MXPA02002187A - Proceso de hidroprocesamiento. - Google Patents
Proceso de hidroprocesamiento.Info
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Abstract
Un proceso para hidroprocesar una carga de hidrocarburo que incluye los pasos siguientes: proveer una carga de hidrocarburo con una caracteristica inicial; proveer un primer gas que contiene hidrogeno; alimentar la carga de hidrocarburo y el primer gas contentivo de hidrogeno en co-corriente a una primera zona de hidroprocesamiento a fin de obtener un primer producto de hidrocarburo; proveer una pluralidad de zonas adicionales de hidroprocesamiento incluyendo una zona final y una zona aguas arriba; alimentar el primer producto de hidrocarburo en co-corriente con un gas reciclado a la zona aguas arriba a fin de obtener un producto intermedio de hidrocarburo; y alimentar el producto de hidrocarburo intermedio en co-corriente con un segundo gas que contiene hidrogeno a la zona final a fin de obtener un producto final de hidrocarburo con una caracteristica final mejorada comparado con la caracteristica inicial.
Description
PROCESO DE HIDROPROCESAMIENTO
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
La invención se refiere a un proceso de hidroprocesamiento profundo y, más particularmente, a un proceso para remover de manera eficaz cantidades substanciales de contaminantes como por ejemplo el azufre de las cargas de hidrocarburo.
La preocupación permanente en el arte de refinación del petróleo es llegar a obtener niveles aceptablemente bajos del contenido de azufre y de otros contaminantes.
Una gran parte de las reservas de hidrocarburo del mundo contienen azufre, y la remoción de este azufre es crítica para poder obtener combustibles aceptables.
Las agencias del gobierno corrientemente formulan nuevas regulaciones las cuales requieren que el contenido de azufre en los combustibles sea substancialmente más bajo que los niveles actuales. Se estima que estas regulaciones solicitarán un contenido de azufre menor a 15 ppmp.
Existen un número de procesos para ser usados en la remoción de azufre. Uno de estos procesos es la hidrodesulfuración en donde se contacta un flujo de hidrógeno con la carga en presencia de un catalizador adecuado a fin de hacer reaccionar los compuestos de azufre para producir un producto volátil, el sulfuro de hidrógeno.
Estos procesos proporcionan una reducción substancial de azufre en la carga. Sin embargo, los medios actuales no ofrecen una reducción
Ja*8-?¿?é?tt,íli adecuada del contenido de azufre hasta los niveles deseados. Los métodos conocidos de hidrodesulfuración incluyen procesos en co-corriente, en donde el hidrógeno y la carga de hidrocarburo son alimentados a través de un reactor o zona en la misma dirección, y procesos en contracorriente en donde el hidrocarburo es alimentado en una direcc.on y el gas es alimentado en la otra dirección.
Los procesos en co-corriente conocidos no proporcionan niveles aceptables de remoción del azufre, y los procesos en contracorriente típicamente experimenten dificultad en la inundación del reactor lo cual ocurre cuando la cantidad deseada del flujo de gas al reactor impide el flujo del hidrocarburo en la dirección contraria. La reducción del flujo del gas para atacar el problema de inundación reduce la efectividad de los procesos de hidrodesulfuración en contra corriente.
Otro problema potencial con los procesos en contracorriente es que los procesos adiabáticos en contracorriente pueden funcionar a temperaturas mucho más altas que en los procesos adiabáticos en co-corriente, y esta temperatura es perjudicial para la hidródesulfuración y otros catalizadores usados en el proceso.
Basado en lo anterior, es evidente que queda la necesidad de encontrar un proceso eficaz para remover el azufre a niveles que llenen los requisitos esperados para los hidrocarburos a ser usados como combustibles.
Por lo tanto, el objetivo principal de la presente invención es proveer un proceso en donde se reduce ventajosamente el contenido de azufre a menos que o igual a 10 ppmp.
Otro objetivo de la presente invención es proveer un proceso el cual puede realizarse sin aumentar substancialmente el tamaño del equipo y el espacio que ocupa el mismo en los sistemas corrientes de hidrodesulfuración.
Todavía otro objetivo de la presente invención es proporcionar un sistema de hidrodesulfuración el cual alcanza los objetivos mencionados anteriormente.
Otros objetivos y ventajas de la presente invención serán ampliados más adelante.
SUMARIO DE LA INVENCIÓN
De acuerdo con la presente invención, los objetivos y ventajas anteriores son fácilmente obtenidos.
De acuerdo con la presente invención, se proporciona un proceso para remover el azufre de una carga de hidrocarburo. Este proceso comprende los pasos siguientes: proveer una carga de hidrocarburo con una característica inicial; proveer un primer gas que contiene hidrógeno; alimentar dicha carga de hidrocarburo y dicho primer gas de hidrógeno en co-corriente a la primera zona de hidroprocesamiento a fin de obtener un primer producto del hidrocarburo; proveer una pluralidad de zonas adicionales de hidroprocesamiento incluyendo una zona final y una zona aguas arriba; cargar dicho primer producto de hidrocarburo en co-corriente con un gas reciclado a dicha zona aguas arriba a fin de obtener un producto intermediario de hidrocarburo; y alimentar dicho producto intermediario de hidrocarburo en co-corriente con un segundo gas que contiene hidrógeno a dicha zona final a fin de obtener un producto final de hidrocarburo con una característica final mejorada al compararla con dicha característica inicial.
Nuevamente de acuerdo con la presente invención, se proporciona un sistema capaz de remover el azufre de una carga de hidrocarburo. Este sistema comprende una primera zona de hidroprocesamiento que contiene un catalizador de hidroprocesamiento y con una entrada para recibir en co-corriente una carga de hidrocarburo y una primera fase de gas que contiene hidrógeno; una pluralidad de zonas adicionales de hidroprocesamiento, cada una conteniendo un catalizador de hidroprocesamiento e incluyendo una zona final y una zona aguas arriba, dicha zona aguas arriba teniendo una entrada para recibir en co-corriente un producto de hidrocarburo desde dicha primera zona de hidroprocesamiento y una fase de gas reciclado que contiene hidrógeno, dicha zona final teniendo una entrada para recibir en co-corriente un producto de hidrocarburo desde dicha zona aguas arriba de hidroprocesamiento en co-corriente con una segunda fase de gas contentivo de hidrógeno; y un separador para recibir un producto de dicha zona final de hidroprocesamiento y separar dicho producto en una fase de hidrocarburo y dicha fase de gas reciclado contentivo de hidrógeno.
El proceso y el sistema de la presente invención son particularmente adecuados para ser usados en el tratamiento de Diesel, gasoil y otras cargas de destilados para reducir el azufre, y también para ser usados en el tratamiento de nafta y cargas similares.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
Se provee a continuación una descripción detallada de las realizaciones preferidas de la presente invención, en referencia a los dibujos anexos, en donde:
La Figura 1 ilustra esquemáticamente un proceso y un sistema de acuerdo con la presente invención;
La Figura 2 ilustra esquemáticamente un arreglo alternativo del proceso y sistema de acuerdo con la presente invención;
La Figura 3 ilustra la temperatura de un proceso como una función de la longitud del reactor para los procesos que van en la misma dirección y los de contracorriente, como también el proceso de la presente invención;
La Figura 4 ilustra la relación del contenido de azufre y el volumen relativo del reactor para un proceso según la presente invención y un proceso globalmente de contracorriente.
La Figura 5 ilustra el contenido de azufre como una función del volumen relativo del reactor para los procesos según la presente invención con y sin el reciclaje en frío del separador.
La Figura 6 ilustra la relación entre el contenido de azufre de la salida y el volumen relativo del reactor para un proceso según la presente invención, un proceso en co-corriente puro y un proceso entre etapas de separación en dos reactores.
La Figura 7 ilustra la relación entre el contenido de azufre de la salida y el volumen relativo del reactor para un proceso de acuerdo con la presente invención y para un proceso que tiene diferentes relaciones de distribución de hidrógeno.
La Figura 8 ilustra la relación entre el contenido de azufre de la salida y el volumen relativo del reactor para un proceso de acuerdo con la presente invención y para un proceso con una distribución inversa del catalizador entre la primera y la segunda etapas.
La Figura 9 ilustra la relación entre la longitud adimensional del reactor y la presión parcial del hidrógeno para un proceso según la presente invención y un proceso puramente en co-corriente.
La Figura 10 ilustra la relación entre la longitud adimensional del reactor y la temperatura del reactor para un proceso de acuerdo con la presente invención como también para los procesos puramente en co-corriente y puramente en contracorriente; y
La Figura 11 ilustra la relación entre el contenido de azufre de la salida y el volumen relativo del reactor para un proceso de acuerdo con la presente invención como también un proceso puramente en co- corriente y un proceso puramente en contracorriente.
DESCRIPCIÓN DETALLADA
De acuerdo con la presente invención, se proporciona un proceso y un sistema de hidroprocesamiento para remover los contaminantes, especialmente el azufre de una carga de hidrocarburo, tales como Diesel, gasoil, nafta y similares. Un aspecto particularmente
— *•- ventajoso de la presente invención es la hidrodesulfuración, y se da a continuación una descripción detallada sobre el proceso de hidrodesulfuración.
El proceso y el sistema de la presente invención permiten de manera ventajosa reducir el contenido de azufre a menos de o igual a 10 ppmp, y se estima que llegarán a satisfacer las regulaciones corrientemente propuestas por varias agencias del gobierno, sin la necesidad de gastos substanciales en nuevos equipos, reactores adicionales, y similares.
De acuerdo con la presente invención, se proporciona un proceso que combina un solo reactor de hidrodesulfuración operado de manera co-corriente con una segunda etapa que incluye una pluralidad de reactores de hidrodesulfuración para obtener un resultado deseado. Como se explicará más adelante, la segunda etapa incluye una pluralidad de reactores adicionales de hidrodesulfuración o zonas y es operada de un modo globalmente de contra corriente, pero localmente co-corriente. Esto significa que cuando son considerados en base a la totalidad de los reactores, el hidrocarburo y el gas que contiene hidrógeno son cargados en direcciones opuestas. Sin embargo, cada reactor o zona se acoplan para hacer fluir el hidrocarburo y el gas contentivo de hidrógeno en una dirección paralela dentro de este reactor, y de este modo provee los beneficios de un flujo globalmente de contracorriente, mientras que evita los problemas de desbordamiento que podrían experimentarse con el flujo de contracorriente local a través de un reactor o zona.
Los reactores dentro de la segunda etapa son arreglados de manera que la carga de hidrocarburo pueda desplazarse desde un primer reactor hasta un último reactor o reactor final, y la fase de gas de
tli hidrógeno se desplaza desde el último reactor hasta el primer reactor. En la siguiente descripción detallada, el grupo de reactores que son utilizados en la segunda etapa se refiere como incluyendo un reactor final, de donde sale el hidrocarburo finalmente tratado, y los reactores aguas arriba los cuales se encuentren aguas arriba del reactor final cuando son tomados en conexión con el flujo de hidrocarburo. Por lo tanto, en la Figura 1, el reactor (28) se encuentra aguas arriba del reactor (30) cuando se considera desde el punto de vista de la dirección del flujo de hidrocarburo, y en la Figura 2, el reactor (52) se encuentra aguas arriba del reactor (54), y el reactor (50) está aguas arriba de ambos reactores (52) y (54), también cuando se considera en conexión con la dirección del flujo de hidrocarburo. Por lo tanto, tal como es usado aquí, un reactor aguas arriba es un reactor que se encuentra aguas arriba cuando se relaciona con el flujo de hidrocarburo.
De acuerdo con la presente invención, los pasos de hidrodesulfuración a realizarse se cumplen al contactar o mezclar la carga de hidrocarburo que contiene azufre con una fase gaseosa que contiene hidrógeno en presencia de un catalizador de hidrodesulfuración y en condiciones de hidrodesulfuración, en donde los componentes de azufre en el hidrocarburo se convierten a sulfuro de hidrógeno que se queda en la fase gaseosa de hidrógeno cuando se separa la fase líquida y la fase gaseosa. Un catalizador adecuado para ser usado en los procesos^ de hidrodesulfuración es bien conocido para una persona experta en el arte, y la selección del catalizador particular no forma parte de la presente invención.
En conexión con la fase gaseosa, un gas adecuado contiene hidrógeno como se desea para la reacción de hidroprocesamiento.
Este gas puede ser hidrógeno substancialmente puro o puede contener otros gases, en tanto que el hidrógeno se encuentre presente para la reacción deseada. Por consiguiente, como es usado aquí, el gas contentivo de hidrógeno incluye un gas de hidrógeno substancialmente puro y otras corrientes que contienen hidrógeno.
Refiriéndose ahora a la Figura 1, se ilustra de manera esquemática un proceso de hidrodesulfuración de acuerdo con la presente invención.
Como se puede observar, el proceso se realiza en una primera etapa (10) y una segunda etapa (12), a fin de obtener un producto final de hidrocarburo con un contenido aceptablemente bajo de azufre.
Como se puede ver, la primera etapa (10) se realiza utilizando un primer reactor (14) al cual es alimentada una carga (16) de hidrocarburo que contiene una cantidad inicial de azufre. La carga (16) se combina con un gas (18) que contiene hidrógeno y alimentada paralelamente a través del reactor (14) de tal manera que el flujo paralelo de la carga (16) de hidrocarburo y el gas (18) en presencia del catalizador de hidrodesulfuración y de las condiciones adecuadas convierten los compuestos de azufre presentes en el hidrocarburo en sulfuro de hidrógeno dentro del producto (20) del reactor (14). El producto (20) es alimentado a un separador (22) de gas líquido donde una fase (24) predominantemente de hidrógeno y de gas que contiene sulfuro de hidrógeno es separada de un producto (26) intermedio. El producto (26) intermedio tiene un contenido reducido de azufre comparado a la carga (16) de hidrocarburo, y es cargado a una segunda etapa (12) de acuerdo con la presente invención para tratamiento adicional a fin de reducir el contenido de azufre.
Como se puede ver, la segunda etapa (12) preferiblemente incluye una pluralidad de reactores adicionales (28), (30), los cuales son conectados en serie para tratar el producto intermedio (26) mo se explicará más adelante. Como se puede observar, el reactor (28) preferiblemente recibe la carga (26) intermedia de hidrocarburo la cual se mezcla con un gas (31) de hidrógeno reciclado y es alimentada en co-corriente a través del reactor (28). El producto (32) proveniente del reactor (28) es cargado entonces a un separador (34) de gas líquido para la separación de una fase (36) predominantemente de hidrógeno y de gas que contiene sulfuro de hidrógeno y un producto (38) de hidrocarburo líquido adicionalmente tratado teniendo un contenido de azufre todavía más reducido comparado a la carga (26) intermedia de hidrocarburo. La carga (38) de hidrocarburo es después alimentada al reactor (30), combinada con una carga 40 de hidrógeno adicional y alimentada de manera paralela con la carga 40 de hidrógeno a través del reactor (30) a fin de cumplir todavía más con la hidrodesulfuración y poder producir un producto (42) final el cual es alimentado a un separador (44) para la separación de una fase (46) gaseosa que contiene hidrógeno y sulfuro de hidrógeno como los mayores componentes, y un producto (48) final de hidrocarburo líquido que tiene un contenido substancialmente reducido de azufre.
De acuerdo con la presente invención, la fase (46) de gas es reciclada para ser usada como gas (31) reciclado a fin de que el gas fluyendo a través de los reactores de la segunda etapa (12) pueda ser globalmente en contracorriente al flujo de hidrocarburo a través de la misma. Considerando el flujo de hidrocarburo proveniente del reactor (28) hacia el reactor (30), es fácilmente entendible que el reactor (28) sea un reactor aguas arriba y el reactor (30) sea un reactor final de la segunda etapa (12). Naturalmente se debe observar que los reactores adicionales aguas arriba pueden incluirse en la segunda etapa (12) si se desea, y que la segunda etapa (12) preferiblemente incluye por lo menos dos reactores (28), (30) como se muestra en los dibujos. Sin embargo, la gran ventaja de la presente invención es que se obtiene resultados excelentes al utilizar las primera y segunda etapas como se describe anteriormente con un número similar de reactores como se utiliza corrientemente en los procesos convencionales, y de esta manera se evita tener la necesidad de usar espacios y equipos adicionales.
Se debe también observar, aunque la Figura 1 muestra los reactores (14), (28) y (30) como reactores separados y discretos, que el proceso de la presente invención puede ser realizado de la misma manera definiendo diferentes zonas dentro de un reactor colectivamente arreglado, en tanto que las zonas son operadas con el flujo de la carga y del gas como se describió anteriormente en la primera y la segunda etapa, con un flujo local en co-corriente a través de cada zona de las dos etapas y un flujo globalmente de contracorriente a través de por lo menos dos zonas de la segunda etapa (12).
Refiriéndose ahora a la Figura 2, se ilustra otro arreglo de a presente invención.
Como se muestra, la primera etapa (10) incluye un solo reactor (14) que se encuentra de modo similar al arreglo de la Figura 1.
La segunda etapa (12) en este arreglo incluye los reactores (50), (52), y (54), y cada reactor es operado de manera similar a los reactores de la segunda etapa del arreglo de la Figura 1, a fin de obtener una sola etapa en co-corriente en la primera etapa (10) y un proceso globalmente de contracorriente, y localmente en co-corriente en la segunda etapa (12). Por lo tanto, la carga (56) y el gas fresco contentivo de hidrógeno (58) son alimentados en co-corriente al reactor (14) a fin de producir un producto (60) el cual es cargado al separador (62) para producir un producto (64) intermedio de hidrocarburo líquido y una fase (66) gaseosa que contiene hidrógeno y sulfuro de hidrógeno como los mayores componentes. El producto (64) intermedio de hidrocarburo es luego alimentado a la segunda etapa (12), donde es mezclado con un gas reciclado (68) y cargado
10 en co-corriente a través del reactor (50) para producir el producto (70) el cual es cargado al separador (72). El s parador (72) separa otro producto (74) intermedio de hidrocarburo líquido y una fase de gas (76) que contiene hidrógeno y sulfuro de hidrógeno como mayores componentes. 15 El producto (74)intermedio de hidrocarburo se combina luego con un hidrógeno (78) reciclado y es alimentado al reactor (52), de manera co-corriente, a fin de producir un producto (80) intermedio adicional, el cual es cargado al separador (82) para la separación de
20 una carga adicional (84) de hidrocarburo líquido y una fase (86) gaseosa que contiene hidrógeno y sulfuro de hidrógeno como mayores componentes que son cargados de manera eficaz al reactor (50) aguas arriba como gas (68) reciclado. El producto (84) de hidrocarburo se combina luego de manera ventajosa con una carga
25 (88) de hidrógeno fresco y alimentado al reactor (54) final, en co- corriente, para su hidrodesulfuración adicional a fin de obtener un producto (90) que se carga al separador (92) para la separación de la fase (94) líquida de hidrocarburo y la fase (96) gaseosa que contiene hidrógeno y sulfuro de hidrógeno como mayores componentes. La
30 fase gaseosa (96) se alimenta v ntajosamente al reactor aguas arriba (52) y reciclada como gas reciclado (78) para ser usado en este
•yr- - tu??mnttf proceso, mientras que la fase (94) líquida puede ser tratada como un producto final, o alternativamente puede ser tratada adicionalmente como se explicó anteriormente.
De acuerdo con la presente invención, un catalizador de hidrodesulfuración está presente en cada reactor, y cada producto de hidrocarburo sucesivo tiene un contenido de azufre reducido comparado a la carga de hidrocarburo aguas arriba. Además, el producto final de hidrocarburo tiene un contenido de azufre final substancialmente reducido comparado a la carga inicial, el cual es ventajosamente menor que o igual a 10 ppmp para ser aceptable bajo las nuevas regulaciones de varias agencias del Gobierno.
Además, es fácilmente entendible que la segunda etapa (12) del arreglo de la Figura 2 es globalmente de contracorriente, como en el arreglo de la Figura 1. Específicamente, el hidrocarburo es cargado del reactor (50) al reactor (52) y finalmente al reactor final (54), mientras que la fase gaseosa es cargada del reactor (54) al reactor (52) y finalmente al reactor (50). Esto representa una ventaja del proceso globalmente en contracorriente, y al mismo tiempo evita los problemas de desbordamiento que podrían ocurrir con los procesos localmente de contracorriente.
Refiriéndose otra vez a la Figura 2, puede ser deseable alimentar las fases gaseosas (66) y (76) a un separador (98) a baja temperatura el cual opera de manera de remover el producto (100) de hidrocarburo volátil, que puede ser reciclado otra vez como una carga adicional (56) para tratamiento adicional de acuerdo con el proceso de la presente invención, con una corriente (101) de purga, como se puede observar. El separador (98) de baja temperatura separa también la fase gaseosa (102) que se me mezcla convenientemente con el producto final (94) y cargada a un separador (104) final a fin de obtener un producto (106) de hidrocarburo final mayormente tratado y una fase gaseosa final (108) que contiene hidrógeno y la masa de azufre removido. El producto (106) puede ser tratado de nuevo para mejorar varias cualidades deseadas como combustible, o puede ser utilizado como combustible sin tratamiento adicional, ya que se redujo ventajosamente el contenido de azufre hasta niveles aceptables.
La fase gaseosa (108) final puede ser cargada convenientemente a un purgador u otra unidad adecuada para remover el sulfuro de hidrógeno a fin de obtener un hidrógeno fresco adicional a ser usado como cargas de hidrógeno (58) o (88) de acuerdo con el proceso de la presente invención.
Se debe fácilmente apreciar que las Figuras 1 y 2 además ilustran un sistema para llevar a cabo el proceso de acuerdo con la presente invención.
La carga típica para el proceso de la presente invención incluye Diesel, gasoil y cargas de nafta y similares. Esta carga tendrá un alto contenido de azufre no aceptable, típicamente mayor que o igual a 10 ppmp. La carga y el hidrógeno total son preferiblemente alimentados al sistema en una relación global de gas a alimentación de entre 500 scfb y 4000 scfb (std. Pie cúbico/barril). Además, cada reactor puede ser operado adecuadamente a una temperatura de entre 300°C y 420°C, y a una presión de entre 400 psi y 1500 psi.
De acuerdo con la presente invención, se debe fácilmente apreciar que el volumen de catalizador y corrientes gaseosas son distribuidos entre la primera zona y la segunda zona. De acuerdo con la presente invención, la distribución más adecuada del catalizador de gas se determina utilizando un proceso de optimización. Sin embargo, es preferible que el volumen total de catalizador sea distribuido entre la primera zona y la segunda zona con un volumen de entre 20 y 80% de catalizador en la primera zona y un volumen de entre 80 y 20% de catalizador en la segunda zona. Adicionalmente, como se explicó anteriormente, el hidrógeno total es cargado al sistema de la presente invención en una porción a la primera zona y la otra porción al reactor final de la segunda zona. Es preferible que entre
10 20 y 70% en volumen del hidrógeno para la reacción sea cargado en la primera zona, y el resto debe ser cargado al reactor final de la segunda zona.
Se debe notar que como con todos los procesos de !5 hidrodesulfuración, el catalizador de hidrodesulfuración perderá gradualmente su efectividad con el tiempo, y esto puede combatirse en el proceso de la presente invención al incrementar el porcentaje del flujo de gas, si se desea. Esto es posible con el proceso de la presente invención puesto que se utiliza flujo localmente en co- 20 corriente, por lo tanto, se puede prevenir las dificultades asociadas con la inundación y similares en los procesos localmente en contracorriente.
Se debe también observar que el proceso de la presente invención
25 puede ser usado ventajosamente para reducir el contenido de azufre de la carga de nafta. En estos procesos, los condensadores pueden ser posicionados después de cada reactor, en vez de los separadores, a fin de condensar el producto de hidrocarburo de nafta de azufre reducido mientras que se mantiene la fase de gas que contiene
30 hidrógeno y sulfuro de hidrógeno como mayores componentes. Este arreglo de la presente invención funcionará en todos los otros
S«?ÍtmÍm''l fifii ^É ÍáÍM aspectos de la misma manera que lo descrito en conexión con las Figuras 1 y 2.
Refiriéndose ahora a la Figura 3, y como se determinó anteriormente, el proceso de la presente invención combinando de modo híbrido una primera etapa con una reacción puramente en co-corriente y una segunda etapa la cual es globalmente en contracorriente y localme^te en co-corriente proporciona convenientemente el funcionamiento de los reactores a temperaturas reducidas comparado con los procesos en contracorriente. La Figura 3 ilustra la temperatura como una función de la longitud adimensional del reactor para un proceso en co-corriente típico, para un proceso en contracorriente, y para un proceso híbrido de acuerdo con la presente invención. Como se muestra, la temperatura en el proceso de contracorriente es substancialmente más elevada que en el proceso híbrido de la presente invención, con el resultado que el catalizador del proceso híbrido de la presente invención es sujeto a condiciones perjudiciales menos severas.
De acuerdo con la presente invención, se obtienen mejores resultados al usar las mismas cantidades de catalizador y de hidrógeno como en procesos en contracorriente convencional o un proceso en co-corriente. Sin embargo, de acuerdo con la presente invención, la carga de hidrógeno se divide en una primera porción alimentada a la primera etapa y una segunda porción alimentada a la segunda etapa, y el volumen del catalizador es también dividido entre la primera etapa y la segunda etapa, las cuales son operadas como se explicó anteriormente, a fin de obtener una hidrodesulfuración mejorada, como se desea.
Como se determinó anteriormente, una carga de gasoil representa una carga de hidrocarburo particularmente conveniente para ser usada en el proceso de la presente invención. En una aplicación típica, se puede usar un reactor con un diámetro de 3.8 metros, una longitud del reactor de (20) metros, y una carga paralela de hidrógeno a gasoil en una relación de gas de hidrógeno a gasoil de 270 Nm3/m3, a una temperatura de 340°C, una presión de 750 psi y una velocidad espacial de líquido por hora (LHSV) a través del reactor de 0.4 h"1.
10 El gasoil puede ser convenientemente un gasoil de vacío (GOV). Se da un ejemplo en la siguiente Tabla 1:
TABLA 1 15
20
25
Para esta carga, los compuestos de azufre fáciles a reaccionar (ETR), podrían ser, por ejemplo, 1 -butilfenantrotiofeno. Cuando se
30 contacta con el hidrógeno en condiciones adecuadas, este compuesto de azufre reacciona con el hidrógeno para formar sulfuro de
^^g^ f^¿^^^±¿ hidrógeno y butilfenantreno. Un compuesto de azufre típico difícil para reaccionar (DTR) en esta carga es el heptildibenzotiofeno. Cuando es contactado con el gas de hidrógeno bajo condiciones adecuadas, este reacciona para formar sulfuro de hidrógeno y heptilbifenilo.
Naturalmente, se debe observar aun cuando la descripción anterior se da en términos de procesos de hidrodesulfuración, el proceso híbrido de la presente invención es fácilmente aplicable para otros sistemas de hidroprocesamiento, y puede ser usado ventajosamente para mejorar la eficiencia del hidroprocesamiento en varios procesos diferentes mientras que se reduce los problemas que se encuentran generalmente en el arte.
Ejemplo 1
Una carga de GOV, como se describe en la Tabla 1, fue usada con una serie de procesos diferentes de hidrodesulfuración, y se muestra la conversión de los compuestos de azufre y el azufre en el producto final para cada caso. Los resultados son expuestos en la siguiente Tabla 2.
TABLA 2
Donde D = diámetro; R = longitud del reactor; y L = longitud total.
En la Tabla 2, los casos 5, 6 y 8 se llevan a cabo de acuerdo con el proceso de la presente invención. Para comparar, se puede notar que los casos 1 y 7 fueron realizados, utilizando un solo reactor, a través del cual el GOV y el hidrógeno fueron cargados de manera paralela.
El caso 2 se llevó a cabo utilizando 20 reactores arreglados para un flujo globalmente en conti corriente y localmente en co-corriente, como se ilustra en la porción de la segunda etapa de la Figura 1.
Los casos 3 y 10 se llevaron a cabo utilizando un flujo globalmente de contracorriente y localmente en co-corriente, como solamente en la segunda etapa de la Figura 1.
El caso 4 se llevó a cabo utilizando dos reactores con una etapa intermedia de separación del sulfuro de hidrógeno, y el caso 9 se llevó a cabo utilizando un flujo puramente en co-corriente, globalmente y localmente, a través de tres reactores.
Como se puede observar en las tasas del flujo, los resultados son expuestos y determinados en la Tabla 2
Los casos 1-5 son llevados a cabo utilizando reactores con un volumen de 322m3, y con la misma magnitud del flujo de gas y de GOV. Como se puede observar, al utilizar el proceso híbrido de dos etapas de la pfesente invención, el caso 5 dio los mejores resultados en términos de conversión de los compuestos de azufre y azufre que queda en el producto final. Adicionalmente, esta substancial mejora en la hidrodesulfuración se obtuvo utilizando el mismo volumen del reactor, y podría ser incorporado en un equipo que ya existe utilizando cualquier configuración de los casos 1-4 sin aumentar substancialmente el área ocupada por los reactores.
El caso 6 en la Tabla 2 muestra que al aumentar razonablemente el volumen del reactor se puede obtener todavía más los mejores resultados de acuerdo con el proceso de la presente invención, y el contenido de azufre final llegaría a satisfacer las regulaciones más estrictos previstos con respecto al contenido máximo de azufre, y esto se lograría solamente a través de un pequeño aumento en el volumen del reactor.
El caso 7 de la Tabla 2 muestra que a fin d¿ lograr los mismos resultados en el contenido de azufre como en el caso 6, un solo reactor operado en un proceso convencional en co-corriente simple requeriría casi 4 veces el volumen del reactor como en el caso 6 de acuerdo con el proceso de la presente invención.
Los casos 8, 9 y 10 son ejecutados para un reactor que tiene un volumen de 962m3, y el proceso híbrido de la presente invención (caso 8) muestra claramente los mejores resultados comparado a los casos 9 y 10.
De acuerdo con lo anterior, se debe fácilmente observar que el proceso de la presente invención es ventajoso con respecto a varias configuraciones alternativas.
Ejemplo 2
En este ejemplo, la carga Diesel fue tratada utilizando varios esquemas de proceso diferentes, y la conversión de compuestos de azufre y el contenido de azufre en el producto final fueron calculados. En este ejemplo, el Diesel tenía las características siguientes:
Diesel API = 27 MW = 213 Azufre = 1 .10% peso
Destilación (°C) Simulad a IBP-5 177/209 10-20 226/250 30-40 268/281 50-60 294/308 70-80 323/339 90-95 357/371 FBP 399
La siguiente Tabla 3 determina las condiciones del proceso y los resultados de cada caso.
*• * * '•- * TABLA 3
10
15
20
25 El caso 1 de la Tabla 3 se llevó a cabo alimentando de manera co- corpente las cargas de Diesel y de hidrógeno a través de un solo reactor que tiene la longitud y el volumen mostrados.
El caso 2 se llevó a cabo alimentando el diesel y el hidrógeno
30 globalmente en contracorriente, y localmente en co -orriente, a
-*-«» --¿-'-» través de 20 reactores que tienen las mismas longitudes y volúmenes que en el caso 1.
El caso 3 se llevó a cabo de acuerdo con el proceso de la presente invención, utilizando una primera etapa de un solo reactor y una segunda etapa con dos reactores adicionales operados globalmente en contracorriente y localmente en co-corriente, con la magnitud del flujo de gas dividido como se ilustra en la Tabla 3. Como se puede ver, el proceso de acuerdo con la presente invención (Caso 3) muestra claramente un mejor funcionamiento que los Casos 1 y 2 para la conversión de los componentes de azufre y el contenido final de azufre en tanto que utiliza un sistema de reactor con el mismo volumen. El caso 4 es el mismo que el Caso 1 y es presentado para ser comparado con el Caso 5 en donde un proceso de acuerdo con la presente invención fue operado de manera de obtener el mismo contenido de azufre con el mismo volumen del reactor, que en el esquema convencional para el proceso, permitiendo ilustrar el aumento potencial en la capacidad del reactor al utilizar el proceso L. - la presente invención. Al ajustar el proceso para obtener substancialmente el mismo contenido final de azufre, el mismo volumen de reactor es capaz de proporcionar más del doble de la capacidad de tratamiento del diesel comparado al proceso convencional.
Ejemplo 3
En este ejemplo, se comparó un proceso de acuerdo con la presente invención a un proceso globalmente en contracorriente y localmente en co-corriente. Cada proceso fue utilizado con 4 reactores con el mismo catalizador, una carga Diesel, y funcionando a una temperatura de 320°C, una presión de 478 psi, y una relación de hidrógeno a carga de 104 Nm3/m . La Figura 4 muestra los resultados en términos de contenido de azufre en el producto final como una función de volumen relativo del reactor. Como se puede observar, el proceso híbrido de la presente invención proporciona resultados substancialmente mejorados.
Ejemplo 4
10 En este ejemplo, dos procesos fueron evaluados. El primero era un proceso de acuerdo con un arreglo preferido de la presente invención en donde separadores fríos fueron posicionados después de cada reactor para reciclar los vapores condensados. Para los mismos reactores, alimentación, temperatura, presión y relación
15 hidrógeno/carga, la Figura 5 ilustra la relación entre el contenido de azufre final y el volumen relativo del reactor para un proceso de acuerdo con la presente invención usando separadores fríos (curva 1), comparado a un proceso de acuerdo con la presente invención sin los separadores fríos (curva 2). Como se puede notar, el uso de los
20 separadores fríos proporciona un beneficio adicional al reducir el contenido de azufre final permitiendo suficiente hidrodesulfuración de todos los componentes de azufre, hasta aquellas que van en la fase gaseosa.
25 Ejemplo 5
En este ejemplo, se hace una comparación mostrando el contenido de azufre final como una función del volumen relativo del reactor para
30 un proceso convencional en co-corriente, para un proceso de dos etapas usando un separador entre etapas, y para un proceso de
jWnrtt il acuerdo con la presente invención. Se mantuvo la misma carga, temperatura, presión y relación de hidrógeno/carga, y los resultados se ilustran en la Figura 6. Como se puede ver, el proceso de la presente invención dio mejores resultados con respecto al contenido final de azufre que cualquier otro de los dos procesos.
Ejemplo 6
En este ejemplo, se demuestra la importancia de la distribución adecuada de la carga de hidrógeno en la primera etapa y la segunda etapa del proceso de la presente invención.
Se proporciona un ejemplo para evaluar la distribución de hidrógeno usando una carga de hidrógeno de 50% en la primera etapa, y una carga de hidrógeno de 50% en el último reactor de la segunda etapa. Esto se comparó a un caso corrido, usando el mismo equipo y el volumen total de gas, con un 80% de carga en la primera etapa y un 20%o de la carga en la segunda etapa.
La Figura 7 muestra los resultados en términos del contenido de azufre en la salida como una función del volumen relativo del reactor para el proceso de acuerdo con la presente invención y para una distribución de hidrógeno de 80/20. Como se puede ver, en esta instancia, la distribución 50/50 resultó en mejores resultados.
Ejemplo 7
En este ejemplo, se ilustra la importancia de la distribución del catalizador entre la primera y segunda etapa. De acuerdo con la presente invención, se utilizó un sistema de cuatro reactores, con un reactor en la primera etapa y tres reactores operados globalmente en contracorriente y localmente en co-corriente en la segunda etapa. De acuerdo con la presente invención, en una evaluación, 30% del volumen total de catalizador se ubicó en el primer reactor, y 70% del volumen total de catalizador fue dividido igualmente en los tres reactores de la segunda etapa.
Como comparación, el mismo sistema fue operado al proporcionar 70%o del volumen total de catalizador en la primera etapa, y 30% del volumen de catalizador en la segunda etapa.
La Figura 8 muestra los resultados en términos del contenido de azufre como una función del volumen relativo del reactor para el proceso 30/70 de la presente invención comparado al proceso 70/30. Como se puede constatar, el proceso de la presente invención provee significativamente mejores resultados.
Ejemplo 8
En este ejemplo, se evaluó la presión parcial de hidrógeno, como una función de la longitud adimensional del reactor, para un proceso de acuerdo con la presente invención y para un proceso puramente en co-corriente.
La Figura 9 muestra los resultados de esta evaluación, y muestra también que el proceso de acuerdo con la presente invención proporciona una presión parcial de hidrógeno significativamente aumentada en la parte final del reactor, lo que es deseable. Esto proporciona presiones parciales de hidrógeno más elevadas' a fin de tener las condiciones de reacción más adecuadas para hacer reaccionar los compuestos de azufre difíciles de reaccionar, por lo cual, se logra las condiciones para una hidrodesulfuración mejorada, particularmente si se compara al caso puramente en co-corriente.
Ejemplo 9
En este ejemplo, se presenta una comparación de la temperatura como una función de la longitud adimensional del reactor para un proceso puramente en co-corriente, un proceso puramente en contracorriente y el proceso híbrido de la presente invención.
La Figura 10 muestra las temperaturas resultantes sobre la longitud adimensional del reactor para el mismo volumen del reactor, el volumen del catalizador y la relación hidrógeno/carga. Como se muestra, el proceso en contracorriente tiene las temperaturas más altas. Por otro lado, el proceso híbrido de la presente invención es bastante similar en el perfil de temperatura respecto al proceso puramente en co-corriente, con la excepción que hay una ligera disminución de temperatura hacia la salida del reactor.
Esto es beneficioso ya que las altas temperaturas, particularmente aquellas experimentadas con el proceso en contracorriente, sirven para acelerar la desactivación del catalizador.
Ejemplo 10
En este ejemplo, se -evaluó el contenido de azufre como una función ¿el volumen relativo del reactor para un proceso de acuerdo con la presente invención, un proceso _ puramente en co-corriente y un proceso globalmente en contracorriente para una carga de GOV, con un proceso usando un tren de cuatro reactores, con la misma carga, y una temperatura de 340°C, una presión de 760 psi y una relación de hidrógeno/carga de 273 Nm3/m3. La Figura 11 muestra los resultados de esta evaluación, y muestra también que el proceso de la presente invención funciona mucho mejor que los procesos puramente " en co-corriente y puramente en contracorriente, especialmente con respecto al contenido de azufre resultante el cual es menor que 50 ppmp. 10 De acuerdo con lo anterior, es fácilmente entendible que el proceso y sistema de la presente invención proporcionan una mejora substancial en los procesos de hidrodesulfuración, los cuales pueden ser utilizados para reducir el contenido de azufre en las cargas de
15 hidrocarburo con substancialmente el mismo volumen del reactor que en los procesos convencionales, o aumentar substancialmente la capacidad del mismo volumen del reactor con substancialmente el mismo contenido de azufre, como se puede lograr utilizando los procesos convencionales. 20 Queda entendido que la invención no está limitada a las ilustraciones descritas y mostradas aquí, las cuales se consideran meramente ilustrativas de las mejores configuraciones para llevar a cabo la invención, y que son susceptibles de ser modificadas en forma,
25 tamaño, arreglo de las partes y detalles de operación. La invención, más bien, intenta abarcar todas las modificaciones que están dentro de su objetivo y alcance según queda definido por las reivindicaciones.
30
Claims (13)
- Un proceso para hidroprocesar una carga de hidrocarburo que comprende los pasos siguientes: Proveer una carga de hidrocarburo con una característica inicial; Proveer un primer gas que contiene hidrógeno; Alimentar dicha carga de hidrocarburo y dicho gas contentivo de hidrógeno en co-corriente a una primera zona de hidroprocesamiento a fin de obtener un primer producto de hidrocarburo; Proveer una pluralidad de zonas adicionales de hidroprocesamiento incluyendo una zona final y una zona aguas arriba; Alimentar dicho primer producto de hidrocarburo en co-corriente con un gas reciclado a dicha zona aguas arriba a fin de obtener un producto intermedio de hidrocarburo; y Alimentar dicho producto intermedio de hidrocarburo en co-corriente con un segundo gas que contiene hidrógeno a dicha zona final a fin de obtener un producto final de hidrocarburo con una característica final mejorada comparada a dicha característica inicial.
- El proceso de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicha característica inicial es un contenido de azufre inicial y dicha característica final es un contenido de azufre final que es menor que dicho contenido de azufre inicial.
- El proceso de acuerdo con la reivindicación 2, en donde dicho contenido de azufre final es menor que o igual a 10 ppmp basado en el peso de dicho producto final.
- El proceso de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicha primera zona de hidroprocesamiento es una primera zona de hidrodesulfuración.
- 5. El proceso de acuerdo con la reivindicación 4, en donde dichas zonas adicionales de hidroprocesamiento comprenden zonas adicionales de hidrodesulfuración.
- El proceso de acuerdo con la reivindicación 5, en donde cada una de dicha primera zona de hidrodesulfuración y dicha zona aguas arriba de hidrodesulfuración producen una fase gaseosa que contiene sulfuro de hidrógeno, hidrógeno y fracciones volátiles de hidrocarburo y además comprende alimentar dicha fase gaseosa a un separador de baja temperatura para separar una fase líquida que contiene dichas fracciones volátiles de hidrocarburo y una fase gaseosa que contiene dicho sulfuro de hidrógeno e hidrógeno, y combinar dichas fracciones volátiles de hidrocarburo con dicha carga de hidrocarburo.
- El proceso de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicha zona final produce también una fase gaseosa que contiene hidrógeno, y además comprende la alimentación de dicha fase gaseosa contentiva de hidrógeno a dicha zona aguas arriba como dicho gas reciclado. _LJU •* ' «• - ~»
- 8. El proceso de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicho primer gas contentivo de hidrógeno y dicho segundo gas contentivo de hidrógeno son cantidades separadas de gas que contienen hidrógeno puro, y en donde dicho gas reciclado contiene contaminantes removidos de dicho producto intermedio de hidrocarburo.
- 9. El proceso de acuerdo con la reivindicación 1, en donde cada una de dicha primera zona de hidroprocesamiento y 10 dicha pluralidad de zonas adicionales contienen un catalizador de hidroprocesamiento.
- 10. El proceso de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicha carga de hidrocarburo es una carga Diesel. 15
- 11. El proceso de acuerdo con la reivindicación 1, en donde dicha carga de hidrocarburo es una carga de gasoil.
- 12. El proceso de acuerdo con la reivindicación 1, en donde 20 dicha carga de hidrocarburo es una carga de nafta, y ade as comprende alimentar un producto de dicha primera zona de hidroprocesamiento y dicha pluralidad de zonas adicionales de hidroprocesamiento a un condensador para obtener una fase líquida de nafta y una fase gaseosa de 25 hidrógeno y sulfuro de hidrógeno.
- 13. Un sistema para hidroprocesar una carga de hidrocarburo que comprende: 30 Una primera zona de hidroprocesamiento que contiene un catalizador de hidroprocesamiento con una entrada para a » '.MiHiliilHHíiTliTfiTlprT recibir en co-corriente una carga de hidrocarburo y una primera fase gaseosa que contiene hidrógeno; Una pluralidad de zonas adicionales de hidroprocesamiento, cada una conteniendo un catalizador de hidroprocesamiento e incluyendo una zona final y una zoi i aguas arriba, dicha zona aguas arriba con una entrada para recibir en co-corriente un producto de hidrocarburo de dicha primera zona de hidroprocesamiento y una fase gaseosa que contiene hidrógeno reciclado, dicha zona final con una entrada para recibir paralelamente un producto de hidrocarburo de dicha zona de hidroprocesamiento aguas arriba en co-corriente con una segunda fase gaseosa que contiene hidrógeno; y Un separador para recibir un producto de dicha zona final de hidroprocesamiento y para separar dicho producto en una fase de hidrocarburo y dicha fase gaseosa que contiene hidrógeno reciclado. El sistema de acuerdo con la reivindicación 13, en donde dicha primera zona de hidroprocesamiento es una zona de hidrodesulfuración que contiene un catalizador de hidrodesulfuración. El sistema de acuerdo con la reivindicación 13, en donde dichas zonas adicionales de hidroprocesamiento comprenden por lo menos una zona de hidrodesulfuración que contiene un catalizador de hidrodesulfuración. El sistema de acuerdo con la reivindicación 13, en donde cada una de dicha primera zona de hidroprocesamiento y dichas zonas adicionales de hidroprocesamiento es una zona ¡j de hidrodesul furación que contiene un catalizador de hidrodesulfuración.
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