BR112012024722B1 - Hidroprocessamento de alimentações na faixa de ebulição do gasóleo. - Google Patents

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Abstract

hidroprocessador de alimentações na faixa de ebulição do gasóleo. um sistema e método para produzir combustíveis e óleos base lubrificantes de alimentações na faixa de ebulição do gasóleo são fornecidos. estágios de dessulfurização e conversão são usados para formar produtos combustíveis e lubrificantes. o produto de um estágio de dessulfurização pode ser fracionado, e uma porção dos fundos fracionados pode ser usada como uma alimentação de entrada para um estágio de conversão ou hidrocraqueamento. a configuração pode vantajosamente levar em consideração quantidades reduzidas de catalisador no estágio de conversão.

Description

(54) Título: HIDROPROCESSAMENTO DE ALIMENTAÇÕES NA FAIXA DE EBULIÇÃO DO GASÓLEO.
(51) Int.CI.: C10G 65/04; C10G 45/64; C10G 45/08; C10G 47/14; C10G 47/18 (30) Prioridade Unionista: 31/03/2010 US 61/341,453 (73) Titular(es): EXXONMOBIL RESEARCH AND ENGINEERING COMPANY (72) Inventor(es): STUART S. SHIH
1/35 “HIDROPROCESSAMENTO DE ALIMENTAÇÕES NA FAIXA DE EBULIÇÃO DO GASÓLEO”
CAMPO DA INVENÇÃO
Esta invenção refere-se ao hidroprocessamento de estoques de alimentação de hidrocarboneto para a produção de combustíveis e/ou óleos base lubrificantes.
FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO
O processamento de estoques de alimentação de gasóleo, tal como uma alimentação de gasóleo a vácuo (VGO), e outros estoques de alimentação mais pesados pode apresentar uma variedade de desafios. Uma dificuldade potencial é apresentada pelo ponto de faixa de ebulição da alimentação. Muitos dos usos de valor alto de uma alimentação de gasóleo podem requerer a conversão de pelo menos uma porção das moléculas na alimentação a uma faixa de ebulição mais baixa. Alguns processos típicos para a conversão de estoques de alimentação podem incluir processos catalíticos, tais como alguns tipos de hidroprocessamento. Infelizmente, o hidroprocessamento de uma tal matéria-prima pode requerer quantidades substanciais de catalisador e hidrogênio, levando a custos altos para processar uma alimentação.
A Patente U.S. N9 7.622.034 descreve métodos para o hidroprocessamento de uma alimentação, tal como uma alimentação de VGO, para produzir um produto de diesel e uma alimentação de FCC. A matéria-prima inicial é hidrotratada em uma zona de hidrotratamento. Isto produz um efluente que parece ter um teor de enxofre de cerca de 200 a 1000 ppm. Algum do efluente da zona de hidrotratamento é depois hidrocraqueado. Depois do fracionamento, pelo menos uma porção do efluente que é exposto ao hidrocraqueamento é uma alimentação na faixa de ebulição de diesel que parece ter uma faixa de ebulição de cerca de 140 a 382 °C e um teor de enxofre de cerca de 100 a 2000 wppm. Opcionalmente, uma porção da alimentação de FCC também pode ser exposta ao hidrocraqueamento. O efluente do hidrocraqueamento pode ser exposto a um estágio de pós-tratamento para remover quaisquer mercaptanos formados na porção nafta do produto de hidrocraqueamento.
A Patente U.S. Ns 7.449.102 descreve métodos para produzir produtos de hidrocarboneto que incluem produtos de diesel. Os métodos incluem hidrotratar uma matéria-prima residual e separar o efluente hidrotratado em uma porção gasosa e uma líquida. A porção gasosa é combinada com uma matéria-prima de gasóleo e passada para um estágio de hidrocraqueamento. Em um exemplo fornecido na patente, a matéria-prima de gasóleo usada no estágio de hidrocraqueamento tem um teor de enxofre de mais do que cerca de 2 % em peso. O efluente hidrocraqueado é fracionado, o fracionamento possivelmente resultando em um produto na faixa de diesel.
A Patente U.S. N9 7.108.779 descreve métodos para produzir produtos de
2/35 hidrocarboneto que incluem produtos de diesel. Os métodos incluem hidrotratar uma matéria-prima e separar o efluente hidrotratado em uma porção gasosa e uma líquida. Parte da porção líquida é reciclada ao estágio de hidrotratamento, enquanto uma outra parte é descrita como sendo adequada como uma alimentação para um processo de craqueamento de fluido catalítico. A porção gasosa é combinada com uma alimentação de hidrocarboneto que entra em ebulição abaixo de cerca de 371 °C e é passada para um estágio de hidrocraqueamento. O efluente hidrocraqueado é fracionado, resultando em um produto na faixa de diesel.
A Patente U.S. N- 6.638.418 descreve métodos para processar pelo menos duas alimentações. A primeira alimentação é hidrotratada em um primeiro estágio. Não parece que um teor de enxofre para o efluente hidrotratado do primeiro estágio de hidrotratamento seja especificado. O efluente hidrotratado é depois passado em um estágio de hidrocraqueamento, junto com uma porção reciclada do efluente de hidrocraqueamento. Uma outra porção do efluente hidrocraqueado é fracionada para produzir pelo menos um diesel de baixo teor de enxofre. Um efluente gasoso do estágio de hidrocraqueamento é misturado com uma segunda alimentação na faixa de diesel e hidrotratado em um segundo estágio de hidrotratamento. Isto também produz uma porção de diesel de baixo teor de enxofre.
' SUMÁRIO DA INVENÇÃO
Um aspecto da invenção refere-se a um método para processar uma matéria-prima de hidrocarboneto, método este que inclui misturar uma alimentação de hidrocarboneto tendo um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 340 °C com um efluente de estágio de conversão tendo um teor de enxofre de cerca de 50 wppm ou menos para produzir uma alimentação de hidrocarboneto mista. A alimentação de hidrocarboneto mista pode ser hidrotratada em um estágio de hidrotratamento expondo-se a alimentação de hidrocarboneto mista a um catalisador de hidrotratamento sob condições de hidrotratamento eficazes para produzir um efluente hidrotratado tendo um teor de enxofre de cerca de 50 wppm ou menos. O efluente hidrotratado pode ser fracionado para produzir pelo menos uma fração de querosene tendo um teor de enxofre de cerca de 10 wppm ou menos, uma fração de diesel tendo um teor de enxofre de cerca de 20 wppm ou menos, e uma fração de fundos. Uma fração de alimentação de fundos pode ser formada da fração de fundos, a fração de alimentação de fundos tendo um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 355 °C. A fração de alimentação de fundos pode ser convertida em um estágio de conversão expondose a fração de alimentação de fundos a um catalisador de desparafinação sob condições de conversão eficazes para produzir o efluente de estágio de conversão. Na forma de realização, o perfil do ponto de ebulição do efluente hidrotratado pode corresponder a pelo menos cerca de 40 % de conversão da alimentação de hidrocarboneto em relação a um
3/35 limiar de conversão, o limiar de conversão correspondendo ao ponto de ebulição T5 da fração de alimentação de fundos.
Um outro aspecto da invenção refere-se a um método para processar uma matériaprima de hidrocarboneto, método este que inclui expor uma fração de alimentação de fundos tendo um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 355 °C a um catalisador de desparafinação sob condições de conversão eficazes em um estágio de conversão para formar um efluente de estágio de conversão. O efluente de estágio de conversão e uma alimentação de hidrocarboneto tendo um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 340 °C podem ser hidrotratados em um estágio de hidrotratamento expondo-se o efluente de estágio de conversão e a alimentação de hidrocarboneto a um catalisador de hidrotratamento na presença de um gás de tratamento de hidrogênio sob condições de hidrotratamento eficazes para produzir um efluente hidrotratado tendo um teor de enxofre de cerca de 50 wppm ou menos. O efluente de estágio de conversão pode incluir pelo menos cerca de 50 % do gás de tratamento de hidrogênio no estágio de hidrotratamento. O efluente hidrotratado pode ser fracionado para produzir pelo menos uma fração de querosene tendo um teor de enxofre de cerca de 10 wppm ou menos, uma fração de diesel tendo um teor de enxofre de cerca de 20 wppm ou menos, e uma fração de fundos. Pelo menos cerca de 25 % da fração de fundos podem ser reciclados ao estágio de conversão como parte da fração de alimentação de fundos. Na forma de realização, o perfil do ponto de ebulição do efluente hidrotratado pode corresponder a pelo menos cerca de 40 % de conversão da alimentação de hidrocarboneto em relação a um limiar de conversão, o limiar de conversão correspondendo ao ponto de ebulição T5 da fração de alimentação de fundos.
Ainda um outro aspecto da invenção refere-se a um método para processar uma matéria-prima de hidrocarboneto, compreendendo: hidrotratar uma matéria-prima de hidrocarboneto na faixa de ebulição de diesel tendo um ponto de turvação de pelo menos 10 °C em um reator de hidrotratamento expondo-se a matéria-prima de hidrocarboneto a um catalisador de hidrotratamento tendo um comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento na presença de um gás de tratamento de hidrogênio sob condições de hidrotratamento eficazes compreendendo uma temperatura de leito média ponderada de hidrotratamento para produzir um efluente hidrotratado tendo um teor de enxofre de cerca de 10 wppm ou menos; e cascatear o efluente hidrotratado diretamente a um reator de desparafinação, separado do reator de hidrotratamento e assim com controle de temperatura independente deste, para contatar um catalisador de desparafinação na presença de hidrogênio sob condições de desparafinação eficazes compreendendo uma temperatura de leito média ponderada de desparafinação para formar um efluente hidrotratado e desparafinado tendo (i) um ponto de turvação de no máximo -26 °C, (ii) um ponto de turvação pelo menos 17 °C mais baixo do que o ponto de turvação da matéria4/35 prima de hidrocarboneto na faixa de ebulição de diesel, ou (iii) tanto (i) quanto (ii), em que um aquecedor é opcionalmente incluído a jusante do reator de hidrotratamento para controlar independentemente uma diferença de temperatura entre os reatores de hidrotratamento e desparafinação tal que a temperatura de leito média ponderada de desparafinação seja pelo menos 20 °C maior (por exemplo, de cerca de 28 °C a cerca de 61 °C maior) do que a temperatura de leito média ponderada de hidrotratamento, e em que o comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento é pelo menos 10 % mais longo (por exemplo, pelo menos 15 % mais longo) do que um comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento comparativo de um catalisador de hidrotratamento idêntico sem controle de temperatura independente em um reator único junto com o catalisador de desparafinação, reator único este que compreende a matéria-prima de hidrocarboneto idêntica e produz um efluente hidrotratado e desparafinado de outro modo similar, se não idêntico.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
A Figura 1 representa um sistema de reação adequado para realizar um processo de acordo com a invenção.
A Figura 2 representa um sistema de reação comparativo.
A Figura 3 representa uma forma de realização de um sistema de hidrotratamento e desparafinação de reator duplo em cascata adequado para realizar um processo de acordo com a invenção.
A Figura 4 representa uma outra forma de realização de um sistema de hidrotratamento e desparafinação de catalisador duplo em cascata adequado para realizar um processo de acordo com a invenção.
DESCRIÇÃO DETALHADA DAS FORMAS DE REALIZAÇÃO
Visão geral
Alguns estoques de alimentação pesados, tais como gasóleos a vácuo, podem servir como uma fonte tanto de produtos combustíveis quanto de óleos base lubrificantes. Um objetivo desejável pode ser aumentar o rendimento global de (a combinação de) combustíveis e lubrificantes, enquanto minimizando o custo necessário. Uma alimentação de gasóleo a vácuo típica pode conter uma quantidade de enxofre que é mais alta do que o teor de enxofre aceitável para combustíveis. Assim, um estágio de dessulfurização pode ser benéfico para reduzir o teor de enxofre a um nível desejado, tal como menos do que cerca de 10 wppm de enxofre. Um outro objetivo pode ser aumentar a quantidade de combustíveis gerados de uma alimentação mais pesada, tal como por conversão da alimentação a compostos de ponto de ebulição mais baixo. Um gasóleo a vácuo típico também pode beneficiar-se da melhora das propriedades de fluxo frio, tal como o ponto de fluidez. Assim, um processo possível para tratar uma alimentação de hidrocarboneto pode ser dessulfurizar a alimentação em um primeiro reator e depois hidrocraquear e/ou desparafinar a
5/35 alimentação em um segundo reator. Um fracionador depois pode ser usado para fracionar o produto resultante em cortes de combustível e óleo base lubrificante desejados.
Um método potencial para reduzir o custo de realizar uma dessulfurização seguida por craqueamento e/ou desparafinação é cascatear o efluente do estágio de dessulfurização no estágio de craqueamento/desparafinação sem separação intermediária. Este método pode permitir que um reator único aloje tanto os estágios de dessulfurização quanto de craqueamento/desparafinação. O uso de um reator único, ou uma outra configuração onde um separador não é necessário entre os estágios de reação, pode fornecer economias de custo substanciais em um ambiente de refinaria. Infelizmente, os compostos de enxofre em uma alimentação de gasóleo a vácuo pode reduzir a atividade de muitos catalisadores de desparafinação. Esta supressão de atividade pode ocorrer quando o enxofre é parte da alimentação (tal como sendo covalentemente ligado dentro de uma molécula de hidrocarboneto na alimentação) e/ou quando o enxofre está na forma de um contaminante de fase gasosa produzido por dessulfurização, tal como H2S. Assim, se o efluente inteiro da reação de dessulfurização for cascateado em um estágio incluindo um catalisador de desparafinação, o envenenamento substancial do catalisador pode ocorrer por intermédio de qualquer um ou ambos os mecanismos. O envenenamento do catalisador pode aumentar substancialmente o volume do catalisador necessário para eficazmente processar uma taxa de fluxo dada de alimentação, e assim pode levar a custos de processamento aumentados.
Em várias formas de realização, sistemas e métodos são fornecidos para processar uma matéria-prima de hidrocarboneto, tal como uma matéria-prima de gasóleo a vácuo. Os sistemas e métodos podem permitir que uma matéria-prima seja processada usando dois estágios de reação (ou grupos de estágios de reação) e um fracionador. Em tais formas de realização, um dispositivo de separação adicional entre os estágios de reação não é necessário, que pode opcionalmente permitir que os estágios sejam alojados em um reator único. A ausência de separação intermediária pode reduzir o custo de processar a alimentação reduzindo-se a quantidade de equipamento necessário para uma série de processos. Em uma forma de realização, o fluxo da matéria-prima pode ser estruturado de modo que toda a alimentação inicialmente flua em um ou mais estágios de dessulfurização. A dessulfurização pode ser realizada sob condições eficazes para produzir pelo menos uma fração de diesel tendo um teor de enxofre de cerca de 10 wppm ou menos. A alimentação dessulfurizada depois pode ser fracionada para gerar várias frações, incluindo pelo menos uma fração de querosene, uma fração de diesel, e uma fração de fundos. Uma porção da fração de fundos pode ser usada como uma matéria-prima e/ou óleo base lubrificante. Uma outra porção da fração de fundos pode ser passada em um ou mais estágios de conversão que, devido ao teor de enxofre relativamente baixo, pode ser suave. Por causa da dessulfurização inicial, o fluxo de entrada em o um ou mais estágios de hidrocraqueamento
6/35 e/ou conversão pode ter um teor de enxofre de cerca de 50 wppm ou menos. O efluente inteiro dos estágios de conversão pode ser adicionado ao fluxo de entrada do estágio de dessulfurização. O catalisador usado nos estágios de conversão pode ser um catalisador de desparafinação e/ou isomerização, de modo a fornecer um outro benefício para propriedades de fluxo frio de qualquer alimentação que passa através dos estágios de hidrocraqueamento.
Em algumas formas de realização, uma configuração de reação de acordo com a invenção pode fornecer pelo menos alguns dos benefícios de um sistema de reator múltiplo em uma configuração de reator único. Em tais formas de realização, os estágios de conversão e os estágios de dessulfurização podem ser localizados no mesmo reator. Entretanto, os estágios podem ser arranjados de modo que os estágios de dessulfurização estejam a jusante dos estágios de conversão. Assim, o efluente dos estágios de conversão pode ser cascateado nos estágios de dessulfurização. A alimentação bruta ou não processada também pode ser introduzida no reator de modo que a alimentação inicialmente passa através do estágio de dessulfurização. Assim, os fluxos de entrada para os estágios de dessulfurização podem incluir tanto a alimentação não processada quanto o efluente dos estágios de conversão. Em tais formas de realização, o fluxo de entrada para os estágios de conversão pode ser uma alimentação de reciclo dos fundos do fracionador.
Em algumas formas de realização, a invenção também pode levar em consideração a produção de uma variedade de cortes de combustível e/ou lubrificante enquanto reduzindo tanto a quantidade de equipamento quanto a quantidade de catalisador nos estágios de conversão. Como observado acima, a configuração inventiva pode permitir tanto que os estágios de conversão quanto de dessulfurização sejam alojados em um reator único, economizando assim na quantidade de equipamento necessário. Quanto ao volume do catalisador, a configuração inventiva pode permitir que os estágios de conversão sejam operados como estágios “suaves” tendo teor de enxofre e/ou nitrogênio baixo. Em parte devido à quantidade baixa de contaminantes/venenos, os estágios de conversão podem ser operados com uma quantidade mais baixa de catalisador quando comparado a uma configuração onde o efluente de um estágio de dessulfurização é passado nos estágios de conversão. Adicional ou alternadamente, a velocidade espacial nos estágios de conversão pode ser aumentada em relação a uma configuração onde o efluente do estágio de dessulfurização é passado nos estágios de conversão. Em outras formas de realização, a invenção pode levar em consideração a produção de uma quantidade aumentada de diesel e/ou querosene para uma quantidade fixa de conversão de óleo base lubrificante, quando comparado a um método convencional. Além disso, o querosene resultante pode ter propriedades melhoradas, tal como um ponto de fumo melhorado.
Na descrição abaixo, referências aos perfis de ponto de ebulição para frações de
7/35 hidrocarboneto mais pesadas podem corresponder a pontos de ebulição determinados de acordo com ASTM D1160. Para pontos de ebulição na faixa de diesel e outras frações mais leves onde ASTM D1160 não é tão apropriado, ASTM D86 pode ser usado.
Estoques de alimentação
Em várias formas de realização, estoques de alimentação de hidrocarboneto adequados podem incluir estoques de alimentação entrando em ebulição na faixa de destilado. Um exemplo de uma alimentação adequada é uma alimentação na faixa de ebulição de diesel tendo uma faixa de ebulição de cerca de 450 °F (cerca de 232 °C) a cerca de 800 °F (cerca de 427 °C). Um outro exemplo de uma alimentação adequada é uma alimentação na faixa de ebulição de diesel que inclui um corte de querosene. Uma tal alimentação pode ter uma faixa de ebulição de cerca de 250 °F (cerca de 121 °C) a cerca de 800 °F (cerca de 427 °C). Ainda um outro exemplo de uma alimentação adequada pode ser uma alimentação mais pesada tendo uma faixa de ebulição de cerca de 550 °F (cerca de 288 °C) a cerca de 1100 °F (cerca de 593 °C). Em outras formas de realização, alimentações de destilado com outros pontos de ebulição iniciais ou finais dentro das faixas acima podem ser usadas. Em uma forma de realização, o ponto de ebulição inicial da alimentação na faixa de destilado pode ser pelo menos cerca de 250 °F (cerca de 121 °C), pelo menos cerca de 350 °F (cerca de 177 °C), pelo menos cerca de 450 °F (cerca de 232 °C), pelo menos cerca de 500 °F (cerca de 260 °C), ou pelo menos cerca de 550 °F (cerca de 288 °C). Adicional ou alternadamente, o ponto de ebulição T5 (isto é, a temperatura na qual 5 % em peso da alimentação entra em ebulição) pode ser pelo menos cerca de 250 °F (cerca de 121 °C), pelo menos cerca de 350 °F (cerca de 177 °C), pelo menos cerca de 450 °F (cerca de 232 °C), pelo menos cerca de 500 °F (cerca de 260 °C), ou pelo menos cerca de 550 °F (cerca de 288 °C). Adicional ou independentemente, o ponto de ebulição final da alimentação na faixa de destilado pode ser cerca de 1100 °F (cerca de 593 °C) ou menos, cerca de 1000 °F (cerca de 538 °C) ou menos, cerca de 900 °F (cerca de 482 °C) ou menos, cerca de 800 °F (cerca de 427 °C) ou menos, ou cerca de 700 °F (cerca de 371 °C) ou menos. Além disso, adicional ou alternadamente, o ponto de ebulição T95 (isto é, a temperatura na qual 95 % em peso da alimentação entra em ebulição) pode ser cerca de 1100 °F (cerca de 593 °C) ou menos, cerca de 1000 °F (cerca de 538 °C) ou menos, cerca de 900 °F (cerca de 482 °C) ou menos, cerca de 800 °F (cerca de 427 °C) ou menos, ou cerca de 700 °F (cerca de 371 °C) ou menos.
Alternadamente, estoques de alimentação de hidrocarboneto úteis de acordo com os métodos da invenção podem ser identificados de acordo com sua fonte - estes podem incluir estoques de alimentação de hidrocarboneto mineral, estoques de alimentação de biocomponente, ou uma combinação destes.
Uma matéria-prima de hidrocarboneto mineral refere-se a uma matéria-prima de
8/35 hidrocarboneto derivada de óleo bruto (incluindo óleo bruto convencional, óleo de xisto, etc.) que opcionalmente foi submetida a um ou mais processos de separação e/ou outros processos de refinaria. Uma matéria-prima de hidrocarboneto mineral adequada para o uso em algumas formas de realização da invenção pode ser uma matéria-prima com um ponto de ebulição inicial de pelo menos cerca de 550 °F (287 °C), ou pelo menos cerca de 600 °F (316 °C), ou pelo menos cerca de 650 °F (343 °C). Alternativamente, a matéria-prima pode ser caracterizada pelo ponto de ebulição necessário para ferver uma porcentagem específica da alimentação. Por exemplo, a temperatura necessária para ferver pelo menos 5 % em peso de uma alimentação é referida como um ponto de ebulição “T5”. Em uma forma de realização, a matéria-prima de hidrocarboneto mineral pode ter um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 644 °F (340 °C), ou pelo menos cerca de 662 °F (350 °C). Em uma outra forma de realização, a alimentação de hidrocarboneto mineral pode ter um ponto de ebulição T95 de cerca de 1150 °F (621 °C) ou menos, ou cerca de 1100 °F (593 °C) ou menos, ou cerca de 1050 °F (566 °C) ou menos. Alternativamente, a alimentação de hidrocarboneto mineral pode ter um ponto de ebulição final de cerca de 1200 °F (649 °C) ou menos, ou cerca de 1150 °F (621 °C) ou menos, ou cerca de 1100 °F (593 °C) ou menos, ou cerca de 1050 °F (566 °C) ou menos. Exemplos deste tipo de alimentação podem incluir gasóleos, tais como gasóleos pesados ou gasóleos a vácuo, destilados virgens, destilados virgens hidrotratados, e outras frações brutas tendo uma faixa de ebulição apropriada.
Correntes de alimentação minerais podem tender a ter teores de nitrogênio de cerca de 50 wppm a cerca de 5000 wppm, por exemplo de cerca de 50 wppm a cerca de 3500 wppm, de cerca de 50 wppm a cerca de 3000 wppm, de cerca de 50 wppm a cerca de 2500 wppm, de cerca de 50 wppm a cerca de 2000 wppm, de cerca de 50 wppm a cerca de 1500 wppm, de cerca de 50 wppm a cerca de 1000 wppm, de cerca de 75 wppm a cerca de 5000 wppm, de cerca de 50 wppm a cerca de 3500 wppm, de cerca de 50 wppm a cerca de 3000 wppm, de cerca de 75 wppm a cerca de 2500 wppm, de cerca de 75 wppm a cerca de 2000 wppm, de cerca de 75 wppm a cerca de 1500 wppm, de cerca de 75 wppm a cerca de 1000 wppm, de cerca de 100 wppm a cerca de 5000 wppm, de cerca de 100 wppm a cerca de 3500 wppm, de cerca de 100 wppm a cerca de 3000 wppm, de cerca de 100 wppm a cerca de 2500 wppm, de cerca de 100 wppm a cerca de 2000 wppm, de cerca de 100 wppm a cerca de 1500 wppm, ou de cerca de 100 wppm a cerca de 1000 wppm. Adicional ou alternadamente, correntes de alimentação minerais podem tender a ter teores de enxofre de cerca de 100 wppm a cerca de 20000 wppm, por exemplo de cerca de 100 wppm a cerca de 15000 wppm, de cerca de 100 wppm a cerca de 10000 wppm, de cerca de 100 wppm a cerca de 7500 wppm, de cerca de 100 wppm a cerca de 5000 wppm, de cerca de 100 wppm a cerca de 4000 wppm, de cerca de 100 wppm a cerca de 3000 wppm, de cerca de 100 wppm a cerca de 2000 wppm, de cerca de 200 wppm a cerca de 20000 wppm, de cerca de
9/35
200 wppm a cerca de 15000 wppm, de cerca de 200 wppm a cerca de 10000 wppm, de cerca de 200 wppm a cerca de 7500 wppm, de cerca de 200 wppm a cerca de 5000 wppm, de cerca de 200 wppm a cerca de 4000 wppm, de cerca de 200 wppm a cerca de 3000 wppm, de cerca de 200 wppm a cerca de 2000 wppm, de cerca de 350 wppm a cerca de 20000 wppm, de cerca de 350 wppm a cerca de 15000 wppm, de cerca de 350 wppm a cerca de 10000 wppm, de cerca de 350 wppm a cerca de 7500 wppm, de cerca de 350 wppm a cerca de 5000 wppm, de cerca de 350 wppm a cerca de 4000 wppm, de cerca de 350 wppm a cerca de 3000 wppm, ou de cerca de 350 wppm a cerca de 2000 wppm.
Uma matéria-prima de biocomponente refere-se a uma matéria-prima de hidrocarboneto derivada de um componente de matéria-prima biológico tal como gorduras/óleos vegetais, gorduras/óleos animais, óleos de peixe, óleos de pirólise, e gorduras/óleos de algas, assim como componentes de tais materiais. Note que para os propósitos deste documento, gorduras/óleos vegetais referem-se geralmente a qualquer material com base em planta, e incluem gorduras/óleos derivados de uma fonte tal como plantas do gênero Jatropha. As gorduras/óleos vegetais, animais, de peixes, e de algas que podem ser usados na presente invenção podem incluir vantajosamente qualquer um daqueles que compreendem triglicerídeos e/ou ácidos graxos livres (FFA). Os triglicerídeos e FFAs tipicamente contêm cadeias de hidrocarboneto alifáticas em sua estrutura tendo de 8 a 36 carbonos, preferivelmente de 10 a 26 carbonos, por exemplo de 14 a 22 carbonos. Outros tipos de alimentação que são derivadas de componentes de matéria-prima biológicos incluem ésteres de ácido graxo, tais como ésteres alquílicos de ácido graxo (por exemplo, FAME e/ou FAEE). Exemplos de estoques de alimentação de biocomponente incluem mas não são limitados a óleo de semente de colza (canola), óleo de soja, óleo de coco, óleo de girassol, óleo de palma, óleo de palmiste, óleo de amendoim, óleo de linhaça, resina líquida, óleo de milho, óleo de mamona, óleo de jatropha, óleo de jojoba, óleo de oliva, óleo de linhaça, óleo de camelina, óleo de açafroa, óleo de babaçu, óleo de sebo, óleo de farelo de arroz, e semelhantes, e combinações destes.
Em uma forma de realização, a matéria-prima de biocomponente pode incluir um ou mais tipos de compostos de lipídio. Compostos de lipídio são tipicamente compostos biológicos que são insolúveis em água, mas solúveis em solventes não polares (ou gordura). Exemplos não limitantes de tais solventes incluem álcoois, éteres, clorofórmio, acetatos de alquila, benzeno, e combinações destes. As principais classes de lipídios incluem, mas não são necessariamente limitadas a, ácidos graxos, lipídios derivados de glicerol (incluindo gorduras, óleos e fosfolipídios), lipídios derivados de esfingosina (incluindo ceramidas, cerebrosídios, gangliosídios, e esfingomielinas), esteroides e seus derivados, terpenos e seus derivados, vitaminas lipossolúveis, certos compostos aromáticos, e álcoois e ceras de cadeia longa. Em organismos vivos, lipídios geralmente servem como a base para
10/35 membranas celulares e como uma forma de armazenamento de combustível. Lipídios também podem ser encontrados conjugados com proteínas ou carboidratos, tal como na forma de lipoproteínas e lipopolissacarídeos.
Exemplos de óleos vegetais que podem ser usados incluem, mas não são limitados a, óleo de semente de colza (canola), óleo de soja, óleo de coco, óleo de girassol, óleo de palma, óleo de palmiste, óleo de amendoim, óleo de linhaça, resina líquida, óleo de milho, óleo de mamona, óleo de jatropha, óleo de jojoba, óleo de oliva, óleo de linhaça, óleo de camelina, óleo de açafroa, óleo de babaçu, óleo de sebo, e óleo de farelo de arroz. Óleos vegetais como referido aqui também podem incluir material de óleo vegetal processado. Exemplos não limitantes de material de óleo vegetal processado incluem ácidos graxos e ésteres alquílicos de ácido graxo. Esteres alquílicos tipicamente incluem ésteres alquílicos C-1-C5. Um ou mais de ésteres metílicos, etílicos, e propílicos são preferidos.
Exemplos de gorduras animais que podem ser usadas incluem, mas não são limitados a, gordura da carne de boi (sebo), gordura da carne de porco (banha), gordura de peru, gordura/óleo de peixe, e gordura de frango. As gorduras animais podem ser obtidas de qualquer fonte adequada incluindo restaurantes e instalações de produção de carne. Gorduras animais como referido aqui também incluem material de gordura animal processado. Exemplos não limitantes de material de gordura animal processado incluem ácidos graxos e ésteres alquílicos de ácido graxo. Ésteres alquílicos tipicamente incluem ésteres alquílicos Ci-C5. Um ou mais de ésteres metílicos, etílicos e propílicos são preferidos.
Óleos ou lipídios de algas podem ser contidos em algas na forma de componentes de membrana, produtos de armazenamento, e metabólitos. Certas cepas algáceas, partícularmente microalgas tais como diatomáceas e cianobactérias, contêm níveis proporcionalmente altos de lipídios. Fontes algáceas para os óleos de algas podem conter quantidades variadas, por exemplo, de 2 % em peso a 40 % em peso de lipídios, com base no peso total da biomassa algácea propriamente dita. Fontes algáceas para óleos de algas podem incluir, mas não são limitadas a, algas unicelulares e multicelulares. Exemplos de tais algas podem incluir uma rodófita, clorófita, heterocontófita, tribófita, glaucófita, cloraracniófita, euglenóide, haptófita, criptomônada, dinoflagelado, fitoplâncton, e semelhantes, e uma combinação destes. Em uma forma de realização, algas podem ser das classes Chlorophyceae e/ou Haptophyta. Espécies específicas podem incluir, mas não são limitadas a, Neochloris oleoabundans, Scenedesmus dimorphus, Euglena gracilis, Phaeodactylum tricornutum, Pleurochrysis carterae, Prymnesium parvum, Tetraselmis chuff, e Chlamydomonas reinhardtii.
Correntes de alimentação de biocomponente podem ter teor de nitrogênio e enxofre tipicamente baixo. Por exemplo, uma corrente de alimentação de biocomponente pode
11/35 conter até cerca de 500 partes por milhão em peso (wppm) de nitrogênio (na forma de compostos contendo nitrogênio). Ao invés de nitrogênio e/ou enxofre, o componente de heteroátomo primário em alimentações de biocomponente é tipicamente oxigênio (na forma de compostos contendo oxigênio). Correntes de alimentação de biocomponente adequadas podem incluir até cerca de 10 a 12 % em peso de oxigênio. Em formas de realização preferidas, o teor de enxofre da corrente de alimentação de biocomponente pode ser vantajosamente cerca de 15 wppm ou menos, preferivelmente cerca de 10 wppm ou menos, embora, em algumas formas de realização, a corrente de alimentação de biocomponente possa ser substancialmente livre de enxofre (por exemplo, pode conter não mais do que 10 wppm, preferivelmente não mais do que 5 wppm, não mais do que 3 wppm, não mais do que 2 wppm, não mais do que 1 wppm, não mais do que 500 wppb, não mais do que 200 wppb, não mais do que 100 wppb, não mais do que 50 wppb, ou completamente nenhum enxofre mensurável).
Em várias formas de realização, uma alimentação podem incluir tanto alimentações de fontes de biocomponente quanto alimentações de fontes minerais. Tais alimentações mistas podem incluir pelo menos cerca de 0,1 % em peso da alimentação de biocomponente, por exemplo pelo menos cerca de 0,5 % em peso, pelo menos cerca de 1 % em peso, pelo menos cerca de 3 % em peso, pelo menos cerca de 5 % em peso, pelo menos cerca de 10 % em peso, pelo menos cerca de 15 % em peso, pelo menos cerca de 20 % em peso, ou pelo menos cerca de 25 % em peso. Adicional ou alternadamente, a alimentação mista pode incluir cerca de 75 % em peso ou menos da alimentação de biocomponente, por exemplo cerca de 65 % em peso ou menos, cerca de 55 % em peso ou menos, cerca de 50 % em peso ou menos, cerca de 45 % em peso ou menos, cerca de 40 % em peso ou menos, cerca de 35 % em peso ou menos, ou cerca de 30 % em peso ou menos. Tais alimentações mistas podem incluir pelo menos cerca de 10 % em peso de uma alimentação de mineral, por exemplo pelo menos cerca de 20 % em peso, pelo menos cerca de 25 % em peso, pelo menos cerca de 30 % em peso, pelo menos cerca de 35 % em peso, pelo menos cerca de 40 % em peso, pelo menos cerca de 45 % em peso, pelo menos cerca de 50 % em peso, pelo menos cerca de 55 % em peso, pelo menos cerca de 60 % em peso, pelo menos cerca de 65 % em peso, pelo menos cerca de 70 % em peso, pelo menos cerca de 75 % em peso, pelo menos cerca de 80 % em peso, pelo menos cerca de 85 % em peso, pelo menos cerca de 90 % em peso, pelo menos cerca de 95 % em peso, pelo menos cerca de 97 % em peso, pelo menos cerca de 98 % em peso, pelo menos cerca de 99 % em peso, pelo menos cerca de 99,5 % em peso, ou pelo menos cerca de 99,9 % em peso. Adicional ou alternadamente, a alimentação mista pode incluir cerca de 99,9 % em peso ou menos da alimentação de mineral, por exemplo cerca de 99,5 % em peso ou menos, cerca de 99 % em peso ou menos, cerca de 98 % em peso ou menos, cerca de 97 % em peso ou menos,
12/35 cerca de 95 % em peso ou menos, cerca de 90 % em peso ou menos, cerca de 85 % em peso ou menos, cerca de 80 % em peso ou menos, cerca de 75 % em peso ou menos, cerca de 70 % em peso ou menos, cerca de 65 % em peso ou menos, cerca de 60 % em peso ou menos, cerca de 55 % em peso ou menos, cerca de 50 % em peso ou menos, cerca de 45 % em peso ou menos, cerca de 40 % em peso ou menos, cerca de 35 % em peso ou menos, cerca de 30 % em peso ou menos, ou cerca de 25 % em peso ou menos.
A matéria-prima também pode ser caracterizada em termos de outras propriedades, tais como propriedades de fluxo frio. Por exemplo, a matéria-prima pode ter um ponto de fluidez de pelo menos cerca de 20 °C, por exemplo pelo menos cerca de 25 °C, ou pelo menos cerca de 30 °C, ou pelo menos cerca de 35 °C. Adicional ou alternadamente, a matéria-prima pode ter um teor de aromáticos de pelo menos cerca de 20 % em peso, por exemplo pelo menos cerca de 30 % em peso, pelo menos cerca de 40 % em peso. Quanto ao teor de aromáticos, a matéria-prima pode adicional ou alternadamente exibir cerca de 60 % em peso ou menos de aromáticos, por exemplo cerca de 55 % em peso ou menos ou cerca de 50 % em peso ou menos.
Dessulfurização
Uma opção para dessulfurizar uma matéria-prima é hidrotratar a matéria-prima. A dessulfurização pode incluir expor a matéria-prima a um ou mais leitos de catalisador em um ou mais estágios de hidrotratamento. Opcionalmente, um ou mais leitos parciais, leitos completos, e/ou estágios de hidrocraqueamento de catalisador também podem ser usados. Um processo de hidrotratamento pode envolver tipicamente expor uma alimentação a um catalisador na presença de um gás de tratamento contendo hidrogênio. Em algumas formas de realização, o catalisador de hidrotratamento pode incluir, mas não é necessariamente limitado a, um metal do Grupo VIB e/ou um metal do Grupo VIII, opcionalmente depositado em um suporte. Metais adequados podem incluir cobalto, níquel, molibdênio, tungstênio, e combinações destes. Em algumas formas de realização, o catalisador de hidrotratamento pode ser apenas um único metal do Grupo VIB e/ou apenas um único metal do Grupo VIII. Suportes adequados, quando presentes, podem incluir, mas não são limitados a, sílica, sílica-alumina, alumina, titânia, zircônia, e combinações destes. Em algumas formas de realização, leitos múltiplos de catalisador podem ser usados, com cada leito de catalisador sendo o mesmo ou diferente conforme reciprocamente leito de catalisador. Estágios de hidrotratamento múltiplos também podem ser usados dentro de um reator.
As condições de reação em um estágio de hidrotratamento podem ser condições adequadas para reduzir o teor de enxofre da corrente de alimentação. Por exemplo, as condições de reação podem incluir um ou mais de: uma LHSV de cerca de 0,05 h'1 a cerca de 20 h'1, por exemplo de cerca de 0,1 h1 a cerca de 10 h'1, de cerca de 0,3 h‘1 a cerca de 5,0 h'1, ou de cerca de 0,5 h1 a cerca de 1,5 h'1; uma pressão de hidrogênio total de cerca
13/35 de 250 psig (cerca de 1,7 MPag) a cerca de 5000 psig (cerca de 34 MPag), por exemplo de cerca de 500 psig (cerca de 3,4 MPag) a cerca de 3000 psig (cerca de 21 MPag) ou de cerca de 1400 psig (cerca de 9,7 MPag) a cerca de 2000 psig (cerca de 14 MPag); uma razão de gás de tratamento de hidrogênio de cerca de 100 scf/bbl (17 NmW) a cerca de 5000 scf/bbl (840 Nm3/m3); e uma temperatura de cerca de 500 °F (cerca de 260 °C) a cerca de 800 °F (cerca de 427 °C), por exemplo de cerca de 650 °F (cerca de 343 °C) a cerca de 700 °F (cerca de 371 °C) ou de cerca de 700 °F (cerca de 371 °C) a cerca de 750 °F (cerca de 399 °C).
Durante o hidrotratamento, os teores de enxofre e nitrogênio de uma matéria-prima são tipicamente reduzidos. As condições de reação em um reator de hidrotratamento podem ser condições eficaz para reduzir o teor de enxofre e/ou nitrogênio da corrente de alimentação. Em uma forma de realização, o teor de enxofre da alimentação pode ser reduzido a cerca de 30 wppm ou menos, por exemplo cerca de 20 wppm ou menos, cerca de 15 wppm ou menos, cerca de 10 wppm ou menos, ou cerca de 5 wppm ou menos. Adicional ou alternadamente, o teor de nitrogênio da alimentação pode ser reduzido a cerca de 20 wppm ou menos, por exemplo cerca de 15 wppm ou menos, cerca de 10 wppm ou menos, cerca de 5 wppm ou menos, ou cerca de 3 wppm ou menos.
Para alimentações de biocomponente, os teores de enxofre, nitrogênio, e aromático são frequentemente relativamente baixos. Não obstante, o hidrotratamento também pode reduzir o teor de oxigênio das alimentações de biocomponente. Desoxigenar uma alimentação pode evitar problemas com envenenamento ou desativação do catalisador devido à geração de água ou óxidos de carbono durante o hidroprocessamento. Substancialmente desoxigenar a matéria-prima pode corresponder a reduzir o nível de oxigenado da matéria-prima total até 0,1 % em peso ou menos, por exemplo 0,05 % em peso ou menos, 0,01 % em peso ou menos, 0,005 % em peso ou menos, ou a um nível mensuravelmente indistinto de 0. Depois de um processo de hidrotratamento, uma alimentação de biocomponente hidrotratada também terá similaridade aumentada para uma alimentação de óleo mineral hidrotratada. Entretanto, a alimentação de biocomponente hidrotratada pode ter tipicamente propriedades de fluxo frio menos favoráveis em relação a uma alimentação de mineral hidrotratada comparável. Embora a alimentação de biocomponente hidrotratada possa ter as características de viscosidade de, por exemplo, um combustível diesel, as propriedades de fluxo frio podem restringir frequentemente o uso de uma alimentação de biocomponente hidrotratada para, por exemplo, um combustível diesel adequado apenas para aplicações em tempo quente.
Em algumas formas de realização, a dessulfurização da alimentação também pode incluir o uso de algum catalisador de hidrocraqueamento. O catalisador de hidrocraqueamento pode ser incluído como parte de um leito e/ou estágio que contém
14/35 catalisador de hidrotratamento, ou o catalisador de hidrocraqueamento pode ser incluído em um leito e/ou estágio separados dentro dos estágios de dessulfurização múltiplos. Exemplos de catalisadores de hidrocraqueamento podem incluir, mas não são limitados a, catalisadores sustentados contendo componentes de níquel, níquel-cobalto-molibdênio, cobalto-molibdênio, níquel-tungstênio, ou níquel-molibdênio depositados neste. Em uma outra forma de realização, o catalisador de hidrocraqueamento pode incluir níquel e pelo menos um de tungstênio e molibdênio. Outros exemplos de catalisadores de hidrocraqueamento podem incluir catalisadores de metal nobre, exemplos não limitantes dos quais são aqueles com base em platina e/ou paládio. Materiais de suporte porosos, que podem ser usados tanto para os catalisadores de hidrocraqueamento de metal nobre tanto que não metal nobre podem compreender um material de óxido refratário incluindo, mas não limitado a, alumina, sílica, alumina-sílica, diatomácea, terra diatomácea, magnésia, zircônia, ou uma combinação destes, com alumina, sílica, e alumina-sílica sendo preferidos (e mia comuns). Suportes zeolíticos incluindo as faujasitas de poro grande tais como USY podem adicional ou alternadamente ser usados. Em uma forma de realização, as condições de hidrocraqueamento podem ser selecionadas com base nas condições de hidrotratamento. Em uma outra forma de realização, as condições de hidrotratamento podem ser selecionadas com base em condições de hidrocraqueamento eficazes. Condições de hidrocraqueamento adequadas podem incluir um ou mais de uma temperatura de cerca de 200 °C a cerca de 450 °C, uma pressão total de cerca de 5 barg (cerca de 0,5 MPag) a cerca de 300 barg (cerca de 30 MPag), (quando hidrogênio está presente) uma razão de gás de tratamento contendo hidrogênio de cerca de 100 scf/bbl (cerca de 17 Nm3/m3) a cerca de 5000 scf/bbl (cerca de 840 Nm3/m3), e uma LHSV de cerca de 0,05 h'1 a cerca de 10 h'1.
Uma razão de gás de tratamento para hidrogênio também pode ser especificada para os estágios de dessulfurização. Em uma forma de realização, o gás de tratamento de hidrogênio pode ser introduzido nos estágios de dessulfurização cascateando-se o efluente inteiro dos estágios de hidrocraqueamento nos estágios de dessulfurização. Opcionalmente, algum gás contendo hidrogênio de composição também pode ser introduzido nos estágios de dessulfurização. O gás de composição pode corresponder a 20 % ou menos da taxa de fluxo de hidrogênio nos estágios de dessulfurização, por exemplo 10 % ou menos ou 5 % ou menos. Adicional ou alternadamente, pelo menos cerca de 50 % da taxa de fluxo de hidrogênio nos estágios de dessulfurização pode ser hidrogênio que é cascateado nos estágios de dessulfurização dos estágios de conversão, por exemplo pelo menos cerca de 70 % ou pelo menos cerca de 80 %. Em uma forma de realização, a taxa de gás de tratamento para os estágios de dessulfurização pode ser de cerca de dois a cerca de cinco vezes a quantidade de hidrogênio a ser consumido por barril de alimentação fresca no
15/35 estágio. Um estágio de hidrotratamento típico pode consumir de cerca de 50 scf/bbl (cerca de 8,4 Nm3/m3) a cerca de 1000 scf/bbl (cerca de 170 Nm3/m3) de hidrogênio, dependendo de vários fatores incluindo mas não limitados à natureza da alimentação sendo hidrotratada. Com base nestes números, a taxa de gás de tratamento pode ser de cerca de 100 scf/bbl (cerca de 17 Nm3/m3) a cerca de 5000 scf/bbl (cerca de 840 Nm3/m3). Alternadamente, a taxa de gás de tratamento pode ser de cerca de quatro a cerca de cinco vezes a quantidade de hidrogênio a ser consumida. Note que as taxas de gás de tratamento acima referem-se à taxa de fluxo de hidrogênio. Se hidrogênio é liberado como parte de uma corrente de gás tendo menos do que 100 % de hidrogênio, a taxa de gás de tratamento para a corrente de gás global pode ser proporcionalmente mais alta.
As condições nos estágios de dessulfurização podem vantajosamente ser eficazes para converter pelo menos uma porção da matéria-prima em compostos de ebulição mais baixa. Em uma forma de realização, os estágios de dessulfurização podem converter pelo menos cerca de 5 % de compostos na alimentação que entra em ebulição acima de cerca de 355 °C em compostos que entram em ebulição abaixo de cerca de 355 °C, por exemplo pelo menos cerca de 10 % ou pelo menos cerca de 15 % de compostos na alimentação. Adicional ou alternadamente, os estágios de dessulfurização podem converter cerca de 30 % ou menos de compostos na alimentação que entra em ebulição acima de cerca de 355 °C em compostos que entram em ebulição abaixo de cerca de 355 °C, por exemplo cerca de 25 % ou menos ou cerca de 20 % ou menos.
Estágio de conversão
Além dos estágios de dessulfurização, várias formas de realização também podem incluir um ou mais estágios de conversão. Estes estágios podem ser referidos como estágios “suaves” porque a alimentação de entrada nestes estágios pode vantajosamente ter um teor de enxofre relativamente baixo, tal como cerca de 50 wppm ou menos, por exemplo cerca de 30 wppm ou menos, cerca de 20 wppm ou menos, cerca de 15 wppm ou menos, ou cerca de 10 wppm ou menos. A alimentação de entrada aos estágios de conversão pode ser uma porção dos fundos fracionados do efluente dos estágios de dessulfurização. Em uma forma de realização, a alimentação de entrada pode ter um ponto de ebulição inicial de cerca de 355 °C ou maior, por exemplo cerca de 370 °C ou maior ou cerca de 380 °C ou maior. Adicional ou alternadamente, a alimentação de entrada pode ter um ponto de ebulição T5 de cerca de 355 °C ou maior, por exemplo cerca de 370 °C ou maior ou cerca de 380 °C ou maior.
O catalisador para os estágios de conversão pode ser um catalisador que é também adequado para o uso como um catalisador de desparafinação e/ou isomerização. Em outras palavras, um catalisador de desparafinação pode ser usado em um estágio que é operado sob condições de hidrocraqueamento e/ou conversão eficazes. Usar um catalisador
16/35 de desparafinação e/ou isomerização em um estágio de conversão/hidrocraqueamento pode fornecer o benefício adicionado de isomerizar a alimentação durante o hidrocraqueamento. Isto pode produzir benefícios adicionais para as propriedades de fluxo frio do efluente do estágio de conversão. Catalisadores de desparafinação/isomerização adequados podem incluir, mas não são limitados a, peneiras moleculares tais como aluminossilicatos cristalino (zeólitos) ou silico-aluminofosfatos (SAPOs). Em uma forma de realização, a peneira molecular pode compreender ou ser ZSM-5, ZSM-23, ZSM-35, ZSM-48, zeólito Beta, ou uma combinação destes, por exemplo ZSM-23 e/ou ZSM-48. Adicional ou alternadamente, a peneira molecular pode compreender ou ser uma peneira molecular 1-D de anel de 10 membros. Opcionalmente, o catalisador de desparafinação/isomerização pode incluir um aglutinante para a peneira molecular tais como aqueles mencionados aqui acima, por exemplo alumina, titânia, sílica, sílica-alumina, zircônia, ou uma combinação destes. Em uma forma de realização, o aglutinante pode ser alumina, titânia, ou uma combinação destes; em uma outra forma de realização, o aglutinante pode ser titânia, sílica, zircônia, ou uma combinação destes.
Uma característica de peneiras moleculares que podem impactar a atividade da peneira molecular é sua razão de sílica para alumina (Si/AI2). Em uma forma de realização, a peneira molecular pode ter uma razão de sílica para alumina de cerca de 200:1 ou menos, por exemplo cerca de 120:1 ou menos, cerca de 100:1 ou menos, cerca de 90:1 ou menos, ou cerca de 75:1 ou menos. Adicional ou alternadamente, a peneira molecular pode ter uma razão de sílica para alumina de pelo menos cerca de 30:1, por exemplo pelo menos cerca de 45:1, pelo menos cerca de 50:1, pelo menos cerca de 55:1, pelo menos cerca de 60:1, pelo menos cerca de 65:1, pelo menos cerca de 70:1, ou pelo menos cerca de 75:1.
O catalisador de desparafinação/isomerização também pode geralmente incluir um componente de hidrogenação de metal, tal como um metal do Grupo VIII. Metais do Grupo VIII adequados podem incluir Pt, Pd, Ni, Co, ou combinações destes. Quando presente, o metal do Grupo VIII pode compreender pelo menos cerca de 0,1 % em peso do peso do catalisador, por exemplo pelo menos cerca de 0,3 % em peso, pelo menos cerca de 0,5 % em peso, pelo menos cerca de 1,0 % em peso, pelo menos cerca de 2,0 % em peso, pelo menos cerca de 2,5 % em peso, pelo menos cerca de 3,0 % em peso, pelo menos cerca de 4,0 % em peso, ou pelo menos cerca de 5,0 % em peso. Adicional ou alternadamente, o metal do Grupo VIII pode compreender cerca de 15 % em peso ou menos do peso do catalisador, por exemplo cerca de 10 % em peso ou menos, cerca de 5,0 % em peso ou menos, cerca de 4,0 % em peso ou menos, cerca de 3,0 % em peso ou menos, cerca de 2,5 % em peso ou menos, cerca de 2,0 % em peso ou menos, ou cerca de 1,5 % em peso ou menos.
Em algumas formas de realização, além de um metal de hidrogenação do Grupo
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VIII, o catalisador de desparafinação/isomerização também pode incluir um metal do Grupo VIB, tal como W e/ou Mo. Quando presente, tipicamente em combinação com um metal do Grupo VIII, o catalisador pode incluir pelo menos cerca de 0,5 % em peso do metal do Grupo VIB, por exemplo pelo menos cerca de 1,0 % em peso, pelo menos cerca de 2,0 % em peso, pelo menos cerca de 2,5 % em peso, pelo menos cerca de 3,0 % em peso, pelo menos cerca de 4,0 % em peso, ou pelo menos cerca de 5,0 % em peso. Adicional ou alternadamente, o metal do Grupo VIII pode compreender cerca de 20 % em peso ou menos do peso do catalisador, por exemplo cerca de 15 % em peso ou menos, cerca de 10 % em peso ou menos, cerca de 5,0 % em peso ou menos, cerca de 4,0 % em peso ou menos, cerca de 3,0 % em peso ou menos, cerca de 2,5 % em peso ou menos, cerca de 2,0 % em peso ou menos, cerca de 1,5 % em peso ou menos, ou cerca de 1,0 % em peso ou menos. Em uma forma de realização, o catalisador pode incluir Pt, Pd, ou uma combinação destes Em uma outra forma de realização, o catalisador pode incluir Ni e W, Ni e Mo, ou Ni e uma combinação de W e Mo.
Em algumas formas de realização, uma porção do catalisador nos estágios de conversão pode ser um catalisador de hidrocraqueamento, tais como os catalisadores de hidrocraqueamento descritos acima nos estágios de dessulfurização. Quando o catalisador de desparafinação/isomerização está presente, seu volume pode ser pelo menos cerca de 30 % do volume total do catalisador nos estágios de conversão, por exemplo pelo menos cerca de 50 % ou pelo menos cerca de 75 %. Opcionalmente, o estágio de conversão pode incluir até cerca de 100 % de um catalisador de hidrocraqueamento, tal como USY.
As condições de reação nos estágios de conversão podem ser condições de reação adequadas para converter pelo menos uma porção d alimentação que tem um ponto de ebulição acima de cerca de 355 °C a componentes tendo um ponto de ebulição de cerca de 355 °C ou menos. Adicional ou alternadamente, o ponto de ebulição para medir a conversão pode ser fundamentado no ponto de ebulição inicial (ou no ponto de ebulição T5) da porção da fração de fundos que é reciclada aos estágios de conversão. Em uma forma de realização, as condições de reação podem ser selecionadas de modo que a conversão global da matéria-prima tanto dos estágios de dessulfurização quanto dos estágios de hidrocraqueamento são pelo menos cerca de 40 %, por exemplo pelo menos cerca de 50 %, pelo menos cerca de 60 %, ou pelo menos cerca de 70 %. Adicional ou alternadamente, a conversão global da matéria-prima tanto dos estágios de dessulfurização quanto de conversão pode ser cerca de 90 % ou menos, por exemplo cerca de 80 % ou menos, cerca de 70 % ou menos, cerca de 60 % ou menos, ou cerca de 50 % ou menos. Condições de conversão adequadas podem incluir um ou mais de uma temperatura de cerca de 200 °C a cerca de 450 °C, uma pressão total de cerca de 5 barg (cerca de 0,5 MPag) a cerca de 300 barg (cerca de 30 MPag), (quando hidrogênio está presente) uma razão de gás de
18/35 tratamento contendo hidrogênio de cerca de 100 scf/bbl (cerca de 17 Nm3/m3) a cerca de 5000 scf/bbl (cerca de 840 Nm3/m3), e uma LHSV de cerca de 0,05 h'1 a cerca de 10 h'1. Adicional ou alternadamente, a LHSV pode ser pelo menos cerca de 0,5 h'1 ou pelo menos cerca de 1,0 h'1. Ainda adicional ou alternadamente, a velocidade espacial dos estágios de conversão pode ser pelo menos cerca de duas vezes tão grande quanto a velocidade espacial de uma configuração onde o efluente do estágio de dessulfurização é passado no estágio de conversão.
Em uma forma de realização, a taxa de gás de tratamento pode ser fundamentada em parte na quantidade de hidrogênio consumido nos estágios de conversão, mais a quantidade de hidrogênio consumido no estágio de dessulfurização. Em uma tal forma de realização, porque hidrogênio para o estágio de dessulfurização cascateando-se o hidrogênio através do estágio de conversão, o estágio de conversão pode ter um excesso de hidrogênio. A quantidade de hidrogênio pode ser selecionada para ser de cerca de duas a cerca de cinco vezes a quantidade a ser consumida pela combinação dos estágios de conversão e dessulfurização. Em uma forma de realização, a combinação de estágios de conversão e dessulfurização pode consumir de cerca de 50 scf/bbl (cerca de 8,4 Nm3/m3) a cerca de 1000 scf/bbl (cerca de 170 Nm3/m3) de hidrogênio, dependendo de vários fatores incluindo mas não limitados à natureza da alimentação. Com base nestes números, a taxa de gás de tratamento pode ser de cerca de 100 scf/bbl (cerca de 17 Nm3/m3) a cerca de 5000 scf/bbl (cerca de 840 Nm3/m3). Alternadamente, a taxa de gás de tratamento pode ser de cerca de quatro a cerca de cinco vezes a quantidade de hidrogênio a ser consumido. Note que as taxas de gás de tratamento acima referem-se à taxa de fluxo de hidrogênio. Se hidrogênio é liberado como parte de uma corrente de gás tendo menos do que 100 % de hidrogênio, a taxa de gás de tratamento para a corrente de gás global pode ser proporcionalmente mais alta.
Fracionamento de Produtos
Em algumas formas de realização, uma matéria-prima pode percorrer o seguinte caminho de fluxo em um sistema de acordo com a invenção. De acordo com um caminho de fluxo, a matéria-prima pode ser introduzida nos estágios de dessulfurização. Depois da dessulfurização, a alimentação pode fluir para um fracionador. Vários cortes de produto podem ser separados, possivelmente incluindo uma fração de produtos leves, uma fração de nafta, uma fração de querosene, uma fração de diesel, e uma fração de fundos. Pelo menos uma porção da fração de fundos pode ser usada como um óleo base lubrificante ou matéria-prima. Qualquer porção remanescente da fração de fundos pode ser passada nos estágios de conversão. O efluente dos estágios de conversão depois pode ser cascateado nos estágios de dessulfurização (por exemplo, diretamente e sem qualquer separação), e depois subsequentemente de volta ao fracionador.
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A fração de fundos pode corresponder a uma fração que tem um ponto de ebulição inicial de pelo menos cerca de 355 °C, por exemplo pelo menos cerca de 370 °C ou pelo menos cerca de 380 °C, e/ou que tem um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 355 °C, por exemplo pelo menos cerca de 370 °C ou pelo menos cerca de 380 °C. A fração de fundos pode corresponder a uma fração da alimentação que não foi convertida em um ou ambos os estágios de dessulfurização e conversão. A fração de fundos pode exibir uma ou mais das seguintes propriedades/características: um teor de enxofre de cerca de 50 wppm ou menos; um teor de aromáticos de cerca de 5 % em peso ou menos (por exemplo, cerca de 2,5 % em peso ou menos, cerca de 2,0 % em peso ou menos, ou cerca de 1,5 % em peso ou menos); um ponto de fluidez de cerca de -5 °C ou menos (por exemplo, cerca de 10 °C ou menos); e um índice de viscosidade de pelo menos cerca de 90 (por exemplo, pelo menos cerca de 95). Em uma forma de realização, uma porção da fração de fundos pode ser usada como a alimentação de entrada para os estágios de conversão, enquanto a porção remanescente pode ser usada como óleo base lubrificante ou matéria-prima.
A quantidade da fração de fundos usada como alimentação de entrada para os estágios de conversão pode depender do equilíbrio desejado entre gerar óleos base lubrificantes e gerar combustíveis. Em uma forma de realização, pelo menos cerca de 20 % da fração de fundos podem ser usados como uma alimentação de entrada para os estágios de conversão, por exemplo pelo menos cerca de 40 %, pelo menos cerca de 50 %, pelo menos cerca de 60 %, ou pelo menos cerca de 70 %. Adicional ou alternadamente, cerca de 90 % ou menos da fração de fundos podem ser usados como uma alimentação de entrada para os estágios de conversão, por exemplo cerca de 75 % ou menos, cerca de 60 % ou menos, cerca de 50 % ou menos, ou cerca de 40 % ou menos.
Uma fração de diesel pode ter um ponto de ebulição inicial de pelo menos cerca de 260 °C, por exemplo pelo menos cerca de 270 °C ou pelo menos cerca de 280 °C, e/ou um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 260 °C, por exemplo pelo menos cerca de 270 °C ou pelo menos cerca de 280 °C. Adicional ou alternadamente, o ponto de ebulição final para a fração de diesel pode ser cerca de 355 °C ou menos, por exemplo cerca de 370 °C ou menos ou cerca de 380 °C ou menos, e/ou o ponto de ebulição T95 para a fração de diesel pode ser cerca de 355 °C ou menos, por exemplo cerca de 370 °C ou menos ou cerca de 380 °C ou menos. Adicional ou alternadamente, o ponto de ebulição final e/ou o ponto de ebulição T95 para a fração de diesel pode corresponder aproximadamente ao ponto de ebulição inicial e/ou ao ponto de ebulição T5, respectivamente, para a fração de fundos. Note que dependendo da natureza do fracionamento, pode haver alguma superposição entre a faixa de ebulição para a fração de diesel e a faixa de ebulição para a fração de fundos.
A fração de diesel pode ter um teor de enxofre de cerca de 30 wppm ou menos, por
20/35 exemplo cerca de 20 wppm ou menos, cerca de 15 wppm ou menos, ou cerca de 10 wppm ou menos. Adicional ou alternadamente, a fração de diesel pode ter um índice de cetano de pelo menos cerca de 40, por exemplo pelo menos cerca de 45. Adicional ou alternadamente, a fração de diesel pode ter um ponto de turvação de cerca de -20 °C ou menos, por exemplo cerca de -25 °C ou menos.
Uma fração de querosene pode ter um ponto de ebulição inicial de pelo menos cerca de 150 °C, por exemplo pelo menos cerca de 155 °C ou pelo menos cerca de 160 °C, e/ou um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 150 °C, por exemplo pelo menos cerca de 155 °C ou pelo menos cerca de 160 °C. Adicional ou alternadamente, o ponto de ebulição final para a fração de querosene pode ser cerca de 280 °C ou menos, por exemplo cerca de 270 °C ou menos ou cerca de 260 °C ou menos, e/ou o ponto de ebulição T95 para a fração de querosene pode ser cerca de 280 °C ou menos, por exemplo cerca de 270 °C ou menos ou cerca de 260 °C ou menos. Adicional ou alternadamente, o ponto de ebulição final e/ou o ponto de ebulição T95 para a fração de querosene pode corresponder aproximadamente ao ponto de ebulição inicial e/ou ao ponto de ebulição T5, respectivamente, para a fração de diesel. Note que dependendo da natureza do fracionamento, pode haver alguma superposição entre a faixa de ebulição para a fração de querosene e a faixa de ebulição para a fração de diesel.
A fração de querosene pode ter um teor de enxofre de cerca de 20 wppm ou menos, por exemplo cerca de 15 wppm ou menos, cerca de 10 wppm ou menos, ou cerca de 5 wppm ou menos. Adicional ou alternadamente, o ponto de fumo para a fração de querosene, como medido por altura da chama, pode ser pelo menos cerca de 25 mm, por exemplo pelo menos cerca de 30 mm, pelo menos cerca de 34 mm, ou pelo menos cerca de 35 mm.
Uma fração de nafta também pode ter um teor de enxofre de cerca de 15 wppm ou menos, por exemplo cerca de 10 wppm ou menos ou cerca de 5 wppm ou menos. A faixa de ebulição para a porção de nafta pode ser de cerca do ponto de ebulição de um hidrocarboneto C5 (por exemplo, pelo menos cerca de 35 °C) a cerca de 160 °C (por exemplo, a cerca de 155 °C ou menos ou a cerca de 150 °C ou menos). Adicional ou alternadamente, o ponto de ebulição final e/ou o ponto de ebulição T95 para a fração de nafta podem corresponder aproximadamente ao ponto de ebulição inicial e/ou ao ponto de ebulição T5, respectivamente, para a fração de querosene.
Uma fração de produtos leves pode incluir uma variedade de compostos, incluindo gases contaminantes formados durante o hidrotratamento tais como H2S e NH3. A fração de produtos leves também pode incluir hidrocarbonetos C1-C4, assim como quaisquer outros compostos que têm um ponto de ebulição mais baixo do que a fração de nafta.
Sistema de reação da amostra
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A FIG. 1 mostra um exemplo de um sistema de reação de acordo com a invenção. Uma matéria-prima 110 é introduzida no estágio de dessulfurização 125. O efluente 130 do estágio de hidrocraqueamento 135 também pode ser introduzido no estágio de dessulfurização 125. O efluente 130 do estágio de conversão 135 pode incluir hidrogênio em excesso introduzido 140 no estágio de conversão. Opcionalmente, hidrogênio de composição (não mostrado) também pode ser adicionado ao estágio de dessulfurização 125. A corrente de saída 120 do estágio de dessulfurização 125 pode ser introduzida no fracionador 165, que pode produzir uma variedade de cortes, incluindo uma fração de produtos leves 162, opcionalmente uma fração de nafta 164, opcionalmente uma fração de querosene 166, uma fração de diesel 168, e uma fração de fundos 170. Uma porção 172 da fração de fundos 170 pode ser usada como um óleo base lubrificante e/ou enviada para processamento adicional como uma matéria-prima lubrificante. Uma outra porção 180 da fração de fundos 170 pode ser usada como a alimentação de entrada para o estágio de conversão 135.
Controle de temperatura independente - Hidrotratamento Separado da Desparafinação
Em um outro aspecto da invenção, uma alimentação de hidrocarboneto, por exemplo, tendo predominantemente faixa de ebulição de diesel talvez com alguns componentes de ebulição mais alta, podem ser processados usando uma combinação de hidrotratamento e desparafinação para obter um efluente/produto hidrotratado e desparafinado. Em tal processamento, a etapa de hidrotratamento pode ser primeiro, em um reator de hidrotratamento separado, e a etapa de desparafinação pode ser segundo, em um reator de desparafinação separado, ainda que o efluente hidrotratado do reator de hidrotratamento possa ser cascateado diretamente (sem tratamento) ao reator de desparafinação. Deste modo, mais controle pode ser independentemente exercitado sobre as condições em cada reator separado, por exemplo, especificamente com respeito à temperatura de hidrotratamento e temperatura de desparafinação.
Assim, de acordo com este aspecto da invenção, um método para processar uma matéria-prima de hidrocarboneto pode incluir uma primeira etapa de hidrotratar uma matériaprima de hidrocarboneto na faixa de ebulição de diesel em um reator de hidrotratamento expondo-se a matéria-prima de hidrocarboneto a um catalisador de hidrotratamento na presença de um gás de tratamento de hidrogênio sob condições de hidrotratamento eficazes compreendendo uma temperatura de leito média ponderada de hidrotratamento para produzir um efluente hidrotratado tendo um teor de enxofre de cerca de 30 wppm ou menos, por exemplo, cerca de 20 wppm ou menos, cerca de 15 wppm ou menos, cerca de 10 wppm ou menos, cerca de 8 wppm ou menos, cerca de 7 wppm ou menos, cerca de 5 wppm ou menos, ou cerca de 3 wppm ou menos. O catalisador de hidrotratamento, gás de tratamento
22/35 de hidrogênio, e condições de hidrotratamento eficazes podem incluir aqueles divulgados aqui acima. Em algumas formas de realização, a temperatura de leito média ponderada de hidrotratamento pode ser de cerca de 550 °F (cerca de 288 °C) a cerca de 750 °F (cerca de 399 °C), por exemplo de cerca de 600 °F (cerca de 316 °C) a cerca de 725 °F (cerca de 385 °C), de cerca de 650 °F (cerca de 316 °C) a cerca de 725 °F (cerca de 385 °C), ou de cerca de 650 °F (cerca de 343 °C) a cerca de 700 °F (cerca de 371 °C).
A matéria-prima de hidrocarboneto na faixa de ebulição de diesel pode ser caracterizada em um ou mais de vários modos, tais como por ponto de ebulição, ponto de turvação, e semelhantes. Em algumas formas de realização, o ponto de ebulição da matériaprima de hidrocarboneto pode ser descrito por: um ponto de ebulição inicial de pelo menos cerca de 260 °C, por exemplo pelo menos cerca de 270 °C ou pelo menos cerca de 280 °C; um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 260 °C, por exemplo pelo menos cerca de 270 °C ou pelo menos cerca de 280 °C; um ponto de ebulição T95 de cerca de 380 °C ou menos, por exemplo cerca de 370 °C ou menos ou cerca de 355 °C ou menos; ou um ponto de ebulição final de cerca de 380 °C ou menos, por exemplo cerca de 370 °C ou menos ou cerca de 355 °C ou menos. Adicional ou alternadamente, o ponto de turvação da matériaprima de hidrocarboneto pode ser pelo menos -10 °C, por exemplo pelo menos -9 °C, pelo menos -5 °C, pelo menos 0 °C, pelo menos 5 °C, pelo menos 10 °C, ou pelo menos 15 °C, e/ou pode ser no máximo 25 °C, no máximo 20 °C, no máximo 15 °C, no máximo 12 °C, no máximo 10 °C, no máximo 6 °C, no máximo 5 °C, ou no máximo 0 °C.
Ainda de acordo com este aspecto da invenção, o método para processar uma matéria-prima de hidrocarboneto pode incluir uma segunda etapa de cascatear o efluente hidrotratado diretamente a um reator de desparafinação, separado do reator de hidrotratamento e assim com controle de temperatura independente deste, para contatar um catalisador de desparafinação na presença de hidrogênio sob condições de desparafinação eficazes compreendendo uma temperatura de leito média ponderada de desparafinação para formar um efluente hidrotratado e desparafinado. O catalisador de desparafinação e condições de desparafinação podem incluir aqueles divulgados aqui acima, com a temperatura de leito média ponderada de desparafinação compreendida em faixas similares à temperatura de desparafinação divulgada aqui acima. Além disso, o hidrogênio pode ser de um hidrogênio na desparafinação pode incluir geralmente o hidrogênio restante (não reagido) cascateado com o efluente do estágio de hidrotratamento, mas opcionalmente pode vir do gás de tratamento adicional e/ou reciclado contendo hidrogênio (abreviado aqui como gás de tratamento de hidrogênio). Em algumas formas de realização preferidas, o efluente hidrotratado e desparafinado (tipicamente depois da remoção de componentes gasosos indesejados tais como hidrogênio, H2S, e semelhantes) pode exibir (i) um ponto de turvação de no máximo -26 °C (por exemplo, -28 °C ou menos, -30 °C ou menos, -32 °C ou menos,
23/35 ou -34 °C ou menos), (ii) um ponto de turvação pelo menos 17 °C mais baixo (por exemplo, pelo menos 18 °C mais baixo, pelo menos 19 °C mais baixo, pelo menos 20 °C mais baixo, pelo menos 21 °C mais baixo, pelo menos 22 °C mais baixo, pelo menos 23 °C mais baixo, pelo menos 24 °C mais baixo, ou pelo menos 25 °C mais baixo) do que o ponto de turvação da matéria-prima de hidrocarboneto na faixa de ebulição de diesel, ou (iii) tanto (i) quanto (ii).
Vantajosamente neste aspecto da invenção, o método pode ser conduzido de modo que a temperatura de leito média ponderada de desparafinação seja pelo menos 20 °C maior (por exemplo, de cerca de 28 °C a cerca de 61 °C maior) do que a temperatura de leito média ponderada de hidrotratamento.
Neste aspecto da invenção, o catalisador de hidrotratamento pode ter um comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento, que pode representar o comprimento de tempo que o produto que satisfaz as características desejadas pode ser economicamente obtido do sistema de reator; usualmente tais comprimentos de ciclo são limitados (em tais configurações) pelo aumento na temperatura necessária para satisfazer. Em formas de realização vantajosas de acordo com a invenção, o comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento pode ser consideravelmente mais longo (pelo menos 10 % mais longo, por exemplo, pelo menos 15 % mais longo, pelo menos 20 % mais longo, pelo menos 25 % mais longo, pelo menos 30 % mais longo, pelo menos 35 % mais longo, pelo menos 40 % mais longo, pelo menos 45 % mais longo, pelo menos 50 % mais longo, pelo menos 55 % mais longo, pelo menos 60 % mais longo, pelo menos 65 % mais longo, pelo menos 70 % mais longo, ou pelo menos 75 % mais longo; adicional ou alternadamente até 125 % mais longo, por exemplo até 100 % mais longo, até 95 % mais longo, até 90 % mais longo, até 85 % mais longo, até 80 % mais longo, ou até 75 % mais longo) do que um comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento comparativo de um catalisador de hidrotratamento idêntico sem controle de temperatura independente em um reator único junto com catalisador de desparafinação (ou em um sistema com reatores separados cascateados mas com controle de temperatura na forma de um aquecedor apenas a montante do reator de hidrotratamento), sistema este que compreende a matéria-prima de hidrocarboneto idêntica e produz um efluente hidrotratado e desparafinado de outro modo similar, se não idêntico.
As FIGS. 3 e 4 mostram formas de realização de acordo com este aspecto da invenção que mostram controle de temperatura do reator de hidrotratamento desconectado do reator de desparafinação.
Aa FIG. 3, a alimentação de hidrocarboneto 405 pode opcionalmente atravessar o trocador de calor 410 (tornando-se a corrente de alimentação aquecida 415) e/ou opcionalmente atravessar o trocador de calor 420 (tornando-se a corrente de alimentação
24/35 aquecida 425) antes de entrar no reator de hidrotratamento 430, onde ela pode ser combinada com um gás de tratamento contendo corrente de hidrogênio (não mostrado) para contatar um catalisador de hidrotratamento sob condições de hidrotratamento eficazes. O efluente hidrotratado do reator de hidrotratamento pode ser cascateado diretamente (sem tratamento) através da linha 435 e basicamente no reator de desparafinação 460. Opcionalmente, algum calor do efluente hidrotratado na linha 435 pode ser transferido para a alimentação 405 no trocador de calor 410, ponto este em que o efluente hidrotratado levemente esfriado (ou meramente apenas o efluente hidrotratado, se o trocador de calor 410 opcional não estiver presente) na linha 445 pode ser levado até temperatura de desparafinação no aquecedor 450. O aquecedor 450 pode ser um meio de controle de temperatura independente para o reator de desparafinação 460, separado do reator de hidrotratamento 430. O efluente (re)aquecido depois pode fluir através da linha 455 no reator de desparafinação 460, onde o hidrogênio não reagido restante (cascateado) e o efluente hidrotratado podem coletivamente contatar um catalisador de desparafinação sob condições de desparafinação eficazes. Opcionalmente, o hidrogênio não reagido pode ser suplementado e/ou aumentado no reator de desparafinação por gás de tratamento adicional contendo corrente de hidrogênio (não mostrado), se desejado. De acordo com a FIG. 3, o efluente hidrotratado e desparafinado depois pode sair do reator de desparafinação 460 através da linha 465. Opcionalmente, algum calor do efluente hidrotratado e desparafinado na linha 465 pode ser transferido para a alimentação 415 no trocador de calor 420, formando assim o efluente hidrotratado levemente esfriado e desparafinado 500. O efluente hidrotratado e desparafinado 465/500 pode ser opcionalmente tratado ainda, por exemplo, em um extrator tal como para remover os contaminantes gasosos (por exemplo, hidrogênio não reagido, sulfeto de hidrogênio, amônia, ou semelhantes, ou combinações destes), e/ou pode ser direta ou basicamente enviado para um tanque de combustível, tal como um tanque de combustível diesel.
A FIG. 4 mostra uma configuração alternada da FIG. 3. Na FIG. 4, a alimentação de hidrocarboneto 505 pode opcionalmente atravessar o trocador de calor 510 (tornando-se a corrente de alimentação aquecida 515) antes de entrar no reator de hidrotratamento 530, onde ela pode ser combinada com um gás de tratamento contendo corrente de hidrogênio (não mostrado) para contatar um catalisador de hidrotratamento sob condições de hidrotratamento eficazes. O efluente hidrotratado do reator de hidrotratamento pode ser cascateado diretamente (sem tratamento) através da linha 535 e basicamente no reator de desparafinação 560. Opcionalmente, algum calor de um efluente hidrotratado e desparafinado 575 pode ser transferido para o efluente hidrotratado na linha 535 no trocador de calor 520, ponto este em que o efluente hidrotratado levemente aquecido (ou meramente apenas o efluente hidrotratado, se o trocador de calor 520 opcional não estiver presente)
25/35 está na linha 545. O efluente hidrotratado 535/545 depois pode fluir no reator de desparafinação 560, onde o hidrogênio não reagido restante (cascateado) e o efluente hidrotratado podem coletivamente contatar um catalisador de desparafinação sob condições de desparafinação eficazes. Opcionalmente, o hidrogênio não reagido pode ser suplementado e/ou aumentado no reator de desparafinação por gás de tratamento adicional contendo corrente de hidrogênio (não mostrado), se desejado. De acordo com a FIG. 4, o efluente hidrotratado e desparafinado depois pode sair do reator de desparafinação 460 através da linha 465 e pode depois ser submetido ao aquecedor 570. O aquecedor 570 pode ser um meio de controle de temperatura independente para o reator de desparafinação 560, separado do reator de hidrotratamento 530, resultando assim em um efluente hidrotratado e desparafinado aquecido na linha 575. Opcionalmente, como observado acima, algum calor do efluente hidrotratado e desparafinado aquecido na linha 575 pode ser transferido para o efluente hidrotratado 535 no trocador de calor 520, formando assim o efluente hidrotratado levemente esfriado e desparafinado 585. Também opcionalmente, algum calor do efluente hidrotratado levemente esfriado e desparafinado na linha 585 pode ser transferido para a alimentação 505 no trocador de calor 510, formando assim o efluente hidrotratado e desparafinado ainda mais esfriado 600. O efluente hidrotratado e desparafinado 575/585/600 pode opcionalmente ser tratado ainda, por exemplo, em um extrator tal como para remover os contaminantes gasosos (por exemplo, hidrogênio não reagido, sulfeto de hidrogênio, amônia, ou semelhantes, ou combinações destes), e/ou pode ser direta ou basicamente enviado para um tanque de combustível, tal como um tanque de combustível diesel.
Formas de realização adicionais
Adicional ou alternadamente, a invenção inclui as seguintes formas de realização descritas abaixo.
Forma de realização 1. Um método para processar uma matéria-prima de hidrocarboneto, compreendendo: misturar uma alimentação de hidrocarboneto tendo um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 340 °C com um efluente de estágio de conversão tendo um teor de enxofre de cerca de 50 wppm ou menos para produzir uma alimentação de hidrocarboneto mista; hidrotratar a alimentação de hidrocarboneto mista em um estágio de hidrotratamento expondo-se a alimentação de hidrocarboneto mista a um catalisador de hidrotratamento sob condições de hidrotratamento eficazes para produzir um efluente hidrotratado tendo um teor de enxofre de cerca de 50 wppm ou menos; fracionar o efluente hidrotratado para produzir pelo menos uma fração de querosene tendo um teor de enxofre de cerca de 10 wppm ou menos, uma fração de diesel tendo um teor de enxofre de cerca de 20 wppm ou menos, e uma fração de fundos; formar uma fração de alimentação de fundos da fração de fundos, a fração de alimentação de fundos tendo um ponto de ebulição
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Τ5 de pelo menos cerca de 355 °C; e converter a fração de alimentação de fundos em um estágio de conversão expondo-se a fração de alimentação de fundos a um catalisador de desparafinação sob condições de conversão eficazes para produzir o efluente de estágio de conversão, em que um perfil do ponto de ebulição do efluente hidrotratado corresponde a pelo menos cerca de 40 % de conversão da alimentação de hidrocarboneto em relação a um limiar de conversão, o limiar de conversão correspondendo ao ponto de ebulição T5 da fração de alimentação de fundos.
Forma de realização 2. O método da forma de realização 1, em que o efluente do estágio de conversão não sofre separação antes de misturar com a alimentação de hidrocarboneto.
Forma de realização 3. O método da forma de realização 1 ou forma de realização 2, em que a alimentação de hidrocarboneto mista não sofre separação antes do hidrotratamento.
Forma de realização 4. Um método para processar uma matéria-prima de hidrocarboneto, compreendendo: expor uma fração de alimentação de fundos tendo um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 355 °C a um catalisador de desparafinação sob condições de conversão eficazes em um estágio de conversão para formar um efluente de estágio de conversão; hidrotratar o efluente de estágio de conversão e uma alimentação de hidrocarboneto tendo um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 340 °C em um estágio de hidrotratamento expondo-se o efluente de estágio de conversão e a alimentação de hidrocarboneto a um catalisador de hidrotratamento na presença de um gás de tratamento de hidrogênio sob condições de hidrotratamento eficazes para produzir um efluente hidrotratado tendo um teor de enxofre de cerca de 50 wppm ou menos, o efluente de estágio de conversão incluindo pelo menos cerca de 50 % do gás de tratamento de hidrogênio no estágio de hidrotratamento; fracionar o efluente hidrotratado para produzir pelo menos uma fração de querosene tendo um teor de enxofre de cerca de 10 wppm ou menos, uma fração de diesel tendo um teor de enxofre de cerca de 20 wppm ou menos, e uma fração de fundos; e reciclar pelo menos cerca de 25 % da fração de fundos ao estágio de conversão como parte da fração de alimentação de fundos, em que um perfil do ponto de ebulição do efluente hidrotratado corresponde a pelo menos cerca de 40 % de conversão da alimentação de hidrocarboneto em relação a um limiar de conversão, o limiar de conversão correspondendo ao ponto de ebulição T5 da fração de alimentação de fundos.
Forma de realização 5. O método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, em que o hidrogênio incluído no efluente de estágio de conversão corresponde a pelo menos cerca de 70 %, por exemplo pelo menos cerca de 80 %, de hidrogênio introduzido no estágio de hidrotratamento.
Forma de realização 6. O método de acordo com qualquer uma das reivindicações
27/35 prévias, em que o hidrotratamento compreende ainda expor a alimentação de hidrotratamento ao catalisador de hidrocraqueamento sob as condições de hidrotratamento eficazes.
Forma de realização 7. O método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, em que a fração de alimentação de fundos compreende de cerca de 25 % a cerca de 90 % da fração de fundos, por exemplo de cerca de 25 % a cerca de 75 %, de cerca de 25 % a cerca de 50 %, de cerca de 50 % a cerca de 90 %, ou de cerca de 50 % a cerca de 75 %.
Forma de realização 8. O método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, em que expor a fração de alimentação de fundos a um catalisador de desparafinação sob condições de conversão eficazes compreende expor a fração de alimentação de fundos a um catalisador compreendendo um metal de hidrogenação e peneira molecular, a peneira molecular compreendendo ZSM-5, ZSM-23, ZSM-35, ZSM-48, zeólito Beta, ou uma combinação destes, por exemplo sendo ZSM-23 e/ou ZSM-48.
Forma de realização 9. O método da forma de realização 8, em que o metal de hidrogenação é selecionado de Pt, Pd, Pt e Pd, Ni e W, Ni e Mo, e Ni e Mo e W.
Forma de realização 10. O método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, em que expor a fração de alimentação de fundos a um catalisador de desparafinação sob condições de conversão eficazes compreende ainda expor a fração de alimentação de fundos a um catalisador de hidrocraqueamento sob condições de conversão eficazes.
Forma de realização 11.0 método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, em que as condições de conversão eficazes compreendem uma temperatura de cerca de 200 °C a cerca de 450 °C, uma pressão total de cerca de 5 barg (cerca de 0,5 MPag) a cerca de 300 barg (cerca de 30 MPag), uma razão de gás de tratamento contendo hidrogênio de cerca de 100 scf/bbl (cerca de 17 Nm3/m3) a cerca de 5000 scf/bbl (cerca de 840 Nm3/m3), e uma LHSV de cerca de 0,05 h'1 a cerca de 10 h'1.
Forma de realização 12. O método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, em que as condições de hidrotratamento eficazes compreendem uma LHSV de cerca de 0,3 h'1 a cerca de 5,0 h1, uma pressão total de cerca de 500 psig (cerca de 3,4 MPag) a cerca de 3000 psig (cerca de 20,7 MPag), uma razão de gás de tratamento contendo hidrogênio de cerca de 100 scf/bbl (17 Nm3/m3) a cerca de 5000 scf/bbl (840 Nm3/m3), e uma temperatura de cerca de 500 °F (cerca de 260 °C) a cerca de 800 °F (cerca de 427 °C).
Forma de realização 13. O método de qualquer uma das formas de realização precedentes, em que o ponto de ebulição T5 da fração de alimentação de fundos é pelo menos cerca de 370 °C, por exemplo pelo menos cerca de 380 °C.
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Forma de realização 14. O método de qualquer uma das formas de realização precedentes, em que o perfil do ponto de ebulição do efluente hidrotratado corresponde a pelo menos cerca de 50 % de conversão, por exemplo pelo menos cerca de 60 % de conversão ou pelo menos cerca de 70 % de conversão, da alimentação de hidrocarboneto em relação ao limiar de conversão.
Forma de realização 15. Um método para processar uma matéria-prima de hidrocarboneto, compreendendo: hidrotratar uma matéria-prima de hidrocarboneto na faixa de ebulição de diesel tendo um ponto de turvação de pelo menos -10 °C em um reator de hidrotratamento expondo-se a matéria-prima de hidrocarboneto a um catalisador de hidrotratamento tendo um comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento na presença de um gás de tratamento de hidrogênio sob condições de hidrotratamento eficazes compreendendo uma temperatura de leito média ponderada de hidrotratamento para produzir um efluente hidrotratado tendo um teor de enxofre de cerca de 10 wppm ou menos; e cascatear o efluente hidrotratado diretamente a um reator de desparafinação, separado do reator de hidrotratamento e assim com controle de temperatura independente deste, para contatar um catalisador de desparafinação na presença de hidrogênio sob condições de desparafinação eficazes compreendendo uma temperatura de leito média ponderada de desparafinação para formar um efluente hidrotratado e desparafinado tendo (i) um ponto de turvação de no máximo 26 °C, (ii) um ponto de turvação pelo menos 17 °C mais baixo do que o ponto de turvação da matéria-prima de hidrocarboneto na faixa de ebulição de diesel, ou (iii) tanto (i) quanto (ii), em que um aquecedor é opcionalmente incluído a jusante do reator de hidrotratamento para controlar independentemente uma diferença de temperatura entre os reatores de hidrotratamento e desparafinação tal que a temperatura de leito média ponderada de desparafinação é pelo menos 20 °C maior (por exemplo, de cerca de 28 °C a cerca de 61 °C maior) do que a temperatura de leito média ponderada de hidrotratamento, e em que o comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento é pelo menos 10 % mais longo (por exemplo, pelo menos 15 % mais longo, pelo menos 20 % mais longo, pelo menos 25 % mais longo, pelo menos 30 % mais longo, pelo menos 35 % mais longo, pelo menos 40 % mais longo, pelo menos 45 % mais longo, pelo menos 50 % mais longo, pelo menos 55 % mais longo, pelo menos 60 % mais longo, pelo menos 65 % mais longo, pelo menos 70 % mais longo, ou pelo menos 75 % mais longo; adicional ou alternadamente até 125 % mais longo, por exemplo até 100 % mais longo, até 95 % mais longo, até 90 % mais longo, até 85 % mais longo, até 80 % mais longo, ou até 75 % mais longo) do que um comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento comparativo de um catalisador de hidrotratamento idêntico sem controle de temperatura independente em um reator único junto com catalisador de desparafinação (ou em um sistema com reatores separados cascateados mas com controle de temperatura na forma de um aquecedor apenas a montante do reator de hidrotratamento), sistema este que
29/35 compreende a matéria-prima de hidrocarboneto idêntica e produz um de efluente hidrotratado e desparafinado outro modo similar, se não idêntico.
EXEMPLOS
Exemplo 1
Para ilustrar os benefícios de uma forma de realização da invenção, simulações foram usadas para modelar o comportamento de um sistema comparativo e um sistema de acordo com uma forma de realização da invenção. Uma configuração para o sistema comparativo é mostrada na FIG. 2. Tanto o sistema comparativo quanto o sistema de acordo com uma forma de realização da invenção podem representar sistemas com um reator e um fracionador. O sistema comparativo, como modelado, inclui um estágio de hidrotratamento (ou dessulfurização) 225 e um estágio de conversão 235 no reator. Uma matéria-prima 210 e um fluxo de hidrogênio 140 são introduzidos no estágio de hidrotratamento 225. O efluente 220 do estágio de hidrotratamento 225 é cascateado no estágio de conversão 235 sem separação intermediária. O efluente 230 do estágio de conversão é passado no fracionador 165. O fracionador produz uma fração de produtos leves 162, uma fração de nafta 164, uma fração de querosene 166, uma fração de diesel 168, e uma fração de fundos 170. Para o sistema de acordo com uma forma de realização da invenção, um sistema similar à configuração na FIG. 1 foi modelado.
Tanto para o sistema comparativo quanto para o sistema de acordo com uma forma de realização da invenção, a razão de conversão para a combinação do reator de dessulfurização e o reator de conversão foi ajustada para cerca de 50 % a cerca de 355 °C. Um catalisador de hidrotratamento de NiMo sustentado com alumina convencional foi modelado tanto para os sistemas comparativos quanto inventivos. Para os catalisadores no estágio de conversão, uma combinação de um catalisador de USY e catalisador contendo ZSM-48 foi modelada para ambos os sistemas. A razão modelada de catalisador de USY para ZSM-48 foi cerca de 2:1. Tanto o catalisador de USY modelado quanto o catalisador de ZSM-48 modelado tiveram uma razão de cerca de 65:35 de catalisador para aglutinante de alumina. Tanto o catalisador de USY modelado quanto o catalisador de ZSM-48 modelado incluíram cerca de 0,6 % em peso de Pt. O mesmo tipo de alimentação foi modelado para ambos. Assim, a diferença primária entre os dois sistemas foi a ordem em que a matériaprima passou através dos estágios.
Porque as condições de reação para ambos os sistemas foram ajustadas para obter uma quantidade similar de conversão, os produtos dos fracionadores em ambos os sistemas têm algumas similaridades. Entretanto, existem diferenças nas condições de operação, nas quantidades necessárias de catalisador, e na distribuição do produto.
A Tabela 1 mostra as propriedades da alimentação usada para este exemplo de modelo. Estas propriedades de alimentação foram selecionadas para representar uma
30/35 matéria-prima de gasóleo a vácuo típica.
Tabela 1
Taxa de fluxo n?7h 200
Gravidade específica @ 60 °F 0,92
Enxofre total % em peso 3,0
Nitrogênio total wppm 800
Aromáticos totais % em peso 47
Ponto de fluidez °C >25
D1160IBP °C 381
D1160a5% °C 390
D1160a 10% °C 397
D1160 a 30% °C 425
D1160 a 50% °C 452
D1160a70% °C 494
D1160 a 90% °C 548
D1160a95% °C 568
D1160 FBP °C 586
A Tabela 2 mostra os requerimentos do catalisador e condições de operação que foram modelados.
Tabela 2
Comparativo Configuração da FIG. 1
Razão de alimentação bruta m3/h 200 200
Fundos Reciclados ao Estágio de conversão m3/h Nenhum 180
Fluxo de hidrocarboneto total ao estágio de dessulfurização m3/h 200 380
Catalisador de dessulfurização m3 210 210
Catalisador de Conversão/lsomerização m3 1000 280
Pressão do reator de entrada barg (MPag) 104,4 (10,4) 104,4 (10,4)
355 °C + Conversão % 50 50
Temperatura de dessulfurização °C 357 355
Temperatura de HDC/lsomerização °C 359 338
Capacidade do compressor de gás de reciclo (Hidrogênio) Sm3/h 1500 1500
Gás de composição (Hidrogênio) Sms/h 350 303
31/35
Como mostrado na tabela 2, a configuração de acordo com uma forma de realização da invenção fornece várias vantagens. Primeiro, a quantidade de catalisador necessário para o estágio de conversão é reduzida de cerca de 1000 m3 a cerca de 280 m3. A temperatura para a reação de conversão também é reduzida em cerca de 21 °C. Isto é devido em parte ao fato de que contaminantes tais como enxofre e nitrogênio são removidos antes de atingir o estágio de reação de conversão. Na versão comparativa de uma configuração de reator único, ainda que o reator de dessulfurização tenha basicamente convertido o enxofre e nitrogênio nos contaminantes de fase gasosa (H2S e NH3), estes contaminantes de fase gasosa ainda parecem reduzir a atividade do catalisador de desparafinação. Adicionalmente no sistema comparativo, a matéria-prima inteira passa através do reator de conversão antes de atingir o fracionador. Ao contrário, na configuração de acordo com a invenção, alguma matéria-prima passa através apenas do estágio de dessulfurização e do fracionador antes de ser usada como um óleo base lubrificante. Isto é devido, em parte, à conversão de matéria-prima que acredita-se ocorrer durante a dessulfurização, que pode reduzir a quantidade de catalisador de desparafinação necessária no estágio de conversão de modo a obter a quantidade desejada de conversão. É observado que o fluxo através do estágio de dessulfurização é aumentado, mas este aumento no fluxo é a alimentação já dessulfurizada que foi reciclada e passada através do estágio de conversão. Porque o fluxo adicional já foi dessulfurizado, acredita-se que o fluxo adicional tenha pouco ou nenhum impacto sobre as condições de dessulfurização.
A Tabela 3 mostra dados para os rendimentos das várias frações modeladas geradas quando as condições para a unidade de reação global são ajustadas para cerca de 50 % de conversão.
Tabela 3
Comparativo Configuração da FIG. 1
Consumo de H2 Sm3/m3 268 222
Consume de H2 % em peso 2,46 2,09
Sulfeto de hidrogênio % em peso 3,19 3,19
Amônia % em peso 0,10 0,10
C-|-C4 % em peso 5,47 3,70
Nafta C5-155 °C % em peso 13,76 11,24
Querosene a 155 °C a 280 °C % em peso 15,32 15,45
Diesel a 280 °C a 355 °C % em peso 14,42 18,41
355 °C+ Fundos % em peso 50,21 50,02
Total % em peso 100,00 100,00
A Tabela 3 mostra que a configuração inventiva pode fornecer várias vantagens. A
32/35 configuração inventiva requer uma quantidade mais baixa de hidrogênio para obter um nível comparável de conversão. Isto pode ser devido em parte ao volume reduzido de alimentação que passa através do estágio de conversão. A configuração inventiva também produz uma quantidade mais baixa de produtos leves e nafta. Ao contrário, uma quantidade aumentada de querosene e diesel é gerada em relação à configuração comparativa.
[0090] A Tabela 4 mostra alguma caracterização de produto para o produto de querosene de modelo. Como mostrado na tabela 4, a fração de querosene gerada pela configuração de acordo com a invenção produz um querosene com um ponto de fumo melhorado, que indica um produto de querosene de qualidade mais alta.
Tabela 4
Querosene a 155 °C a 280 °C Comparativo Configuração da FIG. 1
Gravidade API 44,5 47,1
Gravidade específica @ 60 °F 0,8041 0,7923
Enxofre total (Produtos) PPm <5 <5
Ponto de fumo mm 33,4 37,6
Ponto de congelamento °C -60 -60
A Tabela 5 mostra alguma caracterização do produto para o produto de diesel de modelo. Como mostrado pelos dados de ponto de turvação na tabela 5, o produto de faixa de ebulição de diesel produzido pela configuração de acordo com a invenção é adequado para o uso como um combustível diesel.
Tabela 5
Diesel a 280 °C a 355 °C Comparativo Configuração da FIG. 1
Gravidade API 33,9 31,1
Gravidade específica @ 60 °F 0,8553 0,8701
Enxofre total (Produtos) PPm <10 <10
índice de cetano D976-80 52,8 49,6
índice de cetano D4737 61,5 56,8
Ponto de turvação C -40 -25
A Tabela 6 mostra alguma caracterização do produto para as frações de fundos. Embora o ponto de fluidez seja mais alto para a fração de fundos da configuração de acordo com a invenção, a fração é adequada como um óleo base lubrificante do Grupo II (ou adequado para processamento adicional como um óleo base lubrificante).
Tabela 6
355 °C+ Fundos Comparativo Configuração da FIG. 1
Gravidade API 29,9 30,1
33/35
Gravidade específica @ 60 °F 0,8768 0,8755
Enxofre total (Produtos) ppm <50 <50
Aromáticos totais % em peso 2,3 1,3
Saturados totais % em peso 97,7 98,7
Ponto de fluidez °C -35 -10
Viscosidade cinemática a 40 °C cSt 60,219 59,865
Viscosidade cinemática a 100 °C cSt 7,916 7,915
índice de viscosidade 96 96,8
SV100 °F (SSU) 312 310
Exemplo 2
Para ilustrar os benefícios do aspecto de controle de temperatura independente da invenção, simulações foram usadas para modelar o comportamento de um sistema comparativo e dois sistemas (FIGs. 3 e 4) de acordo com a invenção. Uma configuração para o sistema comparativo difere dos sistemas de acordo com a invenção em que o sistema comparativo tem controle de temperatura para o reator de hidrotratamento ligado ao reator de desparafinação, isto é, é diferente das FIGs. 3 e 4 em que o aquecedor é localizado a montante do reator de hidrotratamento e depois do reator de desparafinação ou entre o reator de hidrotratamento e o reator de desparafinação. Tanto o sistema comparativo quanto os sistemas de acordo com a invenção podem representar sistemas com dois reatores e um aquecedor, embora isto seja igualmente possível que o sistema comparativo seja um estágio de hidrotratamento e um estágio de desparafinação sucessivamente em um reator único, ao invés de em reatores separados, contanto que o aquecedor permaneça a montante do estágio de hidrotratamento.
Tanto para os sistemas comparativos quanto inventivos neste Exemplo, uma simulação foi conduzida em uma alimentação de hidrocarboneto mista (listada na tabela 7 abaixo) para uma pressão de operação de cerca de 1260 psig (cerca de 8,7 MPag), uma taxa de gás de tratamento de cerca de 3600 scf/bbl (cerca de 610 Nm3/m3), um catalisador de hidrotratamento de NiMo sustentado com alumina tendo uma LHSV de cerca de 0,9 h'1, e um catalisador de desparafinação de Pt-ZSM-48 tendo uma LHSV de cerca de 3,3 h1. A simulação, com base em dados de refinaria, foi usada para estimar temperaturas em cada um dos reatores de hidrotratamento e desparafinação de modo a manter o teor de enxofre do efluente hidrotratado e desparafinado (ignorando os contaminantes de fase gasosa) em um máximo de 10 wppm e um ponto de turvação de -26 °C ou menos e/ou uma redução do ponto de turvação da matéria-prima de 17 °C ou mais.
Tabela 7.
Gravidade API
30,87
34/35
Gravidade específica @ 60F 0,871
Número de Bromo g-Br/100g 3,3
Enxofre Total % em peso 1,31
Nitrogênio Total ppm 626
Ponto de turvação graus F 15
Aromáticos totais % em peso 35
índice de cetano D976-80 45
índice de cetano D4737 44
Viscosidade cinemática a 40CcSt 4,23
D86 IBP graus F 155
D86 a 5 % graus F 300
D86 a 10% graus F 461
D86 a 30 % graus F 519
D86 a 50 % graus F 555
D86 a 70 % graus F 578
D86 a 90 % graus F 627
D86 a 95 % graus F 671
D86 FBP graus F 710
A Tabela 8 abaixo mostra as temperaturas resultantes da simulação. É observado que as temperaturas indicadas como “Configuração inventiva” nesta são representativas de ambas as configurações na FIG. 3 e FIG. 4. “WABT” representa temperatura de leito média ponderada.
Tabela 8.
Configuração inventiva Configuração de Referência HDS Desparafinação HDS Desparafinação NiMo/AI2O3 Pt-ZSM-48 NiMo/AI203 Pt-ZSM-48
Catalisador
WABT graus F 672 749
Temperatura de entrada graus F 603 746
Temperatura de saída graus F 696 750
721
640
748
749 746
750
Como mostrado na tabela 8, qualquer configuração inventiva permite uma temperatura de hidrotratamento muito mais baixa no reator de hidrotratamento do que na configuração de referência, o que mostra melhora do controle de temperatura independente sobre as configurações de controle de temperatura dependentes. Sem ser ligado pela teoria, acredita-se que a temperatura de leito média ponderada mais baixa no reator de hidrotratamento leve à desativação reduzida do catalisador de hidrotratamento nas configurações inventivas, significando que a temperatura no reator de hidrotratamento não precisaria ser aumentada tanto para compensar por qualquer desativação do catalisador, e
35/35 assim um comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento aumentado pode resultar. Com base em um ajuste aos dados de refinaria reais para o catalisador de hidrotratamento, o comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento nas configurações inventivas pode ser cerca de 60 meses, comparado com um comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento de apenas cerca de 36 meses para a configuração de referência. Isso representa cerca de um aumento de 67 % no comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento.
Embora a presente invenção tenha sido descrita e ilustrada por referência às formas de realização particulares, aqueles de habilidade comum na técnica avaliarão que a invenção presta-se a variações não necessariamente ilustradas aqui. Por esta razão, depois, referência deve ser feita somente às reivindicações anexas para propósitos de determinar o verdadeiro escopo da presente invenção.
1/4

Claims (15)

  1. REIVINDICAÇÕES
    1. Método para processar uma matéria-prima de hidrocarboneto, caracterizado pelo fato de que compreende:
    misturar uma alimentação de hidrocarboneto tendo um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 340 °C com um efluente de estágio de conversão tendo um teor de enxofre de cerca de 50 wppm ou menos para produzir uma alimentação de hidrocarboneto mista;
    hidrotratar a alimentação de hidrocarboneto mista em um estágio de hidrotratamento expondo-se a alimentação de hidrocarboneto mista a um catalisador de hidrotratamento sob condições de hidrotratamento eficazes para produzir um efluente hidrotratado tendo um teor de enxofre de cerca de 50 wppm ou menos;
    fracionar o efluente hidrotratado para produzir pelo menos uma fração de querosene tendo um teor de enxofre de cerca de 10 wppm ou menos, uma fração de diesel tendo um teor de enxofre de cerca de 20 wppm ou menos, e uma fração de fundos;
    formar uma fração de alimentação de fundos a partir da fração de fundos, a fração de alimentação de fundos tendo um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 355 °C; e converter a fração de alimentação de fundos em um estágio de conversão expondose a fração de alimentação de fundos a um catalisador de desparafinação sob condições de conversão eficazes para produzir o efluente de estágio de conversão, em que um perfil do ponto de ebulição do efluente hidrotratado corresponde a pelo menos cerca de 40 % de conversão da alimentação de hidrocarboneto em relação a um limiar de conversão, o limiar de conversão correspondendo ao ponto de ebulição T5 da fração de alimentação de fundos.
  2. 2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o efluente de estágio de conversão não sofre separação antes da mistura com a alimentação de hidrocarboneto.
  3. 3. Método de acordo com a reivindicação 1 ou reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a alimentação de hidrocarboneto mista não sofre separação antes do hidrotratamento.
  4. 4. Método para processar uma matéria-prima de hidrocarboneto, caracterizado pelo fato de que compreende:
    expor uma fração de alimentação de fundos tendo um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 355 °C a um catalisador de desparafinação sob condições de conversão eficazes em um estágio de conversão para formar um efluente de estágio de conversão;
    hidrotratar o efluente de estágio de conversão e uma alimentação de hidrocarboneto tendo um ponto de ebulição T5 de pelo menos cerca de 340 °C em um estágio de hidrotratamento expondo-se o efluente de estágio de conversão e a alimentação
    2/4 de hidrocarboneto a um catalisador de hidrotratamento na presença de um gás de tratamento de hidrogênio sob condições de hidrotratamento eficazes para produzir um efluente hidrotratado tendo um teor de enxofre de cerca de 50 wppm ou menos, o efluente de estágio de conversão incluindo pelo menos cerca de 50 % do gás de tratamento de hidrogênio no estágio de hidrotratamento;
    fracionar o efluente hidrotratado para produzir pelo menos uma fração de querosene tendo um teor de enxofre de cerca de 10 wppm ou menos, uma fração de diesel tendo um teor de enxofre de cerca de 20 wppm ou menos, e uma fração de fundos; e reciclar pelo menos cerca de 25 % da fração de fundos ao estágio de conversão como parte da fração de alimentação de fundos, em que um perfil do ponto de ebulição do efluente hidrotratado corresponde a pelo menos cerca de 40 % de conversão da alimentação de hidrocarboneto em relação a um limiar de conversão, o limiar de conversão correspondendo ao ponto de ebulição T5 da fração de alimentação de fundos.
  5. 5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, caracterizado pelo fato de que o hidrogênio incluído no efluente de estágio de conversão corresponde a pelo menos cerca de 70 % de hidrogênio introduzido no estágio de hidrotratamento.
  6. 6. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, caracterizado pelo fato de que o hidrotratamento compreende ainda expor a alimentação de hidrotratamento ao catalisador de hidrocraqueamento sob as condições de hidrotratamento eficazes.
  7. 7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, caracterizado pelo fato de que a fração de alimentação de fundos compreende de cerca de 25 % a cerca de 90 % da fração de fundos.
  8. 8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, caracterizado pelo fato de que expor a fração de alimentação de fundos a um catalisador de desparafinação sob condições de conversão eficazes compreende expor a fração de alimentação de fundos a um catalisador compreendendo um metal de hidrogenação e peneira molecular, a peneira molecular compreendendo ZSM-5, ZSM-23, ZSM-35, ZSM-48, zeólito Beta, ou uma combinação destes.
  9. 9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o metal de hidrogenação é selecionado de Pt, Pd, Pt e Pd, Ni e W, Ni e Mo, e Ni e Mo e W.
  10. 10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, caracterizado pelo fato de que expor a fração de alimentação de fundos a um catalisador de desparafinação sob condições de conversão eficazes compreende ainda expor a fração de alimentação de fundos a um catalisador de hidrocraqueamento sob condições de conversão eficazes.
    3/4
  11. 11. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, caracterizado pelo fato de que as condições de conversão eficazes compreendem uma temperatura de cerca de 200 °C a cerca de 450 °C, uma pressão total de cerca de 5 barg (cerca de 0,5 MPag) a cerca de 300 barg (cerca de 30 MPag), uma razão de gás de tratamento contendo hidrogênio de cerca de 100 scf/bbl (cerca de 17 Nm3/m3) a cerca de 5000 scf/bbl (cerca de 840 Nm3/m3), e uma LHSV de cerca de 0,05 h'1 a cerca de 10 h'1.
  12. 12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações prévias, caracterizado pelo fato de que as condições de hidrotratamento eficazes compreendem uma LHSV de cerca de 0,3 h'1 a cerca de 5,0 h'1, uma pressão total de cerca de 500 psig (cerca de 3,4 MPag) a cerca de 3000 psig (cerca de 20,7 MPag), uma razão de gás de tratamento contendo hidrogênio de cerca de 100 scf/bbl (17 Nm3/m3) a cerca de 5000 scf/bbl (840 Nm3/m3), e uma temperatura de cerca de 500 °F (cerca de 260 °C) a cerca de 800 °F (cerca de 427 °C).
  13. 13. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o ponto de ebulição T5 da fração de alimentação de fundos é pelo menos cerca de 370 °C.
  14. 14. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o perfil do ponto de ebulição do efluente hidrotratado corresponde a pelo menos cerca de 50 % de conversão da alimentação de hidrocarboneto em relação ao limiar de conversão.
  15. 15. Método para processar uma matéria-prima de hidrocarboneto, caracterizado pelo fato de que compreende:
    hidrotratar uma matéria-prima de hidrocarboneto na faixa de ebulição de diesel tendo um ponto de turvação de pelo menos -10 °C em um reator de hidrotratamento expondo-se a matéria-prima de hidrocarboneto a um catalisador de hidrotratamento tendo um comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento na presença de um gás de tratamento de hidrogênio sob condições de hidrotratamento eficazes compreendendo uma temperatura de leito média ponderada de hidrotratamento para produzir um efluente hidrotratado tendo um teor de enxofre de cerca de 10 wppm ou menos; e cascatear o efluente hidrotratado diretamente a um reator de desparafinação, separado do reator de hidrotratamento e assim com controle de temperatura independente deste, para contatar um catalisador de desparafinação na presença de hidrogênio sob condições de desparafinação eficazes compreendendo uma temperatura de leito média ponderada de desparafinação para formar um efluente hidrotratado e desparafinado tendo (i) um ponto de turvação de no máximo -26 °C, (ii) um ponto de turvação pelo menos 17 °C mais baixo do que o ponto de turvação da matéria-prima de hidrocarboneto na faixa de ebulição de diesel, ou (iii) tanto (i) quanto (ii),
    4/4 em que a temperatura de leito média ponderada de desparafinação é pelo menos 20 °C maior do que a temperatura de leito média ponderada de hidrotratamento, e em que o comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento é pelo menos 10 % mais longo do que um comprimento de ciclo de catalisador de hidrotratamento comparativo de um
    5 catalisador de hidrotratamento idêntico sem controle de temperatura independente em um reator único junto com catalisador de desparafinação, sistema este que compreende a matéria-prima de hidrocarboneto idêntica e produz um efluente hidrotratado e desparafinado de outro modo similar, se não idêntico.
    1/4 >
    FIGURA 1
    172
    2/4
    FIGURA 2
    3/4
    FIGURA 3
    4/4
    FIGURA 4
BR112012024722A 2010-03-31 2011-03-31 hidroprocessamento de alimentações na faixa de ebulição do gasóleo. BR112012024722B8 (pt)

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