ES2617581T3 - Materia prima enriquecida en hidrógeno para un proceso de craqueo catalítico fluidizado - Google Patents

Materia prima enriquecida en hidrógeno para un proceso de craqueo catalítico fluidizado Download PDF

Info

Publication number
ES2617581T3
ES2617581T3 ES12728013.9T ES12728013T ES2617581T3 ES 2617581 T3 ES2617581 T3 ES 2617581T3 ES 12728013 T ES12728013 T ES 12728013T ES 2617581 T3 ES2617581 T3 ES 2617581T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
hydrogen
zone
hydrocarbon
catalytic cracking
raw material
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES12728013.9T
Other languages
English (en)
Inventor
Omer Refa Koseoglu
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saudi Arabian Oil Co
Original Assignee
Saudi Arabian Oil Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Saudi Arabian Oil Co filed Critical Saudi Arabian Oil Co
Application granted granted Critical
Publication of ES2617581T3 publication Critical patent/ES2617581T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
    • C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/14—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles
    • C10G45/20—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles according to the "fluidised-bed" technique
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/22—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with hydrogen dissolved or suspended in the oil
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
    • C10G47/30—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles according to the "fluidised-bed" technique
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/007—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 in the presence of hydrogen from a special source or of a special composition or having been purified by a special treatment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02—Gasoline

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Un proceso para la conversión de una materia prima de hidrocarburo líquida en compuestos de hidrocarburo de menor peso molecular en una zona de reacción de craqueo catalítica fluidizada y de separación de una unidad de FCC, caracterizado por que se añade exceso de gas hidrógeno a dicha materia prima de hidrocarburo antes de introducirla en el reactor de FCC, comprendiendo dicho proceso: a. mezclar la materia prima de hidrocarburo líquida y un exceso de gas hidrógeno en una zona de mezclado para disolver una porción del gas hidrógeno en la materia prima de hidrocarburo líquida para producir una materia prima de hidrocarburo líquida enriquecida en hidrógeno; b. introducir la materia prima de hidrocarburo líquida enriquecida en hidrógeno y el hidrógeno restante en una zona de vaporización instantánea en la que al menos una porción de gas hidrógeno no disuelto se vaporiza instantáneamente; c. hacer pasar la materia prima de hidrocarburo líquida enriquecida en hidrógeno de la zona de vaporización instantánea a la zona de reacción de craqueo catalítica fluidizada y de separación que contiene partículas de catalizador de craqueo catalítico fluidizado recientes calentadas o sólidas regeneradas a partir del recipiente de regeneración de la unidad de FCC para la reacción que incluye conversión de la materia prima de hidrocarburo líquida en hidrocarburos de punto de ebullición más bajo, en la que el tiempo de residencia de la materia prima en la zona de reacción de craqueo catalítica y de separación está en el intervalo de 0,1 a 30 segundos; y d. recuperar los productos de hidrocarburo convertidos de la zona de reacción de craqueo catalítica fluidizada y de separación.

Description

5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
DESCRIPCION
Materia prima enriquecida en hidrogeno para un proceso de craqueo catalftico fluidizado Antecedentes de la invencion Campo de la invencion
La presente invencion se refiere a un proceso para craqueo catalftico fluidizado de materias primas de hidrocarburo. Descripcion de la tecnica relacionada
Los petroleos crudos se usan como materias primas para la produccion de productos petroqmmicos y combustibles de transporte. Normalmente los combustibles para el transporte se producen mediante procesamiento y combinacion de fracciones destiladas a partir del producto crudo para cumplir con las especificaciones de uso final particulares. Aunque las composiciones de petroleo natural o de aceites crudos son significativamente variadas, todos los aceites crudos contienen organoazufres y otros compuestos que contienen azufre. En general, la concentracion de compuestos de hidrocarburo que contienen azufre en el aceite crudo entero es menor que aproximadamente el 5 % en peso, teniendo la mayor parte del producto crudo concentraciones de azufre en el intervalo del aproximadamente el 0,5 l aproximadamente el 1,5 % en peso. Debido a que muchas fuentes de aceite crudo disponibles hoy en dfa tienen un alto contenido en azufre, las fracciones destiladas deben desulfurarse para producir productos que cumplan las especificaciones de rendimiento y/o las normas medioambientales. Incluso despues de la desulfuracion, los combustibles de hidrocarburo todavfa pueden contener cantidades no deseables de azufre.
Existen dos modos basicos para la conversion catalftica de materias primas de hidrocarburo en hidrocarburos de punto de ebullicion mas bajo. El primer modo es la conversion catalftica de la materia prima de hidrocarburo con hidrogeno anadido a temperaturas de conversion de reaccion menores que aproximadamente 540 °C y la zona de reaccion que comprende un lecho fijo de catalizador. El segundo modo es la conversion catalftica de hidrocarburos sin la adicion de hidrogeno a la zona de conversion, que normalmente se realiza a temperaturas de aproximadamente 480 °C a aproximadamente 550 °C usando una corriente de circulacion de catalizador.
El primer modo, conocido comunmente como proceso de hidrocraqueo de lecho fijo, ha conseguido aceptacion comercial por refinadores de petroleo, pero este proceso tiene varias desventajas. A fin de intentar lograr ejecuciones largas y funcionamiento de alta fiabilidad, los hidrocraqueadores de lecho fijo requieren un alto inventario de catalizador y una zona de reaccion de presion relativamente alta que generalmente se hace funcionar a 150 kg/cm2 o mas para lograr la estabilidad del catalizador. Ademas, el flujo de reactivos de dos fases (materia prima de hidrocarburo ftquida e hidrogeno gaseoso) sobre un lecho fijo de catalizador a menudo crea una distribucion desigual dentro de la zona de reaccion, dando lugar a una utilizacion ineficiente del catalizador y a una conversion incompleta de los reactivos. Ademas, un funcionamiento incorrecto o un fallo de la alimentacion electrica momentaneos puede causar una coquizacion de catalizador severa, que puede requerir que el proceso se detenga para la regeneracion o sustitucion del catalizador desconectado. El documento US 7001502 B1 divulga un proceso de hidrocraqueo para el tratamiento de aceite crudo para reducir la viscosidad y/o mejorar dicho aceite usando gas hidrogeno; este proceso incluye las etapas de introduccion de hidrogeno en una corriente calentada de aceite crudo o aceite crudo parcialmente mejorado, y de mezcla de dicho hidrogeno introducido con el aceite para lograr una dispersion rntima de hidrogeno.
El segundo modo, comunmente denominado craqueo catalftico fluidizado (FCC), esta bien establecido para la conversion de fracciones de hidrocarburo de peso molecular relativamente alto tales como gasoleo de vacfo y residuos en gasolina y otros productos. Se considera el FCC como uno de los procesos de conversion mas importantes usados en refinenas de petroleo y tiene determinadas ventajas, incluyendo la capacidad para funcionar en ausencia de una corriente de hidrogeno influyente y a una presion relativamente baja, es decir, de aproximadamente 3 kg/cm2 a aproximadamente 4 kg/cm2 o menos. Sin embargo, este modo es incapaz de mejorar el producto de hidrocarburo mediante hidrogenacion y requiere temperaturas de reaccion relativamente altas que aceleran la conversion de hidrocarburos en coque, disminuyendo asf el rendimiento volumetrico potencialmente mayor del producto de hidrocarburo normalmente ftquido. Este coque se forma sobre el catalizador y los procesos de FCC requieren, por lo tanto, la regeneracion del catalizador para quemar el coque y despues de esto el catalizador se recicla.
En procesos de FCC rtpicos, la materia prima de hidrocarburo se precalienta a 250-420 °C y se pone en contacto con el catalizador caliente a aproximadamente 650-700 °C tanto en el reactor como en una columna ascendente del catalizador asociada con el reactor. Los catalizadores incluyen, por ejemplo, aluminas de sflice sinteticas cristalinas, conocidas como zeolitas, y aluminas de sflice sinteticas amorfas. El catalizador y los productos de reaccion se separan mecanicamente en una seccion del reactor. Los vapores de aceite craqueados se transporta a una torre de fraccionamiento para la separacion en diversos productos. El catalizador se envfa para la retirada de cualquier aceite que quede en el catalizador mediante extraccion por vapor y regeneracion quemando los depositos de coque con aire en el recipiente de regeneracion.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
En el funcionamiento de una refinena de aceite convencional, se producen diversos procesos en unidades y/o etapas discretas. Esto se debe generalmente a la complejidad de las mezclas de aceite crudo que se producen naturalmente y al hecho de que las materias primas de aceite crudo procesadas en refinenas a menudo difieren en calidad basandose en la ubicacion y la edad del pozo de produccion, las actividades previas al procesamiento en el pozo de produccion, y los medios usados para transportar el aceite crudo desde el pozo hasta la planta de refinena.
Los compuestos de hidrocarburo que contienen azufre que estan presentes normalmente en combustibles de hidrocarburo incluyen moleculas alifaticas tales como sulfuros, disulfuros y mercaptanos, asf como moleculas aromaticas tales como tiofeno, benzotiofeno, dibenzotiofeno y derivados de alquilo tales como 4, 6-dimetil- dibenzotiofeno, y derivados aromaticos tales como naftenodibenzotiofenos. Las ultimas moleculas tienen un punto de ebullicion mas alto que las alifaticas y consecuentemente son mas abundantes en fracciones de punto de ebullicion mas alto.
El proceso de estos compuestos organicos que contienen azufre en combustibles constituye una principal fuente de contaminacion medioambiental. Los compuestos de azufre se convierten en oxidos de azufre durante el proceso de combustion y producen oxiacidos de azufre y contribuyen a las emisiones de parffculas. Se sabe que los compuestos de mezcla de combustible oxigenado y los compuestos que contienen pocos o ningun enlace qrnmico carbono-carbono, tales como metanol y dimetil eter, reducen el humo y las emisiones de escape del motor. Sin embargo, la mayona de dichos compuestos tienen presiones de vapor altas y/o son casi insolubles en combustible diesel, y tambien tienen una mala calidad de ignicion. Los combustibles diesel purificados producidos mediante hidrotratamiento qrnmico e hidrogenacion para reducir su contenido de azufre y aromaticos tambien sufren una reduccion en la lubricidad del combustible. Los combustibles diesel de baja lubricidad pueden causar un desgaste excesivo de las bombas de combustible, inyectores y otras partes moviles que entran en contacto con el combustible en alta presion.
Frente a las cada vez mas bajas especificaciones de azufre del gobierno para los combustibles de transporte, la retirada de azufre de las materias primas y productos derivados del petroleo es cada vez mas importante y lo sera aun mas en los proximos anos. A fin de cumplir con la normativa medioambiental y de rendimiento para combustibles de contenido de azufre ultrabajo, los refinadores tendran que elaborar combustibles que tengan niveles de azufre incluso mas bajos en la refinena.
Los compuestos de azufre alifaticos se desulfuran facilmente usando los metodos de HDS convencionales, pero algunas de las moleculas alifaticas altamente ramificadas pueden impedir la retirada del atomo de azufre y son moderadamente mas diffciles de desulfurar. Del mismo modo, tambien es diffcil retirar los derivados aromaticos.
Por ejemplo, entre los compuestos aromaticos que contienen azufre, los tiofenos y benzotiofenos son relativamente faciles de hidrodesulfurar, mientras que la adicion de los grupos alquilo a los compuestos de anillo aumenta ligeramente la dificultad de hidrodesulfuracion. Los dibenzotiofenos resultantes de la adicion de otro anillo a la familia de los benzotiofenos son significativamente mas diffciles de desulfurar y la dificultad vaffa en gran medida segun su sustitucion de alquilo con sustitucion de di-beta siendo la mas diffcil de desulfurar, lo que justifica su denominacion "refractaria". Estos denominados sustituyentes de beta impiden que el heteroatomo de azufre detecte el sitio activo sobre el catalizador. Las unidades de HDS no son eficientes para retirar el azufre de compuestos en los que el atomo de azufre esta impedido estericamente como en los compuestos de azufre aromatico de multiples anillos. Esto es especialmente cierto en el caso en que el heteroatomo de azufre esta impedido por dos grupos alquilo, por ejemplo, 4, 6-dimetildibenzotiofeno. Sin embargo, estos dibenzotiofenos impedidos predominan a niveles de azufre bajos tales como de 50 a 100 ppm.
A fin de cumplir con las especificaciones de azufre mas estrictas en el futuro, dichos compuestos de azufre impedidos tendran tambien que retirarse de las materias primas y de los productos de destilado. El hidroprocesamiento, que incluye las tecnologfas convencionales de hidrodesulfuracion e hidrocraqueo, es actualmente la via mas aceptada para desulfurar las fracciones de hidrocarburos que contienen azufre para producir combustibles limpios.
Sin embargo, se deben aplicar condiciones de funcionamiento severas (es decir, presion parcial de hidrogeno incrementada, temperatura mas alta y volumen de catalizador) para retirar el azufre de estos compuestos de azufre refractarios. El aumento de presion parcial de hidrogeno solo puede hacerse aumentando la pureza del gas de reciclaje en unidades existentes. Como alternativa, habra que disenar nuevas unidades de base, lo que es una opcion costosa. El uso de condiciones de funcionamiento severas da como resultado una perdida de rendimiento, un ciclo de catalizador menor y un deterioro de la calidad del producto (por ejemplo, el color).
La retirada economica del denominado azufre refractario es entonces extremadamente diffcil de lograr y, por lo tanto, la retirada de compuestos de azufre en combustibles de hidrocarburo que hierven en un intervalo de gasoleo hasta un nivel de azufre por debajo de aproximadamente 10 ppm es muy costosa mediante las tecnicas de hidrotratamiento de corriente conocidas. A fin de cumplir con las especificaciones de azufre mas rigurosas, estos compuestos de azufre refractarios tienen que retirarse del combustible de hidrocarburo.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
Sena deseable proporcionar procesos y sistemas que, de manera eficiente y economica, den como resultado una calidad y un rendimiento mejorados del producto de hidrocarburo sin la adicion sustancial de equipos costosos, hardware y sistemas de control a las instalaciones existentes.
Sumario de la invencion
La presente invencion comprende ampliamente un proceso para la conversion de una materia prima de hidrocarburo ftquida en compuestos de hidrocarburo de menor peso molecular en una zona de reaccion de craqueo catalftica fluidizada y de separacion de una unidad de FCC, caracterizado por que el exceso de gas hidrogeno se anade a dicha materia prima de hidrocarburo antes de introducirla en el reactor de FCC, incluyendo dicho proceso las etapas de:
a. mezclar la materia prima de hidrocarburo ftquida y un exceso de gas hidrogeno en una zona de mezclado para disolver una porcion del gas hidrogeno en la materia prima de hidrocarburo ftquida para producir una materia prima de hidrocarburo ftquida enriquecida en hidrogeno;
b. introducir la materia prima de hidrocarburo ftquida enriquecida en hidrogeno y el hidrogeno restante en una zona de vaporizacion instantanea en la que al menos una porcion de gas hidrogeno no disuelto se vaporiza instantaneamente;
c. hacer pasar la materia prima de hidrocarburo ftquida enriquecida en hidrogeno de la zona de vaporizacion instantanea a la zona de reaccion de craqueo catalftica fluidizada y de separacion que contiene partroulas de catalizador de craqueo catafttico fluidizado recientes calentadas o solidas regeneradas a partir del recipiente de regeneracion de la unidad de FCC para la reaccion que incluye conversion de la materia prima de hidrocarburo ftquida en hidrocarburos de punto de ebullicion mas bajo, en la que el tiempo de residencia de la materia prima en la zona de reaccion de craqueo catalftica y de separacion esta en el intervalo de 0,1 a 30 segundos; y
d. recuperar los productos de hidrocarburo convertidos de la zona de reaccion de craqueo catalftica fluidizada y de separacion.
El proceso tambien contempla la mejora de una materia prima de hidrocarburo ftquida que incluye compuestos de hidrocarburo que contienen azufre haciendolos reaccionar con hidrogeno para producir compuestos de hidrocarburo desulfurados y sulfuro de hidrogeno, y recuperando el sulfuro de hidrogeno junto con los productos de hidrocarburo convertidos a partir de la zona de reaccion de craqueo catalftica fluidizada y de separacion.
Como ademas se explicara de acuerdo con otras realizaciones descritas mas adelante, la invencion se refiere a un metodo de conversion de materias primas de hidrocarburo en hidrocarburos de punto de ebullicion mas bajo, mientras que tambien promueve las reacciones de desulfuracion y/o desnitrificacion.
El proceso tambien puede reducir la cantidad de cualquier compuesto de hidrocarburo que contiene nitrogeno presente en la materia prima haciendolo reaccionar con hidrogeno para producir compuestos de hidrocarburo desnitrificados y amoniaco, y recuperando el amoniaco con los productos de hidrocarburo convertidos de la zona de reaccion de craqueo catalftica fluidizada y de separacion.
Este proceso aumenta deseablemente la eficacia del proceso de FCC convencional mediante la utilizacion de una unidad de FCC existente de una refinena con modificaciones del aparato relativamente menores o mejoras tanto para el craqueo de una materia prima de hidrocarburo de alto punto de ebullicion como para llevar a cabo reacciones de desulfuracion y/o desnitrificacion.
Breve descripcion de los dibujos
El sumario anterior, asf como la siguiente descripcion detallada, se entenderan mejor cuando se lea junto con los dibujos adjuntos. Con el fin de ilustrar la invencion, en los dibujos se muestran las realizaciones que se prefieren actualmente. Debe entenderse, sin embargo, que la invencion no se limita a las disposiciones y al aparato precisos mostrados. En los dibujos se usa el mismo numero para hacer referencia a elementos iguales o similares, en los que:
La Figura 1 es un diagrama de flujo del proceso de un proceso de craqueo catalftico fluidizado enriquecido en hidrogeno de acuerdo con la presente invencion;
la Figura 2A es un diagrama de flujo del proceso de una zona de mezclado y una zona de vaporizacion instantanea adecuadas para su uso en el proceso de la Figura 1; la Figura 2B ilustra diversos tipos de gases del aparato de distribucion adecuado para su uso en la zona de mezclado de la Figura 2A;
la Figura 3A es un diagrama esquematico de una unidad de FCC que incluye un reactor de columna ascendente adecuado para su uso en el proceso de la Figura 1; la Figura 3B es un diagrama esquematico de una unidad de FCC que incluye un reactor de flujo descendente adecuado para su uso en el proceso de la Figura 1; y la Figura 4 es una representacion grafica de la solubilidad de hidrogeno en hidrocarburos frente al punto de ebullicion de fracciones del aceite crudo.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
Descripcion detallada de la invencion
Se describe un proceso de FCC mejorado que incluye mezclar un exceso de hidrogeno gaseoso con la materia prima antes de introducirla en el reactor de FCC. En particular, se integra una zona de mezclado de manera que el hidrogeno se disuelva en la materia prima, y el lfquido y la mezcla de gas hidrogeno restante se hacen pasar a una zona de vaporizacion instantanea para separar los gases de la materia prima que contiene el hidrogeno disuelto. El hidrogeno recuperado se recicla a la zona de mezclado. El hidrogeno disuelto que contiene lfquido se mezcla con el catalizador de craqueo y se introduce en el reactor de FCC. Asf pues, se produce una reaccion sustancialmente monofasica (es decir, lfquida), en contraste con las estrategias de enriquecimiento de hidrogeno convencionales que incluyen una fase de hidrogeno gaseoso significativa y da como resultado la extraccion de productos de reaccion ligeros.
Para el fin de estas ilustraciones esquematicas simplificadas y descripcion, no se muestran las numerosas valvulas, bombas, sensores de temperatura, controladores electronicos y similares que habitualmente se emplean en operaciones de refinena y que son bien conocidos por los expertos en la materia. Ademas, no se muestran los componentes de acompanamiento de procedimientos de FCC convencionales tales como, por ejemplo, suministros de aire, tolvas de catalizador, manipulacion de gas combustible y aparatos de destilacion de FCC.
La Figura 1 es un diagrama de flujo de proceso de un proceso de craqueo catalftico fluidizado de la invencion que incluye una materia prima enriquecida en hidrogeno. En general, el sistema 100 incluye:
una zona de mezclado 114 que tiene al menos una entrada para recibir una corriente de materia prima de hidrocarburo lfquida 110 y al menos una entrada para recibir una corriente de gas hidrogeno 112 y una salida para descargar una corriente combinada 120; una zona de vaporizacion instantanea 122 que tiene una entrada en comunicacion fluida con la salida que descarga la corriente combinada 120, una salida de gas en comunicacion fluida con una o mas entradas de gas hidrogeno de la zona de mezclado 114, y una salida para descargar la materia prima enriquecida en hidrogeno 130; y
una unidad de FCC 150 que tiene una entrada en comunicacion fluida con la salida de la materia prima enriquecida en hidrogeno de la zona de vaporizacion instantanea 122 y las salidas de producto.
Durante el funcionamiento del sistema 100, la corriente de materia prima de hidrocarburo lfquida 110 se mezcla con la corriente de gas hidrogeno 112 en la zona de mezclado 114 para disolver una cantidad predeterminada de gas hidrogeno en la mezcla lfquida y producir una materia prima de hidrocarburo lfquida enriquecida en hidrogeno. La corriente de gas hidrogeno 112 incluye hidrogeno nuevo introducido a traves de la corriente 116 e hidrogeno reciclado introducido a traves de la corriente 118 desde la zona de vaporizacion instantanea 122. La corriente combinada 120, que incluye la materia prima enriquecida en hidrogeno y el exceso de gas hidrogeno restante, se transporta a la zona de vaporizacion instantanea 122 en la que el hidrogeno y otros gases (por ejemplo, las fracciones ligeras de la materia prima) se retiran por vaporizacion instantanea como una corriente 124. Una porcion 118 de la corriente 124 se recicla y se mezcla con la alimentacion de hidrogeno nueva 116. El porcentaje de hidrogeno reciclado en la corriente de gas hidrogeno 112 dependera de una variedad de factores relacionados con el exceso de hidrogeno no disuelto recuperado de la zona de vaporizacion instantanea 122. La porcion restante de los gases vaporizados instantaneamente se descargan del sistema como una corriente de purga 126, que puede distribuirse y acumularse para otras aplicaciones de refinena y/o petroqmmicas (no mostradas).
La materia prima de hidrocarburo enriquecida en hidrogeno, la corriente 130 que contiene una cantidad predeterminada de hidrogeno disuelto, se alimenta a la unidad de FCC 150 para someterse a reacciones de craqueo. Ademas, en realizaciones en las que la materia prima incluye hidrocarburos que contienen heteroatomos, tambien se producen reacciones de retirada de heteroatomos, por ejemplo, la desulfuracion y la desnitrificacion. La corriente efluente de vapor de aceite craqueado 170 se descarga de la porcion de reactor de la zona de separacion y de reaccion de FCC 150 y se transporta en uno o mas recipientes de separacion, tal como las torres de fraccionamiento (no mostradas), para la recuperacion del producto y el fraccionamiento en diversos productos.
La materia prima inicial para su uso en el aparato y el proceso descritos anteriormente puede ser un producto crudo o un producto de petroleo parcialmente refinado obtenido a partir de diversas fuentes. La fuente de la materia prima puede ser aceite crudo, aceite crudo sintetico, betun craqueado, arena petrolffera, esquisto bituminoso craqueado, ifquidos de carbon, o una combinacion que incluye una de las fuentes anteriores. La materia prima puede ser una corriente intermedia de refinena tal como gasoleo de vado; aceite desasfaltado y/o aceite desmetalizado obtenidos a partir del proceso de desasfaltado de un disolvente; fracciones pesadas del hidrocraqueador no convertidas y/o corrientes de reciclaje del hidrocraqueador, gasoleo de vado hidrotratado, gasoleo de coque ligero o de coque pesado obtenido a partir de un proceso de coquizacion; productos pesados de FCC tales como aceite de ciclo ligero, aceite de suspension aclarado obtenido a partir de un proceso de FCC separado, o corriente/s de reciclaje del proceso de fCc de la materia prima enriquecida en hidrogeno descrito en la presente memoria; gasoleo obtenido a partir de un proceso de reduccion de viscosidad; u otros residuos de las unidades de hidroprocesamiento; o cualquier combinacion de las materias primas anteriores. En determinadas realizaciones, el gasoleo de vado es una materia prima adecuada para el proceso integrado.
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
El gas hidrogeno introducido en la zona de mezclado 114 no necesita ser de alta pureza. Puede contener otros hidrocarburos que tienen bajos puntos de ebullicion que pueden vaporizarse instantaneamente o anadirse a la alimentacion.
La zona de mezclado 114 descrita en la Figura 1 puede ser cualquier aparato que logre la mezcla rntima necesaria del lfquido y del gas de manera que se disuelva suficiente hidrogeno en la materia prima de hidrocarburo lfquida. En otras realizaciones, la zona de mezclado puede incluir una entrada combinada para el hidrogeno y la materia prima. Las operaciones de unidad efectivas incluyen uno o mas recipientes distribuidor de gas-lfquido, aparato que puede incluir difusores, boquillas de inyeccion, u otros dispositivos que confieren suficiente velocidad para inyectar el gas hidrogeno en el hidrocarburo lfquido con mezcla turbulento y, por tanto, promover la saturacion de hidrogeno. Los aparatos adecuados se describen, por ejemplo, en las patentes estadounidenses 3.378.349, 3.598.541, 3.880.961, 4.960.571, 5.158.714, 5.484.578, 5.837.208, y 5.942.197.
En determinadas realizaciones, tales como, por ejemplo, la mostrada en la Figura 2A, se usa una columna como recipiente distribuidor de hidrogeno 114, en el que se el gas hidrogeno 112 se inyecta en varias ubicaciones 112a, 112b, 112c, 112d y 112e. El gas hidrogeno se inyecta a traves de distribuidores de hidrogeno en la columna para la mezcla adecuada para disolver de manera efectiva el hidrogeno en la materia prima. Por ejemplo, las boquillas de inyeccion adecuadas pueden proporcionarse proximas a varias placas (ubicaciones 112a-112d) y tambien en la parte inferior de la columna (ubicacion 112e). La materia prima lfquida 110 puede alimentarse desde la parte inferior o la parte superior de la columna.
Pueden usarse diversos tipos de aparatos distribuidores de hidrogeno. Por ejemplo, en referencia a la Figura 2B, los distribuidores de gas pueden incluir inyectores tubulares equipados con boquillas y/o surtidores que estan configurados para distribuir uniformemente gas hidrogeno en la materia prima de hidrocarburo de flujo en una columna o recipiente a fin de lograr un estado de saturacion en la zona de mezclado.
Las condiciones de funcionamiento en la zona de mezclado se seleccionan para aumentar la solubilidad del gas hidrogeno dentro de la mezcla de hidrocarburo lfquida. La zona de mezclado se mantiene a niveles de presion de aproximadamente 5 bar a aproximadamente 200 bar en determinadas realizaciones, y a una relacion del volumen normalizado de hidrogeno con respecto al volumen de hidrocarburo lfquido de aproximadamente 300 a aproximadamente 3.000 litros normalizados de hidrogeno por litro de hidrocarburo lfquido.
La zona de vaporizacion instantanea 122 puede incluir uno o mas tambores de vaporizacion instantanea que se mantienen en condiciones de funcionamiento adecuadas para mantener una cantidad predeterminada de gas hidrogeno en solucion en el hidrocarburo lfquido.
La Figura 3A ilustra esquematicamente una configuracion ejemplar de una unidad de FCC 250 con un reactor de columna ascendente. La unidad de FCC 250 generalmente incluye un reactor/separador 252 que tiene una columna ascendente 254, una porcion de extraccion de catalizador 256 y una porcion de separacion del catalizador de gas 258. La unidad de FCC 250 tambien incluye un recipiente de regeneracion 260 para la regeneracion del catalizador gastado. Ademas, una columna de destilacion 290 se ilustra para separar el gas del producto de reaccion 270 en productos y subproductos.
La materia prima de hidrocarburo enriquecida en hidrogeno se transporta a traves del conducto 230 para su mezcla y contacto mtimo con una cantidad efectiva de partfculas de catalizador de craqueo recientes calentadas o solidas regeneradas que son transportadas a traves de un conducto 262 desde el recipiente de regeneracion 260. La mezcla de alimentacion y el catalizador de craqueo se ponen en contacto en condiciones para formar una suspension que se introduce en la columna ascendente 254. Otros aspectos de funcionamiento convencionales del proceso de fCc que son conocidos por los expertos en la materia no se describiran en detalle puesto que no estan relacionados directamente con la presente invencion.
En un proceso continuo, la mezcla de catalizador de craqueo y la materia prima de hidrocarburo enriquecida en hidrogeno se desplazan hacia arriba a traves de la columna ascendente 254 hasta la porcion de separacion 258. Las partroulas de catalizador de craqueo en caliente craquean cataltticamente moleculas de hidrocarburo relativamente grandes mediante escision del enlace carbono-carbono. Ademas, en el proceso descrito en la presente memoria, tambien se produce la conversion de hidrocarburos que contienen heteroatomos (por ejemplo, la desulfuracion y la desnitrificacion), y los productos de reaccion a partir de estas reacciones de conversion (incluyendo el sulfuro de hidrogeno y el amoniaco) se retiran de la unidad de FCC 250 con los productos craqueados.
Durante la reaccion, como es convencional en las operaciones de FCC aunque en menor medida debido al hidrogeno disponible para la reaccion, los catalizadores de craqueo se convierten en coque y, por lo tanto, el acceso a los sitios cataltticos activos es limitado o inexistente. Los productos de reaccion se separan del catalizador de coque usando cualquier configuracion adecuada conocida para las unidades de FCC, generalmente denominada como la porcion de separacion 258 en la unidad de FCC 250, por ejemplo, ubicada por encima de la porcion de extraccion del catalizador 256. La porcion de separacion puede incluir cualquier aparato adecuado conocido por los expertos en la materia tal como, por ejemplo, los ciclones. El gas del producto de reaccion, incluyendo los productos
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
desulfurados y/o desnitrificados, el sulfuro de hidrogeno y/o amoniaco, se retiran a traves del conducto 270. El catalizador separado cae a la porcion de extraccion del catalizador 256 para la extraccion de la corriente que retira el exceso de aceite antes de que los depositos de coque se combustionen en el recipiente de regeneracion 260.
El gas del producto de reaccion se fracciona en la columna 290 de una seccion de recuperacion de producto convencional conocida por los expertos en la materia. Por ejemplo, las corrientes de producto recuperadas del producto de reaccion 270 normalmente incluyen una corriente de nafta 274, una corriente de aceite de ciclo ligero 276, una corriente de aceite de ciclo pesado 278 y una corriente de aceite de suspension 280. Opcionalmente, una porcion del aceite ligero puede reciclarse de vuelta al recipiente de mezcla 114 (en la Figura 1) para proporcionar suficiente hidrogeno al sistema. Ademas, se produce una corriente de expulsion de gases 272 que incluye hidrocarburos ligeros y, en determinadas realizaciones del proceso enriquecido en hidrogeno descrito en la presente memoria, gases de heteroatomos tales como sulfuro de hidrogeno y amoniaco.
Las partroulas de catalizador que contienen depositos de coque de craqueo de fluido de la materia prima de hidrocarburo se hacen pasar desde la porcion de extraccion del catalizador 256 a traves de un conducto 264 hasta el recipiente de regeneracion 260. En el recipiente de regeneracion 260, el catalizador de coque entra en contacto con una corriente de gas que contiene oxfgeno, por ejemplo, oxfgeno o aire puro, que entra en el recipiente de regeneracion 260 a traves de un conducto 266. El recipiente de regeneracion 260 se hace funcionar en una configuracion y en condiciones que son bien conocidas en operaciones de FCC tfpicas. Por ejemplo, la zona de regeneracion 260 puede funcionar como un lecho fluidizado para producir expulsion de gas de regeneracion que comprende productos de combustion que se descargan a traves de un conducto 268. El catalizador regenerado en caliente se transfiere desde el recipiente de regeneracion 260 a traves del conducto 262 hasta la porcion inferior de la columna ascendente 254 para mezclarse con la materia prima de hidrocarburo enriquecida en hidrogeno como se ha indicado anteriormente. En determinadas realizaciones, el recipiente de regeneracion es un lecho fluidizado, y se usa un gas que contiene oxfgeno libre de agua para la combustion de los depositos de coque de las partroulas de catalizador, y los productos gaseosos, incluyendo el monoxido de carbono y el dioxido de carbono, se descargan a traves del conducto 268.
Una corriente retrograda de catalizador no regenerado (catalizador que contiene depositos de coque) puede hacerse pasar a traves del conducto 257 a la columna ascendente 254. El catalizador no regenerado puede reciclarse al reactor de columna ascendente para suministrar calor a los reactivos de la unidad de FCC. Ademas, segun el proceso de materia prima enriquecida en hidrogeno de la invencion, determinadas operaciones dan como resultado una acumulacion relativamente baja de coque por paso de catalizador, de este modo el catalizador no regenerado tambien sirve como fuente satisfactoria de catalizador activo. Cabe destacar que cualquier cantidad de catalizador contenida en una corriente retrograda como la descrita anteriormente debe incluirse en cualquier consideracion o calculo de la relacion en peso de catalizador a aceite del proceso descrito en la presente memoria.
En general, la condiciones de funcionamiento para el reactor de una unidad de FCC de la columna ascendente adecuada incluye una temperatura de materia prima de aproximadamente 250 °C a aproximadamente 420 °C; una temperatura de catalizador de aproximadamente 650 °C a aproximadamente 700 °C; una temperatura de columna ascendente de aproximadamente 300 °C a aproximadamente 565 °C; una temperatura de reactor de aproximadamente 400 °C a aproximadamente 850 °C; una presion de reaccion de aproximadamente 5 bar a aproximadamente 200 bar; un tiempo de contacto (en el reactor) de aproximadamente 1 segundo a aproximadamente 600 segundos; y una relacion de catalizador con respecto a aceite de aproximadamente 1:1 a aproximadamente 30:1, y en determinadas realizaciones de aproximadamente 1:1 a aproximadamente 10:1.
En referencia a la Figura 3B, se ilustra esquematicamente un diagrama de flujo del proceso generalizado de una unidad de FCC 350 que incluye un reactor de flujo descendente y puede usarse ventajosamente en el proceso de FCC de la materia prima enriquecida en hidrogeno de la presente invencion. La unidad de FCC 350 incluye un reactor/separador 352 que tiene una zona de reaccion 353 y una zona de separacion 355. La unidad de FCC 350 tambien incluye un recipiente de regeneracion 360 para la regeneracion del catalizador gastado. Ademas, una columna de destilacion 390 se proporciona para la separacion del producto de reaccion 370 en productos y subproductos.
La materia prima de hidrocarburo enriquecida en hidrogeno se transporta a traves del conducto 330 a la zona de reaccion 353, en determinadas realizaciones acompanada tambien por vapor u otro gas adecuado para la atomizacion del alimento. Una cantidad efectiva de partroulas de catalizador de craqueo solidas regeneradas calientes o recientes calentadas de la zona de regeneracion 360 tambien se transfiere, por ejemplo, a traves de un conducto o tubo 362 dirigido hacia abajo, comunmente denominado como lrnea de transferencia o tubo vertical, a un pozo de retirada o tolva (no mostrados) en la parte superior de la zona de reaccion 353. Normalmente se deja que el flujo de catalizador caliente se estabilice a fin de dirigirse uniformemente a la zona de reaccion 353.
La materia prima enriquecida en hidrogeno se inyecta en la zona de reaccion 353 usando, por ejemplo, boquillas de inyeccion multiple que dan como resultado que el catalizador y el aceite se mezclen exhaustiva y uniformemente. Una vez que la carga esta en contacto con el catalizador caliente, se producen las reacciones de craqueo. El vapor de reaccion de los productos de hidrocarburo craqueados, cualquier alimentacion no reaccionada y la mezcla de
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
catalizador fluyen rapidamente a traves del resto de la zona de reaccion 353 y hacia una zona de separacion rapida 355 en la parte inferior del reactor/separador 352. Los hidrocarburos craqueados y no craqueados se dirigen a traves de un conducto o tubo 370 a una seccion de recuperacion de producto convencional que incluye una columna de destilacion 390 conocida por los expertos en la materia y descrita con respecto a la Figura 3A.
Si es necesario para el control de la temperatura, se puede proporcionar una inyeccion inactivadora cerca de la parte inferior de la zona de reaccion 353 inmediatamente antes de la zona de separacion 355. Esta inyeccion inactivadora reduce o detiene rapidamente las reacciones de craqueo y puede utilizarse para controlar la severidad de craqueo y posibilita una flexibilidad adicional del proceso.
La temperatura de reaccion, es decir, la temperatura de salida del reactor de flujo descendente, puede controlarse mediante apertura y cierre de una valvula de corredera de catalizador (no mostrada) que controla el flujo de catalizador regenerado de la zona de regeneracion 360 en la zona de reaccion 353. El calor requerido para la reaccion de craqueo endotermica se suministra mediante el catalizador regenerado. Mediante el cambio del intervalo de flujo del catalizador regenerado caliente, las condiciones de severidad de funcionamiento o de craqueo pueden controlarse para producir los rendimientos deseados de hidrocarburos olefrnicos ligeros y gasolina.
Tambien se proporciona un extractor 371 para separar aceite del catalizador, que se transfiere a la zona de regeneracion 360. El catalizador de la zona de separacion 355 fluye a la seccion inferior del extractor 371 que incluye una seccion de extraccion de catalizador en la que un gas de extraccion adecuado, tal como vapor, se introduce a traves de la corriente 373. La seccion de extraccion normalmente esta provista de varios deflectores o de un empaquetamiento estructurado (no mostrado) sobre el que el catalizador que fluye hacia abajo pasa de forma contraria al flujo de gas de extraccion. El gas de extraccion de flujo ascendente, que es normalmente vapor, se usa para «extraer» o retirar cualquier hidrocarburo adicional que permanezca en los poros de catalizador o entre las partfculas de catalizador.
El catalizador extrafdo o agotado se transporta mediante fuerzas de elevacion desde la corriente de aire de combustion 366 a traves de una columna ascendente de elevacion de la zona de regeneracion 360. Este catalizador agotado, que tambien puede estar en contacto con el aire de combustion adicional, se somete a combustion controlada de cualquier coque acumulado. Los gases combustibles se retiran del regenerador a traves del conducto 368. En el regenerador, el calor producido de la combustion del coque de subproducto se transfiere al catalizador elevando la temperatura requerida para proporcionar calor para la reaccion de craqueo endotermica en la zona de reaccion 353.
Los catalizadores que son adecuados para la carga particular y el producto o intervalo de producto se transporta al reactor de craqueo catalftico fluidizado dentro de la zona de reaccion de FCC y de separacion. El metal de catalizador activo puede seleccionarse entre el uno o mas de cobalto, tungsteno, mquel, vanadio, molibdeno, platino, paladio, cobre, hierro, o una mezcla de los mismos, en forma de elemento o compuesto. El metal activo se soporta normalmente sobre una matriz zeolftica de base, aunque pueden usarse otras estructuras de base adecuadas, tales como una o mas arcillas tales como caolrn, montmorillonita, halloysita y bentonita, y/o uno o mas oxidos porosos inorganicos tales como alumina, sflice, oxido de boro, oxido de cromo, oxido de magnesio, oxido de zirconio, oxido de titanio y sflice-alumina.
Ademas, particularmente en realizaciones en las que se requiere conversion de determinados hidrocarburos que contienen heteroatomos en hidrocarburos libres de heteroatomos, puede incorporarse una cantidad predeterminada de un catalizador de hidrotratamiento adecuado. Por ejemplo, un catalizador de hidrocraqueo puede incluir uno cualquiera de, o una combinacion que incluye catalizadores de alumina amorfa, catalizadores de alumina de sflice amorfa y catalizadores basados en zeolitas. El catalizador de hidrocraqueo puede poseer un material de fase activo que incluye, en determinadas realizaciones, uno cualquiera de, o una combinacion que incluye Ni, W, Co y Mo. El catalizador de hidrotratamiento se puede proporcionar en matrices de soporte separadas y se mezcla con el/los catalizador/es de FCC. En realizaciones adicionales, los metales de catalizador de hidrocraqueo activos pueden incorporarse en las matrices de soporte con el catalizador de FCC usando, por tanto, partfculas de catalizador de funcion doble.
En procesos de FCC tfpicos, se usa una gran cantidad de catalizador nuevo o regenerado con un tiempo de residencia de reactivo muy corto (por ejemplo, de 0,1 a 30 segundos) para el craqueo de hidrocarburos pesados a temperaturas de reaccion relativamente altas y presiones bajas. Los compuestos de hidrocarburo craqueados de hidrocarburo se descargan del reactor en este tiempo de residencia corto. Durante los procesos de FCC, se producen dos tipos de reacciones de craqueo, el craqueo termico y el craqueo catalftico. El craqueo termico se refiere a la conversion de compuestos de alto peso molecular a temperaturas altas en los de bajo peso molecular. Estas reacciones siguen los mecanismos de radical libre, con fision homolftica del enlace C-C como etapa de iniciacion seguida por extraccion de hidrogeno de un radical metilo de un atomo de carbono secundario para formar un radical mas estable. En el craqueo catalftico, los compuestos de alto peso molecular se convierten en iones carbenio mediante protonacion. Los iones carbenio se craquean en parafinas y olefinas de menor peso molecular a traves de reacciones de escision p seguidas de reordenamientos intramoleculares y desprotonacion. Las parafinas pueden someterse a reordenamiento molecular para la conversion en olefinas. Aunque no se desea estar ligado por
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
ninguna teona en particular, se cree que en el proceso descrito en la presente memoria, el hidrogeno disuelto atomiza con la materia prima y esta facilmente disponible para reacciones de escision y de recombinacion, modificando de este modo los mecanismos de reaccion convencionales en los procesos de FCC. En presencia de hidrogeno, la escision del enlace C-C en una molecula de n-parafina produce dos radicales primarios. Estos radicales primarios reaccionan selectivamente con hidrogeno para producir hidrocarburos de menor peso molecular y radicales de hidrogeno en un tiempo de residencia corto. Los radicales de hidrogeno propagan la cadena extrayendo el hidrogeno de otras moleculas de hidrocarburo y produciendo radicales secundarios. Pueden producirse reacciones adicionales, es decir, division de los radicales secundarios para producir una 1-olefina y un radical primario, que despues se satura mediante hidrogeno para producir un hidrocarburo con regeneracion de la cadena de reaccion:
R-(CH2)e-R’
R-CH2-CH2-CH2^ + •C^-C^-C^-R’
R-CH2-CH2-^ + H2 ^ R-CH2-CH2-CH3 + H H^+ R-(CH2)6-R’ ^ R-(CH2)-CH-(CH2)4-R’ + H2 R-(CH2)-CH^(CH2)4-R’ ^ R-CH2-CH + CH2=CH-CH2-CH2-R’
R-CH2-CH + H2 ^ R-CH2-CH3 + H
Ademas de las reacciones de craqueo, la conversion de determinados hidrocarburos que contienen heteroatomos en hidrocarburos libres de heteroatomos se facilita tambien en presencia de hidrogeno. Por ejemplo, los heteroatomos de azufre se retiran de los compuestos de hidrocarburo que contienen azufre para producir sulfuro de hidrogeno, y los heteroatomos de nitrogeno se retiran de los compuestos de hidrocarburo que contienen nitrogeno para producir amoniaco.
A fin de que se alcancen los beneficios del hidrogeno anadido, debe haber un tiempo de residencia suficiente y el hidrogeno debe estar disponible para la reaccion. Puesto que el tiempo de residencia en los procesos de FCC es normalmente muy corto, este es un desaffo significativo segun las estrategias convencionales de los procesos de FCC que implican una fase gaseosa significativa y un exceso estequiometrico de hidrogeno. En particular, esta fase gaseosa de hidrogeno significativa da como resultado la extraccion de productos de reaccion ligeros. El efecto de extraccion se minimiza o elimina usando la materia prima enriquecida en hidrogeno segun el proceso de la presente invencion.
El hidrogeno disuelto en la materia prima lfquida segun el proceso presente atomizara con la materia prima y estara facilmente disponible para las reacciones de craqueo y de retirada de heteroatomos. De manera similar, el hidrogeno disponible reacciona con iones carbonio formados en presencia del catalizador de craqueo, y estabiliza los iones carbenio para formar hidrocarburos de bajo peso molecular. Ademas, la formacion de coque se minimiza porque las moleculas pesadas se estabilizan en lugar de formar condensados.
Al usar la zona de mezclado y la zona de vaporizacion instantanea descritas en la presente memoria, puede disolverse una cantidad funcionalmente efectiva de hidrogeno en la materia prima de hidrocarburo lfquida. La cantidad de hidrogeno disuelta en la materia prima depende de diversos factores, incluyendo las condiciones de funcionamiento de la zona de mezclado y de la zona de vaporizacion instantanea, y del punto de ebullicion de la alimentacion. Como se muestra en los datos de solubilidad en la representacion grafica de la Figura 4, el hidrogeno es mas soluble en el punto de ebullicion mas bajo, y las fracciones de hidrocarburo mas ligeras que en las fracciones mas pesadas.
El metodo de la presente invencion se ha descrito anteriormente y en los dibujos adjuntos; sin embargo, las modificaciones seran evidentes para los expertos en la materia basadas en esta descripcion y el alcance de la proteccion para la invencion se definira por las reivindicaciones que siguen.

Claims (13)

  1. 5
    10
    15
    20
    25
    30
    35
    40
    45
    50
    55
    60
    65
    REIVINDICACIONES
    1. Un proceso para la conversion de una materia prima de hidrocarburo ftquida en compuestos de hidrocarburo de menor peso molecular en una zona de reaccion de craqueo catalftica fluidizada y de separacion de una unidad de FCC, caracterizado por que se anade exceso de gas hidrogeno a dicha materia prima de hidrocarburo antes de introducirla en el reactor de FCC, comprendiendo dicho proceso:
    a. mezclar la materia prima de hidrocarburo ftquida y un exceso de gas hidrogeno en una zona de mezclado para disolver una porcion del gas hidrogeno en la materia prima de hidrocarburo ftquida para producir una materia prima de hidrocarburo ftquida enriquecida en hidrogeno;
    b. introducir la materia prima de hidrocarburo ftquida enriquecida en hidrogeno y el hidrogeno restante en una zona de vaporizacion instantanea en la que al menos una porcion de gas hidrogeno no disuelto se vaporiza instantaneamente;
    c. hacer pasar la materia prima de hidrocarburo ftquida enriquecida en hidrogeno de la zona de vaporizacion instantanea a la zona de reaccion de craqueo catalftica fluidizada y de separacion que contiene partfculas de catalizador de craqueo catafttico fluidizado recientes calentadas o solidas regeneradas a partir del recipiente de regeneracion de la unidad de FCC para la reaccion que incluye conversion de la materia prima de hidrocarburo ftquida en hidrocarburos de punto de ebullicion mas bajo, en la que el tiempo de residencia de la materia prima en la zona de reaccion de craqueo catalftica y de separacion esta en el intervalo de 0,1 a 30 segundos; y
    d. recuperar los productos de hidrocarburo convertidos de la zona de reaccion de craqueo catalftica fluidizada y de separacion.
  2. 2. El proceso de la reivindicacion 1, en el que la materia prima de hidrocarburo ftquida incluye compuestos de hidrocarburo que contienen azufre y el proceso incluye hacer reaccionar los compuestos de hidrocarburo que contienen azufre y el hidrogeno para producir compuestos de hidrocarburo desulfurados y sulfuro de hidrogeno, y recuperar el sulfuro de hidrogeno junto con los productos de hidrocarburo convertidos a partir de la zona de reaccion de craqueo catalftica fluidizada y de separacion.
  3. 3. El proceso de la reivindicacion 1, en el que la materia prima de hidrocarburo ftquida incluye compuestos de hidrocarburo que contienen nitrogeno y el proceso comprende hacer reaccionar los compuestos de hidrocarburo que contienen nitrogeno y el hidrogeno para producir compuestos de hidrocarburo desnitrificados y amoniaco, y recuperar el amoniaco junto con los productos de hidrocarburo convertidos a partir de la zona de reaccion de craqueo catalftica fluidizada y de separacion.
  4. 4. El proceso de la reivindicacion 1, en el que el hidrogeno se recupera de la zona de vaporizacion instantanea y se recicla para la mezcla con la materia prima de hidrocarburo ftquida en la zona de mezclado.
  5. 5. El proceso de la reivindicacion 1, en el que la zona de mezclado comprende un recipiente distribuidor de hidrogeno en el que el gas hidrogeno se pone en contacto con la materia prima de hidrocarburo en condiciones de flujo turbulentas.
  6. 6. El proceso de la reivindicacion 5, en el que el recipiente distribuidor incluye una pluralidad de puertos de inyeccion.
  7. 7. El proceso de la reivindicacion 1, en el que la zona de mezclado se mantiene a una presion en el intervalo de 5 bar a 200 bar.
  8. 8. El proceso de la reivindicacion 1, en el que la relacion volumetrica del volumen normalizado de hidrogeno con respecto al volumen de hidrocarburo ftquido en la zona de mezclado se mantiene en el intervalo de 300:1 a 3000:1.
  9. 9. El proceso de la reivindicacion 1, en el que la materia prima de hidrocarburo ftquida se selecciona entre el grupo que consiste en aceite crudo, aceite crudo sintetico, betun craqueado, arena petroftfera, esquisto bituminoso craqueado, ftquidos de carbon, gasoleo de vacfo, aceite desasfaltado, aceite desmetalizado, fracciones pesadas del hidrocraqueador no convertidas, corrientes de reciclaje del hidrocraqueador, gasoleo de vacfo hidrotratado, gasoleo de coque ligero, gasoleo de coque pesado, aceite de ciclo ligero, aceite de ciclo pesado, aceite de suspension aclarado, gasoleo de reduccion de viscosidad, y combinaciones de los mismos.
  10. 10. El proceso de la reivindicacion 1, en el que los productos de hidrocarburo convertidos incluyen una corriente de nafta, una corriente de aceite de ciclo ligero, una corriente de aceite de ciclo pesado y una corriente de aceite de suspension.
  11. 11. El proceso de la reivindicacion 10, en el que el aceite de ciclo ligero se recicla a la zona de mezclado en la etapa (a) de la reivindicacion 1.
  12. 12. El proceso de la reivindicacion 1 que ademas comprende la introduccion de un catalizador de hidrocraqueo en la zona de reaccion de craqueo catalftica fluidizada y de separacion para promover la conversion de hidrocarburos que
    contienen heteroatomos en hidrocarburos libres de heteroatomos.
  13. 13. El proceso de la reivindicacion 1, en el que la presion y la temperatura del efluente de materia prima de la zona de vaporizacion instantanea se mantienen para maximizar la concentracion de hidrogeno disuelto que entra en la 5 zona de craqueo catalttica fluidizada y de reaccion.
ES12728013.9T 2011-07-29 2012-06-11 Materia prima enriquecida en hidrógeno para un proceso de craqueo catalítico fluidizado Active ES2617581T3 (es)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161513303P 2011-07-29 2011-07-29
US201161513303P 2011-07-29
PCT/US2012/041857 WO2013019320A1 (en) 2011-07-29 2012-06-11 Hydrogen-enriched feedstock for fluidized catalytic cracking process

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2617581T3 true ES2617581T3 (es) 2017-06-19

Family

ID=46317543

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES12728013.9T Active ES2617581T3 (es) 2011-07-29 2012-06-11 Materia prima enriquecida en hidrógeno para un proceso de craqueo catalítico fluidizado

Country Status (7)

Country Link
US (1) US8951406B2 (es)
EP (1) EP2737011B1 (es)
JP (1) JP5876575B2 (es)
KR (1) KR101542705B1 (es)
CN (1) CN103827262B (es)
ES (1) ES2617581T3 (es)
WO (1) WO2013019320A1 (es)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6134779B2 (ja) 2012-03-20 2017-05-24 サウジ アラビアン オイル カンパニー 原油を処理する、統合された、水素化処理及び流動接触分解
WO2014031970A1 (en) * 2012-08-24 2014-02-27 Saudi Arabian Oil Company Hydrovisbreaking process for feedstock containing dissolved hydrogen
US20150136659A1 (en) * 2013-11-19 2015-05-21 Uop Llc Hydroprocess for a hydrocarbon stream from coal tar
SG11201707966PA (en) * 2015-06-30 2018-01-30 Exxonmobil Res & Eng Co Fuel production from fcc products
KR102524098B1 (ko) * 2015-11-05 2023-04-20 엘지전자 주식회사 차량용 무선 전력 송신기 및 수신기
US10125318B2 (en) 2016-04-26 2018-11-13 Saudi Arabian Oil Company Process for producing high quality coke in delayed coker utilizing mixed solvent deasphalting
US10233394B2 (en) 2016-04-26 2019-03-19 Saudi Arabian Oil Company Integrated multi-stage solvent deasphalting and delayed coking process to produce high quality coke
US20180215683A1 (en) * 2017-01-27 2018-08-02 Saudi Arabian Oil Company Isomerization process using feedstock containing dissolved hydrogen
CA3011027C (en) * 2018-07-11 2022-08-09 Suncor Energy Inc. An integrated thermal system and process for heavy oil and gas to liquids conversion
US11286429B2 (en) 2020-06-25 2022-03-29 Saudi Arabian Oil Company Process for heavy oil upgrading utilizing hydrogen and water
WO2022051462A1 (en) * 2020-09-02 2022-03-10 Conocophillips Company Condensate recovery unit
US11549069B1 (en) 2022-01-20 2023-01-10 Saudi Arabian Oil Company Two-phase hydroprocessing utilizing soluble hydrogen from the high pressure separator
US11965135B1 (en) 2023-04-12 2024-04-23 Saudi Arabian Oil Company Methods for reactivity based hydroprocessing

Family Cites Families (44)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3378349A (en) 1965-09-17 1968-04-16 Air Prod & Chem Apparatus for treating mixed-phase fluid reactants
US3598541A (en) 1969-06-23 1971-08-10 Universal Oil Prod Co Fluid contacting apparatus for fluid-solid contacting chambers
US3770615A (en) 1971-10-22 1973-11-06 Grace W R & Co Fluid catalytic cracking process with addition of molecular sieve catalyst-liquid mixture
GB1397051A (en) 1973-01-23 1975-06-11 British Petroleum Co Multi-bed reactors
US3884795A (en) 1974-03-04 1975-05-20 Us Interior Solvent refined coal process with zones of increasing hydrogen pressure
US4071436A (en) 1976-03-11 1978-01-31 Chevron Research Company Process for removing sulphur from a gas
US4048057A (en) 1976-10-04 1977-09-13 Pullman Incorporated Integrated heavy oil cracking process utilizing catalyst separated from cracking in pretreating zone
US4179354A (en) 1977-10-20 1979-12-18 Gulf Research And Development Company Combination residual oil hydrodesulfurization and catalytic cracking process
JPS564686A (en) * 1979-06-22 1981-01-19 Nippon Oil Co Ltd Fluidization catalytic cracking of heavy petroleum oil
US4316794A (en) 1980-03-06 1982-02-23 Mobil Oil Corporation Direct conversion of residual oils
US4345992A (en) 1980-10-27 1982-08-24 Phillips Petroleum Company Catalytic cracking process
US4325811A (en) 1980-12-08 1982-04-20 Standard Oil Company (Indiana) Catalytic cracking with reduced emission of noxious gas
US4666586A (en) 1983-10-11 1987-05-19 Farnsworth Carl D Method and arrangement of apparatus for cracking high boiling hydrocarbon and regeneration of solids used
IN162877B (es) 1984-06-13 1988-07-16 Ashland Oil Inc
US4666588A (en) 1985-06-19 1987-05-19 Air Products And Chemicals, Inc. Three-phase reactor design and operation
JPS624784A (ja) 1985-07-16 1987-01-10 コンパニ−・フランセ−ズ・ド・ラフイナ−ジユ 炭化水素仕込物の接触クラツキングのための方法および装置の改良
US4639308A (en) 1986-01-16 1987-01-27 Phillips Petroleum Company Catalytic cracking process
JPS6384632A (ja) 1986-09-03 1988-04-15 モービル・オイル・コーポレイション 流動接触分解方法
US4717466A (en) 1986-09-03 1988-01-05 Mobil Oil Corporation Multiple riser fluidized catalytic cracking process utilizing hydrogen and carbon-hydrogen contributing fragments
US4853105A (en) 1986-09-03 1989-08-01 Mobil Oil Corporation Multiple riser fluidized catalytic cracking process utilizing hydrogen and carbon-hydrogen contributing fragments
US4802971A (en) 1986-09-03 1989-02-07 Mobil Oil Corporation Single riser fluidized catalytic cracking process utilizing hydrogen and carbon-hydrogen contributing fragments
EP0309219A1 (en) 1987-09-25 1989-03-29 Mobil Oil Corporation Hydrogen reactivation of zeolite cracking and conversion catalysts
US4960571A (en) 1988-12-14 1990-10-02 Exxon Research And Engineering Company Quench assembly design
US4927522A (en) 1988-12-30 1990-05-22 Mobil Oil Corporation Multiple feed point catalytic cracking process using elutriable catalyst mixture
US4944863A (en) * 1989-09-19 1990-07-31 Mobil Oil Corp. Thermal hydrocracking of heavy stocks in the presence of solvents
US4988430A (en) 1989-12-27 1991-01-29 Uop Supplying FCC lift gas directly from product vapors
FR2669037A1 (fr) 1990-11-08 1992-05-15 Total France Procede et dispositif d'homogeneisation, a l'interieur d'un reacteur tubulaire de craquage d'hydrocarbures a lit de particules solides fluidisees, du melange de ces particules et des vapeurs d'hydrocarbures a traiter.
JP2863326B2 (ja) * 1990-12-26 1999-03-03 出光興産株式会社 原油の精製法
US5158714A (en) 1991-05-30 1992-10-27 Union Oil Company Of California Vapor-liquid distribution method and apparatus
US5328591A (en) 1992-10-13 1994-07-12 Mobil Oil Corporation Mechanical shattering of asphaltenes in FCC riser
US5538623A (en) 1993-12-17 1996-07-23 Johnson; David L. FCC catalyst stripping with vapor recycle
US5484578A (en) 1994-06-20 1996-01-16 Mobil Oil Corporation Two-phase distributor system for downflow reactors
US5837208A (en) 1996-06-12 1998-11-17 Uop Hydroprocessing reactor mixer/distributor
US5942197A (en) 1996-08-23 1999-08-24 Exxon Research And Engineering Co Countercurrent reactor
CA2294456C (en) * 1997-06-24 2009-04-28 Process Dynamics, Inc. Two phase hydroprocessing
CA2249051A1 (en) * 1998-09-29 2000-03-29 Canadian Environmental Equipment & Engineering Technologies Inc. Process for upgrading crude oil using low pressure hydrogen
US6123830A (en) 1998-12-30 2000-09-26 Exxon Research And Engineering Co. Integrated staged catalytic cracking and staged hydroprocessing process
US7029571B1 (en) * 2000-02-16 2006-04-18 Indian Oil Corporation Limited Multi stage selective catalytic cracking process and a system for producing high yield of middle distillate products from heavy hydrocarbon feedstocks
US7449104B2 (en) 2002-07-05 2008-11-11 Conocophilips Company Integrated catalytic cracking and desulfurization system
CN1986505B (zh) 2005-12-23 2010-04-14 中国石油化工股份有限公司 一种增产低碳烯烃的催化转化方法
US9669381B2 (en) * 2007-06-27 2017-06-06 Hrd Corporation System and process for hydrocracking
RU2009146027A (ru) 2007-07-24 2011-06-20 Идемицу Козан Ко., Лтд. (JP) Способ гидроочистки углеводородных нефтепродуктов
WO2010048251A2 (en) * 2008-10-22 2010-04-29 Chevron U.S.A. Inc. A high energy distillate fuel composition and method of making the same
US8246914B2 (en) * 2008-12-22 2012-08-21 Uop Llc Fluid catalytic cracking system

Also Published As

Publication number Publication date
US20130026067A1 (en) 2013-01-31
US8951406B2 (en) 2015-02-10
JP5876575B2 (ja) 2016-03-02
KR101542705B1 (ko) 2015-08-06
CN103827262B (zh) 2015-12-23
KR20140064790A (ko) 2014-05-28
WO2013019320A1 (en) 2013-02-07
JP2014521767A (ja) 2014-08-28
EP2737011B1 (en) 2016-12-28
CN103827262A (zh) 2014-05-28
EP2737011A1 (en) 2014-06-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2617581T3 (es) Materia prima enriquecida en hidrógeno para un proceso de craqueo catalítico fluidizado
KR102004522B1 (ko) 선택적 수소화분해 및 유동 접촉 분해 통합 공정
JP2804369B2 (ja) 樹脂による残油の水素化処理
KR102457860B1 (ko) 공급 원료 탄화수소를 석유 화학 제품으로 전환하는 시스템 및 방법
US8608942B2 (en) Systems and methods for residue upgrading
ES2566129T3 (es) Desulfuración oxidativa en el proceso de craqueo catalítico fluido
US9228140B2 (en) Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and catalytic cracking process to produce petrochemicals from crude oil
US4940529A (en) Catalytic cracking with deasphalted oil
JP4958792B2 (ja) 段間分離を含む、選択的水素化脱硫およびメルカプタン分解プロセス
KR101441122B1 (ko) 2개 이상의 개별 수소화탈황 단계를 포함하는 올레핀계가솔린의 탈황 방법
JP2014524967A5 (ja) 統合的選択的水素化分解および流動接触分解方法
KR102045361B1 (ko) 선택적인 중간 유분 수소화 처리 공정
KR20210102415A (ko) 선택적 수소화분해 및 스팀 열분해 공정을 갖는 통합 방향족 분리 공정
JP5969607B2 (ja) 選択的単一段階水素化系およびその方法
Lengyel et al. Upgrading of delayed coker light naphtha in a crude oil refinery
US11965135B1 (en) Methods for reactivity based hydroprocessing
CN118215721A (zh) 从混合塑料流生产燃料和石油化工原料的方法和***
CN118202022A (zh) 提质烃进料的热解方法
CA2035875C (en) Resid hydrotreating with resins
Presnyakov et al. The TAIF-NK catalytic cracking plant.