ES2904318T3 - Proceso integrado de hidrotratamiento y pirólisis por vapor para el procesamiento directo de un petróleo crudo para producir productos petroquímicos olefínicos y aromáticos - Google Patents

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Abstract

Un proceso integrado de hidrotratamiento y pirólisis por vapor para el procesamiento directo de un petróleo crudo para producir productos petroquímicos olefínicos y aromáticos, comprendiendo el proceso: (a1) separar el petróleo crudo para dar componentes ligeros y componentes pesados; (b1) cargar los componentes pesados a una zona de desasfaltado con disolvente con una cantidad eficaz de disolvente para producir una corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada y una fase de asfalto de fondo; en el que el disolvente comprende un hidrocarburo líquido puro tal como propano, butanos y pentanos, así como sus mezclas, y en el que el desasfaltado es a una temperatura en o por debajo del punto crítico del disolvente; una relación de disolvente con respecto a petróleo está en el intervalo de desde 2: 1 hasta 50: 1; y la presión está en un intervalo eficaz para mantener la mezcla de disolvente/alimentación en los sedimentadores en estado líquido; (c1) cargar la corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada e hidrógeno a una zona de hidroprocesamiento que funciona en condiciones eficaces para producir un efluente hidroprocesado reducido que tiene un contenido reducido de contaminantes, una mayor parafinicidad, índice de correlación del Bureau of Mines reducido, y un aumento de gravedad del American Petroleum Institute, en el que la zona de hidroprocesamiento se hace funcionar a una temperatura en el intervalo de desde 300 °C hasta 450 °C, una presión en el intervalo de desde 30 bares hasta 180 bares; y una velocidad espacial de líquido por hora en el intervalo de desde 0,1 h-1 hasta 10 h-1; (d1) craquear térmicamente el efluente hidroprocesado y los componentes ligeros en presencia de vapor para producir una corriente de producto mezclada; (e1) separar la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente; (f1) purificar hidrógeno recuperado en la etapa (e1) y reciclarlo a la etapa (c1); (g1) recuperar olefinas y compuestos aromáticos de la corriente de producto mezclada separada; y (h1) recuperar una corriente combinada de fueloil de pirólisis a partir de la corriente de producto mezclada separada y componentes pesados de la etapa (b1) como una combinación de fueloil; en el que la etapa de craqueo térmico comprende calentar el efluente hidroprocesado en una sección de convección de una zona de pirólisis por vapor, separar el efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido, pasar la fracción de vapor a una sección de pirólisis de una zona de pirólisis por vapor, y descargar la fracción de líquido; separar los efluentes de reactor de zona de hidroprocesamiento en un separador a alta presión para recuperar una parte de gas que se limpia y se recicla a la zona de hidroprocesamiento como una fuente adicional de hidrógeno, y una parte de líquido, y separar la parte de líquido del separador a alta presión en un separador a baja presión para dar una parte de gas y una parte de líquido, en el que la parte de líquido del separador a baja presión es el efluente hidroprocesado sometido a craqueo térmico y la parte de gas del separador a baja presión se combina con la corriente de producto mezclada después de la zona de pirólisis por vapor y antes de la separación en la etapa (d1); en el que el hidrógeno de reposición también se proporciona en la etapa (c1); en el que la fracción de líquido descargada se combina con fueloil de pirólisis recuperado en la etapa (g1); en el que la separación del efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido es con un dispositivo de separación de vapor-líquido basado en separación física y mecánica; en el que la etapa de craqueo térmico incluye las etapas de calentar efluente hidroprocesado en una sección de convección de una zona de pirólisis por vapor, separar el efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido, pasar la fracción de vapor a una sección de pirólisis de una zona de pirólisis por vapor, y descargar la fracción de líquido; en el que la fracción de líquido descargada se combina con fueloil de pirólisis recuperado en la etapa (g1); en el que la separación del efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido es con un dispositivo de separación de vapor-líquido basado en separación física y mecánica; en el que el dispositivo de separación de vapor-líquido incluye un elemento prerrotacional que tiene una parte de entrada y una parte de transición, teniendo la parte de entrada una entrada para recibir la mezcla de fluido que fluye y un conducto curvilíneo, una sección ciclónica controlada que tiene una entrada contigua al elemento prerrotacional a través de la convergencia del conducto curvilíneo y la sección ciclónica, una sección ascendente en un extremo superior del elemento ciclónico a través de la cual pasan los vapores; y una sección de colector/sedimentación de líquido a través de la cual pasa líquido; en el que la etapa (d1) incluye las etapas de comprimir la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con varias etapas de compresión; someter la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida a tratamiento cáustico para producir una corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; comprimir la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; deshidratar la corriente de producto mezclada comprimida craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; recuperar hidrógeno a partir de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; y obtener olefinas y compuestos aromáticos como en la etapa (e1) y fueloil de pirólisis como en la etapa (f1) a partir del resto de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; y en el que la etapa (e1) comprende purificar hidrógeno recuperado a partir de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono para reciclarse a la zona de hidroprocesamiento; en el que recuperar hidrógeno a partir de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono incluye además la etapa de recuperar de manera separada metano para su uso como combustible para quemadores y/o calentadores en la etapa de craqueo térmico.

Description

DESCRIPCIÓN
Proceso integrado de hidrotratamiento y pirólisis por vapor para el procesamiento directo de un petróleo crudo para producir productos petroquímicos olefínicos y aromáticos
Campo de la invención
La presente invención se refiere a un proceso integrado de hidrotratamiento y pirólisis por vapor para el procesamiento directo de un petróleo crudo para producir productos petroquímicos olefínicos y aromáticos.
Antecedentes de la invención
Las refinerías se enfrentan a los retos de que el petróleo se está volviendo más pesado y peor. Los asfaltenos son los componentes más dificultosos en el procesamiento de petróleos pesados, que es una macromolécula compleja que contiene la mayoría de las impurezas tales como S, N, Ni y V. La composición, estructura y concentración de asfaltenos determinan altamente la calidad y el efecto de procesamiento de petróleo pesado en un grado determinado. El hidroprocesamiento es una de las tecnologías más eficaces de procesamiento de petróleo pesado. Sin embargo, durante el hidroprocesamiento, el depósito de carbono y el bloqueo de poros en la superficie de los catalizadores se producen fácilmente debido a la congregación y la coquización de los constituyentes de asfaltenos, lo que puede acortar en gran medida la vida útil funcional del catalizador y el período de funcionamiento de la planta. Estas moléculas de hidrocarburos aromáticos de alto peso molecular, de múltiples anillos grandes o heteroátomos asociados (por ejemplo, S, N, O) que contienen moléculas de hidrocarburos de múltiples anillos en petróleos pesados se denominan asfaltenos. Una parte significativa del azufre está contenida dentro de la estructura de estos asfaltenos. Debido a las grandes estructuras aromáticas de los asfaltenos, el azufre puede ser de naturaleza refractaria y puede ser difícil de retirar.
Por lo tanto, los asfaltenos están presentes en el petróleo crudo junto con otros componentes que ayudan a mantenerlos en estado disuelto. En el proceso de destilación de crudo, la mayoría de estos otros componentes presentes en los intervalos de ebullición más bajos que los asfaltenos se retiran del petróleo crudo. Esto concentra los asfaltenos en el residuo. Dependiendo de la solubilidad de los asfaltenos en el residuo de petróleo crudo, puede salir de la disolución debido a la agregación y precipitarse como sólidos. Los asfaltenos precipitados en las unidades de hidroprocesamiento aguas abajo conducen a la incrustación del catalizador y a un menor tiempo en la corriente para los reactores de hidroprocesamiento.
El documento US2007295640 se refiere a una composición que comprende un disolvente de asfaltenos y un agente reductor de viscosidad, el disolvente de asfaltenos y el agente reductor de viscosidad presentes en una relación para reducir sustancialmente la viscosidad de un material que contiene asfaltenos mientras se evita sustancialmente la deposición de asfaltenos en un depósito, en tubos de producción, o ambos cuando se mezclan o de otro modo.
El documento WO2013033293 se refiere a un proceso para producir un producto hidroprocesado, que comprende: exponer una materia prima combinada que comprende un componente de alimentación de petróleo pesado y un componente de disolvente a un catalizador de hidroprocesamiento para formar un efluente hidroprocesado, separar el efluente de hidroprocesamiento para formar al menos un efluente líquido y fraccionar una primera parte del efluente líquido para formar al menos un producto destilado, en el que el disolvente comprende al menos una parte del producto destilado, al menos 90 % en peso de la al menos una parte del producto destilado que tiene un punto de ebullición en un intervalo de ebullición de 149°C a 399°C.
El documento WO2013112967 se refiere a un proceso integrado de desasfaltado con disolvente, hidrotratamiento y pirólisis por vapor para el procesamiento directo de un petróleo crudo para producir productos petroquímicos tales como olefinas y compuestos aromáticos.
Los documentos US2013220884 y US2013197284 se refieren a un proceso integrado de hidrotratamiento, desasfaltado con disolvente y pirólisis por vapor para el procesamiento directo de un petróleo crudo para producir productos petroquímicos tales como olefinas y compuestos aromáticos.
El documento US2013197283 se refiere a un proceso integrado de hidrotratamiento y pirólisis por vapor para el procesamiento directo de un petróleo crudo para producir productos petroquímicos tales como olefinas y compuestos aromáticos.
El documento US 9284502 B2 da a conocer un proceso integrado de hidrotratamiento y pirólisis por vapor.
El destilado craqueado es un subproducto obtenido en el craqueo térmico de una materia prima de craqueador, cuyo subproducto comprende una mezcla de hidrocarburos con un intervalo de ebullición de entre 80 y 260°C, al menos el 35 % en peso del cual consiste en hidrocarburos insaturados. También se entiende que el 'destilado craqueado' es una fracción de compuestos insaturados que pueden polimerizarse en una resina, obtenido de la destilación de alquitrán de hulla. El producto líquido del proceso de craqueo se conoce como petróleo de negro de carbón. El petróleo de negro de carbón es altamente aromático y constituye una materia prima valiosa para la producción de negro de carbón y para la fabricación de electrodos.
En una situación en la que la necesidad comercial de tanto destilado craqueado como petróleo de negro de carbón está disminuyendo es necesario desarrollar nuevos mercados técnicos y usos finales para estos productos.
No solo el depósito de carbono y el bloqueo de poros en la superficie de los catalizadores son fenómenos no deseados, sino también la presencia de altas cantidades de azufre en la materia prima. Estos compuestos orgánicos que contienen azufre y/o que contienen nitrógeno pueden competir por los sitios de catalizador activo en la zona de reacción en unidades de hidroprocesamiento como resultado de lo cual se ve afectado el rendimiento de la reacción de hidrocraqueo.
Objetos de la invención
El objeto de la presente invención es proporcionar un proceso integrado de hidrotratamiento y pirólisis por vapor para el procesamiento directo de un petróleo crudo para producir productos petroquímicos olefínicos y aromáticos en el que las fracciones de petróleo crudo que no se benefician mucho de un desasfaltado con disolvente no se someten a un proceso de desasfaltado con disolvente de este tipo, concretamente fracciones de nafta, queroseno y diésel.
Sumario de la invención
La presente invención se define en las reivindicaciones adjuntas.
A continuación se incluyen definiciones de diversos términos y frases que pueden usarse a lo largo de esta memoria descriptiva.
Los términos “alrededor de” o “aproximadamente” se definen como cercanos a los entendidos por un experto en la técnica. En una realización no limitante, los términos se definen para estar dentro del 10 %, preferiblemente, dentro del 5 %, más preferiblemente, dentro del 1 %, y lo más preferiblemente, dentro del 0,5 %.
Los términos “% en peso”, “% en volumen” o “% en moles” se refiere a un peso, volumen, o porcentaje molar de un componente, respectivamente, basándose en el peso total, el volumen total, o los moles totales de material que incluyen el componente. En un ejemplo no limitante, 10 moles de componente en 100 moles del material es un 10 % en moles de componente.
El término “sustancialmente” y sus variaciones se definen para incluir intervalos dentro del 10 %, dentro del 5 %, dentro del 1 %, o dentro del 0,5 %.
Los términos “inhibir” o “reducir” o “impedir” o “evitar” o cualquier variación de estos términos, cuando se usa en las reivindicaciones y/o la memoria descriptiva, incluye cualquier disminución medible o inhibición completa para lograr un resultado deseado.
El término “eficaz,” como ese término se usa en la memoria descriptiva y/o las reivindicaciones, significa adecuado para lograr lo deseado, esperado, o el resultado previsto.
El uso de las palabras “un” o “una” cuando se usan junto con el término “que comprende”, “que incluye,” “que contiene,” o “que tiene” en las reivindicaciones o la memoria descriptiva puede significar “uno/a”, pero también es consistente con el significado de “uno/a o más,” “al menos uno/a”, y “uno/a o más de uno/a”.
Las palabras “que comprende” (y cualquier forma de comprender, tales como “comprenden” y “comprende”), “que tiene” (y cualquier forma de tener, tales como “tienen” y “tiene”), “que incluye” (y cualquier forma de incluir, tales como “incluye” e “ incluyen”) o “que contiene” (y cualquier forma de contener, tales como “contiene” y “contienen”) son inclusivas o abiertas y no excluyen elementos o etapas de método adicionales no citados.
El proceso de la presente invención puede “comprender”, “consistir esencialmente en”, o “consistir en” ingredientes, componentes, composiciones particulares etc., dados a conocer a lo largo de la memoria descriptiva.
Breve descripción de las figuras
La figura 1 es un diagrama de flujo de proceso de una realización de un proceso integrado según la invención. La figura 2 es un diagrama de flujo que incluye un proceso y sistema integrado de desasfaltado con disolvente, hidroprocesamiento y de pirólisis por vapor que incluyen derivación residual.
La figura 3 es un diagrama de flujo de proceso de una realización de un proceso integrado.
La figura 4 es un diagrama de flujo de proceso de una realización de un proceso integrado.
Descripción detallada
Según el presente método, los presentes inventores encontraron que es beneficioso aplicar el desasfaltado con disolvente solo a la parte del petróleo crudo que se beneficia del mismo. Esto significa que fracciones de nafta, queroseno y diésel pasarán directamente al hidroprocesamiento o al craqueador a vapor.
El presente proceso integrado descrito anteriormente comprende además una etapa de separación de los efluentes de reactor de la zona de hidroprocesamiento en un separador a alta presión para recuperar una parte de gas que se limpia y se recicla a la zona de hidroprocesamiento como una fuente adicional de hidrógeno, y una parte de líquido, y de separación de la parte de líquido del separador a alta presión en un separador a baja presión en una parte de gas y una parte de líquido, en el que la parte de líquido del separador a baja presión es el efluente hidroprocesado sometido a craqueo térmico y la parte de gas del separador a baja presión se combina con la corriente de producto mezclada después de la zona de pirólisis por vapor y antes de la separación en la etapa (d1). En el presente método, la etapa de craqueo térmico comprende calentar el efluente hidroprocesado en una sección de convección de una zona de pirólisis por vapor, separar el efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido, pasar la fracción de vapor a una sección de pirólisis de una zona de pirólisis por vapor, y descargar la fracción de líquido. La fracción de líquido descargada se mezcla con el fueloil de pirólisis recuperado en la etapa (g1). La separación del efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido se lleva a cabo con un dispositivo de separación de vapor-líquido basado en la separación física y mecánica. Un dispositivo de separación de vapor-líquido de este tipo incluye un elemento prerrotacional que tiene una parte de entrada y una parte de transición, teniendo la parte de entrada una entrada para recibir la mezcla de fluido que fluye y un conducto curvilíneo, una sección ciclónica controlada que tiene una entrada contigua al elemento prerrotacional a través de la convergencia del conducto curvilíneo y la sección ciclónica, una sección ascendente en un extremo superior del elemento ciclónico a través de la cual pasan los vapores; y una sección de colector/sedimentación de líquido a través de la cual pasa el líquido. La etapa (d1) del proceso integrado según la presente invención comprende comprimir la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con varias etapas de compresión; someter la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida a tratamiento cáustico para producir una corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; comprimir la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; deshidratar la corriente de producto mezclada comprimida craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; recuperar hidrógeno de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; y obtener olefinas y compuestos aromáticos como en la etapa (e l) y fueloil de pirólisis como en la etapa (f1 ) del resto de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; y la etapa (e l) comprende preferiblemente purificar el hidrógeno recuperado de la corriente de producto mezclada deshidratada comprimida craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono para reciclar a la zona de hidroprocesamiento. El proceso integrado incluye además una etapa de recuperación de hidrógeno de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono comprende además recuperar por separado metano para su uso como combustible para quemadores y/o calentadores en la etapa de craqueo térmico.
La invención se describirá con más detalle a continuación y con referencia a la figura 1, que es un diagrama de flujo de proceso de una realización del presente proceso integrado descrito en el presente documento, e incluye un proceso y sistema integrado de desasfaltado con disolvente, hidroprocesamiento y pirólisis por vapor, incluido el residuo. El sistema integrado generalmente incluye una zona de separación de alimentación, una zona de desasfaltado con disolvente, una zona de hidroprocesamiento catalítico selectivo, una zona de pirólisis por vapor y una zona de separación del producto. La zona de separación de alimentación 80 incluye una entrada para recibir una corriente de materia prima 1, una salida para descargar una parte rechazada 83 y una salida para descargar una o más partes de hidrocarburo restantes 81, 82. La parte de hidrocarburo 81 se envía a una zona de desasfaltado con disolvente. La parte de hidrocarburo 82 se envía a una zona de hidroprocesamiento selectivo. El punto de corte en la zona de separación 80 puede establecerse de modo que sea compatible con la combinación de fueloil residual, por ejemplo, aproximadamente 540°C. La zona de separación 80 puede ser un dispositivo de separación de una sola fase tal como un separador de evaporación rápida. El punto de corte en la zona de separación 80 puede establecerse de modo que solo haya una separación en una parte rechazada 83 y una parte de hidrocarburo restante 81, es decir, no hay parte de hidrocarburo restante 82.
La fracción de hidrocarburo 82 puede mezclarse con una cantidad eficaz de hidrógeno 2 y 15 (y, si es necesario, una fuente de hidrógeno de reposición) y una corriente de DA/DMO libre de disolvente 26 para formar una corriente combinada 3 y el aditivo 3 se carga a la entrada de la zona de reacción de hidroprocesamiento selectivo 4 a una temperatura en el intervalo de 300°C a 450°C.
En realizaciones adicionales, la zona de separación 80 puede incluir, o consiste esencialmente en (es decir, hacerse funcionar en ausencia de una zona de evaporación rápida), un dispositivo de separación de fase ciclónica, u otro dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos. En realizaciones en las que la zona de separación incluye o consiste esencialmente en un dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos, el punto de corte puede ajustarse en función de la temperatura de vaporización y la velocidad del fluido del material que entra al dispositivo.
La zona de desasfaltado con disolvente incluye un sedimentador primario 19, un sedimentador secundario 22, una zona de separación de petróleo desasfaltado/desmetalizado (DA/DMO) 25, y una zona de separación 27. El sedimentador primario 19 incluye una entrada para recibir una corriente combinada 18 que incluye una corriente de alimentación 1 y un disolvente, que puede ser disolvente nuevo 16, disolvente de reciclaje 17, disolvente de reciclaje 28, o una combinación de estas fuentes de disolvente. El sedimentador primario 19 también incluye una salida para descargar una fase de DA/DMO primaria 20 y varias salidas de tubería para descargar una fase de asfalto primaria 21. El sedimentador secundario 22 incluye dos distribuidores de tipo T ubicados en ambos extremos para recibir la fase de DA/DMO primaria 20, una salida para descargar una fase de DA/DMO secundaria 24, y una salida para descargar una fase de asfalto secundaria 23. La zona de separación de DA/DMO 25 incluye una entrada para recibir la fase de DA/DMO secundaria 24, una salida para descargar una corriente de disolvente 26 y una salida para descargar una corriente de DA/DMO libre de disolvente 26, que sirve como alimentación para la zona de hidroprocesamiento selectivo. El recipiente de separador 27 incluye una entrada para recibir la fase de asfalto primaria 21 , una salida para descargar una corriente de disolvente 28, y una salida para descargar una fase de asfalto de fondo 29, que puede mezclarse con el fueloil de pirólisis 71 de la zona de separación del producto 70.
La parte rechazada 83 de la zona de separación de alimentación y opcionalmente la fracción de líquido pesada no vaporizada 38 de la sección de separación de vapor-líquido 36 se combinan con el fueloil de pirólisis 71 (por ejemplo, materiales que ebullen a una temperatura superior al punto de ebullición del compuesto C10 de punto de ebullición más bajo, conocida como corriente “C10+”) de la zona de separación 70, y esto se retira como una combinación de fueloil de pirólisis 72, por ejemplo, para procesarse adicionalmente en una refinería externa (no mostrada).
La zona de hidroprocesamiento selectivo incluye una zona de reactor 4 que incluye una entrada para recibir una mezcla de la corriente de DA/DMO libre de disolvente 26 e hidrógeno 2 reciclado desde la corriente de producto de pirólisis por vapor, e hidrógeno de reposición si es necesario (no mostrado). La zona de reactor 4 incluye además una salida para descargar un efluente hidroprocesado 5.
Los efluentes de reactor 5 del/de los reactor(es) de hidroprocesamiento se enfrían en un intercambiador de calor (no mostrado) y se envían a un separador a alta presión 6. Las partes superiores de separador 7 se limpian en una unidad de amina 12 y una corriente de gas rica en hidrógeno 13 resultante se pasa a un compresor de reciclaje 14 que va a usarse como gas de reciclaje 15 en el reactor de hidroprocesamiento. Una corriente de fondos 8 del separador a alta presión 6, que está en una fase sustancialmente líquida, se enfría y se introduce en un separador en frío a baja presión 9 en el que se separa para dar una corriente de gas y una corriente líquida 10. Gases del separador en frío a baja presión incluyen hidrógeno, H2S, NH3 y cualquier hidrocarburo ligero tal como hidrocarburos C1-C4. Normalmente, estos gases se envían para un procesamiento adicional, tal como el procesamiento de quemado en antorcha o el procesamiento de gas combustible. Según determinadas realizaciones en el presente documento, el hidrógeno se recupera combinando la corriente de gas 11 , que incluye hidrógeno, H2, NH3 y cualquier hidrocarburo ligero tal como hidrocarburos C1-C4, con productos de craqueador a vapor 44. La corriente líquida 10 sirve como alimentación a la zona de pirólisis por vapor 30.
La zona de pirólisis por vapor 30 generalmente comprende una sección de convección 32 y una sección de pirólisis 34 que pueden funcionar basándose en operaciones de unidad de pirólisis por vapor conocidas en la técnica, es decir, cargar la alimentación de craqueo térmico a la sección de convección en presencia de vapor. Además, en determinadas realizaciones opcionales como se describe en el presente documento (como se indica con líneas discontinuas en la figura 1), se incluye una sección de separación de vapor-líquido 36 entre las secciones 32 y 34. La sección de separación de vapor-líquido 36, a través de la cual pasa la alimentación de craqueo a vapor calentada de la sección de convección 32, puede ser un dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos.
Una zona de inactivación 40 incluye una entrada en comunicación de fluido con la salida de la zona de pirólisis por vapor 30, una entrada para admitir una disolución de inactivación 42, una salida para descargar la corriente de producto mezclada inactivada 44 y una salida para descargar la disolución de inactivación 46.
En general, una corriente de producto mezclada inactivada intermedia 44 se somete a separación en una sección de compresión y fraccionamiento. Tales secciones de compresión y fraccionamiento se conocen bien en la técnica.
En una realización, la corriente de producto mezclada 44 se convierte en la corriente de producto intermedia 65 e hidrógeno 62, que se purifica en el presente proceso y se usa como corriente de hidrógeno de reciclaje 2 en la zona de reacción de hidroprocesamiento 4. La corriente de producto intermedia 65, que puede comprender además hidrógeno, generalmente se fracciona en productos finales y residuos en la zona de separación 70, que puede incluir una o múltiples unidades de separación, por ejemplo, como se conoce por un experto en la técnica.
En general, la zona de separación de producto 70 incluye una entrada en comunicación de fluido con la corriente de producto 65 y varias salidas de producto 73-78, incluyendo una salida 78 para descargar metano que opcionalmente puede combinarse con la corriente 63, una salida 77 para descargar etileno, una salida 76 para descargar propileno, una salida 75 para descargar butadieno, una salida 74 para descargar butilenos mixtos, y una salida 73 para descargar gasolina de pirólisis. Además, se proporciona una salida para descargar el fueloil de pirólisis 71. Opcionalmente, una o ambas de la fase de asfalto de fondo 29 del recipiente de separador 27 y la parte rechazada 38 de la sección de separación de vapor-líquido 36 se combinan con el fueloil de pirólisis 71 y la corriente mezclada puede retirarse como una combinación de fueloil de pirólisis 72, por ejemplo, una mezcla de fueloil de contenido de azufre bajo para procesarse adicionalmente en una refinería fuera del emplazamiento. Obsérvese que, aunque se muestran seis salidas de producto, pueden proporcionarse menos o más dependiendo, por ejemplo, de la disposición de unidades de separación empleadas y los requisitos de rendimiento y distribución.
En una realización preferida de un proceso que emplea la disposición mostrada en la figura 1, una materia prima de petróleo crudo 1 se mezcla con disolvente de una o más fuentes 16, 17 y 28. La mezcla resultante 18 se transfiere luego al sedimentador primario 19. Al mezclar y sedimentar, se forman dos fases en el sedimentador primario 19: una fase de DA/DMO primaria 20 y una fase de asfalto primaria 21. La temperatura del sedimentador primario 19 es suficientemente baja para recuperar todo el DA/DMO de la materia prima. Por ejemplo, para un sistema que usa nbutano, un intervalo de temperatura adecuado es de aproximadamente 60°C a 150°C y un intervalo de presión adecuado es tal que es más alto que la presión de vapor de n-butano a la temperatura de funcionamiento, por ejemplo, aproximadamente de 15 a 25 bares para mantener el disolvente en fase líquida. En un sistema que usa n-pentano, un intervalo de temperatura adecuado es de aproximadamente 60°C a aproximadamente 180°C y nuevamente un intervalo de presión adecuado es tal que es más alto que la presión de vapor de n-pentano a la temperatura de funcionamiento, por ejemplo, aproximadamente de 10 a 25 bares para mantener el disolvente en fase líquida. La temperatura en el segundo sedimentador suele ser mayor que la del primer sedimentador.
La fase de DA/DMO primaria 20 que incluye la mayoría de disolvente y DA/DMO con una cantidad menor de asfalto se descarga a través de la salida ubicada en la parte superior del sedimentador primario 19 y las tuberías colectoras (no mostradas). La fase de asfalto primaria 21, que contiene el 40-50 % en volumen de disolvente, se descarga a través de varias salidas de tubería ubicadas en el fondo del sedimentador primario 19. La fase de DA/DMO primaria 20 entra en los dos distribuidores de tipo T en ambos extremos del sedimentador secundario 22 que sirve como la etapa final para la extracción. Una fase de asfalto secundaria 23 que contiene una pequeña cantidad de disolvente y DA/DMO se descarga desde el sedimentador secundario 22 y se recicla de vuelta al sedimentador primario 19 para recuperar DA/DMO. Se obtiene una fase de DA/DMO secundaria 24 y se pasa a la zona de separación de DA/DMO 25 para obtener una corriente de disolvente 17 y una corriente de dA/DMO libre de disolvente 26. Más del 90 % en peso del disolvente cargado a los componentes entra en la zona de separación de DA/DMO 25, que está dimensionada para permitir una separación de evaporación rápida y eficiente del disolvente del DA/DMO. La fase de asfalto primaria 21 se transporta al recipiente de separador 27 para la separación de evaporación rápida de una corriente de disolvente 28 y una fase de asfalto de fondo 29. Las corrientes de disolvente 17 y 28 pueden usarse como disolvente para el sedimentador primario 19, minimizando por tanto el requisito de disolvente nuevo 16.
Los disolventes usados en la zona de desasfaltado con disolvente incluyen hidrocarburos líquidos puros tales como propano, butanos y pentanos, así como sus mezclas. La selección de disolventes depende del requisito de DAO, así como la calidad y cantidad de los productos finales. Las condiciones de funcionamiento para la zona de desasfaltado con disolvente incluyen una temperatura en o por debajo del punto crítico del disolvente; una relación de disolvente con respecto a petróleo en el intervalo de 2: 1 a 50: 1; y una presión en un intervalo eficaz para mantener la mezcla de disolvente/alimentación en los sedimentadores está en estado líquido.
La corriente de DA/DMO esencialmente libre de disolvente 26 se extrae opcionalmente con vapor (no mostrado) para retirar cualquier disolvente restante, y se mezcla con una cantidad eficaz de hidrógeno y corriente 15 (y, si es necesario, una fuente de hidrógeno de reposición) para formar una corriente combinada 3. El aditivo 3 se carga en la zona de reacción de hidroprocesamiento 4 a una temperatura en el intervalo de 300°C a 450°C. En determinadas realizaciones, la zona de reacción de hidroprocesamiento 4 incluye una o más operaciones de unidad como se describe en la publicación de patente estadounidense número 2011/0083996 y en las publicaciones de solicitud de patente PCT números WO2010/009077, WO2010/009082, WO2010/009089 y WO2009/073436. Por ejemplo, una zona de hidroprocesamiento puede incluir uno o más lechos que contienen una cantidad eficaz de catalizador de hidrodemetalización, y uno o más lechos que contienen una cantidad eficaz de catalizador de hidroprocesamiento que tiene funciones de hidrodesaromatización, hidrodesnitrogenación, hidrodesulfuración e/o hidrocraqueo. En realizaciones adicionales, la zona de reacción de hidroprocesamiento 4 incluye más de dos lechos de catalizador. En realizaciones adicionales, la zona de reacción de hidroprocesamiento 4 incluye una pluralidad de recipientes de reacción, cada uno que contiene uno o más lechos de catalizador, por ejemplo, de diferente función.
La zona de hidroprocesamiento 4 funciona bajo parámetros eficaces para hidrodesmetalizar, hidrodesaromatizar, hidrodesnitrogenar, hidrodesulfurar e/o hidrocraquear la materia prima de petróleo crudo. En determinadas realizaciones, el hidroprocesamiento se lleva a cabo usando las siguientes condiciones: temperatura de funcionamiento en el intervalo de 300°C a 450°C; presión de funcionamiento en el intervalo de 30 bares a 180 bares; y una velocidad espacial de líquido por hora en el intervalo de 0,1 h-1 a 10 h-1. En particular, cuando se usa petróleo crudo como materia prima en la zona de hidroprocesamiento se demuestran ventajas, por ejemplo, en comparación con la misma operación de unidad de hidroprocesamiento empleada para residuos atmosféricos. Por ejemplo, a una temperatura de inicio o ejecución en el intervalo de 370°C a 375°C, la tasa de desactivación es de aproximadamente 1°C/mes. Por el contrario, si se procesara el residuo, la tasa de desactivación estaría más cerca de aproximadamente 3°C/mes a 4°C/mes. El tratamiento del residuo atmosférico emplea normalmente una presión de alrededor de 200 bares, mientras que el presente proceso en el que se trata el petróleo crudo puede funcionar a una presión tan baja como 100 bares. Además, para lograr el alto nivel de saturación requerido para el aumento en el contenido de hidrógeno de la alimentación, este proceso puede hacerse funcionar a un alto rendimiento en comparación con el residuo atmosférico. La LHSV puede ser tan alta como 0,5 mientras que para el residuo atmosférico es normalmente 0,25. Un hallazgo inesperado es que la tasa de desactivación cuando se procesa petróleo crudo va en la dirección inversa desde la que generalmente se observa. Desactivación a bajo rendimiento (0,25 h-1) es 4,2°C/mes y desactivación a mayor rendimiento (0,5 h-1) es 2,0°C/mes. Con cada alimentación que se considera en la industria, se observa lo contrario. Esto puede atribuirse al efecto de lavado del catalizador.
Los efluentes de reactor 5 de la zona de hidroprocesamiento 4 se enfrían en un intercambiador (no mostrado) y se envían a un separador que puede comprender un separador en frío o caliente a alta presión 6. Las partes superiores de separador 7 se limpian en una unidad de amina 12 y la corriente de gas rica en hidrógeno 13 resultante se pasa a un compresor de reciclaje 14 para usarse como gas de reciclaje 15 en la zona de reacción de hidroprocesamiento 4. Los fondos de separador 8 del separador a alta presión 6, que están en una fase sustancialmente líquida, se enfrían y luego se introducen en un separador en frío a baja presión 9. Gases restantes, corriente 11, incluyendo hidrógeno, H2S, NH3y cualquier hidrocarburo ligero, que pueden incluir hidrocarburos C1-C4, convencionalmente puede purgarse del separador en frío a baja presión y enviarlo para su posterior procesamiento, tal como el procesamiento de quemado en antorcha o el procesamiento de gas combustible. En determinadas realizaciones del presente proceso, el hidrógeno se recupera combinando la corriente 11 (como se indica mediante líneas discontinuas) con el gas de craqueo, corriente 44, a partir de los productos de craqueador a vapor. Los fondos 10 del separador a baja presión 9 se envían opcionalmente a la zona de pirólisis por vapor 30.
El efluente hidroprocesado 10 contiene un contenido reducido de contaminantes (es decir, metales, azufre y nitrógeno), una mayor parafinicidad, BMCI reducido, y un aumento de la gravedad del American Petroleum Institute (API).
El efluente hidrotratado 10 se pasa a la sección de convección 32 y se introduce una cantidad eficaz de vapor, por ejemplo, admitido a través de una entrada de vapor (no mostrada). En la sección de convección 32, la mezcla se calienta a una temperatura predeterminada, por ejemplo, usando una o más corrientes de calor residual u otra disposición de calentamiento adecuada. La mezcla calentada de la corriente de alimentación de pirólisis y el vapor se pasa a la sección de pirólisis 34 para producir una corriente de producto mezclada 39. En determinadas realizaciones, la mezcla calentada de la sección 32 se pasa a través de una sección de separación de vapor-líquido 36 en la que una parte 38 se rechaza como un componente de fueloil de contenido de azufre bajo adecuado para combinarse con el fueloil de pirólisis 71.
La zona de pirólisis por vapor 30 funciona bajo parámetros eficaces para craquear el efluente hidrotratado 10 en productos deseados que incluyen etileno, propileno, butadieno, butenos mixtos y gasolina de pirólisis. En determinadas realizaciones, el craqueo a vapor se lleva a cabo usando las siguientes condiciones: una temperatura en el intervalo de 400°C a 900°C en la sección de convección y en la sección de pirólisis; una relación de vapor a hidrocarburo en la sección de convección en el intervalo de 0,3: 1 a 2: 1; y un tiempo de residencia en la sección de pirólisis en el intervalo de 0,05 segundos a 2 segundos.
La corriente de producto mezclada 39 se pasa a la entrada de la zona de inactivación 40 con una disolución de inactivación 42 (por ejemplo, agua y/o fueloil de pirólisis) introducidos a través de una entrada independiente para producir una corriente de producto mezclada inactivada 44 que tiene una temperatura reducida, por ejemplo, de aproximadamente 300°C, y una disolución de inactivación gastada 46 se recicla y/o se purga.
El efluente de mezcla de gases 39 del craqueador es normalmente una mezcla de hidrógeno, metano, hidrocarburos, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Después de enfriar con agua y/o petróleo inactivado, la mezcla 44 se somete a compresión y separación. En un ejemplo no limitante, la corriente 44 se comprime en un compresor de múltiples etapas que normalmente comprende 4-6 etapas, en el que dicho compresor de múltiples etapas puede comprender la zona de compresor 51 para producir una mezcla de gases comprimida 52. La mezcla de gases comprimida 52 puede tratarse en una unidad de tratamiento cáustico 53 para producir una mezcla de gases 54 agotada en sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. La mezcla de gases 54 puede comprimirse adicionalmente en la zona de compresor 55. El gas craqueado resultante 56 puede someterse a un tratamiento criogénico en la unidad 57 para deshidratarse, y puede secarse adicionalmente mediante el uso de tamices moleculares.
La corriente de gas craqueado fría 58 de la unidad 57 puede pasarse a una torre desmetanizadora 59, a partir de la cual se produce una corriente superior 60 que contiene hidrógeno y metano de la corriente de gas craqueado. La corriente de fondos 65 de la torre desmetanizadora 59 se envía luego para su posterior procesamiento en la zona de separación de productos 70, que comprende torres de fraccionamiento que incluyen torres desetanizadoras, despropanizadoras y desbutanizadoras. También pueden emplearse configuraciones de proceso con una secuencia diferente de desmetanizador, desetanizador, despropanizador y desbutanizador.
Según los procesos descritos en el presente documento con referencia a la figura 1, después de la separación del metano en la torre desmetanizadora 59 y la recuperación de hidrógeno en la unidad 61, se obtiene hidrógeno 62 que tiene una pureza de normalmente el 80-95 % en volumen. Los métodos de recuperación en la unidad 61 incluyen la recuperación criogénica (por ejemplo, a una temperatura de aproximadamente -157°C). La corriente de hidrógeno 62 se pasa luego a una unidad de purificación de hidrógeno 64, tal como una unidad de adsorción por oscilación de presión (PSA) para obtener una corriente de hidrógeno 2 que tiene una pureza del 99,9 %+, o unidades de separación de membrana para obtener una corriente de hidrógeno 2 con una pureza de aproximadamente el 95 %. La corriente de hidrógeno purificado 2 se recicla para servir como una parte principal del hidrógeno requerido para la zona de hidroprocesamiento. Además, puede utilizarse una proporción menor para las reacciones de hidrogenación de acetileno, metilacetileno y propadienos (no mostrados). Además, según los procesos en el presente documento, la corriente de metano 63 puede reciclarse opcionalmente al craqueador a vapor para usarse como combustible para quemadores y/o calentadores.
La corriente de fondos 65 de la torre desmetanizadora 59 se transporta a la entrada de la zona de separación de producto 70 para separarse en metano, etileno, propileno, butadieno, butilenos mixtos y gasolina de pirólisis a través de las salidas 78, 77, 76, 75, 74 y 73, respectivamente. La gasolina de pirólisis generalmente incluye hidrocarburos C5-C9, y benceno, tolueno y xilenos pueden separarse de este producto. Opcionalmente, una o ambas de la fase de asfalto de fondo 29 y la fracción de líquido pesada no vaporizada 38 de la sección de separación de vapor-líquido 36 se combinan con el fueloil de pirólisis 71 (por ejemplo, materiales que ebullen a una temperatura superior al punto de ebullición del compuesto C10 de punto de ebullición más bajo, conocida como corriente “C10+”) de la zona de separación 70, y la corriente mezclada se retira como una combinación de fueloil de pirólisis 72, por ejemplo, para procesarse adicionalmente en una refinería fuera del emplazamiento (no mostrada). En determinadas realizaciones, la fase de asfalto de fondo 29 puede enviarse a un extractor de asfalto (no mostrado) donde se extrae cualquier disolvente restante, por ejemplo, por vapor.
Otra realización de la invención se muestra con referencia a la figura 2. En el proceso de la presente invención, la primera zona de desasfaltado con disolvente permite retirar determinados asfaltenos, metales y residuos de carbono de los componentes pesados con un rendimiento relativamente alto del primer petróleo desasfaltado y desmetalizado, pero a expensas de un determinado nivel de contaminación. El efluente hidroprocesado producido posteriormente se procesa luego en la segunda zona de desasfaltado con disolvente para retirar los residuos de asfaltenos, metales y carbono restantes para que no se sometan a craqueo térmico. En una realización, el disolvente usado en la primera zona de desasfaltado con disolvente es diferente del disolvente usado en la segunda zona de desasfaltado con disolvente. Preferiblemente, el disolvente usado en la primera zona de desasfaltado con disolvente es pentano y el disolvente usado en la segunda zona de desasfaltado con disolvente es propano o butano. Según esta realización preferida, el proceso integrado incluye además las etapas de separar la segunda corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada en una zona de separación para recuperar una parte de vapor que se envía a una zona de pirólisis por vapor, y una parte de líquido, en el que la parte de líquido se descarga y se combina con fueloil de pirólisis de la zona de separación del producto como se menciona en la etapa (f1). La etapa de craqueo térmico como se comentó anteriormente comprende preferiblemente calentar efluente hidroprocesado en una sección de convección de una zona de pirólisis por vapor, separar el efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido, pasar la fracción de vapor a una sección de pirólisis de una zona de pirólisis por vapor, y descargar la fracción de líquido. Se prefiere que la fracción de líquido descargada se combine con el fueloil de pirólisis recuperado en la etapa (g1). Además, también se prefiere que la separación del efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido se lleve a cabo con un dispositivo de separación de vapor-líquido basado en separación física y mecánica. Además, también se prefiere que la primera zona de desasfaltado con disolvente y la segunda zona de desasfaltado con disolvente se combinen en una sola unidad de desasfaltado con disolvente. El dispositivo de separación de vapor-líquido incluye preferiblemente un elemento prerrotacional que tiene una parte de entrada y una parte de transición, teniendo la parte de entrada una entrada para recibir la mezcla de fluido que fluye y un conducto curvilíneo, una sección ciclónica controlada que tiene una entrada contigua al elemento prerrotacional a través de la convergencia del conducto curvilíneo y la sección ciclónica, una sección ascendente en un extremo superior del elemento ciclónico a través de la cual pasan vapores; y una sección de colector/sedimentación de líquido a través de la cual pasa líquido. La etapa (d1) en el proceso integrado comprende preferiblemente comprimir la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con varias etapas de compresión; someter la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida a tratamiento cáustico para producir una corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; comprimir la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; deshidratar la corriente de producto mezclada comprimida craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; recuperar hidrógeno de la corriente de producto mezclada comprimida craqueada térmicamente deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; y obtener olefinas y compuestos aromáticos como en la etapa (e) y fueloil de pirólisis como en la etapa (f) del resto de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; y la etapa (e) comprende purificar el hidrógeno recuperado de la corriente de producto mezclada deshidratada comprimida craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono para reciclar a la zona de hidroprocesamiento.
Este proceso integrado se lleva a cabo preferiblemente en el que la recuperación de hidrógeno de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono comprende además recuperar por separado metano para su uso como combustible para quemadores y/o calentadores en la etapa de craqueo térmico. Un diagrama de flujo de una realización de la invención se muestra en la figura 2, que incluye un proceso y sistema integrado de desasfaltado con disolvente, hidroprocesamiento y pirólisis por vapor que incluyen derivación residual. El sistema integrado generalmente incluye una zona de separación de alimentación, una zona de desasfaltado con disolvente, una zona de hidroprocesamiento catalítico selectivo, una zona de pirólisis por vapor y una zona de separación del producto. La zona de separación de alimentación 180 incluye una entrada para recibir una corriente de materia prima 101, una salida para descargar una parte rechazada 183 y una salida para descargar una o más partes de hidrocarburo restantes 181,182. La parte de hidrocarburo 181 se envía a una zona de desasfaltado con disolvente. La parte de hidrocarburo 182 se envía a una zona de hidroprocesamiento selectivo. El punto de corte en la zona de separación 180 puede establecerse de modo que sea compatible con la combinación de fueloil residual, por ejemplo, aproximadamente 540°C. La zona de separación 180 puede ser un dispositivo de separación de una sola etapa tal como un separador de evaporación rápida. El punto de corte en la zona de separación 180 puede establecerse de modo que solo haya una separación en una parte rechazada 183 y una parte de hidrocarburo restante 81, es decir, no hay parte de hidrocarburo restante 182.
La fracción de hidrocarburo 182 puede mezclarse con una cantidad eficaz de hidrógeno 102 y 115 (y, si es necesario, una fuente de hidrógeno de reposición) y una corriente de DA/DMO libre de disolvente 126 para formar una corriente combinada 103 y la mezcla 103 se carga a la entrada de la zona de reacción de hidroprocesamiento selectivo 104 a una temperatura en el intervalo de 300°C a 450°C.
En realizaciones adicionales, la zona de separación 180 puede incluir, o consiste esencialmente en (es decir, funcionar en ausencia de una zona de evaporación rápida), un dispositivo de separación de fase ciclónica, u otro dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos. En realizaciones en las que la zona de separación incluye o consiste esencialmente en un dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos, el punto de corte puede ajustarse en función de la temperatura de vaporización y la velocidad de fluido del material que entra al dispositivo.
La parte rechazada 183 de la zona de separación de alimentación y opcionalmente la fracción de líquido pesada no vaporizada 138 de la sección de separación de vapor-líquido 136 se combinan con el fueloil de pirólisis 171 (por ejemplo, materiales que ebullen a una temperatura superior al punto de ebullición del compuesto C10 de punto de ebullición más bajo, conocido como corriente “C10+”) de la zona de separación 170, y esto se retira como una combinación de fueloil de pirólisis 172, por ejemplo, que va a procesarse adicionalmente en una refinería fuera del emplazamiento (no mostrada).
La zona de hidroprocesamiento selectivo incluye una zona de reactor 104 que incluye una entrada para recibir una corriente combinada 103 que incluye una corriente 182 y una corriente 126 e hidrógeno 102 reciclado desde la corriente de producto de pirólisis por vapor, e hidrógeno de reposición si es necesario (no mostrado). La zona del reactor 104 también incluye una salida para descargar un efluente hidroprocesado 105.
Los efluentes de reactor 105 del/de los reactor(es) de hidroprocesamiento se enfrían en un intercambiador de calor (no mostrado) y se envían a un separador a alta presión 106. Las partes superiores de separador 107 se limpian en una unidad de amina 112 y una corriente de gas rico en hidrógeno resultante 113 se pasa a un compresor de reciclaje 114 para usarse como gas de reciclaje 115 en el reactor de hidroprocesamiento. Una corriente de fondos 108 del separador a alta presión 106, que está en una fase sustancialmente líquida, se enfría y se introduce en un separador en frío a baja presión 109 en el que se separa para dar una corriente de gas 111 y una corriente de líquido 110. Gases del separador en frío a baja presión incluyen hidrógeno, H2S, NH3 y cualquier hidrocarburo ligero tal como hidrocarburos C1-C4. Normalmente, estos gases se envían para un procesamiento adicional, tal como el procesamiento de quemado en antorcha o el procesamiento de gas combustible. Según determinadas realizaciones en el presente documento, el hidrógeno se recupera combinando la corriente de gas de corriente 111, que incluye hidrógeno, H2S, NH3 y cualquier hidrocarburo ligero tal como hidrocarburos C1-C4, con productos de craqueador a vapor 144. Toda o una parte de la corriente de líquido 110 sirve como alimentación a la zona de desasfaltado con disolvente.
La zona de desasfaltado con disolvente generalmente incluye un sedimentador primario 119, un sedimentador secundario 122, una zona de separación de petróleo desmetalizado/desasfaltado con disolvente (DA/DMO) 125, y una zona separadora 127. El sedimentador primario 119 incluye una entrada para recibir el efluente hidroprocesado 110 y un disolvente, que puede ser disolvente nuevo 116, disolvente de reciclaje 117, disolvente de reciclaje 128, o una combinación de estas fuentes de disolvente. El sedimentador primario 119 también incluye una salida para descargar una fase de DA/DMO primaria 120 y varias salidas de tubería para descargar una fase de asfalto primaria 121. El sedimentador secundario 122 incluye dos distribuidores de tipo T ubicados en ambos extremos para recibir la fase de DA/DMO primaria 120, una salida para descargar una fase de DA/DMO secundaria 124, y una salida para descargar una fase de asfalto secundaria 123. La zona de separación de DA/DMO 125 incluye una entrada para recibir la fase de DA/DMO secundaria 24, una salida para descargar una corriente de disolvente 117 y una salida para descargar una corriente de DA/DMO libre de disolvente 126, que sirve como alimentación para la zona de pirólisis por vapor 130. El recipiente de separador 127 incluye una entrada para recibir la fase de asfalto primaria 121, una salida para descargar una corriente de disolvente 28, y una salida para descargar una fase de asfalto de fondo 129, que puede mezclarse con el fueloil de pirólisis 171 de la zona de separación de producto 170.
La zona de pirólisis por vapor 130 generalmente comprende una sección 132 de convección y una sección de pirólisis 134 que pueden funcionar basándose en operaciones de unidad de pirólisis por vapor conocidas en la técnica, es decir, cargar la alimentación de craqueo térmico a la sección de convección en presencia de vapor. Además, en determinadas realizaciones opcionales como se describe en el presente documento (como se indica con líneas discontinuas en la figura única), se incluye una sección de separación de vapor-líquido 136 entre las secciones 132 y 134. Sección de separación de vapor-líquido 136, a través de la cual pasa y se fracciona la alimentación de craqueo a vapor calentada de la sección de convección 132, puede ser un dispositivo de separación de evaporación rápida, un dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos o una combinación que incluye al menos uno de estos tipos de dispositivos. En realizaciones opcionales adicionales, una zona de separación de vapor-líquido 147 está incluida aguas arriba de las secciones 132, o bien en combinación con una zona de separación de vapor-líquido 136 o bien en ausencia de una zona de separación de vapor-líquido 136. La corriente 126 se fracciona en la zona de separación 147, que puede ser un dispositivo de separación de evaporación rápida, un dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos o una combinación que incluye al menos uno de estos tipos de dispositivos.
En realizaciones opcionales adicionales, la corriente 126 se recicla a la entrada de la zona de hidroprocesamiento 104.
Una zona de inactivación 140 incluye una entrada en comunicación de fluido con la salida de la zona de pirólisis por vapor 130 para recibir la corriente de producto mezclada 139, una entrada para admitir una disolución de inactivación 142, una salida para descargar una corriente de producto mezclada inactivada intermedia 144 y una salida para descargar la disolución de inactivación 146.
En general, una corriente de producto mezclada inactivada intermedia 144 se somete a separación en una sección de compresión y fraccionamiento. Tales secciones de compresión y fraccionamiento se conocen bien en la técnica.
En una realización preferida, la corriente de producto mezclada 144 se convierte en la corriente de producto intermedia 165 e hidrógeno 162, que se purifica en el presente proceso y se usa como corriente de hidrógeno de reciclado 102 en la zona de reacción de hidroprocesamiento 104. La corriente de producto intermedia 165, que puede comprender además hidrógeno, generalmente se fracciona en productos finales y residuos en la zona de separación 170, que pueden ser una o múltiples unidades de separación, tales como torres de fraccionamiento plurales, que incluyen torres desetanizadoras, despropanizadoras y desbutanizadoras, por ejemplo, como se conoce por un experto en la técnica.
En general, la zona de separación de producto 170 incluye una entrada en comunicación de fluido con la corriente de producto 165 y varias salidas de producto 173-178, incluyendo una salida 178 para descargar metano que opcionalmente puede combinarse con la corriente 163, una salida 177 para descargar etileno, una salida 176 para descargar propileno, una salida 175 para descargar butadieno, una salida 174 para descargar butilenos mixtos, y una salida 173 para descargar gasolina de pirólisis. Además, se proporciona una salida para descargar el fueloil de pirólisis 171. Opcionalmente, una o ambas de la fase de asfalto de fondo 129 del recipiente de separador de la zona de desasfaltado con disolvente 127 y la parte de fueloil 138 de la sección de separación de vapor-líquido 136 se combinan con el fueloil de pirólisis 171 y la corriente mezclada puede retirarse como una combinación de fueloil de pirólisis 172, por ejemplo, una combinación de fueloil de contenido de azufre bajo para procesarse adicionalmente en una refinería fuera del emplazamiento. Obsérvese que, aunque se muestran seis salidas de producto, pueden proporcionarse menos o más dependiendo, por ejemplo, de la disposición de unidades de separación empleadas y los requisitos de rendimiento y distribución.
En una realización de un proceso que emplea la disposición mostrada en la figura única, una corriente de DA/DMO libre de disolvente 126, y posiblemente una corriente 182, se mezcla con una cantidad eficaz de hidrógeno 2 y 15 (y, si es necesario, una fuente de hidrógeno de reposición) para formar una corriente combinada 103. La mezcla 103 se carga en la zona de reacción de hidroprocesamiento 104 a una temperatura en el intervalo de 300°C a 450°C. En determinadas realizaciones, la zona de reacción de hidroprocesamiento 104 incluye una o más operaciones de unidad como se describe en la publicación de patente estadounidense número 2011/0083996 y en las publicaciones de solicitud de patente PCT números WO2010/009077, WO2010/009082, WO2010/009089 y WO2009/073436. Por ejemplo, una zona de hidroprocesamiento puede incluir uno o más lechos que contienen una cantidad eficaz de catalizador de hidrodesmetalización, y uno o más lechos que contienen una cantidad eficaz de catalizador de hidroprocesamiento que tiene funciones de hidrodesaromatización, hidrodesnitrogenación, hidrodesulfuración e/o hidrocraqueo. En realizaciones adicionales, la zona de hidroprocesamiento104 incluye más de dos lechos de catalizador. En realizaciones adicionales, la zona de reacción de hidroprocesamiento 4 incluye una pluralidad de recipientes de reacción, cada uno que contiene uno o más lechos de catalizador, por ejemplo, de diferente función.
La zona de hidroprocesamiento 104 funciona bajo parámetros eficaces para hidrodesmetalizar, hidrodesaromatizar, hidrodesnitrogenar, hidrodesulfurar e/o hidrocraquear la materia prima de petróleo crudo. En determinadas realizaciones, el hidroprocesamiento se lleva a cabo usando las siguientes condiciones: temperatura de funcionamiento en el intervalo de 300°C a 450°C; presión de funcionamiento en el intervalo de 30 bares a 180 bares; y una velocidad espacial de líquido por hora en el intervalo de 0,1 h-1 a 10 h-1. En particular, usando petróleo crudo como materia prima en la zona de hidroprocesamiento 104 se demuestran ventajas, por ejemplo, en comparación con la misma operación de unidad de hidroprocesamiento empleada para residuos atmosféricos. Por ejemplo, a una temperatura de inicio o ejecución en el intervalo de 370°C a 375°C, la tasa de desactivación es de aproximadamente 1°C/mes. Por el contrario, si se procesara el residuo, la tasa de desactivación estaría más cerca de aproximadamente 3°C/mes a 4°C/mes. El tratamiento del residuo atmosférico emplea normalmente una presión de alrededor de 200 bares, mientras que el presente proceso en el que se trata el petróleo crudo puede funcionar a una presión tan baja como 100 bares. Adicionalmente, para lograr el alto nivel de saturación requerido para el aumento en el contenido de hidrógeno de la alimentación, este proceso puede hacerse funcionar a un alto rendimiento en comparación con el residuo atmosférico. La LHSV puede ser tan alta como 0,5 h-1 mientras que para el residuo atmosférico es normalmente 0,25 hr-1. Un hallazgo inesperado es que la tasa de desactivación cuando se procesa petróleo crudo va en la dirección inversa desde la que generalmente se observa. Desactivación a bajo rendimiento (0,25 h-1) es 4,2°C/mes y desactivación a mayor rendimiento (0,5 h-1) es 2,0°C/mes. Con cada alimentación que se considera en la industria, se observa lo contrario. Esto puede atribuirse al efecto de lavado del catalizador.
Los efluentes de reactor 105 de la zona de hidroprocesamiento 104 se enfrían en un intercambiador (no mostrado) y se envían a separadores que pueden comprender un separador en frío o caliente a alta presión 106. Las partes superiores de separador 107 se limpian en una unidad de amina 112 y la corriente de gas rico en hidrógeno resultante 113 se pasa a un compresor de reciclaje 114 para usarse como gas de reciclaje 115 en la zona de reacción de hidroprocesamiento 104. Los fondos de separador 108 del separador a alta presión 106, que están en una fase sustancialmente líquida, se enfrían y luego se introducen en un separador en frío a baja presión 109. Gases restantes, corriente 111, incluyendo hidrógeno, H2S, NH3 y cualquier hidrocarburo ligero, que puede incluir hidrocarburos C1-C4, convencionalmente puede purgarse del separador en frío a baja presión y enviarlo para su posterior procesamiento, tal como el procesamiento de quemado en antorcha o el procesamiento de gas combustible. En determinadas realizaciones de este proceso, se recupera hidrógeno, y opcionalmente también C1-C4, combinando la corriente 111 (como se indica mediante líneas discontinuas) con el gas de craqueo, corriente 144, a partir de los productos de craqueador a vapor.
El efluente hidroprocesado 110 contiene un contenido reducido de contaminantes (es decir, metales, azufre y nitrógeno), una parafinicidad aumentada, BMCI reducido, y un aumento de la gravedad del American Petroleum Institute (API).
El efluente hidrotratado 110 se mezcla con disolvente de una o más fuentes 116, 117 y 128. La mezcla resultante 118 se transfiere luego al sedimentador primario 119. Al mezclar y sedimentar, se forman dos fases en el sedimentador primario 119: una fase de DA/DMO primaria 120 y una fase de asfalto primaria 121. La temperatura del sedimentador primario 19 es suficientemente baja para recuperar todo el DA/DMO de la materia prima. Por ejemplo, para un sistema que usa n-butano, un intervalo de temperatura adecuado es de aproximadamente 60°C a 150°C y un intervalo de presión adecuado es tal que es más alto que la presión de vapor de n-butano a la temperatura de funcionamiento por ejemplo de aproximadamente 15 a 25 bares para mantener el disolvente en fase líquida. En un sistema que usa n-pentano, un intervalo de temperatura adecuado es de aproximadamente 60°C a aproximadamente 180°C y nuevamente un intervalo de presión adecuado es tal que es más alto que la presión de vapor de n-pentano a la temperatura de funcionamiento por ejemplo de aproximadamente 10 a 25 bares para mantener el disolvente en fase líquida. La temperatura en el segundo sedimentador suele ser mayor que la del primer sedimentador.
La fase de DA/DMO primaria 120 que incluye una mayoría de disolvente y DA/DMO con una cantidad menor de asfalto se descarga a través de la salida ubicada en la parte superior del sedimentador primario 119 y las tuberías colectoras (no mostradas). La fase de asfalto primaria 121, que contiene el 20-50 % en volumen de disolvente, se descarga a través de varias salidas de tubería ubicadas en el fondo del sedimentador primario 19.
La fase de DA/DMO primaria 120 entra en los dos distribuidores de tipo T en ambos extremos del sedimentador secundario 122 que sirve como la etapa final para la extracción. Una fase de asfalto secundaria 123 que contiene una pequeña cantidad de disolvente y DA/DMO se descarga desde el sedimentador secundario 122 y se recicla de vuelta al sedimentador primario 119 para recuperar DA/DMO. Se obtiene una fase de DA/DMO secundaria 124 y se pasa a la zona de separación de DA/DMO 125 para obtener una corriente de disolvente 117 y una corriente de dA/DMO libre de disolvente 26. Más del 90 % en peso del disolvente cargado a los sedimentadores entra en la zona de separación de DA/DMO 125, que está dimensionada para permitir una separación de evaporación rápida y eficiente del disolvente del DA/DMO. La fase de asfalto primaria 121 se transporta al recipiente de separador 127 para la separación de evaporación rápida de una corriente de disolvente 128 y una fase de asfalto de fondo 129. Las corrientes de disolvente 117 y 128 pueden usarse como disolvente para el sedimentador primario 119, por lo tanto, se minimiza el requisito de disolvente nuevo 116.
Los disolventes usados en la zona de desasfaltado con disolvente incluyen hidrocarburos líquidos puros tales como propano, butanos y pentanos, así como sus mezclas. La selección de disolventes depende del requisito de DAO, así como la calidad y cantidad de los productos finales. Las condiciones de funcionamiento para la zona de desasfaltado con disolvente incluyen una temperatura en o por debajo del punto crítico del disolvente; una relación de disolvente con respecto a petróleo en el intervalo de 2:1 a 50:1 (vol.: vol.); y una presión en un intervalo eficaz para mantener la mezcla de disolvente/alimentación en los sedimentadores está en estado líquido.
La corriente de DA/DMO esencialmente libre de disolvente 126 se extrae opcionalmente con vapor (no mostrado) para retirar el disolvente. En determinadas realizaciones, la corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada 126 es la alimentación 148 a la zona de pirólisis por vapor 130. En realizaciones adicionales, la corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada 126 se envía a la zona de separación 147 en la que la parte de vapor descargada es la alimentación 148 a la zona de pirólisis por vapor 130. La parte de vapor puede tener, por ejemplo, un punto de ebullición inicial correspondiente al de la corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada 126 y un punto de ebullición final en el intervalo de aproximadamente 370°C a aproximadamente 600°C. La zona de separación 147 puede incluir una operación adecuada de unidad de separación de vapor-líquido tal como un recipiente de evaporación rápida, un dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos o una combinación que incluye al menos uno de estos tipos de dispositivos.
La alimentación 148 se transporta a la sección de convección 132 en presencia de una cantidad predeterminada de vapor, por ejemplo, se admite a través de una entrada de vapor (no mostrada). En la sección de convección 132, la mezcla se calienta a una temperatura predeterminada, por ejemplo, usando una o más corrientes de calor residual u otra disposición de calentamiento adecuada. La mezcla calentada de la corriente de alimentación de pirólisis y vapor adicional se pasa a la sección de pirólisis 134 para producir una corriente de producto mezclada 139. En determinadas realizaciones, la mezcla calentada de la sección 132 se pasa a través de una sección de separación de vapor-líquido 136 en la que una parte 138 se rechaza como un componente de fueloil de contenido de azufre bajo adecuado para combinarse con el fueloil de pirólisis 171.
La zona de pirólisis por vapor 130 funciona bajo parámetros eficaces para craquear la corriente de DA/DMO en los productos deseados que incluyen etileno, propileno, butadieno, butenos mixtos y gasolina de pirólisis. En determinadas realizaciones, el craqueo a vapor se lleva a cabo usando las siguientes condiciones: una temperatura en el intervalo de 400°C a 900°C en la sección de convección y en la sección de pirólisis; una relación de vapor a hidrocarburo en la zona de convección en el intervalo de 0,3:1 a 2:1 (peso:peso); y un tiempo de residencia en la sección de pirólisis en el intervalo de 0,05 segundos a 2 segundos.
La corriente de producto mezclada 139 se pasa a la entrada de la zona de inactivación 140 con una disolución de inactivación 142 (por ejemplo, agua y/o fueloil de pirólisis) introducidos a través de una entrada independiente para producir una corriente de producto mezclada inactivada 144 que tiene una temperatura reducida, por ejemplo, de aproximadamente 300°C, y la disolución de inactivación gastada 146 se recicla y/o se purga.
El efluente de mezcla de gases 139 del craqueador es normalmente una mezcla de hidrógeno, metano, hidrocarburos, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Después de enfriar con agua y/o petróleo inactivado, la mezcla 144 se somete a compresión y separación. En un ejemplo no limitante, la corriente 144 se comprime en un compresor de múltiples etapas que normalmente comprende 4-6 etapas, en el que dicho compresor de múltiples etapas puede comprender la zona de compresor 151, para producir una mezcla de gases comprimida 152. La mezcla de gases comprimida 152 puede tratarse en una unidad de tratamiento cáustico 153 para producir una mezcla de gases 154 agotada en sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. La mezcla de gases 154 puede comprimirse adicionalmente en una zona de compresor 155. El gas craqueado resultante 156 puede someterse a un tratamiento criogénico en la unidad 157 para deshidratarse, y puede secarse adicionalmente mediante el uso de tamices moleculares.
La corriente de gas craqueado fría 158 de la unidad 157 puede pasarse a una torre desmetanizadora 159, a partir de la cual se produce una corriente superior 160 que contiene hidrógeno y metano de la corriente de gas craqueado. La corriente de fondos 165 de la torre desmetanizadora 159 se envía luego para su posterior procesamiento en la zona de separación de productos 170, que comprende torres de fraccionamiento que incluyen torres desetanizadoras, despropanizadoras y de desbutanizadoras. También pueden emplearse configuraciones de proceso con una secuencia diferente de desmetanizador, desetanizador, despropanizador y desbutanizador.
Según los procesos de la presente memoria, después de la separación del metano en la torre desmetanizadora 159 y la recuperación de hidrógeno en la unidad 161, se obtiene hidrógeno 162 que tiene una pureza de normalmente el 80­ 95 % en volumen. Métodos de recuperación en la unidad 161 incluyen la recuperación criogénica (por ejemplo, a una temperatura de aproximadamente -157°C). La corriente de hidrógeno 162 se pasa luego a una unidad de purificación de hidrógeno 164, tal como una unidad de adsorción por oscilación de presión (PSA) para obtener una corriente de hidrógeno 102 que tiene una pureza del 99,9%+, o unas unidades de separación de membrana para obtener una corriente de hidrógeno 102 con una pureza de aproximadamente el 95 %. La corriente de hidrógeno purificado 102 se recicla para servir como una parte principal del hidrógeno requerido para la zona de hidroprocesamiento. Además, puede utilizarse una proporción menor para las reacciones de hidrogenación de acetileno, metilacetileno y propadienos (no mostrados). Además, según los procesos en el presente documento, la corriente de metano 163 puede reciclarse opcionalmente al craqueador a vapor para usarse como combustible para quemadores y/o calentadores.
La corriente de fondos 165 de la torre desmetanizadora 159 se transporta a la entrada de la zona de separación de productos 170 para separarse en metano, etileno, propileno, butadieno, butilenos mixtos y gasolina de pirólisis a través de las salidas 178, 177, 176, 175, 174 y 173, respectivamente. La gasolina de pirólisis generalmente incluye hidrocarburos C5-C9, y benceno, tolueno y xilenos pueden separarse de este producto. Opcionalmente, una o ambas de la fase de asfalto de fondo 129 y la fracción de líquido pesada no vaporizada 38 de la sección de separación de vapor-líquido 136 se combinan con el fueloil de pirólisis 171 (por ejemplo, materiales que ebullen a una temperatura superior al punto de ebullición del compuesto C10 de punto de ebullición más bajo, conocido como corriente “C10+”) de la zona de separación 170, y la corriente mezclada se retira como una combinación de fueloil de pirólisis 172, por ejemplo, para procesarse adicionalmente en una refinería fuera del emplazamiento (no mostrada). En determinadas realizaciones, la fase de asfalto de fondo 129 puede enviarse a un extractor de asfalto (no mostrado) donde se extrae cualquier disolvente restante, por ejemplo, por vapor.
En un proceso de la presente divulgación mostrado en la figura 3, la primera zona de desasfaltado con disolvente permite retirar determinados asfaltenos, metales y residuos de carbono de los componentes pesados con un rendimiento relativamente alto del primer petróleo desasfaltado y desmetalizado, pero a expensas de un determinado nivel de contaminación. El efluente hidroprocesado producido posteriormente se procesa luego en la segunda zona de desasfaltado con disolvente para retirar los asfaltenos restantes, metales y residuos de carbono para que no se sometan a craqueo térmico. En una realización, el disolvente usado en la primera zona de desasfaltado con disolvente es diferente del disolvente usado en la segunda zona de desasfaltado con disolvente. Preferiblemente, el disolvente usado en la primera zona de desasfaltado con disolvente es pentano y el disolvente usado en la segunda zona de desasfaltado con disolvente es propano o butano. Este proceso integrado comprende además separar la corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada en una zona de separación para recuperar una parte de vapor que se envía a una zona de pirólisis por vapor, y una parte de líquido, en el que la parte de líquido se descarga y se combina con fueloil de pirólisis de la zona de separación del producto como se menciona en la etapa (e3). Según una realización preferida de este método, la etapa de craqueo térmico comprende calentar efluente hidroprocesado en una sección de convección de una zona de pirólisis por vapor, separar el efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido, pasar la fracción de vapor a una sección de pirólisis de una zona de pirólisis por vapor, y descargar la fracción de líquido. Además, también se prefiere que la primera zona de desasfaltado con disolvente y la segunda zona de desasfaltado con disolvente se combinen en una sola unidad de desasfaltado con disolvente. Se prefiere cuando la fracción de líquido descargada se combina con fueloil de pirólisis recuperado en la etapa (g3). La separación del efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido se lleva a cabo preferiblemente con un dispositivo de separación de vapor-líquido basado en separación física y mecánica. Un dispositivo de separación de vapor-líquido de este tipo incluye preferiblemente un elemento prerrotacional que tiene una parte de entrada y una parte de transición, teniendo la parte de entrada una entrada para recibir la mezcla de fluido que fluye y un conducto curvilíneo, una sección ciclónica controlada que tiene una entrada contigua al elemento prerrotacional a través de la convergencia del conducto curvilíneo y la sección ciclónica, una sección ascendente en un extremo superior del elemento ciclónico a través de la cual pasan los vapores; y una sección de colector/sedimentación de líquido a través de la cual pasa el líquido. La etapa (d3) del proceso integrado según este proceso comprende además preferiblemente comprimir la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con varias etapas de compresión; someter la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida a tratamiento cáustico para producir una corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; comprimir la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; deshidratar la corriente de producto mezclada comprimida craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; recuperar hidrógeno de la corriente de producto mezclada comprimida craqueada térmicamente deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; y obtener olefinas y compuestos aromáticos como en la etapa (e3) y fueloil de pirólisis como en la etapa (f3) a partir del resto de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; y la etapa (e3) comprende preferiblemente purificar hidrógeno recuperado a partir de la corriente de producto mezclada deshidratada comprimida craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono para reciclar a la zona de hidroprocesamiento. Una realización preferida de este proceso integrado incluye una etapa de recuperación de hidrógeno a partir de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono comprende además recuperar por separado metano para su uso como combustible para quemadores y/o calentadores en la etapa de craqueo térmico.
El proceso se describirá con más detalle a continuación y con referencia a la figura 3. Un diagrama de flujo que incluye un proceso y sistema integrado de desasfaltado con disolvente, hidroprocesamiento y pirólisis por vapor que incluyen derivación residual se muestran en la figura 3. El sistema integrado generalmente incluye una zona de desasfaltado con disolvente, una zona de hidroprocesamiento catalítico selectivo, una zona de pirólisis por vapor y una zona de separación del producto. La zona de desasfaltado con disolvente incluye un sedimentador primario 219, un sedimentador secundario 222, una zona de separación de petróleo desasfaltado/desmetalizado (DA/DMO) 225, y una zona de separación 227. El sedimentador primario 219 incluye una entrada para recibir una corriente combinada 218 que incluye una corriente de alimentación 201 y un disolvente, que puede ser disolvente nuevo 216, disolvente de reciclaje 217, disolvente de reciclaje 228, o una combinación de estas fuentes de disolvente. El sedimentador primario 219 también incluye una salida para descargar una fase de DA/DMO primaria 220 y varias salidas de tubería para descargar una fase de asfalto primaria 221. El sedimentador secundario 222 incluye dos distribuidores de tipo T ubicados en ambos extremos para recibir la fase de DA/DMO primaria 220, una salida para descargar una fase de DA/DMO secundaria 224, y una salida para descargar una fase de asfalto secundaria 223. La zona de separación de DA/DMO 225 incluye una entrada para recibir la fase de DA/DMO secundaria 224, una salida para descargar una corriente de disolvente 217 y una salida para descargar una corriente de DA/DMO libre de disolvente 226, que sirve como alimentación para la zona de hidroprocesamiento selectivo. La corriente 226 puede separarse adicionalmente en el separador 288 para dar una corriente 286 y una corriente 287, en donde la corriente 287 sirve como alimentación para la zona de hidroprocesamiento selectivo. La corriente 286 puede separarse adicionalmente en un separador 280 para dar una corriente 282 y una corriente 281, en donde la corriente 282 sirve como alimentación para la zona de pirólisis por vapor 230, especialmente la sección de convección 232. En una alternativa preferida, la corriente 226 se separa en el separador 288 para dar una corriente 281 y una corriente 286, en donde dicha corriente 286 sirve como alimentación para el separador 280 para dar una corriente 282 y una corriente 287, en donde la corriente 282 sirve como alimentación para la zona de pirólisis por vapor 230, especialmente la sección de convección 32 y la corriente 87 sirve como alimentación para la zona de hidroprocesamiento selectivo. El recipiente de separador 227 incluye una entrada para recibir la fase de asfalto primaria 221, una salida para descargar una corriente de disolvente 228, y una salida para descargar una fase de asfalto de fondo 229, que puede combinarse con el fueloil de pirólisis 271 de la zona de separación del producto 270 y con la corriente 81 del separador 280.
La zona de hidroprocesamiento selectivo incluye una zona de reactor 204 que incluye una entrada para recibir una mezcla de la corriente de DA/DMO libre de disolvente 226 e hidrógeno 202 reciclado a partir de la corriente de producto de pirólisis por vapor, e hidrógeno de reposición si es necesario (no mostrado). La zona de reactor 204 incluye además una salida para descargar un efluente hidroprocesado 205.
Los efluentes de reactor 205 del/de los reactor(es) de hidroprocesamiento se enfrían en un intercambiador de calor (no mostrado) y se envían a un separador a alta presión 206. Las partes superiores de separador 207 se limpian en una unidad de amina 212 y una corriente de gas rica en hidrógeno resultante 213 se pasa a un compresor de reciclaje 214 para usarse como gas de reciclaje 215 en el reactor de hidroprocesamiento. Una corriente de fondos 208 del separador a alta presión 206, que está en una fase sustancialmente líquida, se enfría y se introduce en un separador en frío a baja presión 209 en el que se separa para dar una corriente de gas y una corriente de líquido 210. Los gases del separador en frío a baja presión incluyen hidrógeno, H2S, NH3 y cualquier hidrocarburo ligero tal como hidrocarburos C1-C4. Normalmente, estos gases se envían para un procesamiento adicional, tal como el procesamiento de quemado en antorcha o el procesamiento de gas combustible. Según determinadas realizaciones en el presente documento, el hidrógeno se recupera combinando la corriente de gas de corriente 211, que incluye hidrógeno, H2S, NH3 y cualquier hidrocarburo ligero tal como hidrocarburos C1-C4, con productos de craqueador a vapor 244. La corriente de líquido 210 puede servir directamente como alimentación a la zona de pirólisis por vapor 230.
En una realización preferida, la corriente de líquido 210 se separa en la unidad de separación 283 para dar una corriente 285 y una corriente 284, en donde la corriente 85 se envía a la zona de pirólisis por vapor 230 y la corriente 284 se usa como alimentación adicional a la entrada de la zona de desasfaltado con disolvente, como se comentó anteriormente. Esto significa que la corriente de líquido 210, corriente 210 la cual ya se ha procesado en una zona de desasfaltado con disolvente y en una zona de hidroprocesamiento selectivo, se tratará de nuevo en una zona de desasfaltado con disolvente. El diagrama de flujo según la figura 3 muestra solo una zona de desasfaltado con disolvente, pero en la práctica también pueden hacerse funcionar dos zonas de desasfaltado con disolvente diferentes.
La zona de pirólisis por vapor 230 generalmente comprende una sección de convección 232 y una sección de pirólisis 234 que pueden funcionar basándose en operaciones de unidad de pirólisis por vapor conocidas en la técnica, es decir, cargar la alimentación de craqueo térmico a la sección de convección en presencia de vapor. Además, en determinadas realizaciones opcionales como se describe en el presente documento (como se indica con líneas discontinuas en la figura 3), se incluye una sección de separación de vapor-líquido 236 entre las secciones 232 y 234. La sección de separación de vapor-líquido 236, a través de la cual pasa la alimentación de craqueo a vapor calentada desde la sección de convección 232, puede ser un dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos.
Una zona de inactivación 240 incluye una entrada en comunicación de fluido con la salida de la zona de pirólisis por vapor 230, una entrada para admitir una disolución de inactivación 242, una salida para descargar la corriente de producto mezclada inactivada 244 y una salida para descargar la disolución de inactivación 246.
En general, una corriente de producto mezclada inactivada intermedia 244 se somete a separación en una sección de compresión y fraccionamiento. Tales secciones de compresión y fraccionamiento son bien conocidas en la técnica.
En una realización, la corriente de producto mezclada 244 se convierte en la corriente de producto intermedia 265 e hidrógeno 262, que se purifica en el presente proceso y se usa como corriente de hidrógeno de reciclaje 202 en la zona de reacción de hidroprocesamiento 24. La corriente de producto intermedia 265, que puede comprender además hidrógeno, generalmente se fracciona en productos finales y residuos en la zona de separación 270, que puede incluir una o múltiples unidades de separación, por ejemplo, como se conoce por un experto en la técnica.
En general, la zona de separación de producto 270 incluye una entrada en comunicación de fluido con la corriente de producto 265 y varias salidas de producto 273-278, que incluyen una salida 278 para descargar metano que opcionalmente puede combinarse con la corriente 263, una salida 277 para descargar etileno, una salida 76 para descargar propileno, una salida 275 para descargar butadieno, una salida 274 para descargar butilenos mixtos, y una salida 273 para descargar gasolina de pirólisis. Además, se proporciona una salida para descargar el fueloil de pirólisis 271. Opcionalmente, una o ambas de la fase de asfalto de fondo 229 del recipiente de separador 227 y la parte rechazada 238 de la sección de separación de vapor y líquido 236 se combinan con el fueloil de pirólisis 271 y la corriente mezclada puede retirarse como una combinación de fueloil de pirólisis 272, por ejemplo, una combinación de fueloil de contenido de azufre bajo para procesarse adicionalmente en una refinería fuera del emplazamiento. Obsérvese que, aunque se muestran seis salidas de producto, pueden proporcionarse menos o más dependiendo, por ejemplo, de la disposición de unidades de separación empleadas y los requisitos de rendimiento y distribución.
En una realización de un proceso que emplea la disposición mostrada en la figura 3, una materia prima de petróleo crudo 201 se mezcla con disolvente de una o más fuentes 216, 217, 284 y 228. La mezcla resultante 218 se transfiere luego al sedimentador primario 219. Al mezclar y sedimentar, se forman dos fases en el sedimentador primario 219: una fase de DA/DMO primaria 220 y una fase de asfalto primaria 221. La temperatura del sedimentador primario 19 es suficientemente baja para recuperar todo el DA/DMO de la materia prima. Por ejemplo, para un sistema que usa nbutano, un intervalo de temperatura adecuado es de aproximadamente 60°C a 150°C y un intervalo de presión adecuado es tal que es más alto que la presión de vapor de n-butano a la temperatura de funcionamiento por ejemplo de aproximadamente 15 a 25 bares para mantener el disolvente en fase líquida. En un sistema que usa n-pentano, un intervalo de temperatura adecuado es de aproximadamente 60°C a aproximadamente 180°C y nuevamente un intervalo de presión adecuado es tal que es más alto que la presión de vapor de n-pentano a la temperatura de funcionamiento por ejemplo de aproximadamente 10 a 25 bares para mantener el disolvente en fase líquida. La temperatura en el segundo sedimentador suele ser mayor que la del primer sedimentador.
La fase de DA/DMO primaria 220 que incluye la mayoría de disolvente y DA/DMO con una cantidad menor de asfalto se descarga a través de la salida ubicada en la parte superior del sedimentador primario 219 y las tuberías colectoras (no mostradas). La fase de asfalto primaria 221, que contiene un 40-50 % en volumen de disolvente, se descarga a través de varias salidas de tubería ubicadas en el fondo del sedimentador primario 219.
La fase de DA/DMO primaria 220 entra en los dos distribuidores de tipo T en ambos extremos del sedimentador secundario 222 que sirve como la etapa final para la extracción. Una fase de asfalto secundaria 223 que contiene una pequeña cantidad de disolvente y DA/DMO se descarga desde el sedimentador secundario 222 y se recicla de vuelta al sedimentador primario 219 para recuperar DA/DMO. Se obtiene una fase de DA/DMO secundaria 224 y se pasa a la zona de separación de DA/DMO 225 para obtener una corriente de disolvente 217 y una corriente de dA/DMO libre de disolvente 226. Más del 90 % en peso del disolvente cargado a los sedimentadores entra en la zona de separación de DA/DMO 225, que está dimensionada para permitir una separación de evaporación rápida y eficiente del disolvente a partir del DA/DMO. La fase de asfalto primaria 221 se transporta al recipiente de separador 227 para la separación de evaporación rápida de una corriente de disolvente 228 y una fase de asfalto de fondo 229. Las corrientes de disolvente 217 y 228 pueden usarse como disolvente para el sedimentador primario 219, por lo tanto, minimizando el requisito de disolvente nuevo 216. Los disolventes usados en la zona de desasfaltado de disolvente incluyen hidrocarburos líquidos puros tales como propano, butanos y pentanos, así como sus mezclas. La selección de disolventes depende del requisito de DAO, así como la calidad y cantidad de los productos finales. Las condiciones de funcionamiento para la zona de desasfaltado con disolvente incluyen una temperatura en o por debajo del punto crítico del disolvente; una relación de disolvente con respecto a petróleo en el intervalo de desde 2: 1 hasta 50: 1; y una presión en un intervalo eficaz para mantener la mezcla de disolvente/alimentación en los sedimentadores en estado líquido.
La corriente de DA/DMO esencialmente libre de disolvente 226 se extrae opcionalmente con vapor (no se muestra) para retirar cualquier disolvente restante, y se mezcla con una cantidad eficaz de hidrógeno y corriente 215 (y, si es necesario, una fuente de hidrógeno de reposición) para formar una corriente combinada 203. La mezcla 203 se carga en la zona de reacción de hidroprocesamiento 204 a una temperatura en el intervalo de desde 300°C hasta 450°C. En determinadas realizaciones, la zona de reacción de hidroprocesamiento 204 incluye una o más operaciones de unidad como se describe en la publicación de patente estadounidense número 2011/0083996 y en las publicaciones de solicitud de patente PCT números WO2010/009077, WO2010/009082, WO2010/009089 y WO2009/073436. Por ejemplo, una zona de hidroprocesamiento puede incluir uno o más lechos que contienen una cantidad eficaz de catalizador de hidrodesmetalización, y uno o más lechos que contienen una cantidad eficaz de catalizador de hidroprocesamiento que tiene funciones de hidrodesaromatización, hidrodesnitrogenación, hidrodesulfuración e/o hidrocraqueo. En realizaciones adicionales, la zona de reacción de hidroprocesamiento 204 incluye más de dos lechos de catalizador. En realizaciones adicionales, la zona de reacción de hidroprocesamiento 204 incluye una pluralidad de recipientes de reacción, cada uno que contiene uno o más lechos de catalizador, por ejemplo, de diferente función.
En otra realización, la corriente 226 se separa adicionalmente para dar una corriente 286 y una corriente 287, en donde la corriente 287 se mezcla con una cantidad eficaz de hidrógeno y 215 (y, si es necesario, una fuente de hidrógeno de reposición) para formar una corriente combinada 203.
La corriente 286 puede separarse adicionalmente en la unidad 280 para dar una corriente 281 y una corriente 282, en donde la corriente 282 se envía a la zona de pirólisis por vapor 230. La alimentación a la zona de pirólisis por vapor 230 puede ser, por lo tanto, una combinación de la corriente 285 y la corriente 282.
La zona de hidroprocesamiento 204 funciona bajo parámetros eficaces para hidrodesmetalizar, hidrodesaromatizar, hidrodesnitrogenar, hidrodesulfurar e/o hidrocraquear la materia prima de petróleo crudo. En determinadas realizaciones, el hidroprocesamiento se lleva a cabo usando las siguientes condiciones: temperatura de funcionamiento en el intervalo de desde 300°C hasta 450°C; presión de funcionamiento en el intervalo de desde 30 bares hasta 180 bares; y una velocidad espacial de líquido por hora en el intervalo de desde 0,1 hr-1 hasta 10 hr-1. En particular, se demuestran las ventajas del uso de petróleo crudo como materia prima en la zona de hidroprocesamiento 204, por ejemplo, en comparación con la misma operación de unidad de hidroprocesamiento empleada para residuos atmosféricos. Por ejemplo, a una temperatura de inicio o ejecución en el intervalo de desde 370°C hasta 375°C, la tasa de desactivación es de aproximadamente 1°C/mes. Por el contrario, si se procesara el residuo, la tasa de desactivación estaría más cerca de aproximadamente 3°C/mes a 4°C/mes. El tratamiento del residuo atmosférico emplea normalmente una presión de alrededor de 200 bares, mientras que el presente proceso en el que se trata el petróleo crudo puede funcionar a una presión tan baja como 100 bares. Además, para lograr el alto nivel de saturación requerido para el aumento en el contenido de hidrógeno de la alimentación, este proceso puede hacerse funcionar a un alto rendimiento en comparación con el residuo atmosférico. La LHSV puede ser tan alta como 0,5 mientras que para el residuo atmosférico es normalmente 0,25. Un hallazgo inesperado es que la tasa de desactivación cuando se procesa petróleo crudo va en el sentido inverso desde la que generalmente se observa. La desactivación a bajo rendimiento (0,25 h-1) es 4,2°C/mes y la desactivación a mayor rendimiento (0,5 h-1) es 2,0°C/mes. Con cada alimentación que se considera en la industria, se observa lo contrario. Esto puede atribuirse al efecto de lavado del catalizador.
Los efluentes de reactor 205 de la zona de hidroprocesamiento 204 se enfrían en un intercambiador (no mostrado) y se envían a un separador en frío o caliente a alta presión 206. Las partes superiores de separador 207 se limpian en una unidad de amina 212 y la corriente de gas rica en hidrógeno 213 resultante se pasa a un compresor de reciclaje 214 para usarse como gas de reciclaje 215 en la zona de reacción de hidroprocesamiento 204. Los fondos de separador 208 del separador a alta presión 6, que están en una fase sustancialmente líquida, se enfrían y luego se introducen en un separador en frío a baja presión 209. Gases restantes, la corriente 211, que incluyen hidrógeno, H2S, NH3 y cualquier hidrocarburo ligero, que pueden incluir hidrocarburos C1-C4, convencionalmente pueden purgarse del separador en frío a baja presión y enviarse para procesamiento adicional, tal como el procesamiento de quemado en antorcha o el procesamiento de gas combustible. En determinadas realizaciones del presente proceso, el hidrógeno se recupera combinando la corriente 211 (como se indica mediante líneas discontinuas) con el gas de craqueo, la corriente 244, a partir de los productos de craqueador a vapor. Los fondos 210 del separador a baja presión 209 se envían opcionalmente a la zona de separación 220 o se pasan directamente a la zona de pirólisis por vapor 230.
El efluente hidroprocesado 210 contiene un contenido reducido de contaminantes (es decir, metales, azufre y nitrógeno), una mayor parafinicidad, un BMCI reducido, y un aumento de la gravedad del American Petroleum Institute (API).
El efluente hidrotratado 210 puede pasarse directamente a la sección de convección 232 y se introduce una cantidad eficaz de vapor, por ejemplo, se admite a través de una entrada de vapor (no mostrada). En otra realización, el efluente hidrotratado 210 se separa en el separador 283 para dar una corriente 285 y una corriente 284, en el que la corriente 285 se pasa a la sección de convección 232 en presencia de una cantidad eficaz de vapor, por ejemplo, se admite a través de una entrada de vapor (no mostrada). Además, la alimentación a la sección de convección 232 también puede comprender una corriente 282 desde el separador 280.
Como se muestra en la figura 3, la corriente 282 sirve también como alimentación para la sección de convección 232.
En la sección de convección 232, la mezcla se calienta a una temperatura predeterminada, por ejemplo, usando una o más corrientes de calor residual u otra disposición de calentamiento adecuada. La mezcla calentada de la corriente de alimentación de pirólisis y vapor adicional se pasa a la sección de pirólisis 234 para producir una corriente de producto mezclada 239. En determinadas realizaciones, la mezcla calentada de la sección 232 se pasa a través de una sección de separación de vapor-líquido 236 en la que una parte 238 se rechaza como un componente de fueloil de contenido de azufre bajo adecuado para combinarse con el fueloil de pirólisis 271.
La zona de pirólisis por vapor 230 funciona bajo parámetros eficaces para craquear el efluente hidrotratado 210 para dar productos deseados que incluyen etileno, propileno, butadieno, butenos mixtos y gasolina de pirólisis. En determinadas realizaciones, el craqueo a vapor se lleva a cabo usando las siguientes condiciones: una temperatura en el intervalo de desde 400 °C hasta 900 °C en la sección de convección y en la sección de pirólisis; una relación de vapor con respecto a hidrocarburo en la sección de convección en el intervalo de desde 0,3: 1 hasta 2: 1; y un tiempo de residencia en la sección de pirólisis en el intervalo de desde 0,05 segundos hasta 2 segundos.
La corriente de producto mezclada 239 se pasa a la entrada de la zona de inactivación 240 con una disolución de inactivación 242 (por ejemplo, agua y/o fueloil de pirólisis) introducida a través de una entrada separada para producir una corriente de producto mezclada inactivada 244 que tiene una temperatura reducida, por ejemplo, de aproximadamente 300 °C, y la disolución de inactivación gastada 246 se recicla y/o se purga.
El efluente de mezcla de gases 239 del craqueador es normalmente una mezcla de hidrógeno, metano, hidrocarburos, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Después de enfriar con agua y/o petróleo inactivado, la mezcla 244 se somete a compresión y separación. En un ejemplo no limitante, la corriente 244 se comprime en una zona de compresor de múltiples etapas 251, para producir una mezcla de gases comprimida 252. La mezcla de gases comprimida 252 puede tratarse en una unidad de tratamiento cáustico 253 para producir una mezcla de gases 254 agotada en sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. La mezcla de gases 254 puede comprimirse adicionalmente en una zona de compresor 255. El gas craqueado resultante 256 puede someterse a un tratamiento criogénico en la unidad 257 para deshidratarse, y puede secarse adicionalmente mediante el uso de tamices moleculares.
La corriente de gas craqueado fría 258 de la unidad 257 puede pasarse a una torre desmetanizadora 259, a partir de la cual se produce una corriente superior 260 que contiene hidrógeno y metano de la corriente de gas craqueado. La corriente de fondos 265 desde la torre desmetanizadora 59 se envía luego para su procesamiento adicional en la zona de separación de producto 270, que comprende torres de fraccionamiento que incluyen torres desetanizadoras, despropanizadoras y desbutanizadoras. También pueden emplearse configuraciones de proceso con una secuencia diferente de desmetanizador, desetanizador, despropanizador y desbutanizador.
Según los procesos del presente documento, después de la separación del metano en la torre desmetanizadora 259 y la recuperación de hidrógeno en la unidad 261, se obtiene hidrógeno 262 que tiene una pureza de normalmente un 80-95% en volumen. Métodos de recuperación en la unidad 261 incluyen la recuperación criogénica (por ejemplo, a una temperatura de aproximadamente -157 °C). La corriente de hidrógeno 262 se pasa luego a una unidad de purificación de hidrógeno 264, tal como una unidad de adsorción por oscilación de presión (PSA) para obtener una corriente de hidrógeno 202 que tiene una pureza de un 99,9 %+, o unidades de separación de membrana para obtener una corriente de hidrógeno 202 con una pureza de aproximadamente un 95 %. La corriente de hidrógeno purificado 202 se recicla entonces de nuevo para servir como parte principal del hidrógeno requerido para la zona de hidroprocesamiento. Además, puede utilizarse una proporción menor para las reacciones de hidrogenación de acetileno, metilacetileno y propadienos (no mostrados). Además, según los procesos en el presente documento, la corriente de metano 263 puede reciclarse opcionalmente al craqueador a vapor para usarse como combustible para quemadores y/o calentadores.
La corriente de fondos 265 desde la torre desmetanizadora 259 se transporta a la entrada de la zona de separación de producto 270 para separarse para dar metano, etileno, propileno, butadieno, butilenos mixtos y gasolina de pirólisis a través de las salidas 278, 277, 276, 275, 274 y 273, respectivamente. La gasolina de pirólisis generalmente incluye hidrocarburos C5-C9, y benceno, pueden separarse el tolueno y los xilenos de este producto. Opcionalmente, una o ambas de la fase de asfalto de fondo 229 y la fracción de líquido pesada no vaporizada 238 de la sección de separación de vapor-líquido 236 se combinan con el fueloil de pirólisis 271 (por ejemplo, materiales que ebullen a una temperatura superior al punto de ebullición del compuesto C10 de punto de ebullición más bajo, conocida como corriente “C10+”) de la zona de separación 270, y la corriente mezclada se retira como una combinación de fueloil de pirólisis 272, por ejemplo, para procesarse además en una refinería fuera del emplazamiento (no mostrada). En determinadas realizaciones, la fase de asfalto de fondo 229 puede enviarse a un extractor de asfalto (no mostrado) donde se extrae cualquier disolvente restante, por ejemplo, por vapor.
Los presentes inventores también han encontrado que es beneficioso aplicar hidrotratamiento y desasfaltado con disolvente solo a esa parte del petróleo crudo que se beneficia de ellos mismos. Esto significa que se descargan las fracciones de petróleo crudo no mejoradas. Un proceso comprende separar la corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada en una zona de separación para recuperar una parte de vapor que se envía a una zona de pirólisis por vapor, y una parte de líquido, en el que la parte de líquido se descarga y se combina con fueloil de pirólisis de la zona de separación de producto. Por lo tanto, la etapa de craqueo térmico comprende calentar el efluente hidroprocesado en una sección de convección de una zona de pirólisis por vapor, separar el efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido, pasar la fracción de vapor a una sección de pirólisis de una zona de pirólisis por vapor, y descargar la fracción de líquido. Se prefiere cuando la fracción de líquido descargada se combina con fueloil de pirólisis recuperado en la etapa (g4). La separación del efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido se lleva a cabo preferiblemente con un dispositivo de separación de vapor-líquido basado en separación física y mecánica. Tal dispositivo de separación de vapor-líquido incluye preferiblemente un elemento prerrotacional que tiene una parte de entrada y una parte de transición, teniendo la parte de entrada una entrada para recibir la mezcla de fluido que fluye y un conducto curvilíneo, una sección ciclónica controlada que tiene una entrada contigua al elemento prerrotacional a través de la convergencia del conducto curvilíneo y la sección ciclónica, una sección ascendente en un extremo superior del elemento ciclónico a través de la cual pasan los vapores; y una sección de colector/sedimentación de líquido a través de la cual pasa el líquido. La etapa (d4) del proceso integrado según la presente invención comprende preferiblemente comprimir la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con varias etapas de compresión; someter la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida a tratamiento cáustico para producir una corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; comprimir la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; deshidratar la corriente de producto mezclada comprimida craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; recuperar hidrógeno a partir de la corriente de producto mezclada comprimida craqueada térmicamente deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; y obtener olefinas y compuestos aromáticos como en la etapa (e4) y fueloil de pirólisis como en la etapa (f4) del resto de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. La etapa (e4) comprende preferiblemente purificar hidrógeno recuperado a partir de la corriente de producto mezclada deshidratada comprimida craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono para reciclar a la zona de hidroprocesamiento. Según una realización preferida del presente proceso integrado incluye además una etapa de recuperación de hidrógeno a partir de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono comprende además recuperar metano por separado para su uso como combustible para quemadores y/o calentadores en la etapa de craqueo térmico. El proceso se describirá con más detalle a continuación y con referencia a la figura 4, que es un diagrama de flujo de proceso de un proceso que incluye un proceso y sistema integrado de desasfaltado con disolvente, pirólisis por vapor, separación e hidrotratamiento.
Este sistema incluye una zona de separación de alimentación inicial, una zona de hidroprocesamiento selectivo, una zona de desasfaltado con disolvente, una zona de pirólisis por vapor y una zona de separación de producto. La zona de separación de alimentación 380 incluye una entrada para recibir una corriente de materia prima 301, una salida para descargar una parte rechazada 383 y una salida para descargar una o más partes de hidrocarburo restantes 382. La parte de hidrocarburo 383 se mezcla con una o más corrientes, tales como las corrientes 329, 349, 338 y 371. La parte de hidrocarburo 382 se envía a una zona de hidroprocesamiento selectivo. El punto de corte en la zona de separación 380 puede establecerse de modo que sea compatible con la combinación de fueloil residual, por ejemplo, aproximadamente 540 °C. La zona de separación 380 puede ser un dispositivo de separación de una sola etapa tal como un separador de evaporación rápida. El punto de corte en la zona de separación 380 puede establecerse de modo que solo haya una separación para dar una parte rechazada 83 y una parte de hidrocarburo restante 382.
En realizaciones adicionales, la zona de separación 380 puede incluir, o consiste esencialmente en (es decir, funcionar en ausencia de una zona de evaporación rápida), un dispositivo de separación de fase ciclónica, u otro dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos. En realizaciones en las que la zona de separación incluye o consiste esencialmente en un dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos, el punto de corte puede ajustarse en función de la temperatura de vaporización y la velocidad del fluido del material que entra en el dispositivo.
La zona de hidroprocesamiento selectivo incluye una zona de reactor 304 que incluye una entrada para recibir una corriente combinada 303 que incluye una corriente de alimentación 382 que se origina desde el separador 380 e hidrógeno 302 reciclado desde la corriente de producto de pirólisis por vapor, e hidrógeno de reposición si es necesario (no mostrado). La zona de reactor 304 también incluye una salida para descargar un efluente hidroprocesado 305.
Los efluentes de reactor 305 del/de los reactor(es) de hidroprocesamiento se enfrían en un intercambiador de calor (no mostrado) y se envían a un separador a alta presión 306. Las partes superiores de separador 307 se limpian en una unidad de amina 312 y una corriente de gas rica en hidrógeno resultante 313 se pasa a un compresor de reciclaje 314 para usarse como gas de reciclaje 315 en el reactor de hidroprocesamiento. Una corriente de fondos 308 del separador a alta presión 306, que está en una fase sustancialmente líquida, se enfría y se introduce en un separador en frío a baja presión 309 en el que se separa para dar una corriente de gas 311 y una corriente de líquido 310. Los gases desde el separador en frío a baja presión incluyen hidrógeno, H2S, NH3 y cualquier hidrocarburo ligero tal como hidrocarburos C1-C4. Normalmente, estos gases se envían para un procesamiento adicional, tal como el procesamiento de quemado en antorcha o el procesamiento de gas combustible. Según determinadas realizaciones en el presente documento, se recupera hidrógeno combinando la corriente de gas de corriente 311, que incluye hidrógeno, H2S, NH3 y cualquier hidrocarburo ligero tal como hidrocarburos C1-C4, con productos de craqueador a vapor 344. Toda o una parte de la corriente de líquido 310 sirve como alimentación a la zona de desasfaltado con disolvente
La zona de desasfaltado con disolvente generalmente incluye un sedimentador primario 319, un sedimentador secundario 322, una zona de separación de petróleo desmetalizado/desasfaltado con disolvente (DA/DMO) 325, y una zona de separador 327. El sedimentador primario 319 incluye una entrada para recibir el efluente hidroprocesado 310 y un disolvente, que puede ser disolvente nuevo 316, disolvente de reciclaje 317, disolvente de reciclaje 328, o una combinación de estas fuentes de disolvente. El sedimentador primario 319 también incluye una salida para descargar una fase de DA/DMO primaria 320 y varias salidas de tubería para descargar una fase de asfalto primaria 321. El sedimentador secundario 322 incluye dos distribuidores de tipo T ubicados en ambos extremos para recibir la fase de DA/DMO primaria 320, una salida para descargar una fase de DA/DMO secundaria 324, y una salida para descargar una fase de asfalto secundaria 323. La zona de separación de DA/DMO 325 incluye una entrada para recibir la fase de DA/DMO secundaria 324, una salida para descargar una corriente de disolvente 317 y una salida para descargar una corriente de DA/DMO libre de disolvente 326, que sirve como alimentación para la zona de pirólisis por vapor 330.
El recipiente de separador 327 incluye una entrada para recibir la fase de asfalto primaria 321, una salida para descargar una corriente de disolvente 328, y una salida para descargar una fase de asfalto de fondo 329, que puede mezclarse con el fueloil de pirólisis 371 de la zona de separación de producto 370.
La zona de pirólisis por vapor 330 generalmente comprende una sección de convección 332 y una sección de pirólisis 334 que pueden funcionar basándose en operaciones de unidad de pirólisis por vapor conocidas en la técnica, es decir, cargar la alimentación de craqueo térmico a la sección de convección en presencia de vapor. Además, en determinadas realizaciones opcionales como se describe en el presente documento (como se indica con líneas discontinuas en la figura 4), se incluye una sección de separación de vapor-líquido 336 entre las secciones 332 y 334. La sección de separación de vapor-líquido 336, a través de la cual pasa la alimentación de craqueo a vapor calentada desde la sección de convección 332 y se fracciona, puede ser un dispositivo de separación de evaporación rápida, un dispositivo de separación basado en separación física o mecánica de vapores y líquidos o una combinación que incluye al menos uno de estos tipos de dispositivos. En realizaciones opcionales adicionales, una zona de separación de vapor-líquido 347 está incluida aguas arriba de las secciones 332, o bien en combinación con una zona de separación de vapor-líquido 336 o en ausencia de una zona de separación de vapor-líquido 336. La corriente 326 se fracciona en la zona de separación 347, que puede ser un dispositivo de separación de evaporación rápida, un dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos o una combinación que incluye al menos uno de estos tipos de dispositivos.
Una zona de inactivación 340 incluye una entrada en comunicación de fluido con la salida de la zona de pirólisis por vapor 330 para recibir la corriente de producto mezclada 339, una entrada para admitir una disolución de inactivación 342, una salida para descargar una corriente de producto mezclada inactivada intermedia 344 y una salida para descargar la disolución de inactivación 346.
En general, una corriente de producto mezclada inactivada intermedia 344 se somete a separación en una sección de compresión y fraccionamiento. Tales secciones de compresión y fraccionamiento son bien conocidas en la técnica.
En una realización, la corriente de producto mezclada 344 se convierte en la corriente de producto intermedia 365 e hidrógeno 362, que se purifica en el presente proceso y se usa como corriente de hidrógeno de reciclaje 302 en la zona de reacción de hidroprocesamiento 304. Flujo de producto intermedio 365, que puede comprender además hidrógeno, generalmente se fracciona para dar productos finales y residuos en la zona de separación 370, que pueden ser una o múltiples unidades de separación, tales como varias torres de fraccionamiento, que incluyen torres desetanizadoras, despropanizadoras y desbutanizadoras, por ejemplo, como se conoce por un experto en la técnica.
En general, la zona de separación de producto 370 incluye una entrada en comunicación de fluido con la corriente de producto 365 y varias salidas de producto 373-378, incluyendo una salida 378 para descargar metano que opcionalmente puede combinarse con la corriente 363, una salida 377 para descargar etileno, una salida 376 para descargar propileno, una salida 375 para descargar butadieno, una salida 374 para descargar butilenos mixtos, y una salida 373 para descargar gasolina de pirólisis. Además, se proporciona una salida para descargar el fueloil de pirólisis 371. Opcionalmente, una o ambas de la fase de asfalto de fondo 329 del recipiente de separador de la zona de desasfaltado con disolvente 327 y la parte de fueloil 338 de la sección de separación de vapor-líquido 36 se combinan con el fueloil de pirólisis 371 y la corriente mezclada puede retirarse como una combinación de fueloil de pirólisis 372, por ejemplo, una combinación de fueloil de contenido de azufre bajo para ser procesada adicionalmente en una refinería fuera del emplazamiento. Obsérvese que, aunque se muestran seis salidas de producto, pueden proporcionarse menos o más dependiendo, por ejemplo, sobre la disposición de unidades de separación empleadas y los requisitos de rendimiento y distribución.
En una realización de un proceso que emplea la disposición mostrada en la figura 4, una materia prima de petróleo crudo 301 se envía a un separador 380 y se separa para dar una corriente 382 y una corriente 383, en el que la corriente 382 se mezcla con una cantidad eficaz de hidrógeno 302 y 315 (y, si es necesario, una fuente de hidrógeno de reposición) para formar una corriente combinada 303. La mezcla 303 se carga a la zona de reacción de hidroprocesamiento 304 a una temperatura en el intervalo de desde 300 °C hasta 450 °C. En determinadas realizaciones, la zona de reacción de hidroprocesamiento 304 incluye una o más operaciones de unidad como se describe en la publicación de patente de Estados Unidos de propiedad común número 2011/0083996 y en las publicaciones de solicitud de patente PCT números WO2010/009077, WO2010/009082, WO2010/009089 y WO2009/073436. Por ejemplo, una zona de hidroprocesamiento puede incluir uno o más lechos que contienen una cantidad eficaz de catalizador de hidrodemetalización, y uno o más lechos que contienen una cantidad eficaz de catalizador de hidroprocesamiento que tiene funciones de hidrodesaromatización, hidrodesnitrogenación, hidrodesulfuración e/o hidrocraqueo. En realizaciones adicionales, la zona de hidroprocesamiento 304 incluye más de dos lechos de catalizador. En realizaciones adicionales, la zona de reacción de hidroprocesamiento 304 incluye varios recipientes de reacción, cada uno que contiene uno o más lechos de catalizador, por ejemplo, de diferente función.
La zona de hidroprocesamiento 304 funciona bajo parámetros eficaces para hidrodesmetalizar, hidrodesaromatizar, hidrodesnitrogenar, hidrodesulfurar e/o hidrocraquear la materia prima de petróleo crudo. En determinadas realizaciones, el hidroprocesamiento se lleva a cabo usando las siguientes condiciones: temperatura de funcionamiento en el intervalo de desde 300 °C hasta 450 °C; presión de funcionamiento en el intervalo de desde 30 bares hasta 180 bares; y una velocidad espacial de líquido por hora en el intervalo de desde 0,1 h-1 hasta 10 h-1. En particular, se demuestran las ventajas del uso de petróleo crudo como materia prima en la zona de hidroprocesamiento 304, por ejemplo, en comparación con la misma operación de unidad de hidroprocesamiento empleada para residuos atmosféricos. Por ejemplo, a una temperatura de inicio o ejecución en el intervalo de desde 370 °C hasta 375 °C, la tasa de desactivación es de aproximadamente 1 °C/mes. Por el contrario, si se procesara el residuo, la tasa de desactivación estaría más cerca de aproximadamente desde 3 °C/mes hasta 4 °C/mes. El tratamiento de residuo atmosférico emplea normalmente presión de alrededor de 200 bares, mientras que el presente proceso en el que se trata el petróleo crudo puede funcionar a una presión tan baja como 100 bares. Además, para lograr el alto nivel de saturación requerido para el aumento en el contenido de hidrógeno de la alimentación, este proceso puede hacerse funcionar a un alto rendimiento en comparación con el residuo atmosférico. La LHSV puede ser tan alta como 0,5 h-1 mientras que para el residuo atmosférico es normalmente 0,25 h-1. Un hallazgo inesperado es que la tasa de desactivación cuando se procesa petróleo crudo va en el sentido inverso con respecto a la que normalmente se observa. La desactivación a bajo rendimiento (0,25 h-1) es 4,2 °C/mes y la desactivación a mayor rendimiento (0,5 h-1) es 2,0 °C/mes. Con cada alimentación que se considera en la industria, se observa lo contrario. Esto puede atribuirse al efecto de lavado del catalizador.
Los efluentes de reactor 305 de la zona de hidroprocesamiento 304 se enfrían en un intercambiador (no mostrado) y se envían a separadores que pueden comprender un separador en frío o caliente a alta presión 306. Las partes superiores de separador 307 se limpian en una unidad de amina 312 y la corriente de gas rica en hidrógeno resultante 313 se pasa a un compresor de reciclaje 314 para usarse como gas de reciclaje 315 en la zona de reacción de hidroprocesamiento 304. Los fondos de separador 308 del separador a alta presión 306, que están en una fase sustancialmente líquida, se enfrían y luego se introducen en un separador en frío a baja presión 309. Los gases restantes, la corriente 311, que incluyen hidrógeno, H2S, NH3 y cualquier hidrocarburo ligero, que pueden incluir hidrocarburos C1-C4, convencionalmente pueden purgarse del separador en frío a baja presión y enviarse para su posterior procesamiento, tal como el procesamiento de quemado en antorcha o el procesamiento de gas combustible. En determinadas realizaciones del presente proceso, se recupera hidrógeno combinando la corriente 311 (como se indica mediante líneas discontinuas) con el gas de craqueo, la corriente 344, a partir de los productos de craqueador a vapor.
El efluente hidroprocesado 310 contiene un contenido reducido de contaminantes (es decir, metales, azufre y nitrógeno), una mayor parafinicidad, BMCI reducido, y un aumento de la gravedad del American Petroleum Institute (API).
El efluente hidrotratado 310 se mezcla con disolvente de una o más fuentes 316, 317 y 328. La mezcla resultante 318 se transfiere luego al sedimentador primario 319. Al mezclar y sedimentar, se forman dos fases en el sedimentador primario 319: una fase de DA/DMO primaria 320 y una fase de asfalto primaria 321. La temperatura del sedimentador primario 319 es suficientemente baja para recuperar todo el DA/DMO de la materia prima. Por ejemplo, para un sistema que usa n-butano, un intervalo de temperatura adecuado es de aproximadamente desde 60 °C hasta 150 °C y un intervalo de presión adecuado es tal que es más alto que la presión de vapor de n-butano a la temperatura de funcionamiento, por ejemplo, aproximadamente desde 15 hasta 25 bares para mantener el disolvente en fase líquida. En un sistema que usa n-pentano, un intervalo de temperatura adecuado es de aproximadamente desde 60 °C hasta aproximadamente 180 °C y nuevamente un intervalo de presión adecuado es tal que es más alto que la presión de vapor de n-pentano a la temperatura de funcionamiento, por ejemplo, aproximadamente desde 10 hasta 25 bares para mantener el disolvente en fase líquida. La temperatura en el segundo sedimentador suele ser mayor que la del primer sedimentador.
La fase de DA/DMO primaria 320 que incluye la mayoría de disolvente y DA/DMO con una cantidad menor de asfalto se descarga a través de la salida ubicada en la parte superior del sedimentador primario 319 y las tuberías colectoras (no mostradas). La fase de asfalto primaria 321, que contiene un 20-50 % en volumen de disolvente, se descarga a través de varias salidas de tubería ubicadas en el fondo del sedimentador primario 319.
La fase de DA/DMO primaria 320 entra en los dos distribuidores de tipo T en ambos extremos del sedimentador secundario 322 que sirve como la etapa final para la extracción. Una fase de asfalto secundaria 323 que contiene una pequeña cantidad de disolvente y DA/DMO se descarga desde el sedimentador secundario 322 y se recicla de vuelta al sedimentador primario 19 para recuperar el DA/DMO. Se obtiene una fase de DA/DMO secundaria 324 y se pasa a la zona de separación de dA/DMO 325 para obtener una corriente de disolvente 317 y una corriente de DA/d Mo sin disolvente 326. Más de un 90 % en peso del disolvente cargado a los sedimentadores entra en la zona de separación de DA/DMO 325, que está dimensionada para permitir una separación de evaporación rápida y eficiente del disolvente a partir del DA/DMO. La fase de asfalto primaria 321 se transporta al recipiente de separador 327 para la separación de evaporación rápida de una corriente de disolvente 328 y una fase de asfalto de fondo 329. Las corrientes de disolvente 317 y 328 pueden usarse como disolvente para el sedimentador primario 319, por lo tanto, se minimiza el requisito de disolvente nuevo 316.
Los disolventes usados en la zona de desasfaltado con disolvente incluyen hidrocarburos líquidos puros tales como propano, butanos y pentanos, así como sus mezclas. La selección de disolventes depende del requisito de DAO, así como la calidad y cantidad de los productos finales. Las condiciones de funcionamiento para la zona de desasfaltado con disolvente incluyen una temperatura en o por debajo del punto crítico del disolvente; una relación de disolvente con respecto a petróleo en el intervalo de desde 2:1 hasta 50:1 (vol.:vol.); y una presión en un intervalo eficaz para mantener la mezcla de disolvente/alimentación en los sedimentadores está en estado líquido.
La corriente de DA/DMO esencialmente libre de disolvente 326 se extrae opcionalmente con vapor (no mostrado) para retirar disolvente. En determinadas realizaciones, la corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada 326 es la alimentación 348 a la zona de pirólisis por vapor 330. En realizaciones adicionales, la corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada 326 se envía a la zona de separación 347 en la que la parte de vapor descargada es la alimentación 348 a la zona de pirólisis por vapor 330. La parte de vapor puede tener, por ejemplo, un punto de ebullición inicial correspondiente al de la corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada 326 y un punto de ebullición final en el intervalo de aproximadamente desde 370 °C hasta aproximadamente 600 °C. La zona de separación 347a incluye una operación adecuada de unidad de separación de vapor-líquido, tal como un recipiente de evaporación rápida, un dispositivo de separación basado en la separación física o mecánica de vapores y líquidos o una combinación que incluye al menos uno de estos tipos de dispositivos.
La alimentación 348 se transporta a la sección de convección 332 y se introduce una cantidad predeterminada de vapor, por ejemplo, admitida a través de una entrada de vapor (no mostrada). En la sección de convección 332 la mezcla se calienta a una temperatura predeterminada, por ejemplo, usando una o más corrientes de calor residual u otra disposición de calentamiento adecuada. La mezcla calentada de la corriente de alimentación de pirólisis y vapor adicional se pasa a la sección de pirólisis 334 para producir una corriente de producto mezclada 339. En determinadas realizaciones, la mezcla calentada de la sección 332 se pasa a través de una sección de separación de vapor-líquido 336 en la que una parte 338 se rechaza como un componente de fueloil bajo en azufre adecuado para combinarse con fueloil de pirólisis 371.
La zona de pirólisis por vapor 330 se hace funcionar bajo parámetros eficaces para craquear la corriente de DA/DMO para dar productos deseados que incluyen etileno, propileno, butadieno, butenos mixtos y gasolina de pirólisis. En determinadas realizaciones, el craqueo a vapor se lleva a cabo usando las siguientes condiciones: una temperatura en el intervalo de desde 400 °C hasta 900 °C en la sección de convección y en la sección de pirólisis; una relación de vapor con respecto a hidrocarburo en la zona de convección en el intervalo de desde 0,3:1 hasta 2:1 (en peso: en peso); y un tiempo de residencia en la sección de pirólisis en el intervalo de desde 0,05 segundos hasta 2 segundos.
La corriente de producto mezclada 339 se pasa a la entrada de la zona de inactivación 340 con una disolución de inactivación 342 (por ejemplo, agua y/o fueloil de pirólisis) introducida a través de una entrada separada para producir una corriente de producto mezclada inactivada 344 que tiene una temperatura reducida, por ejemplo, de aproximadamente 300 °C, y la disolución de inactivación gastada 346 se recicla y/o se purga.
El efluente de mezcla de gases 339 del craqueador es normalmente una mezcla de hidrógeno, metano, hidrocarburos, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Después de enfriar con agua o petróleo inactivado, la mezcla 344 se somete a compresión y separación. En un ejemplo no limitante, la corriente 344 se comprime en un compresor de múltiples etapas que normalmente comprende 4-6 etapas, en el que dicho compresor de múltiples etapas puede comprender la zona de compresor 351 para producir una mezcla de gases comprimida 352. La mezcla de gases comprimida 352 puede tratarse en una unidad de tratamiento cáustico 353 para producir una mezcla de gases 354 agotada en sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. La mezcla de gases 354 puede comprimirse adicionalmente en una zona de compresor 355. El gas craqueado resultante 356 puede someterse a un tratamiento criogénico en la unidad 357 para deshidratarse, y puede secarse adicionalmente mediante el uso de tamices moleculares.
La corriente de gas craqueado fría 358 de la unidad 357 puede pasarse a una torre desmetanizadora 359, a partir de la cual se produce una corriente superior 360 que contiene hidrógeno y metano de la corriente de gas craqueado. La corriente de fondos 365 de la torre desmetanizadora 359 se envía luego para su posterior procesamiento en la zona de separación de producto 370, que comprende torres de fraccionamiento que incluyen torres desetanizadoras, despropanizadoras y desbutanizadoras. También pueden emplearse configuraciones de proceso con una secuencia diferente de desmetanizador, desetanizador, despropanizador y desbutanizador.
Según los procesos en el presente documento, después de la separación del metano en la torre desmetanizadora 359 y la recuperación de hidrógeno en la unidad 361, se obtiene hidrógeno 362 que tiene una pureza de normalmente un 80-95% en volumen. Métodos de recuperación en la unidad 361 incluyen la recuperación criogénica (por ejemplo, a una temperatura de aproximadamente -157 °C). La corriente de hidrógeno 362 se pasa luego a una unidad de purificación de hidrógeno 364, tal como una unidad de adsorción por oscilación de presión (PSA) para obtener una corriente de hidrógeno 302 que tiene una pureza de un 99,9 %+, o unidades de separación de membrana para obtener una corriente 302 de hidrógeno con una pureza de aproximadamente un 95%. La corriente de hidrógeno purificado 302 se recicla luego de nuevo para servir como una parte principal del hidrógeno requerido para la zona de hidroprocesamiento. Además, puede utilizarse una proporción menor para las reacciones de hidrogenación de acetileno, metilacetileno y propadienos (no mostrados). Además, según los procesos en el presente documento, la corriente de metano 363 puede reciclarse opcionalmente al craqueador a vapor para usarse como combustible para quemadores y/o calentadores.
La corriente de fondos 365 de la torre desmetanizadora 359 se transporta a la entrada de la zona de separación de producto 370 para separarse para dar metano, etileno, propileno, butadieno, butilenos mixtos y gasolina de pirólisis a través de las salidas 378, 377, 376, 375, 374 y 373, respectivamente. La gasolina de pirólisis generalmente incluye hidrocarburos C5-C9, y benceno, pueden separarse tolueno y xilenos a partir de este producto. Opcionalmente, una o ambas de la fase de asfalto de fondo 329 y la fracción de líquido pesada no vaporizada 338 de la sección de separación de vapor-líquido 336 se combinan con el fueloil de pirólisis 371 (por ejemplo, materiales que ebullen a una temperatura más alta que el punto de ebullición del compuesto C10 de punto de ebullición más bajo, conocido como corriente “C10+”) de la zona de separación 370, y la corriente mezclada se extrae como una combinación de fueloil de pirólisis 372, por ejemplo, para procesarse adicionalmente en una refinería fuera del emplazamiento (no mostrada). En determinadas realizaciones, la fase de asfalto de fondo 329 puede enviarse a un extractor de asfalto (no mostrado) donde se extrae cualquier disolvente restante, por ejemplo, por vapor.
El desasfaltado con disolvente es un proceso de separación único en el que el residuo se separa por peso molecular (densidad), en lugar de por punto de ebullición, como en el proceso de destilación al vacío. El proceso de desasfaltado con disolvente produce de ese modo un petróleo desasfaltado de bajo contaminante (DAO) rico en moléculas de tipo parafínico, en consecuencia, disminuye el BMCI en comparación con la materia prima inicial o la materia prima hidroprocesada.
El desasfaltado con disolvente generalmente se lleva a cabo con corrientes de parafina que tienen un número de carbonos que varía de 3-7, en determinadas realizaciones que varía de 4-5, y por debajo de las condiciones críticas del disolvente.
La alimentación se mezcla con un disolvente parafínico ligero con un número de carbonos que varía de 3 a 7, donde el petróleo desasfaltado se solubiliza en el disolvente. La brea insoluble se precipitará de la disolución mezclada y se separará de la fase de DAO (mezcla disolvente-DAO) en el extractor.
El desasfaltado con disolvente se lleva a cabo en fase líquida y, por lo tanto, la temperatura y la presión se establecen en consecuencia. Hay dos etapas para la separación de fases en el desasfaltado con disolvente. En la primera etapa de separación, la temperatura se mantiene más baja que la de la segunda etapa para separar la mayor parte de los asfaltenos. La temperatura de la segunda etapa se mantiene para controlar la calidad y cantidad del petróleo desasfaltado/desmetalizado (DA/DMO). La temperatura tiene un gran impacto en la calidad y cantidad de DA/DMO. Un aumento de la temperatura de extracción dará como resultado una disminución en el rendimiento de petróleo desasfaltado/desmetalizado, lo que significa que el DA/DMO será más ligero, menos viscoso, y contienen menos metales, asfaltenos, azufre y nitrógeno. Una disminución de temperatura tendrá los efectos opuestos. En general, el rendimiento de DA/DMO disminuye teniendo mayor calidad mediante la elevación de la temperatura del sistema de extracción y aumenta teniendo menor calidad mediante la disminución de la temperatura del sistema de extracción.
La composición del disolvente es una variable del proceso importante. La solubilidad del disolvente aumenta al aumentar la temperatura crítica, generalmente según C3<iC4<nC4<iC5. Un aumento en la temperatura crítica del disolvente aumenta el rendimiento de DA/DMO. Sin embargo, cabe señalar que el disolvente que tiene la temperatura crítica más baja tiene menos selectividad, lo que da como resultado una menor calidad de DA/DMO.
La relación volumétrica del disolvente con respecto a la carga de la unidad de desasfaltado con disolvente afecta a la selectividad y, en menor grado, al rendimiento de DA/DMO. Las relaciones de disolvente con respecto a petróleo más altas dan como resultado una calidad más alta del DA/DMO para un rendimiento de DA/DMO fijo. Es deseable una mayor relación de disolvente con respecto a petróleo debido a una mejor selectividad, pero puede dar como resultado costes de funcionamiento aumentados, por lo tanto, la relación de disolvente con respecto a petróleo a menudo se limita a un intervalo estrecho. La composición del disolvente también ayudará a establecer las relaciones de disolvente con respecto a petróleo requeridas. La relación requerida de disolvente con respecto a petróleo disminuye a medida que aumenta la temperatura crítica del disolvente. La relación de disolvente con respecto a petróleo es, por lo tanto, una función de selectividad deseada, costes de funcionamiento y composición del disolvente.
En determinadas realizaciones, los procesos de hidroprocesamiento o hidrotratamiento selectivo pueden aumentar el contenido de parafina (o disminuir el BMCI) de una materia prima por saturación seguido de hidrocraqueo suave de compuestos aromáticos, especialmente poliaromáticos. Cuando se hidrotrata un petróleo crudo, contaminantes tales como metales, azufre y nitrógeno pueden retirarse haciendo pasar la materia prima a través de una serie de catalizadores en capas que realizan las funciones catalíticas de desmetalización, desulfuración y/o desnitrogenación.
En una realización, la secuencia de catalizadores para realizar hidrodemetalización (HDM) e hidrodesulfuración (HDS) es tal como sigue:
a. Un catalizador de hidrodemetalización. El catalizador en la sección de HDM generalmente se basa en un soporte de alúmina gamma, con un área superficial de aproximadamente 140 - 240 m2/g. Este catalizador se describe mejor como que tiene un volumen de poro muy alto, por ejemplo, en exceso de 1 cm3/g. El tamaño de poro en sí mismo es de manera normalmente predominante macroporoso. Esto es necesario para proporcionar una gran capacidad para la absorción de metales en la superficie de catalizadores y opcionalmente dopantes. Normalmente, los metales activos en la superficie de catalizador son sulfuros de níquel y molibdeno en la relación Ni/Ni+Mo < 0,15. La concentración de níquel es menor en el catalizador de HDM que en otros catalizadores, ya que se anticipa que parte del níquel y el vanadio va a depositarse a partir de la propia materia prima durante la retirada, actuando como catalizador. El dopante usado puede ser uno o más de fósforo (publicación de patente de Estados Unidos número US 2005/0211603), boro, silicio y halógenos. El catalizador puede estar en forma de extruidos de alúmina o perlas de alúmina. En determinadas realizaciones, se usan perlas de alúmina para facilitar la descarga de los lechos de catalizador de HDM en el reactor, ya que la absorción de metales variará entre desde un 30 hasta un 100% en la parte superior del lecho.
b. También puede usarse un catalizador intermedio para realizar una transición entre la función de HDM y HDS. Este tiene cargas de metales y distribución de tamaño de poro intermedios. El catalizador en el reactor de HDM/HDS es esencialmente soporte basado en alúmina en forma de extruidos, opcionalmente al menos un metal catalítico del grupo VI (por ejemplo, molibdeno y/o tungsteno), y/o al menos un metal catalítico del grupo VIII (por ejemplo, níquel y/o cobalto). El catalizador también contiene opcionalmente al menos un dopante seleccionado de boro, fósforo, halógenos y silicio. Las propiedades físicas incluyen un área superficial de aproximadamente 140 - 200 m2/g, un volumen de poro de al menos 0,6 cm3/g y poros que son mesoporosos y están en el intervalo de 12 a 50 nm.
c. El catalizador en la sección de HDS puede incluir aquellos que tienen materiales de soporte basados en alúmina gamma, con un área superficial típica hacia el extremo superior del intervalo de HDM, , por ejemplo, aproximadamente que varía de 180 - 240 m2/g. Esto requirió una superficie más alta para HDS, lo que da como resultado un volumen de poro relativamente más pequeño, por ejemplo, inferior a 1 cm3/g. El catalizador contiene al menos un elemento del grupo VI, tal como molibdeno y al menos un elemento del grupo VIII, tal como níquel. El catalizador también comprende al menos un dopante seleccionado de boro, fósforo, silicio y halógenos. En determinadas realizaciones, se usa cobalto para proporcionar niveles relativamente más altos de desulfuración. La carga de metales para la fase activa es mayor ya que la actividad requerida es mayor, de manera que la relación molar de Ni/Ni+Mo está en el intervalo de desde 0,1 hasta 0,3 y la relación molar (Co+Ni)/Mo está en el intervalo de desde 0,25 hasta 0,85.
d. Un catalizador final (que podría reemplazar opcionalmente el segundo y tercer catalizador) está diseñado para realizar la hidrogenación de la materia prima (en lugar de una función primaria de hidrodesulfuración), por ejemplo, como se describe en Appl. Catal. A General, 204 (2000) 251. El catalizador también se promoverá por Ni y el soporte será alúmina gamma de poro ancho. Las propiedades físicas incluyen un área superficial hacia el extremo superior del intervalo de HDM, por ejemplo, 180 - 240 m2/g. Esto requirió una superficie más alta para HDS, lo que da como resultado un volumen de poro relativamente más pequeño, por ejemplo, inferior a 1 cm3/g.
Los métodos y sistemas en el presente documento proporcionan mejoras con respecto a procesos de craqueo por pirólisis por vapor conocidos: el uso de petróleo crudo como materia prima para producir productos petroquímicos tales como olefinas y compuestos aromáticos; el contenido de hidrógeno de la alimentación a la zona de pirólisis por vapor se enriquece para un alto rendimiento de olefinas; los precursores de coque se retiran significativamente del petróleo crudo completo inicial, lo que permite una formación de coque disminuida en el serpentín radiante; e impurezas adicionales tales como metales, compuestos de azufre y nitrógeno también se retiran significativamente de la alimentación de inicio, lo que evita los tratamientos posteriores de los productos finales.
Además, el hidrógeno producido a partir de la zona de craqueo a vapor se recicla preferiblemente a la zona de hidroprocesamiento para minimizar la demanda de hidrógeno nuevo. En determinadas realizaciones, los sistemas integrados descritos en el presente documento solo requieren hidrógeno nuevo para iniciar la operación. Una vez que la reacción alcanza el equilibrio, el sistema de purificación de hidrógeno puede proporcionar suficiente hidrógeno de alta pureza para mantener el funcionamiento de todo el sistema.

Claims (1)

    REIVINDICACIONESUn proceso integrado de hidrotratamiento y pirólisis por vapor para el procesamiento directo de un petróleo crudo para producir productos petroquímicos olefínicos y aromáticos, comprendiendo el proceso:(a1) separar el petróleo crudo para dar componentes ligeros y componentes pesados;(b1) cargar los componentes pesados a una zona de desasfaltado con disolvente con una cantidad eficaz de disolvente para producir una corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada y una fase de asfalto de fondo; en el que el disolvente comprende un hidrocarburo líquido puro tal como propano, butanos y pentanos, así como sus mezclas, y en el que el desasfaltado es a una temperatura en o por debajo del punto crítico del disolvente; una relación de disolvente con respecto a petróleo está en el intervalo de desde 2: 1 hasta 50: 1; y la presión está en un intervalo eficaz para mantener la mezcla de disolvente/alimentación en los sedimentadores en estado líquido;(c1) cargar la corriente de petróleo desasfaltada y desmetalizada e hidrógeno a una zona de hidroprocesamiento que funciona en condiciones eficaces para producir un efluente hidroprocesado reducido que tiene un contenido reducido de contaminantes, una mayor parafinicidad, índice de correlación del Bureau of Mines reducido, y un aumento de gravedad del American Petroleum Institute, en el que la zona de hidroprocesamiento se hace funcionar a una temperatura en el intervalo de desde 300 °C hasta 450 °C, una presión en el intervalo de desde 30 bares hasta 180 bares; y una velocidad espacial de líquido por hora en el intervalo de desde 0,1 h-1 hasta 10 h-1;(d1) craquear térmicamente el efluente hidroprocesado y los componentes ligeros en presencia de vapor para producir una corriente de producto mezclada;(e1) separar la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente;(f1) purificar hidrógeno recuperado en la etapa (e1) y reciclarlo a la etapa (c1);(g1) recuperar olefinas y compuestos aromáticos de la corriente de producto mezclada separada; y
  1. (h1) recuperar una corriente combinada de fueloil de pirólisis a partir de la corriente de producto mezclada separada y componentes pesados de la etapa (b1) como una combinación de fueloil; en el que la etapa de craqueo térmico comprende calentar el efluente hidroprocesado en una sección de convección de una zona de pirólisis por vapor,
    separar el efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido,
    pasar la fracción de vapor a una sección de pirólisis de una zona de pirólisis por vapor, y
    descargar la fracción de líquido;
    separar los efluentes de reactor de zona de hidroprocesamiento en un separador a alta presión para recuperar una parte de gas que se limpia y se recicla a la zona de hidroprocesamiento como una fuente adicional de hidrógeno, y una parte de líquido, y
    separar la parte de líquido del separador a alta presión en un separador a baja presión para dar una parte de gas y una parte de líquido,
    en el que la parte de líquido del separador a baja presión es el efluente hidroprocesado sometido a craqueo térmico y la parte de gas del separador a baja presión se combina con la corriente de producto mezclada después de la zona de pirólisis por vapor y antes de la separación en la etapa (d1);
    en el que el hidrógeno de reposición también se proporciona en la etapa (c1);
    en el que la fracción de líquido descargada se combina con fueloil de pirólisis recuperado en la etapa (g1);
    en el que la separación del efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido es con un dispositivo de separación de vapor-líquido basado en separación física y mecánica;
    en el que la etapa de craqueo térmico incluye las etapas de calentar efluente hidroprocesado en una sección de convección de una zona de pirólisis por vapor, separar el efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido, pasar la fracción de vapor a una sección de pirólisis de una zona de pirólisis por vapor, y descargar la fracción de líquido;
    en el que la fracción de líquido descargada se combina con fueloil de pirólisis recuperado en la etapa (g1 );
    en el que la separación del efluente hidroprocesado calentado para dar una fracción de vapor y una fracción de líquido es con un dispositivo de separación de vapor-líquido basado en separación física y mecánica;
    en el que el dispositivo de separación de vapor-líquido incluye un elemento prerrotacional que tiene una parte de entrada y una parte de transición, teniendo la parte de entrada una entrada para recibir la mezcla de fluido que fluye y un conducto curvilíneo, una sección ciclónica controlada que tiene una entrada contigua al elemento prerrotacional a través de la convergencia del conducto curvilíneo y la sección ciclónica, una sección ascendente en un extremo superior del elemento ciclónico a través de la cual pasan los vapores; y una sección de colector/sedimentación de líquido a través de la cual pasa líquido;
    en el que la etapa (d1 ) incluye las etapas de comprimir la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con varias etapas de compresión; someter la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida a tratamiento cáustico para producir una corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; comprimir la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono;
    deshidratar la corriente de producto mezclada comprimida craqueada térmicamente con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; recuperar hidrógeno a partir de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; y obtener olefinas y compuestos aromáticos como en la etapa (e1 ) y fueloil de pirólisis como en la etapa (f1 ) a partir del resto de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono; y
    en el que la etapa (e1 ) comprende purificar hidrógeno recuperado a partir de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono para reciclarse a la zona de hidroprocesamiento;
    en el que recuperar hidrógeno a partir de la corriente de producto mezclada craqueada térmicamente comprimida deshidratada con un contenido reducido de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono incluye además la etapa de recuperar de manera separada metano para su uso como combustible para quemadores y/o calentadores en la etapa de craqueo térmico.
    El proceso integrado según la reivindicación 1, en el que la zona de hidroprocesamiento incluye uno o más lechos que contienen una cantidad eficaz de catalizador de hidrodemetalización, y uno o más lechos que contienen una cantidad eficaz de catalizador de hidroprocesamiento que tiene funciones de hidrodesaromatización, hidrodesnitrogenación, hidrodesulfuración e/o hidrocraqueo.
    El proceso integrado según la reivindicación 1, en el que la zona de hidroprocesamiento incluye más de dos lechos de catalizador.
    El proceso integrado según la reivindicación 1, en el que la zona de reacción de hidroprocesamiento incluye una pluralidad de recipientes de reacción, cada uno que contiene uno o más lechos de catalizador de diferente función.
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