidas y ácidos carboxílicos. Las cargas de alimentación pueden tener una variedad de contaminantes, incluyendo heteroátomos tales como S, N y O, así como contaminantes metálicos, tales como V, As, Pb, Na, K, Ca, Ni, Fe y Cu.

Un procedimiento de hidroprocesamiento preferido es el hidrotratamiento. El hidrotratamiento engloba la hidrodesulfuración (HDS), la hidrodesnitrogenación (HDN) y la hidrodesaromatización (HDA). El hidrotratamiento puede eliminar también compuestos oxigenados. Un aspecto de la hidrodesaromatización incluye el hidroacabado. Los catalizadores de hidrotratamiento incluyen típicamente al menos un metal de los Grupos 6, 8, 9 y 10 de la Tabla Periódica basada en el formato de la IUPAC que tiene los Grupos 1-18. Los metales preferidos incluyen Co, Mo, Ni, W, y Ru. Debido a que los catalizadores de hidrotratamiento son más activos en su forma de sulfuro metálico, normalmente se sulfuran antes del uso. En el caso de HDS y HDN, los catalizadores preferidos contienen Co, Mo, Ni, W, y sus mezclas, más preferiblemente Co/Mo, Ni/Mo, y Ni/W, especialmente Co/Mo. Estos catalizadores están soportados habitualmente sobre un soporte de óxido inorgánico refractario, tal como alúmina, sílice, sílice-alúmina, y similar. Los catalizadores de HDS y HDN también pueden ser catalizadores de metales en mezcla, que contienen al menos un metal del Grupo 6 y/o del Grupo 8-10. Los catalizadores de metales en mezcla preferidos comprenden al menos un metal no noble del Grupo 8-10 y al menos dos metales del Grupo 6, en los que la relación de metal del Grupo 6 a metal no noble del Grupo 8-10 es de 10:1 a 1:10, y tienen (en su forma de óxido) la fórmula (X)b(Mo)c(W)dOz, en la que X es uno o más metales no nobles del Grupo 8-10, y la relación molar de b: (c+d) es 0,5/1 a 3/1. Tales catalizadores se describen en la patente U.S. nº 6.783.663, que se incorpora aquí como referencia en su totalidad. Las condiciones del proceso de HDS y HDN incluyen temperaturas en el intervalo de 120ºC a 538ºC (248ºF a 1000ºF), presiones en el intervalo de 446 kPa a 34576 kPa (50 psig a 5000 psig), una velocidad del gas de tratamiento de hidrógeno en el intervalo de 17,8 a 1780 m3/m3 (100 a 10.000 scf/B), y una velocidad espacial horaria del líquido en el intervalo de 0,1 a 10 h-1. La HDN selectiva de compuestos aromáticos heterocíclicos que contienen anillos insaturados que contienen nitrógeno puede usar catalizadores que contienen metales nobles de los Grupos 8-9 y modificadores de la reacción.

La hidrodesaromatización puede usar los mismos catalizadores y condiciones que se usan para HDS y HDN como se describen anteriormente, puesto que algunas HDA acompañarán habitualmente la HDS y HDN. La HDA específicamente buscada se puede producir juntamente con HDS profunda, puesto que los compuestos aromáticos que pueden ser deseables de eliminar de las cargas de alimentación son compuestos aromáticos que contienen azufre tales como tiofenos y benzotiofenos. Los soportes para el catalizador de HDA pueden ser amorfos o cristalinos. Los soportes amorfos incluyen alúmina, sílice-alúmina, sílice y circonia. Los soportes cristalinos incluyen zeolitas tales como beta, USY, mordenita, MCM-41 y ZSM-48, y SAPOs, ALPOs y MEAPOs. Las condiciones del proceso de HDA incluyen temperaturas de 149ºC a 538ºC (300ºF a 1000ºF), presiones en el intervalo de 446 kPa a 34576 kPa (50 psig a 5000 psig), velocidades del gas de tratamiento de hidrógeno en el intervalo de 17,8 a 1780 m3/m3 (100 a 10.000 scfB), y una velocidad espacial horaria del líquido en el intervalo de 0,1 a 10 h-1.

El hidroacabado es un subconjunto de la hidrodesaromatización, pero puede usar diferentes catalizadores y condiciones. Los catalizadores de hidroacabado son aquellos que contienen metales del Grupo 6, metales de los Grupos 8-10, y sus mezclas. Los metales preferidos incluyen al menos un sulfuro metálico que tiene una fuerte función de hidrogenación. La mezcla de metales también puede estar presente como catalizadores metálicos en mezcla, en la que la cantidad de metal es 30% en peso o mayor, basado en el catalizador. Los soportes de óxidos metálicos adecuados incluyen óxidos poco ácidos, tales como sílice, alúmina, sílice-alúminas o titania, preferiblemente alúmina. Los catalizadores de hidroacabado preferidos para saturación aromática comprenderán al menos un metal que tiene una función de hidrogenación relativamente fuerte, sobre un soporte poroso. Los materiales soporte típicos incluyen materiales de óxido amorfos o cristalinos, tales como alúmina, sílice, y sílicealúmina. El contenido metálico del catalizador es a menudo tan alto como 20% en peso para metales no nobles. Un catalizador de hidroacabado preferido es un material cristalino que pertenece a la clase o familia de catalizadores M41 S. La familia de catalizadores M41S es un material mesoporoso que tiene contenidos elevados de sílice, cuya preparación se describe adicionalmente en J. Amer. Chem. Soc., 1992, 114, 10834. Los ejemplos incluyen MCM-41, MCM-48 y MCM-50. Mesoporoso se refiere a catalizadores que tienen tamaños de poros de 15 a 100Å. Un miembro preferido de esta clase es MCM-41, cuya preparación se describe en la patente U.S. nº 5.098.684. MCM-41 es una fase no estratificada, porosa, inorgánica, que tiene una disposición hexagonal de poros con tamaños uniformes. La estructura física de MCM-41 es similar a un haz de pajitas en las que la abertura de las pajitas (el diámetro de celda de los poros) oscila de 15 a 100Å. MCM-48 tiene una simetría cúbica, y se describe, por ejemplo, en la patente U.S. nº 5.198.203, mientras que MCM-50 tiene una estructura de laminillas. MCM-41 se puede obtener con aberturas de poros de diferentes tamaños, en el intervalo mesoporoso. Los materiales mesoporosos pueden tener un componente de hidrogenación metálico, que es al menos uno de metales del Grupo 8, Grupo 9 o Grupo 10. Las condiciones de hidroacabado incluyen temperaturas de 150ºC a 350ºC (302ºF a 662ºF), preferiblemente 180ºC a 250ºC (356ºF a 482ºF), presiones totales de 2859 kPa a 20.786 kPa (400 psig a 3000 psig), una velocidad espacial horaria del líquido de 0,1 a 5 LHSV (h-1), preferiblemente 0,5 a 3 h-1, y velocidades del gas de tratamiento de hidrógeno de 44,5 a 1780 m3/m3 (250 a 10.000 scf/B).

La hidrodesmetalación implica eliminar metales tales como Fe, V, As y Ca, que pueden actuar como venenos en catalizadores aguas abajo. Los catalizadores usados para la hidrodesmetalización son aquellos que se usan para

HDS y HDN, e incluyen Ni, Co, Mo, W y sus combinaciones, tales como Ni/Mo o Co/Mo. Habitualmente es ventajoso usar catalizadores que tienen una menor actividad de hidrogenación, y también usar catalizadores de tamaño grande de poros, es decir, un catalizador que tiene tamaños de poros mayores que 60Å. Las propiedades catalíticas de tales catalizadores con grandes poros no son óptimas para la eliminación de heteroátomos mediante HDS o HDN. Los catalizadores de la hidrodesmetalación se pueden usar en un lecho de protección antes de HDS o HDN. Las condiciones de hidrodesmetalación incluyen temperaturas de 250ºC a 500ºC (482ºF a 932ºF), preferiblemente 31ºC a 425ºC (599ºF a 797ºF), presiones totales en el intervalo de 3458 kPa a 34576 kPa (500 psig a 5000 psig), preferiblemente de 8375 kPa a 20.786 kPa (1200 psig a 3000 psig), y velocidades espaciales que oscilan de 0,1 a 10,0 h-1, preferiblemente de 0,3 a 5,0 h-1.

El hidrodesparafinado de hidrocarburos se refiere a la eliminación de componentes parafínicos de cargas de alimentación de hidrocarburos usando catalizadores de desparafinado. Las cargas de alimentación hidrodesparafinadas tienen típicamente propiedades mejoradas, que incluyen al menos una de VI, viscosidad, punto de vertido y punto de turbidez. El hidrodesparafinado se puede producir hidroisomerizando o hidrocraqueando componentes parafínicos, aunque el catalizador que no es para el desparafinado trabaja mediante un mecanismo hasta la exclusión del otro. La hidroisomerización de componentes parafínicos isomeriza las ceras en moléculas mucho más ramificadas, mientras que el hidrocraqueo craquea moléculas parafínicas en moléculas más pequeñas (menor peso molecular). El catalizador de desparafinado puede ser cristalino o amorfo. Los materiales cristalinos son tamices moleculares que contienen al menos un canal de 10 ó 12 anillos, y pueden estar basados en aluminosilicatos (zeolitas), o pueden estar basados en aluminofosfatos. Las zeolitas pueden contener al menos un canal de 10 ó 12 anillos. Los ejemplos de tales zeolitas incluyen ZSM-5, ZSM-11, ZSM-22, ZSM-23, ZSM-35, ZSM48, ZSM-57, ferrierita, EU-1, NU-87, ITQ-13 y MCM-71. Los ejemplos de aluminofosfatos que contienen al menos un canal de 10 anillos incluyen SAPO-11 y SAPO-41. Los ejemplos de tamices moleculares que contienen canales de 12 anillos incluyen zeolita beta, ZSM-12, MCM-68 SAPO-5, SAPO-31, MAPO-36, ZSM-18, mordenita, faujasita y ofretita. Se debería observar que un catalizador de desparafinado tal como ZSM-5 puede tener propiedades de desparafinado alteradas ajustando las propiedades del catalizador, tales como acidez, dispersión de metal y tamaño de las partículas catalíticas, como se señala en la patente U.S. nº 6.294.077. Los tamices moleculares se describen en las patentes U.S. nos 5.246.566; 5.282.958; 4.975.177; 4.397.827; 4.585.747; 5.075.269 y 4.440.871. MCM-68 se describe en la patente U.S. nº 6.310.265. MCM-71 y ITQ-13 se describen en las solicitudes publicadas PCT WO 0242207 y WO 0078677. Los catalizadores de la isomerización preferidos incluyen ZSM-48, ZSM-22 y ZSM-23. Se prefiere especialmente ZSM-48. Como se usa aquí, ZSM-48 incluye EU-2, EU-11 y ZBM-30, que son estructuralmente equivalentes a ZSM-48. Los tamices moleculares están preferiblemente en forma de hidrógeno. La reducción se puede producir in situ durante la propia etapa de desparafinado, o se puede producir ex situ en otra vasija.

Los catalizadores de desparafinado amorfos incluyen alúmina, alúmina fluorada, sílice-alúmina, sílice-alúmina fluorada, y sílice-alúmina dopada con metales del Grupo 3. Tales catalizadores se describen, por ejemplo, en las patentes U.S. nos 4.900.707 y 6.383.366.

Los catalizadores de desparafinado son bifuncionales, es decir, están cargados con un componente de hidrogenación metálico, que es al menos un metal del Grupo 6, al menos un metal del Grupo 8-10, o sus mezclas. Los metales preferidos son metales de los Grupos 9-10. Estos metales se cargan en la proporción de 0,1 a 30% en peso, basado en el catalizador. Los métodos de preparación del catalizador y de carga del metal se describen, por ejemplo, en la patente U.S. nº 6.294.077, e incluyen, por ejemplo, intercambio iónico e impregnación usando sales metálicas que se pueden descomponer. Las técnicas de dispersión de metales y el control del tamaño de las partículas catalíticas se describen en la patente U.S. nº 5.282.958. Se prefieren los catalizadores con tamaño pequeño de partículas y un metal bien disperso. Los tamices moleculares forman típicamente materiales compuestos con materiales aglutinantes que son resistentes a temperaturas elevadas y se pueden emplear en condiciones de desparafinado para formar un catalizador de desparafinado acabado, o pueden estar exentos de aglutinantes (autounidos). Los materiales aglutinantes son habitualmente óxidos inorgánicos tales como sílices, alúminas, sílice-alúminas, combinaciones binarias de sílices con otros óxidos metálicos tales como titania, magnesia, toria, circonia, y similares, y combinaciones terciarias de estos óxidos, tales como sílice-alúmina-toria y sílicealúmina-magnesia. La cantidad de tamiz molecular en el catalizador de desparafinado acabado es de 10 a 100% en peso, preferiblemente 35 a 100% en peso, basado en el catalizador. Tales catalizadores se forman mediante métodos tales como secado por pulverización, extrusión, y similares. El catalizador de desparafinado se puede usar en forma sulfurada o no sulfurada, y está preferiblemente en forma sulfurada. Los catalizadores de desparafinado tienen Índice de Restricción entre 2 y 12. Se hace referencia a la patente U.S. nº 4.784.745, que se incorpora comoreferencia, para una definición de Índice de Restricción y una descripción de cómo se mide este valor.

Las condiciones de desparafinado incluyen temperaturas de 200ºC a 500ºC (392ºF a 932ºF), preferiblemente 250ºC a 350ºC (482ºF a 662ºF), presiones de 790 kPa a 20786 kPa (100 psig a 3000 psig), preferiblemente 1480 kPa a 17339 kPa (200 psig a 2500 psig), velocidades espaciales horarias del líquido de 0,1 a 10 h-1, preferiblemente 0,1 a 5 h-1, y velocidades del gas de tratamiento de hidrógeno de 45 a 1780 m3/m3 (250 a 10.000 scf/B), preferiblemente 89 a 890 m3/m3 (500 a 5000 scf/B).

El hidrocraqueo implica la reducción del peso molecular craqueando moléculas más grandes en unas más pequeñas. El hidrocraqueo implica típicamente un número de reacciones tales como el craqueo de grandes moléculas, la hidrogenación de enlaces olefínicos, la apertura de anillo, eliminación de heteroátomos e hidrogenación de compuestos aromáticos. Los catalizadores de hidrocraqueo incluyen un componente de craqueo, un componente de hidrogenación y un aglutinante o soporte. El componente de craqueo puede ser amorfo o cristalino. Los catalizadores de craqueo amorfos incluyen sílice-alúminas. Los catalizadores de craqueo cristalinos son tamices moleculares que incluyen aluminosilicatos tales como zeolitas y aluminofosfatos tales como SAPOs. Los ejemplos de zeolitas como catalizadores de craqueo incluyen Y, USY, X, beta, ReY, mordenita, faujasita, ZSM-12 y otras zeolitas de poros grandes. Los ejemplos de SAPOs incluyen SAPO-11, SAPO-31, SAPO-41, MAPO-11 yELAPO-31. Los catalizadores de craqueo cristalinos tienen Índices de Restricción menores que 2. Los componentes de hidrogenación incluyen metales del Grupo 6 o Grupo 8-10, o sus óxidos o sulfuros, preferiblemente uno o más de molibdeno, volframio, cobalto, o níquel, Ru, o sus sulfuros u óxidos. Los ejemplos de soportes refractarios adecuados incluyen óxidos refractarios tales como alúmina, sílice-alúmina, alúmina halogenada, sílice-magnesia, sílice-circonia, alúmina-boria, sílice-titania, sílice-circonia-titania, arcillas tratadas con ácidos, y similares. Un catalizador preferido comprende (a) una matriz ácida sólida porosa, amorfa, tal como alúmina, sílice-alúmina, sílicemagnesia, sílice-circonia, sílice-toria, sílice-berilia, sílice-titania, sílice-alúmina-tierras raras, y similares, y (b) una zeolita tal como faujasita. La matriz puede comprender composiciones ternarias, tales como sílice-alúmina-toria, sílice-alúmina-circonia, magnesia y sílice-magnesia-circonia. Las condiciones de hidrocraqueo incluyen temperaturas de 204ºC a 510ºC (399ºF a 950ºF), presiones totales de 790 kPa a 34576 kPa (100 psig a 5000 psig), una velocidad espacial horaria del líquido de 0,1 a 10 h-1, y velocidades del gas de tratamiento de hidrógeno de 17,8 a 1780 m3/m3 (100 a 10.000 scf/B).

El hidrocraqueo suave se dirige a la producción de productos más ligeros, tales como destilados medios, gasóleos ligeros, y gasolina procedentes de corrientes pesadas del petróleo. Las condiciones de hidrocraqueo son generalmente menos severas que las de hidrocraqueo especialmente con respecto a temperatura y/o presión, y dan como resultado una menor conversión. Los catalizadores combinan una acidez suave con una función de hidrogenación. La función ácida se proporciona mediante soportes amorfos tales como sílice-alúmina, alúminas, alúminas halogenadas, titania, circonia, magnesia, y combinaciones de sílice-alúminas y otros óxidos metálicos, especialmente óxidos de boro. La función de hidrogenación es proporcionada por al menos uno de metales del Grupo 6 y de los Grupos 8-10, especialmente metales nobles y no nobles del Grupo 8-10, y son preferiblemente combinaciones de metales del Grupo 6 y Grupos 8-10. Los catalizadores de hidrocraqueo suave preferidos son sílice-alúminas de baja acidez con un metal del Grupo 9 ó 10, o combinación del metal del Grupo 9 ó 10 con un metal del Grupo 6. El soporte amorfo se puede sustituir por una zeolita, especialmente zeolita Y. Las condiciones de hidrocraqueo suave incluyen temperaturas de 230ºC a 480ºC (446ºF a 896ºF), presiones de 790 kPa a 20786 kPa (100 psig a 3000 psig), velocidades espaciales de 0,1 a 10 h-1, y velocidades del gas de tratamiento de hidrógeno de 89 a 445 m3/m3 (500 a 2500 scf/B).

La reducción de compuestos orgánicos que contienen grupos funcionales implica habitualmente compuestos que contienen O, S y N como heteroátomos. Los compuestos orgánicos preferidos son aquellos que contienen un grupo carbonilo, tales como cetonas, aldehídos, amidas, ésteres y ácidos carboxílicos. Los catalizadores para reducir compuestos carbonílicos orgánicos son aquellos que contienen metales de los Grupos 4-14. Los ejemplos de metales incluyen Fe, Ni, Pd, Pt, Co, Sn, Rh, Re, Ir, Os, Au, Ru, Zr, Ag y Cu. El catalizador puede comprender adicionalmente un soporte tal como, por ejemplo, un soporte de carbono poroso, un soporte metálico, un soporte de óxido metálico, o sus mezclas. Tales reducciones pueden tener lugar en un disolvente inerte. Las temperaturas y presiones de hidrógeno pueden variar según el material de partida, el catalizador, el tiempo de reacción, y similares.

Mediante los siguientes ejemplos se ilustran aspectos de la invención.

EJEMPLOS

Ejemplo 1

Para este ensayo se usó una muestra comercialmente preparada de RT-225 (comercialmente disponible de Albermarle). RT-225 se ensayó en forma de cuadrilóbulo asimétrico de 1,3 mm, y es un CoMo catalizador de CoMo sobre alúmina con aproximadamente 4,5% en peso de MoO3 y 1,2% en peso de CoO. Para este ensayo se usaron dos unidades piloto de nafta. Se usó el Reactor 1 y el Reactor 2 para ensayar el efecto de la sulfuración con 10% en volumen de sulfuro de hidrógeno, 1000 vppm de monóxido de carbono, y el resto hidrógeno. El Reactor 2 se usó como un experimento de referencia que usa 10% en volumen de sulfuro de hidrógeno y 90% en volumen de hidrógeno durante el procedimiento de sulfuración. Ambas unidades piloto se cargaron con 40 centímetros cúbicos de RT-225, y ambas usaron una nafta catalítica intermedia (ICN) durante el procedimiento de sulfuración. La sulfuración del catalizador se llevó a cabo in situ usando las mezclas de gases dadas anteriormente. La sulfuración se llevó a cabo durante aproximadamente 12 horas a temperaturas de mantenimiento de 204ºC (399ºF) y 343ºC (649ºF), con una presión del reactor de 305 psig (2204 kPa). Después de la sulfuración, los reactores se enfriaron hasta 274ºC (525ºF), y el comportamiento del catalizador se midió a 274ºC (525ºF), presión de entrada de 240 psig (1756 kPa), 356 m3/m3 (2000 scf/b) de hidrógeno al 100%, y 4,0 de velocidad espacial horaria del líquido, durante

aproximadamente 14 días. Las Figuras 1 y 2 muestran la actividad relativa del catalizador (RCA) para la hidrodesulfuración (HDS) y para la reducción del índice de bromo o saturación de olefinas (HDBr). Como se puede observar de la Figura 1, la muestra de RT-225 que se sulfuró con H2S-H2 y CO dio como resultado una mayor actividad de HDS de aproximadamente 25%. La Figura 2 da la actividad de saturación de olefina (HDBr). Se observa muy poca diferencia en la actividad de HDBr entre el catalizador de RT-225 sulfurado con H2S-H2 y CO frente al RT225 sulfurado solamente con H2S-H2.

Ejemplo 2

Para este ensayo se usaron muestras comercialmente preparadas de RT-225. RT-225 se ensayó en una forma de ASQ de 1,3 mm, y es un catalizador de CoMo sobre alúmina, con aproximadamente 4,5% en peso de MoO3 y 1,2% en peso de CoO. Para este ensayo se usaron tres unidades piloto de nafta. El reactor B se usó para ensayar el efecto de la sulfuración con 10% en volumen de sulfuro de hidrógeno, 1000 vppm de monóxido de carbono, y el resto hidrógeno, con nafta catalítica intermedia. El Reactor C se usó como un experimento de referencia que usa 10% en volumen de sulfuro de hidrógeno y 90% en volumen de hidrógeno durante el procedimiento de sulfuración, con nafta catalítica intermedia (ICN). El Reactor D se usó como un segundo experimento de referencia que usa 10% en volumen de sulfuro de hidrógeno y 90% en volumen de hidrógeno durante el procedimiento de sulfuración con una nafta virgen ligera (LVN). Las tres unidades piloto se cargaron con 40 centímetros cúbicos de RT-225. La sulfuración del catalizador se llevó a cabo in situ, usando las mezclas gaseosas dadas anteriormente. La sulfuración se llevó a cabo durante aproximadamente 12 horas a temperaturas de mantenimiento de 204ºC (399ºF) y 343ºC (649ºF), con una presión del reactor de 305 psig (2204 kPa). Después de la sulfuración, los reactores se enfriaron hasta 274ºC (525ºF) para las dos unidades que usan ICN, y hasta 93ºC (199ºF) para la unidad que usa LVN, antes de medir el comportamiento catalítico a 274ºC (525ºF), presión de entrada de 240 psig (1756 kPa), 356 m3/m3 (2000 scf/b) de hidrógeno al 100%, y 4,0 de velocidad espacial horaria del líquido, durante aproximadamente 14 días con ICN. Las Figuras 3 y 4 muestran la actividad relativa del catalizador (RCA) para la hidrodesulfuración (HDS) y para la reducción del índice de bromo o saturación de olefina (HDBr). Como se puede observar de la Figura 3, la muestra de RT-225 que se sulfuró con H2S-H2 y CO dio como resultado una mayor actividad de HDS de aproximadamente 1520%. Los dos catalizadores de RT-225 que se sulfuraron solamente con H2S-H2 mostraron una actividad de HDS casi idéntica. El efecto de la sulfuración con ICN frente a LVN fue muy pequeño a ninguno. La Figura 4 da la actividad de saturación de olefina (HDBr). Se observa muy poca diferencia en la actividad de HDBr entre el catalizador de RT-225 sulfurado con H2S-H2-CO frente a las dos muestras de RT-225 sulfuradas solamente con H2S-H2.

Ejemplo 3

Para este ensayo se usaron muestras comercialmente preparadas de Catalizador A y Catalizador B. El Catalizador A es un catalizador de Co/Mo comercialmente disponible, y el Catalizador B es un segundo catalizador de Co/Mo comercialmente disponible. Los catalizadores se ensayaron como extrusados de 1,3-1,5 mm, y ambos son catalizadores de Co/Mo sobre alúmina. Para este ensayo se usaron unidades piloto de diésel. Se usó un procedimiento de sulfuración en fase líquida. Para la sulfuración, se usó una mezcla de 1,5% en peso de disulfuro de dimetilo (DMDS) en gasóleo ligero (LGO). La alimentación rociada con DMDS se introdujo a 66ºC (151ºF) y 1 LHSV durante 6 horas. Al final del período de 6 horas se introdujo una mezcla gaseosa de 1000 vppm de CO en H2. La presión se ajustó a 175 psig (1308 kPa), y la temperatura se incrementó hasta 232ºC (450ºF) y se mantuvo así durante 18 horas. La temperatura se incrementó entonces hasta 321ºC (610ºF) durante 12 horas. Al final de la sulfuración, el gas de tratamiento se cambió a 100% de H2 y se introdujo LGO sin nada añadido, ajustándose las condiciones a 329ºC (624ºF), 210 psig (1549 kPa), 0,5 LHSV y 178 m3/m3 (1000 scf/B) de velocidad del gas de tratamiento (TGR). El comportamiento catalítico se midió para el Catalizador A (tren 1) y Catalizador B (tren 2). Los catalizadores en este experimento que se sulfuraron con CO se compararon con un experimento idéntico previo de LGO de Banda de Catalizador, que se sulfuró sin que hubiese CO. Las Figuras 5 y 6 muestran el azufre del producto y K(HDS) de orden de 1,5 para los dos catalizadores sulfurados con CO, en comparación con el ensayo de actividad estándar. La muestra de Catalizador B sulfurada con CO mostró una K(HDS) 35% mayor que la muestra de referencia. La muestra de Catalizador A sulfurada con CO fue >80% tan activa como el Catalizador B de referencia, cuando el comportamiento esperado es sólo 60-70% de Catalizador B en estas condiciones. La mayor actividad del Catalizador A es importante, puesto que el coste catalítico es mucho menor para este catalizador de generación más antigua.

Claims

REIVINDICACIONES

1.

Un procedimiento de hidroprocesamiento, que comprende: poner en contacto una carga de alimentación con un catalizador de hidroprocesamiento en condiciones de hidroprocesamiento en las que dicho catalizador de hidroprocesamiento es un catalizador de hidroprocesamiento que contiene metal, que se ha activado (a) tratando un catalizador de hidroprocesamiento que contiene metal presulfurado reciente, o un catalizador de hidroprocesamiento que contiene metal regenerado, con un precursor de monóxido de carbono, y (b) poniendo en contacto el catalizador tratado con el precursor de monóxido de carbono procedente de la etapa (a) con hidrógeno y un agente sulfurante en condiciones de activación del catalizador y en ausencia de un agente desactivante selectivo.
2.

El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el catalizador de hidroprocesamiento es catalizador reciente que se ha presulfurado de manera que se genera sulfuro de hidrógeno durante la sulfuración del catalizador, y en el que la presulfuración se realiza mediante un agente presulfurante que incluye azufre, sulfuros que incluyen polisulfuros, mercaptanos, ácidos tiocarboxílicos y sus ésteres.
3.

El procedimiento de cualquier reivindicación anterior, en el que las condiciones de activación del catalizador implican tratar el catalizador que contiene metal con CO a concentraciones de CO de 10 a 100.000 wppm en presencia de hidrógeno más sulfuro de hidrógeno a concentraciones de 10 a 99,999% en volumen, basado en el volumen total de gases presentes, con la condición de que el sulfuro de hidrógeno esté presente en una cantidad suficiente para convertir el óxido metálico, la sal metálica o el complejo metálico en la forma de sulfuro correspondiente, presión total en el intervalo de 34576 kPa (hasta 5000 psig), velocidades espaciales horarias del líquido (LHSV) de 0,1 a 10 h-1 con la condición de que esté presente el soporte líquido, temperaturas de 149ºC a 427ºC (300ºF a 800ºF), y velocidades totales de gas de 0,178 a 17800 m3/m3 (1 a 100.000 scf/B) de catalizador.
4.

El procedimiento de cualquier reivindicación anterior, en el que el metal puede estar en forma de óxido metálico, sal metálica o complejo metálico, los metales usados en los catalizadores de hidroprocesamiento son de los Grupos 3-10 de la Tabla Periódica.
5.

El procedimiento de cualquier reivindicación anterior, en el que el tratamiento con CO se puede iniciar antes de la introducción del agente sulfurante, al mismo tiempo que el agente sulfurante, o después de la sulfuración parcial.
6.

El procedimiento de la reivindicación 1, en el que los precursores que generan CO incluyen dióxido de carbono, ácidos carboxílicos, carbonatos, formaldehído, glioxal, y carbonilos, y los metales usados en los catalizadores de hidroprocesamiento son de los Grupos 3-10 de la Tabla Periódica.
7.

El procedimiento de la reivindicación 6, en el que los metales son al menos uno de Mo, W, Ni, Co, y Ru.
8.

El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el hidroprocesamiento incluye hidrogenación, hidrotratamiento, hidrodesulfuración, hidrodesnitrogenación, hidrodesmetalización, hidroacabado, hidrodesaromatización, hidroisomerización, hidrodesparafinado, hidrocraqueo, hidrocraqueo en condiciones de presión suaves, y reducción de compuestos orgánicos que contienen grupos funcionales.
9.

El procedimiento de la reivindicación 1, en el que las condiciones de hidroprocesamiento incluyen temperaturas de 120ºC a 538ºC (248ºF a 1000ºF), presiones de 446 kPa a 34576 kPa (50 psig a 5000 psig), velocidades espaciales horarias del líquido de 0,1 a 20 h-1, y velocidades del gas de tratamiento de hidrógeno de 17,8 a 1780 m3/m3 (100 a
10.000 scf/B).
10.

El procedimiento de la reivindicación 8, en el que: el procedimiento de hidroprocesamiento es hidrotratamiento en condiciones de hidrotratamiento; el hidrotratamiento incluye hidrodesulfuración, hidrodesnitrogenación e hidrodesaromatización; las condiciones del procedimiento de hidrotratamiento incluyen temperaturas de 120ºC a 500ºC (248 a 1000ºF), presiones de 446 a 27681 kPa (50 a 4000 psig), velocidades del gas de tratamiento de hidrógeno de 17,8 a 1780 m3/m3 (100 a 10,000 scf/B) y una velocidad espacial horaria del líquido de 0,1 a 10 h-1; y los catalizadores de hidrotratamiento contienen Co, Mo, Ni, W, y sus mezclas, o metales en mezcla de al menos un metal no noble del Grupo 8-10 y al menos dos metales del Grupo 6, en el que la relación de metal del Grupo 6 a metal no noble del Grupo 8-10 es de 10:1 a 1:10.
11.

El procedimiento de la reivindicación 8, en el que: el procedimiento de hidroprocesamiento es hidrodesparafinado en condiciones de hidrodesparafinado; el hidrodesparafinado incluye un catalizador de desparafinado que puede ser cristalino o amorfo; los materiales cristalinos son zeolitas que contienen al menos un canal de 10 ó 12 anillos, o pueden ser aluminofosfatos; los catalizadores de desparafinado contienen un componente metálico de hidrogenación, que es al menos un metal del Grupo 6, o al menos un metal del Grupo 8-10, o sus mezclas; y las condiciones de hidrodesparafinado incluyen temperaturas de 200ºC a 500ºC (392ºF a 932ºF), presiones de 790 kPa a 20786 kPa (100 psig a 3000 psig), velocidades espaciales horarias del líquido de 0,1 a 10 h-1, y velocidades del gas de tratamiento de hidrógeno de 45 a 1780 m3/m3 (250 a 10.000 scf/B).
12.

El procedimiento de la reivindicación 8, en el que: el procedimiento de hidroprocesamiento es hidroacabado en

condiciones de hidroacabado; el catalizador de hidroacabado contiene metales del Grupo 6, metales de los Grupos 8-10, y sus mezclas; el catalizador de hidroacabado incluye al menos un sulfuro metálico que tiene una fuerte función de hidrogenación, y también puede incluir catalizadores de metales en mezcla, en los que la cantidad de metal es 30% en peso o mayor basado en el catalizador; y las condiciones de hidroacabado incluyen temperaturas

5 de 150ºC a 350ºC (302ºF a 662ºF), presiones totales de 2859 kPa a 20786 kPa (400 psig a 3000 psig), velocidad espacial horaria del líquido de 0,1 a 5 LHSV (h-1), y velocidades del gas de tratamiento de hidrógeno de 44,5 a 1780 m3/m3 (250 a 10.000 scf/B).
13. El procedimiento de la reivindicación 8, en el que: el procedimiento de hidroprocesamiento es hidrocraqueo en condiciones de hidrocraqueo; el catalizador de hidrocraqueo contiene componentes de hidrogenación que incluyen

10 metales del Grupo 6 o del Grupo 8-10, o sus óxidos o sulfuros; y las condiciones de hidrocraqueo incluyen temperaturas de 204ºC a 510ºC (399ºF a 950ºF), presiones totales de 790 kPa a 34576 kPa (100 psig a 5000 psig), velocidades espaciales de 0,1 a 10 h-1, y velocidades del gas de tratamiento de hidrógeno de 17,8 a 1780 m3/m3 (100 a 10.000 scf/B).
14. El procedimiento de la reivindicación 13, en el que el catalizador de hidrocraqueo es un catalizador amorfo o un

15 catalizador cristalino que incluye zeolitas Y, USY, X, beta, ReY, mordenita, faujasita, ZSM-12, y otras zeolitas de poros grandes, SAPOs, incluyendo SAPO-11, SAPO-31, SAPO-41, MAPO-11 y ELAPO-31.
15. El procedimiento de la reivindicación 8, en el que: el procedimiento de hidroprocesamiento es reducción de compuestos orgánicos que contienen grupos funcionales; el grupo funcional es un carbonilo; y el compuesto orgánico que contiene grupo carbonilo es una cetona, aldehído, éster, amida o ácido carboxílico.