ES2833078T3

ES2833078T3 - Procedimiento para el refino de petróleo crudo

Info

Publication number: ES2833078T3
Application number: ES11775959T
Authority: ES
Inventors: Giacomo Fernando Rispoli; Giuseppe Bellussi
Original assignee: Eni SpA
Current assignee: Eni SpA
Priority date: 2010-10-27
Filing date: 2011-10-27
Publication date: 2021-06-14
Anticipated expiration: 2031-10-27
Also published as: CN103270143A; US20130277274A1; EP2633002A2; WO2012055957A3; RU2013123268A; PT2633002T; ITMI20101999A1; MX2013004576A; CN103270143B; HUE051511T2; RU2573397C2; CA2815621C; WO2012055957A2; RS61049B1; CA2815621A1; IT1402748B1; BR112013009945A2; BR112013009945B1; EP2633002B1; US10316258B2

Abstract

Procedimiento para refinar petróleo crudo, que comprende una unidad de separación del petróleo crudo, consistiendo dicha unidad de separación en una unidad de destilación atmosférica para separar las diversas fracciones, fracciones entre las que se encuentra la fracción más pesada, también denominada residuo de destilación atmosférica que se envía a unidades para la conversión de las fracciones pesadas; unidades para mejorar la calidad de algunas de las fracciones obtenidas mediante acciones sobre la composición química de sus constituyentes, y unidades para la retirada de componentes no deseados; caracterizado porque la fracción más pesada se envía a la unidad de conversión que comprende al menos un reactor de hidroconversión en fase de suspensión o del tipo de lecho ebullente, en el que se introduce hidrógeno o una mezcla de hidrógeno y H2S en presencia de un catalizador de hidrogenación nanodispersado o, cuando se usa un lecho ebullente, se usa un catalizador de hidroconversión heterogéneo soportado además del catalizador de hidrogenación nanodispersado, y en el que un líquido de tipo asfalteno no convertido se separa de una fase gaseosa que sale del reactor de hidroconversión; y en el que la fase gaseosa obtenida o bien después o bien antes de la separación del líquido de tipo asfalteno no convertido se condensa parcialmente para obtener productos que tienen un punto de ebullición mayor de 380ºC, en el que dichos productos, que tienen un punto de ebullición mayor de 380ºC, se envían de vuelta a dicho reactor de hidroconversión, de modo que los productos de conversión extraídos pueden destilarse en al menos el 60% en peso a 380ºC.

Description

DESCRIPCIÓN

Procedimiento para el refino de petróleo crudo

La presente invención describe un procedimiento para el refino de petróleo crudo en el que la unidad de separación del petróleo crudo consiste en la columna de destilación atmosférica únicamente, sustituyéndose la columna de destilación subatmosférica por una etapa de hidroconversión.

Las refinerías actuales se concibieron a partir de las demandas que se generaron en el siglo pasado a caballo de la Segunda Guerra Mundial y evolucionaron considerablemente a partir de los años 1950 - 1960 cuando el aumento significativo en la necesidad de movilidad provocó un rápido aumento en la demanda de gasolina. Así pues, se desarrollaron dos esquemas de refino, un esquema de ciclo simple o hydroskimming (destilación-reformación) y un esquema complejo (“La raffinazione del petrolio” (refino de petróleo), Carlo Giavarini y Alberto Girelli, Editorial ESA 1991). En ambos esquemas, las operaciones principales son las mismas: el petróleo crudo se trata previamente (filtración, desalación), luego se envía a la sección de destilación principal. En esta sección, el petróleo crudo se alimenta en primer lugar a una columna de destilación a presión atmosférica (topping o destilación primaria) que separa los destilados más ligeros, mientras que el residuo atmosférico se transfiere a una columna de destilación subatmosférica (vacío) que separa los destilados pesados del residuo de vacío. En el esquema de ciclo simple, el residuo de vacío se usa sustancialmente para la producción de betunes y fueloil. El esquema de ciclo complejo se concibió para convertir adicionalmente el fondo del barril en destilados y para maximizar la producción de gasolina y su octanaje. Por tanto, se añadieron unidades para promover la conversión de las fracciones más pesadas (diversas tecnologías de craqueo catalítico, craqueo térmico, reducción de la viscosidad, coquización) junto con unidades para promover la producción de gasolina que tenga un octanaje máximo (craqueo catalítico fluido, reformación, isomerización, alquilación).

La figura 1 muestra un esquema de bloques simplificado de una refinería de ciclo complejo cuya descripción se proporciona en el ejemplo comparativo 1.

Con respecto al periodo en el que se concibieron estos esquemas, ha habido una enorme variación en la situación circundante. El aumento en el precio de los petróleos crudos y las necesidades medioambientales están impulsando un uso más eficiente de los recursos fósiles. El fueloil, por ejemplo, se ha sustituido casi en su totalidad por el gas natural en la producción de energía eléctrica. Por tanto, es necesario reducir o eliminar la producción de las fracciones más pesadas (fueloil, betunes, coque) y aumentar la conversión a destilados medios, favoreciendo la producción de gasóleo para motores diésel cuya demanda, especialmente en Europa, ha superado la demanda para gasolina. Otros factores de cambio importantes consisten en el deterioro progresivo en la calidad de los petróleos crudos disponibles y en el aumento de calidad de combustibles para vehículos, impuesto por la evolución normativa para reducir el impacto medioambiental. La presión de estos requisitos ha provocado un aumento adicional en la complejidad de las refinerías con la adición de nuevas tecnologías de conversión forzada: hidrocraqueo a mayor presión, tecnologías de gasificación de los residuos pesados junto con el uso de ciclos combinados para la producción de energía eléctrica, tecnologías para la gasificación o combustión de coque orientadas a la producción de energía eléctrica.

El aumento en la complejidad condujo a un aumento en la eficiencia de conversión, pero aumentó los consumos de energía e hizo que la gestión operativa y medioambiental fuera más difícil. Por tanto, deben encontrarse nuevos esquemas de refino que, aunque satisfagan las nuevas demandas, permitan una recuperación de la eficacia y la simplicidad operativa.

En los últimos veinte años, se han realizado importantes esfuerzos para desarrollar tecnologías de hidrocraqueo que puedan convertir completamente los petróleos crudos pesados y residuos de destilación subatmosférica en destilados, evitando la coproducción de fueloil y coque. Un resultado importante en esta dirección se obtuvo con el desarrollo de la tecnología EST (Eni Slurry Technology) descrita en las siguientes solicitudes de patente:

Documentos IT-MI95A001095, IT-MI2001A001438, IT-MI2002A002713, IT-MI2003A000692, IT-MI2003A000693, IT-MI2003A002207, IT-MI2004A002445, IT-MI2004A002446, IT-MI2006A001512, IT-MI2006A001511, IT-MI2007A001302, IT-MI2007A001303, IT-MI2007A001044, IT-MI2007A1045, IT-MI2007A001198, IT-MI2008A001061

Con la aplicación de esta tecnología, de hecho es posible alcanzar el resultado de conversión total deseado de las fracciones pesadas en destilados.

El documento WO 2005/104749 se refiere a sistemas de hidroprocesamiento que emplean un catalizador de hidroprocesamiento coloidal o molecular, promoviendo dicho catalizador el hidrocraqueo y el hidrotratamiento para dar materiales de punto de ebullición menor y mayor calidad de materia prima de petróleo pesado que incluyen una cantidad significativa de asfaltenos y fracciones que hierven por encima de 524°C. Dicho sistema de hidroprocesamiento inhibe la incrustación del sistema por los precursores de coque y los sedimentos, al tiempo que aumenta o al menos se mantiene la conversión.

El documento WO 2009/085999 se refiere a un reactor y a un método para mejorar la materia prima de petróleo pesado. Dicho reactor para hidroconversión de materia prima de petróleo pesado promueve la separación del catalizador gastado del nuevo catalizador dentro del reactor, lo que mejora la mezcla de los componentes de múltiples fases.

El documento US 2009/0326304 se refiere a un procedimiento y a un aparato para el tratamiento de petróleos crudos y, más en particular, a la hidroconversión de hidrocarburos pesados en presencia de aditivos y catalizadores para proporcionar productos útiles y preparar adicionalmente la materia prima para el refino adicional, con el fin de aumentar la conversión de los procedimientos de hidrocraqueo de suspensión.

El documento WO 2009/149923 se refiere a un sistema y a un procedimiento catalítico para la hidroconversión de productos de petróleo pesado, con el fin de aumentar los rendimientos del sistema de reacción o reducir la rigurosidad del procedimiento manteniendo constantes los rendimientos.

El documento EP 2103347 se refiere a un método para el hidroprocesamiento de materia prima de hidrocarburo poniendo en contacto una materia prima de hidrocarburo en condiciones de hidroprocesamiento con una composición de catalizador a granel que comprende partículas de metal a granel que comprenden al menos un metal no noble del Grupo VIII, al menos un metal del Grupo VIB y nanopartículas; teniendo dicha composición de catalizador a granel una actividad mejorada. El documento US 2005/0241991 se refiere a métodos y sistemas de hidroprocesamiento de lecho ebullente que emplean un catalizador coloidal o molecular y un catalizador soportado poroso para mejorar la materia prima de calidad inferior, en particular, materia prima de petróleo pesado que incluye una cantidad significativa de asfaltenos y fracciones que hierven por encima de 524°C (975°F) para producir materiales de punto de ebullición menor y mayor calidad. Dicho método inhibe la formación de sedimento y precursores de coque, prolongando la vida útil del catalizador soportado.

El documento WO 2008/141831 se refiere a un sistema y al procedimiento relativo usado para la conversión completa y de alta productividad de alguna materia prima específica con el uso de catalizadores o composiciones catalíticas de hidrogenación. Dicho sistema impide la desactivación del catalizador producida por la formación de coquización de los alfaltenos, y simplifica el esquema de procedimiento eliminando el tratamiento del efluente líquido del reactor, la separación y el reciclado del catalizador y los alfaltenos.

El documento US 5932090 se refiere a un procedimiento para la conversión de petróleos crudos pesados y residuos de destilación en destilados.

Ahora se ha encontrado que, al sustituir la sección de destilación subatmosférica por una sección de hidroconversión según dicha tecnología EST, puede obtenerse un nuevo esquema de refinería que, aunque permite la conversión total del petróleo crudo, es mucho más sencillo y ventajoso desde un punto de vista operativo, medioambiental y económico. La aplicación del procedimiento reivindicado permite una reducción en el número de operaciones unitarias, tanques de almacenamiento de los materiales de partida y productos semielaborados y consumos, además de un aumento en los márgenes del refino con respecto a una refinería actual, usada como referencia.

El procedimiento reivindicado permite obtener la conversión total del petróleo crudo alimentado, en gas, nafta y gasóleo con una modesta cantidad de alquitranes como único subproducto.

El procedimiento, objeto de la presente invención, para el refino de petróleo crudo se da a conocer en la reivindicación 1. El término nanodispersado significa un catalizador dispersado que tiene dimensiones del orden de unidades a cientos de nanómetros.

El catalizador de hidrogenación nanodispersado puede estar basado en sulfuro de Mo y/o sulfuro de Fe y/o W y/o Cr y/o Ni y/o Co y mezclas de los mismos, y puede formarse in situ, partiendo de un precursor. También puede estar presente posiblemente un cocatalizador en la hidroconversión, teniendo dicho cocatalizador partículas de dimensiones nanométricas o micrométricas, seleccionado de catalizadores de craqueo y/o desnitrogenación, tales como zeolitas que tienen cristales de pequeño tamaño y con un bajo grado de agregación entre las partículas primarias, óxidos, sulfuros o precursores de Ni y/o Co, mezclados con Mo y/o W. Pueden encontrarse detalles adicionales sobre el uso de dicho cocatalizador en la solicitud de patente mencionada anteriormente IT-MI2008A001061.

El reactor usado en la presente invención se hace funcionar preferiblemente bajo presión de hidrógeno o una mezcla de hidrógeno y sulfuro de hidrógeno, que oscila entre 100 y 200 atmósferas, dentro de un intervalo de temperatura de 350 a 480°C, preferiblemente que oscila entre 380 y 450°C. Aunque puede usarse cualquier procedimiento de hidroconversión, efectuado con reactores de hidroconversión en fase de suspensión en los que el catalizador se nanodispersa, y en particular, todos los procedimientos de la tecnología EST descritos en las solicitudes de patente citadas anteriormente, es preferible usar los procedimientos de la tecnología EST indicados a continuación en el presente documento.

Los procedimientos de hidroconversión preferidos son los de la tecnología EST en la que se adoptan reactores de acumulación de sólidos como reactores de hidroconversión. Uno de los procedimientos preferidos comprende enviar el residuo de destilación a un reactor de hidroconversión de acumulación de sólidos (RIAS), preferiblemente una torre de burbujeo, que incluye una o más fases de extracción con un gas de extracción en caliente adecuado para obtener los productos de conversión en fase de vapor. Pueden encontrarse detalles adicionales de este procedimiento de hidroconversión específico en la solicitud de patente IT-MI-2007A-001044 indicada anteriormente.

Otro de estos procedimientos preferidos comprende enviar el residuo de destilación a un reactor de hidroconversión de acumulación de sólidos del tipo de torre de burbujeo en presencia de un catalizador a base de molibdeno para obtener los productos de hidroconversión en fase de vapor directamente en el reactor. Pueden encontrarse detalles adicionales sobre este procedimiento de hidroconversión específico en la solicitud de patente IT-MI-2007A-001044 ya indicada anteriormente.

El procedimiento comprende enviar el residuo de destilación a un reactor de hidroconversión, donde los productos que tienen un punto de ebullición mayor de 380°C, obtenidos mediante la condensación parcial de la fase gaseosa que sale de dicho reactor, antes o después de la separación del líquido de tipo asfalteno no convertido, y obtenidos posiblemente mediante la extracción a vacío del propio asfalteno líquido antes de reciclarse al reactor, se envían de vuelta a dicho reactor de hidroconversión, de modo que los productos de conversión extraídos pueden destilarse en al menos el 60% en peso a 380°C. Este procedimiento de desnitrificación e hidroconversión se describe en la solicitud de patente IT-MI2010A001989 del mismo solicitante del que se proporcionan los detalles más significativos.

El procedimiento, reivindicado en dicha solicitud de patente, para la desnitrificación y el hidrocraqueo de petróleos pesados para dar productos totalmente convertidos, que comprende enviar el petróleo pesado a una etapa de hidrocraqueo, efectuado en un reactor apropiado con un catalizador de hidrogenación adecuado y con la introducción de hidrógeno o una mezcla de hidrógeno y H2S, se caracteriza por enviar los productos que tienen un punto de ebullición mayor de 380°C, obtenidos por la condensación parcial de la fase gaseosa que sale del reactor antes o después de la separación del líquido de tipo asfalteno no convertido, y obtenidos posiblemente mediante la extracción a vacío del líquido asfaltínico antes de reciclarse al reactor, de vuelta al reactor de hidrocraqueo, de modo que los productos de conversión extraídos pueden destilarse en al menos el 60%, preferiblemente al menos el 80%, más preferiblemente al menos el 95%, incluso más preferiblemente al menos el 99%, en peso a 380°C. Mediante la regulación de las condiciones de dicha condensación parcial y posiblemente las condiciones de reflujo en la columna de vacío que extrae los productos del líquido de tipo asfalteno no convertido, se determina la cantidad de productos de alto punto de ebullición, que se envían de vuelta a la etapa de hidrocraqueo y, de manera complementaria, la fracción del producto hidroconvertido que se extrae de manera viceversa.

Este procedimiento, que permite mantener en reacción altas concentraciones de colas nitrogenadas, incluso cuando se opera en condiciones de alta temperatura, permite la extracción de productos que tienen un bajo contenido de nitrógeno y con un grado de conversión completa (el 95% del producto que puede destilarse a 380°C) que pueden alimentarse directamente a la unidad de desulfurización.

El catalizador de hidrogenación es preferiblemente a base de molibdeno, más preferiblemente en fase de suspensión, y puede ser un precursor que puede descomponerse o un compuesto preformado y puede contener posiblemente además uno o más metales de transición. El reactor usado se hace funcionar preferiblemente bajo presión de hidrógeno o una mezcla de hidrógeno y sulfuro de hidrógeno, que oscila entre 100 y 200 atmósferas, dentro de un intervalo de temperatura de 400 a 480°C. La presente invención puede aplicarse a cualquier tipo de reactor de hidrocraqueo, tal como un reactor de tanque con agitación o preferiblemente una torre de burbujeo de suspensión. La torre de burbujeo de suspensión, preferiblemente del tipo de acumulación de sólidos (descrita en la solicitud de patente anterior IT-MI2007A001045), está equipada con una vuelta de reflujo, mediante la cual los productos de hidroconversión obtenidos en la fase de vapor se condensan parcialmente y el condensado se envía de vuelta a la etapa de hidrocraqueo. De nuevo, en el caso del uso de una torre de burbujeo de suspensión, es preferible que el hidrógeno se alimente a la base del reactor a través de un aparato diseñado de manera adecuada (distribuidor en uno o más niveles) para obtener la mejor distribución y la dimensión promedio más conveniente de las burbujas de gas y, en consecuencia, un régimen de agitación tal que garantice las condiciones de homogeneidad y un control de temperatura estable, incluso cuando se opera en presencia de altas concentraciones de sólidos, producidos y generados por la carga tratada, cuando se opera en acumulación de sólidos. Si la corriente de asfalteno obtenida tras la separación de la fase de vapor se somete a destilación para la extracción de los productos, las condiciones de extracción deben ser de manera que refluyan los cortes pesados con el fin de obtener el grado de conversión deseado.

Con respecto a los procedimientos de hidroconversión que usan reactores de lecho ebullente, además del catalizador de hidrogenación nanodispersado, también es necesaria la presencia de un catalizador de hidroconversión heterogéneo soportado adecuado. En este caso, el procedimiento de hidroconversión comprende enviar el residuo de destilación a uno o más reactores de hidroconversión de lecho ebullente, en los que se introduce hidrógeno o H2S y enviar la corriente de efluente desde dicho(s) reactor(es) a una etapa de separación en la que la fracción líquida separada y que contiene el catalizador nanodispersado se recicla a dicho(s) reactores de lecho ebullente. Pueden encontrarse detalles adicionales sobre el procedimiento que usa reactores de lecho ebullente y catalizadores de hidroconversión heterogéneos soportados en la solicitud de patente ya mencionada IT-MI 2007A001198.

Ejemplos

A continuación, en el presente documento se proporcionan algunos ejemplos, que ayudan a definir mejor la invención sin limitar su alcance. Se ha tomado como referencia una refinería actual de ciclo complejo real, optimizada a lo largo de los años para alcanzar la conversión total de la materia prima alimentada.

La materia prima de referencia, usada para los ejemplos 1, 2, 3, es la siguiente (en kton/mes):

MATERIAS PRIMAS DE BTZ (38° API, 0,16% de S) 248,7

-AMNA (37° API, 0,13% de S)_________________________38,8

-AZERI (36° API, 0,17% de S) 150,4

-Combinación de CPC (44° API, 0,16% de S) 11,0

-OTROS 27,4

MATERIAS PRIMAS DE ATZ (33° API, 1,3% de S) 482,3

-IRANIAN LIGHT (33° API, 1,5% de S) 35,5

-URAL (32° API, 1,4% de S) 346,8

-Combinación de CPC (44° API, 0,22% de S) 61,0

-OTROS 39,0

TOTAL___________________________________________ 731,0

Los balances de material y consumos de la sección de EST correspondientes a los esquemas de bloques simplificados proporcionados en los ejemplos 2, 3 y 4 se refieren a la configuración usando reactor(es) de hidroconversión con la recirculación y extracción de productos en fase de vapor (160 bar, 440°C), usando catalizadores nanodispersados basados en molibdenita y según la información proporcionada en las solicitudes de patente mencionadas anteriormente.

Entrada ___________________Salida

Hidrógeno (415,5 ton/d) 4% Fueloil (571 ton/d) 5,5%

(193900 Nm3/h) GPL (1329 ton/d) 12,8%

Residuo atmosférico 100% Nafta L. (689 ton/d)) 13,5%

a isomerización

Nafta H. (1378 ton/d) 13,3%

a reformación

Gasóleo (6700 ton/d) 64,5%

a desulfurización

Purga (135 ton/d) 1,3%

Consumos: 77 Kg EP/ton (incluyendo H2), de los que: vapor de MP (media presión) 7,7, gas combustible de HP (alta presión) 79,4, gas combustible de LP (baja presión) -107,3, EE -56,8

Los datos de Platt disponibles para el mes de julio de 2010 se usaron para la mejora de los productos, mientras que los valores de referencia de Eni, indicados en la tabla 1 se usaron para los productos no terminados.

Tabla 1: Mejora de los productos

Ejemplo 1 (Comparativo)

En este ejemplo, se proporciona el esquema de bloques simplificado de una refinería de ciclo complejo existente situada en el norte de Italia con las cantidades promedio y los balances de material en el mes de junio de 2010 (figura 1). Esta refinería tiene unidades de conversión forzada, tales como FCC (craqueo catalítico fluido), reducción de viscosidad y gasificación de residuos y está orientada a la conversión total del petróleo crudo.

El ciclo de refino se describe brevemente a continuación en el presente documento.

Planta de destilación primaria

La mezcla de petróleos crudos ATZ y BTZ, desalados y precalentados, se envía a la planta de destilación primaria para el fraccionamiento atmosférico obteniendo, además de gas combustible y LPG (gas licuado de petróleo), los siguientes productos:

- Nafta virgen ligera (LVN): esta se somete a desisopentanizado en la planta desisopentanizadora y posteriormente se procesa en la planta de isomerización (TIP). El producto isomerizado fluye hacia la reserva de gasolina.

- Reformador de carga de nafta virgen (VNCR): esta es una nafta más pesada que la anterior procesada en la planta de reformación RC2. La fracción ligera obtenida es una LVN que se procesa en la planta de TIP, fluyendo posteriormente a la reserva de gasolina, mientras que la fracción pesada es el reformado que va a la reserva de gasolina.

- Queroseno: la corriente se envía a las unidades de desulfurización HDS1 y HDS3, obteniendo queroseno desulfurizado que va a los productos finales.

- Gasóleo de destilación primaria: la corriente se envía a las unidades de desulfurización HDS3 y HDS1, obteniendo gasóleo desulfurizado que va a los productos finales.

- Residuo atmosférico (RA): que se procesa en la planta de vacío.

Planta de vacío

La planta recibe el residuo atmosférico (AR) y lo somete a un procedimiento de destilación a vacío. Además de los productos gaseosos, se obtiene gasóleo a vacío (LGAS) que se desulfuriza en la unidad HDS1 y entonces pasa a los productos finales, junto con materia prima del craqueador catalítico o vacío profundo (DPV) enviado a las plantas de conversión de hidrocraqueo y FCC. El residuo de vacío (RV) se procesa entonces en la unidad de reducción de viscosidad. Unidad de reducción de viscosidad

Convierte el residuo de vacío (VR) en productos gaseosos (gas combustible, propano, butano, etc.) y nafta virgen que posteriormente se procesa en la unidad de reformador RC3: el reformado obtenido pasa a la reserva de gasolina. El gasóleo con reducción de viscosidad y la materia prima del craqueador catalítico se procesan por las plantas de hidrocraqueo y FCC, mientras que el residuo (alquitrán VB (de viscosidad reducida)) se destina parcialmente a la producción de F.O. (fueloil) y betunes y se somete parcialmente a un procedimiento de desasfaltado.

Planta de hidrocraqueo

La refinería tiene dos plantas de hidrocraqueo. El primer HDC tiene materia prima del craqueador catalítico a vacío (DPV) y materia prima del craqueador catalítico de reducción de viscosidad, gasóleo con reducción de viscosidad y otros productos semiprocesados, como corrientes de entrada. Se obtienen productos gaseosos (gas combustible, propano, butano, etc.), nafta virgen tanto ligera como pesada, queroseno y gasóleo desulfurizado, que van a los productos finales. La nafta virgen se somete a los mismos procesamientos descritos anteriormente, fluyendo hacia la reserva de gasolina. El residuo (BOT HDC) forma la corriente de entrada para el segundo HCD junto con materia prima del craqueador catalítico a vacío (DPV). Los productos son los mismos que los del primer HDC.

Por motivos de simplicidad, las dos unidades de HDC se representan como un solo HDC, al que se envía el residuo (BOT HDC) para su conversión en FCC.

Plantas de desulfurización

La refinería en el ejemplo está equipada con tres plantas de desulfurización (HDS) distintas, usadas para satisfacer las especificaciones de azufre. Las principales corrientes en la alimentación a estas unidades son queroseno, gasóleo, LCO (aceite de ciclo ligero).

Planta de desasfaltado

Esta se alimenta por el residuo con reducción de viscosidad (alquitrán VB). Las corrientes de salida consisten en petróleo desasfaltado (DAO), procesado posteriormente en el FCC, y alfaltenos que se alimentan a la planta de gasificación (oxidación parcial POX) para producir gas de síntesis. El gas de síntesis obtenido se destina a la red de suministro eléctrico para la producción de energía y también para la producción de hidrógeno.

Planta de FCC

Esta se alimenta por DAO que procede de la planta de desasfaltado, materia prima del craqueador catalítico con reducción de viscosidad, residuo de HDC (BOT HDC) y residuo atmosférico (RA).

Los productos obtenidos además del gas, son propileno, butileno y nafta craqueada (LCN, MCN, HCN) enviados a la reserva de gasolina.

También se obtiene LCO, que se desulfuriza en la planta de HDS2 y se envía a la reserva de gasóleo, junto con e1HCO usado como agente fundente para betún y FO.

Planta de ETBE (etil terc-butil éter)

La planta se carga con bioetanol adquirido y con isobutilenos con el fin de obtener bioETBE para enviarse a la planta de alquilación (ALK) cuya salida, los productos alquilados, fluye hacia la reserva de gasolina.

Planta de desisopentanizado

El fin de esta planta es separar el isopentano de la corriente de LVN y enviarlo a la reserva de gasolina. La LVN desisopentanizada se envía a la planta de isomerización.

Planta de reformación

El fin de las dos plantas de reformación (RC) es aumentar el octanaje de la nafta virgen pesada produciendo reformado que se envía a la reserva de gasolina y al mismo tiempo hidrógeno para la refinería. El ciclo de refino descrito también prevé, además de los petróleos crudos en la entrada, el uso de productos semiprocesados que pueden usarse para la optimización del mismo ciclo, adquiridos o almacenados en la refinería, que consisten en residuo atmosférico, MTBE para llevar a la reserva de gasolina y materia prima del craqueador catalítico hasta los requisitos de especificación.

Las siguientes tablas indican respectivamente la capacidad disponible/el porcentaje de uso (tabla 2) y el balance de material de los productos (tabla 3):

Tabla 2: Capacidad/uso

Tabla 3: Balance de material

La tabla 4 indica los márgenes económicos relativos.

Tabla 4: Resultado económico

Ejemplo 2 (Refinería de alta eficiencia, HER, orientada a gasolina, queroseno y gasóleos).

El esquema de referencia para este caso se indica en la figura 2. Con respecto a la refinería de ciclo complejo, la sección de destilación subatmosférica se sustituyó por un reactor con la tecnología EST, descrito en la solicitud de patente IT-MI2010A001989 ya mencionada anteriormente, dimensionado de manera adecuada para recibir toda la materia prima de residuo atmosférico (AR).

Para las corrientes que salen de la planta de destilación primaria, puede aplicarse la descripción anterior de la refinería de ciclo complejo. Las corrientes de salida de la sección de EST, que comprenden una o más unidades de hidroconversión y unidades de separación y purga de los productos, consisten en la fracción C4 para la producción de gas combustible y LPG, nafta virgen ligera (LVN), nafta virgen pesada (HVN), gasóleo y una modesta cantidad de purga.

Mientras que el gasóleo se envía a la unidad de desulfurización y posteriormente a las reservas de gasóleo, la nafta ligera se trata en la planta de isomerización de la que se obtiene el isomerato, y la nafta pesada en el reformador del que se obtiene el reformado. El isomerato y el reformado fluyen hacia la reserva de gasolina. La capacidad de las plantas de desulfurización HDS2 y HDS3, la planta de isomerización y la planta de reformación RC3 se aumentó de manera adecuada para recibir las corrientes procedentes de la planta de EST.

Las siguientes tablas indican respectivamente la capacidad disponible/el porcentaje de uso (tabla 5) y el balance de material de los productos (tabla 6):

Tabla 5: Capacidad/uso

Tabla 6: Balance de material

Los datos económicos indicados en la tabla 7 se derivan de estos balances de material.

Tabla 7: Resultado económico

Ejemplo 3 (Refinería de alta eficiencia, RAE, orientada a nafta virgen, queroseno y gasóleos).

En este caso, el esquema de la refinería es incluso más sencillo y se facilita en la figura 3. Comprende la misma sección de EST que el ejemplo 2 citado anteriormente, desde las que se descargan las mismas corrientes y que funciona bajo las mismas condiciones de funcionamiento. Dado que la VN (nafta virgen), tanto ligera como pesada, se usa totalmente para la petroquímica, las unidades de isomerización y reformación ya no son necesarias. Esto conduce a una simplificación considerable de la planta con una consiguiente reducción de la inversión relativa.

Las siguientes tablas indican respectivamente la capacidad disponible/el porcentaje de uso (tabla 8) y el balance de material de los productos (tabla 9):

Tabla 8: Capacidad/uso

Tabla 9: Balance de material

Los datos económicos indicados en la tabla 10 se derivan de estos balances de material.

Tabla 10: Resultado económico

Este ejemplo muestra que también en el caso de una refinería orientada a nafta virgen para química y gasóleos, se obtiene un alto aumento en el margen con respecto al caso de base, aunque la complejidad, el número de operaciones unitarias y como consecuencia, las inversiones requeridas, se han reducido adicionalmente, también con respecto al ejemplo 2.

Ejemplo 4

La presencia de EST permite que la refinería acepte materias primas más pesadas que las que normalmente procesa una refinería de ciclo complejo actual y esta oportunidad mejora adicionalmente la rentabilidad económica. La refinería ilustrada comprende la misma sección de EST que el ejemplo 2 anterior, desde la que se descargan las mismas corrientes y que funciona bajo las mismas condiciones de funcionamiento. Este ejemplo proporciona los resultados obtenidos a partir de una refinería de alta eficiencia orientada a la producción de gasolinas y gasóleos, que tiene solo petróleos crudos ATZ en la alimentación, en comparación con los resultados del caso de base, indicado en el ejemplo 1.

La materia prima usada para este ejemplo se indica a continuación en el presente documento (en kton/mes):

MATERIAS PRIMAS DE BTZ (37° API, 0,13% de S) 11,0

-AMNA (37° API, 0,13% de S) 10,0

-Ciclo FCC de AMNA (37° API, 0,13% de S) 1,0

-MATERIAS PRIMAS DE ATZ (33° API, 1,3% de S) 720,3

-IRANIAN LIGHT (33° API, 1,5% de S) 35,5

-URAL (32° API, 1,4% de S) 584,8

-Combinación de CPC (44° API, 0,22% de S) 61,0

-GASÓLEO s/l (37° API, 2,0% de S) 26,0

-SYRIAN LIGHT (38° API, 0,74% de S) 7,7

-DPV ex LIV (API 24°, 2,39% de S) 5,3

TOTAL____________________________________________731,3

El esquema de refinería de alta eficiencia es el mismo proporcionado en el ejemplo 2.

Las siguientes tablas indican respectivamente la capacidad disponible/el porcentaje de uso (tabla 11) y el balance de material de los productos (tabla 12):

Tabla 11: Capacidad/uso

Tabla 12: Balance de material

Los datos económicos indicados en la tabla 13 se derivan de estos balances de material.

Tabla 13: Resultado económico

A partir de estos resultados puede observarse que el uso de petróleos crudos de menor calidad permite mejorar los márgenes del refino con respecto a los productos obtenidos, logrando un menor coste del petróleo crudo en la alimentación con respecto al caso de base. La ventaja del esquema, objeto de la presente invención, está destinada a crecer con un aumento en el diferencial de precios entre los petróleos crudos de ATZ y los petróleos crudos de BTZ. Este factor llega a ser extremadamente importante con la llegada de petróleos crudos no convencionales en el mercado, tales como, por ejemplo, los petróleos crudos extrapesados de la cuenca del Orinoco o los que pueden obtenerse a partir de arenas bituminosas y esquistos bituminosos.

Otra ventaja importante de la invención que usa la tecnología EST en sustitución de la sección subatmosférica se refiere a la marcada reducción en consumos y pérdidas (C&P), lo que conduce a una menor cantidad de CO2 emitido a la atmósfera. La tabla 14 indica los consumos y pérdidas totales y específicos. Estos valores se estiman suponiendo el valor de 3,5 t de CO2/por ton de petróleo equivalente no consumido con respecto al caso de base.

Tabla 14: Reducción en la emisión de CO2 - Consumos y pérdidas

En el caso del ejemplo 2, serían menores emisiones de CO2 equivalentes a 68 kton/mes.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Procedimiento para refinar petróleo crudo, que comprende una unidad de separación del petróleo crudo, consistiendo dicha unidad de separación en una unidad de destilación atmosférica para separar las diversas fracciones, fracciones entre las que se encuentra la fracción más pesada, también denominada residuo de destilación atmosférica que se envía a unidades para la conversión de las fracciones pesadas; unidades para mejorar la calidad de algunas de las fracciones obtenidas mediante acciones sobre la composición química de sus constituyentes, y unidades para la retirada de componentes no deseados;

caracterizado porque la fracción más pesada se envía a la unidad de conversión que comprende al menos un reactor de hidroconversión en fase de suspensión o del tipo de lecho ebullente, en el que se introduce hidrógeno o una mezcla de hidrógeno y H2S en presencia de un catalizador de hidrogenación nanodispersado o, cuando se usa un lecho ebullente, se usa un catalizador de hidroconversión heterogéneo soportado además del catalizador de hidrogenación nanodispersado, y

en el que un líquido de tipo asfalteno no convertido se separa de una fase gaseosa que sale del reactor de hidroconversión; y en el que la fase gaseosa obtenida o bien después o bien antes de la separación del líquido de tipo asfalteno no convertido se condensa parcialmente para obtener productos que tienen un punto de ebullición mayor de 380°C,

en el que dichos productos, que tienen un punto de ebullición mayor de 380°C, se envían de vuelta a dicho reactor de hidroconversión, de modo que los productos de conversión extraídos pueden destilarse en al menos el 60% en peso a 380°C.

2. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que el catalizador de hidrogenación nanodispersado es a base de un sulfuro de Mo y/o Fe y/o W y/o Cr y/o Ni y/o Co y mezclas de los mismos.

3. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que, en la hidroconversión también está presente un cocatalizador, en el que el cocatalizador tiene partículas de dimensiones nanométricas o micrométricas y se selecciona de catalizadores de craqueo y/o desnitrogenación.

4. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que el residuo de destilación se envía a al menos un reactor de hidroconversión con acumulación de sólidos en fase de suspensión, en el que se incluye una o más fases de extracción, con un gas de extracción en caliente adecuado para obtener los productos de conversión en fase de vapor.

5. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que el residuo de destilación se envía a un reactor de hidroconversión con acumulación de sólidos en fase de suspensión del tipo de torre de burbujeo, en presencia de un catalizador a base de molibdeno para obtener los productos de conversión en fase de vapor directamente en el reactor.