ES2630118T3 - Procedimiento para el refinado de petróleo crudo - Google Patents

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Abstract

Un procedimiento para el refinado de petróleo crudo que comprende las siguientes etapas: · alimentar el petróleo crudo a una o más unidades de destilación atmosférica con el fin de separar diferentes corrientes; · alimentar el residuo o residuos pesados separados en la unidad o unidades de destilación atmosférica, a la unidad de destilación subatmosférica, separando al menos dos corrientes líquidas; · alimentar el residuo de vacío separado en la unidad de destilación subatmosférica a la unidad de conversión que comprende al menos un reactor de hidroconversión en fase de suspensión al cual se alimenta hidrógeno o una mezcla de hidrógeno y H2S en presencia de un catalizador de hidrogenación dispersado adecuado, con dimensiones que varían de 1 nanómetro a 30 micras para obtener un producto en fase de vapor, que se somete a una o más etapas de separación obteniéndose fracciones tanto en fase de vapor como en fase líquida, y un subproducto en fase de suspensión; · alimentar la fracción separada más ligera obtenida en la unidad de destilación subatmosférica a una unidad de hidrodesulfuración de gasóleos ligeros (HDS1); · alimentar la fracción líquida separada en la unidad de hidroconversión, que tiene un punto de ebullición superior a 350 ºC, a una unidad de hidrodesulfuración y/o de hidrocraqueo de gasóleos pesados (HDS/HDC); · alimentar la fracción líquida separada en la unidad de hidroconversión, que tiene un punto de ebullición que varía de 170 a 350 ºC, a una unidad de hidrodesulfuración de gasóleos medios (HDS2); · alimentar la fracción líquida separada en la unidad de hidroconversión, que tiene un punto de ebullición que varía desde el punto de ebullición de los productos C5 hasta 170 ºC, a una unidad de desulfuración de nafta (HDS3); · alimentar la corriente líquida separada en la unidad de destilación atmosférica, que tiene un punto de ebullición que varía desde el punto de ebullición de los productos C5 hasta 170 ºC, a dicha unidad de desulfuración de nafta (HDS3), caracterizado porque la unidad de hidroconversión comprende, además de uno o más reactores de hidroconversión en fase de suspensión, un separador al cual se envía el residuo en suspensión, seguido por un segundo separador, un extractor atmosférico y una unidad de separación.

Description

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segundo separador, de las cuales la corriente más pesada se une con la corriente más ligera separada en el primer separador, y se alimentan ambas al extractor atmosférico en puntos a diferentes alturas.
Mientras que la corriente de cabeza separada del extractor atmosférico es enviada a la unidad de separación como en el esquema anterior, la corriente del fondo es alimentada a la unidad de vacío multifunción (VM).
Se obtiene una corriente gaseosa (Gas) a partir de dicha unidad, junto con una corriente líquida que tiene un punto de ebullición superior a 350 ºC (350+), una corriente más pesada (Ric), que se recicla al reactor de hidroconversión, además de una purga en la forma de una torta.
Ejemplos
A continuación, se proporcionan algunos ejemplos que ayudan a definir mejor la invención sin limitar su alcance. Se ha tomado como referencia una refinería real moderna de ciclo complejo, optimizada a lo largo de los años para alcanzar la conversión total de la materia prima.
La optimización de la función objetivo se realizó para cada esquema analizado, considerada como la diferencia entre los ingresos obtenidos por la introducción de los productos en el mercado -Σ(Pi * Wi ) -y los costes relacionados con la compra de la materia prima -Σ(CRM * WRM):
Func. Obj. = Σ(Pi * Wi) -Σ(CRM * WRM)
en donde:
− Pi y Wi son los precios y las tasas de flujo de los productos que salen de la refinería;
− CRM y WRM son los costes (€/ton) y las tasas de flujo (ton/m) de las materias primas.
Para tener un uso mejor y una lectura más efectiva de la respuesta del modelo, se ha definido un índice – EPI -Índice de Rendimiento Económico, como la relación entre el valor de la función objetivo, de cada caso individual, con respecto a un caso base (caso base), seleccionado como referencia, multiplicada por 100.
[Func. Obj. (i)] * 100
[Func. Obj. (caso base)]
El caso base seleccionado es aquel que representa la refinería en su configuración estándar.
La Tabla 1 proporciona, para una materia prima de 25 º API (3,2 % de S) y maximizando la capacidad total de la refinería, una comparación entre el caso base de referencia en el que se producen nafta, gasóleo, gasolina y coque, el caso en el que la tecnología EST sustituye a la coquización (coque y gasolina son nulos), y el caso en que se producen destilados medios y también gasolina. Se puede observar que la ventaja económica aumenta progresivamente (véase EPI, Índice de Rendimiento Económico). La tabla indica también los rendimientos que se pueden obtener cuando la capacidad de la refinería es máxima (100 %).
La Tabla 2 indica, para una materia prima más pesada (23º API y 3,4 S) y maximizando la capacidad total de la refinería, el efecto sobre el ciclo de la refinería. También en este caso, se confirma una mejora debida a la inserción de EST.
La Tabla 3 indica, para una materia prima aún más pesada (21º API y 3,6 % de S), el caso en el que la capacidad EST se limita a una planta con dos líneas de reacción. El efecto es siempre ventajoso con respecto al caso con coquización. Incluso si la capacidad de la refinería no es máxima (81,8 %), el valor EPI es más alto que en el caso estándar de la Tabla 1, gracias a la inserción de EST (101 %) y EST + FCC (109 %).
La Tabla 4 indica, para una materia prima de 21º API y 3,6 % de S, el caso en que el efecto de mejora para EST se incrementa si la fracción más pesada producida por EST (véase la figura 3) se recicla al vacío de la refinería existente. Para una capacidad de refinería reducida, el valor económico va aumentando el EPI de 111 % a 119 % para EST y EST + FCC, respectivamente.
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Tabla 1
Mezcla de crudo completo
Caso base EST EST+FCC
Capacidad de la refinería = 100 %
EPI* 100,00 (1) 144,36 159,44
API
% SUL Productos % en peso sobre alimentación de crudo % en peso sobre alimentación de crudo % en peso sobre alimentación de crudo
24,54
3,18 LPG Nafta Gasolina Gasóleo Coque Azufre/H2SO4 C5 EST de purga Fondo HDS NH3 3,75 10,20 21,58 44,01 16,31 4,15 0,00 0,00 0,00 0,00 1,86 15,20 0,00 50,36 0,00 6,23 3,09 0,58 22,49 0,19 4,31 15,81 12,32 57,14 0,00 6,53 3,06 0,62 0,00 0,20
(1) Caso Base: Configuración de la refinería STD con alimentación de mezcla completa de petróleos crudos y capacidad máxima
* Índice de Rendimiento Económico previsto como % de variación de la Func. Obj. con respecto al caso base (1)
Tabla 2
Mezcla de crudo pesado
Caso base EST EST+FCC
Capacidad de la refinería = 100 %
EPI* 116,91 137,65 160,34
API
% SUL Productos % en peso sobre alimentación de crudo % en peso sobre alimentación de crudo % en peso sobre alimentación de crudo
23,35
3,37 LPG Nafta Gasolina Gasóleo Coque Azufre/H2SO4 C5 EST de purga Fondo HDS NH3 3,51 10,55 19,70 44,38 17,58 4,28 0,00 0,00 0,00 0,00 1,65 13,60 0,00 48,54 0,00 6,24 2,39 0,74 26,66 0,19 4,25 13,81 13,65 57,73 0,00 6,72 2,85 0,80 0,00 0,20
* Índice de Rendimiento Económico previsto como % de variación de la Func, Obj, con respecto al caso base (1)
8
Tabla 3
Mezcla de crudo pesado
Caso base EST EST+FCC
EST conf. sin reciclado a vacío
EPI* 75,73 101,32 109,03
Capacidad de la refinería = 81,8 %
Productos % en peso sobre alimentación de crudo % en peso sobre alimentación de crudo % en peso sobre alimentación de crudo
API %
LPG 3,36 1,58 4,39
SUL
21,21 3,58
Nafta 7,90 13,81 14,11
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Gasolina 22,08 0,00 14,31
Gasóleo
45,85 48,07 56,25
Coque
15,68 0,00 0,00
Azufre/H2SO4
3,10 6,69 7,00
C5
2,03 2,81 2,99
EST de purga
0,00 0,70 0,75
Fondo HDS
0,00 26,16 0,00
NH3
0,00 0,18 0,19
* Índice de Rendimiento Económico previsto como % de variación de la Func. Obj. con respecto al caso base (1)
9
Tabla 4
Mezcla de crudo pesado
Caso base EST EST+FCC
EST conf. sin reciclado a vacío
EPI* 75,73 101,32 109,03
Capacidad de la refinería = 81,8 %
Productos % en peso sobre alimentación de crudo % en peso sobre alimentación de crudo % en peso sobre alimentación de crudo
API %
LPG 3,36 1,58 4,39
SUL
21,21 3,58
Nafta 7,90 13,81 14,11
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Gasolina 22,08 0,00 14,31
Gasóleo
45,85 48,07 56,25
Coque
15,68 0,00 0,00
Azufre/H2SO4
3,10 6,69 7,00
C5
2,03 2,81 2,99
EST de purga
0,00 0,70 0,75
Fondo HDS
0,00 26,16 0,00
NH3
0,00 0,18 0,19
* Índice de Rendimiento Económico previsto como % de variación de la Func. Obj. con respecto al caso base (1)
10

Claims (1)

  1. imagen1
    imagen2
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PCT/IB2014/062855 WO2015001520A1 (en) 2013-07-05 2014-07-04 Process for the refining of crude oil

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