ES2960002T3 - Procedimiento para la reducción de los contaminantes medioambientales en el fuelóleo marítimo pesado - Google Patents

Procedimiento para la reducción de los contaminantes medioambientales en el fuelóleo marítimo pesado Download PDF

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Abstract

Un proceso y dispositivo para reducir los contaminantes ambientales en un fueloil marino pesado de materia prima que cumple con la norma ISO 8217, proceso que implica: mezclar una cantidad de fueloil marino pesado de materia prima con una cantidad de mezcla de gas activador para obtener una mezcla de materia prima; poner en contacto la mezcla de materia prima con uno o más catalizadores para formar una Mezcla de Proceso a partir de la mezcla de materia prima; separar los componentes líquidos del producto fueloil marino pesado de la mezcla de proceso de los componentes gaseosos y los componentes de hidrocarburos subproductos de la mezcla de proceso y descargar el producto fueloil marino pesado. El producto fueloil marino pesado cumple con la norma ISO 821 7 para fueloil marino residual y tiene un nivel de azufre con un contenido máximo de azufre (ISO 14596 o ISO 8754) entre el rango de 0,05 % en peso. al 0,5 % en peso. El producto fueloil marino pesado se puede utilizar como material de mezcla para un fueloil marino pesado con bajo contenido en azufre o ultra bajo en azufre que cumpla con la norma ISO 8217 y el Anexo VI de IMO MARPOL (revisado). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Procedimiento para la reducción de los contaminantes medioambientales en el fuelóleo marítimo pesado
Antecedentes
Existen dos tipos de fuelóleo marino: el fuelóleo marino a base de destilado y el fuelóleo marino a base de residual. El combustible marino a base de destilados, también conocido como Gasóleo Marino (MGO) o Diésel Marino (MDO), comprende fracciones de petróleo separadas del crudo en una refinería mediante un proceso de destilación. El ga sóleo (también conocido como diesel medio) es un destilado del petróleo intermedio en rango de ebullición y viscosi dad entre el queroseno y el aceite lubricante que contiene una mezcla de hidrocarburos C<10-19>. El gasóleo se utiliza para calentar los hogares y se emplea en equipos pesados tales como grúas, excavadoras, generadores, máquinas tipo bobcat, tractores y cosechadoras combinadas. Generalmente, maximizar la recuperación del gasóleo de los residuos es el uso más económico de los materiales por parte de las refinerías, ya que pueden craquear los gasó leos para convertirlos en gasolina y destilados valiosos. Los aceites diesel son muy similares a los combustibles gasóleos, ya que contienen predominantemente una mezcla de hidrocarburos de C<10>a C<19>, que incluyen aproxima damente un 64% de hidrocarburos alifáticos, un 1 - 2% de hidrocarburos olefínicos y un 35% de hidrocarburos aro máticos. Los combustibles Diésel marinos pueden contener hasta un 15% de flujos residuales de proceso y, opcio nalmente, hasta un máximo del 5% en volumen de hidrocarburos aromáticos policíclicos (asfaltenos). Los combusti bles Diésel se utiliza principalmente como combustible para el transporte terrestre y como componente de mezclas con queroseno para formar combustible de aviación a reacción.
Los combustibles de base residual o Fuelóleo Marino Pesado (HMFO) comprenden una mezcla de residuos de pro ceso - las fracciones que no entran en ebullición ni se vaporizan ni siquiera en condiciones de vacío, y tienen un contenido de asfaltenos comprendido entre el 3 y el 20% en peso. Los asfaltenos son hidrocarburos policíclicos grandes y complejos con propensión a formar precipitados complejos y cerosos. Una vez que los asfaltenos han precipitado, es muy difícil que vuelvan a disolverse, por lo que en el sector de la navegación marítima y el abasteci miento de combustible marítimo se conocen como lodos de tanques de combustible.
Los grandes buques oceánicos llevan más de 50 años utilizando HMFO para alimentar grandes motores diesel de dos tiempos. El HMFO es una mezcla de aromáticos, destilados y residuos generados en el proceso de refinado del petróleo crudo. Las corrientes típicas incluidas en la formulación del HMFO incluyen: fondos de torres atmosféricas (es decir, residuos atmosféricos), fondos de torres de vacío (es decir residuos de vacío), residuos del reductor de viscosidad, Aceite de Ciclo Ligero de FCC (LCO), Aceite de Ciclo Pesado de FCC (HCO) también conocido como residuos de FCC, aceite de lodo de FCC, gasóleos pesados y aceite de craqueo retardado (DCO), hidrocarburos aromáticos policíclicos, aceites de motor de transporte terrestre recuperados y pequeñas porciones (menos del 20% en volumen) de aceite de corte, queroseno o gasóleo para conseguir la viscosidad deseada. El HMFO tiene un con tenido aromático superior al de los combustibles destilados marinos que se han mencionado más arriba. La compo sición del HMFO es compleja y varía de acuerdo con la fuente de petróleo crudo y los procesos de refinado utiliza dos para extraer el máximo valor de un barril de crudo. La mezcla de componentes generalmente se caracteriza por ser viscosa, tener un alto contenido en azufre y metales y un alto contenido en asfaltenos, lo que convierte al HMFO en el único producto del proceso de refinado que tiene un valor por barril inferior al del propio petróleo crudo de par tida.
Las estadísticas de la industria indican que aproximadamente el 90% del HMFO vendido contiene un 3,5% en peso de azufre. Con un consumo mundial total estimado de HMFO de aproximadamente 300 millones de toneladas al año, la producción anual de dióxido de azufre por parte de la industria naviera se estima en más de 21 millones de toneladas al año. Las emisiones procedentes de la combustión de HMFO en los buques contribuyen significativa mente tanto a la contaminación atmosférica mundial como a los niveles locales de contaminación atmosférica.
MARPOL, el Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques, administrado por la Organiza ción Marítima Internacional (OMI), se promulgó para prevenir la contaminación producida por los buques. En 1997, se añadió un nuevo anexo a MARPOL: las Reglas para la Prevención de la Contaminación Atmosférica por los Bu ques - Anexo VI para minimizar las emisiones a la atmósfera de los buques (SOx, NOx, ODS, VOC) y su contribu ción a la contaminación atmosférica. En octubre de 2008 se adoptó un anexo VI revisado con límites de emisiones más estrictos, que entró en vigor el 1 de julio de 2010 (en lo sucesivo, anexo VI (revisado) o simplemente anexo VI). El Anexo VI de MARPOL (revisado) estableció una serie de estrictos límites de emisiones para las operaciones de los buques en las Zonas de Control de Emisiones (ZCE) designadas. Las ZCA del Anexo VI de MARPOL (revisado) son: i) área del Mar Báltico - tal como se define en el Anexo I de MARPOL - sólo SOx; ii) zona del Mar del Norte - tal como se define en el Anexo V de MARPOL - sólo SOx; iii) Norteamérica - tal como se define en el Apéndice VII del Anexo VI de MARPOL - SOx, NOx y PM; y, iv) zona del Mar Caribe de los Estados Unidos - tal como se define en el Apéndice VII del Anexo VI de MA<r>P<o>L - SOx, NOx y PM.
El Anexo VI (revisado) fue codificado en los Estados Unidos por la Ley para Prevenir la Contaminación por los Bu ques (APPS). Bajo la autoridad de la APPS, la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (la EPA), en consulta con la Guardia Costera de los Estados Unidos (USCG), promulgó reglamentos que incorporan por referen cia el texto completo del Anexo VI de MARPOL (revisado). Véase 40 C.F.R. § 1043.100(a)(1). El 1 de agosto de 2012, el contenido máximo de azufre de todos los fuelóleos marinos utilizados a bordo de buques que operan en aguas estadounidenses / ZCA no puede superar el 1,00% en peso (10.000 ppm) y el 1 de enero de 2015 el conteni do máximo de azufre de todos los fuelóleos marinos utilizados en la ZCA norteamericana se redujo al 0,10% en peso (1.000 ppm). En el momento de su aplicación, el gobierno de los Estados Unidos indicó que los operadores de bu ques debían prepararse firmemente para la norma del 0,10% en peso (1.000 ppm) de azufre del fuelóleo marino de la ZCA estadounidense. Para fomentar el cumplimiento, la EPA y el USCG se negaron a considerar que el coste del fuelóleo con bajo contenido en azufre fuera una base válida para afirmar que el fuelóleo conforme no estaba dispo nible para su compra. Durante los últimos cinco años ha habido un incentivo económico muy fuerte para satisfacer las demandas de la industria naval de HMFO bajo en azufre, sin embargo no se han realizado soluciones técnica mente viables. Existe una demanda continua y urgente de procesos y procedimientos para fabricar un HMFO bajo en azufre que cumpla los requisitos sobre emisiones del Anexo VI de MARPOL.
Debido a las ZCA, todos los buques oceánicos que operan tanto fuera como dentro de estas ZCA deben funcionar con distintos fuelóleos marinos para cumplir los límites respectivos y lograr la máxima eficiencia económica. En estos casos, antes de entrar en la z Ca , se requiere que el buque pase a utilizar el fuelóleo marítimo que cumpla las nor mas de la ZCA y disponer a bordo de procedimientos escritos sobre cómo hacerlo. Del mismo modo, la sustitución del fuelóleo conforme a la ZCA por el HMFO no se iniciará hasta después de salir de la ZCA. En cada cambio se deben registrar las cantidades de fuelóleos conformes con la ZCA que se encuentran a bordo, así como la fecha, hora y posición del buque al completar el cambio antes de la entrada o al comenzar el cambio tras la salida de tales zonas. Estos registros deben realizarse en un cuaderno de bitácora de acuerdo con lo prescrito por el Estado del pabellón del buque, a falta de algún requisito específico el registro podría realizarse, por ejemplo, en el Libro de Registro de Hidrocarburos del Anexo I del buque.
El Anexo VI (revisado) también establece límites globales a las emisiones de óxido de azufre y óxido de nitrógeno de los tubos de escape de los buques y a las partículas, y prohíbe las emisiones deliberadas de sustancias que agotan la capa de ozono, tales como los hidroclorofluorocarbonos. En virtud del Anexo VI revisado de MARPOL, el límite global de azufre para los HMFO se redujo al 3,50% en peso a partir del 1 de enero de 2012, y posteriormente se redujo al 0,50% en peso a partir del 1 de enero de 2020. Esta normativa ha sido objeto de gran debate tanto en el sector del transporte marítimo como en el del abastecimiento de combustible marítimo. De acuerdo con el límite global, todos los buques deben utilizar HMFO con un contenido de azufre no superior al 0,50% en peso. La OMI ha indicado repetidamente al sector del transporte marítimo que, independientemente de la disponibilidad de combusti ble conforme o de su precio, el cumplimiento del límite del 0,50% en peso de azufre para el HMFO se producirá el 1 de enero de 2020 y que la OMI espera que el mercado del fuelóleo resuelva este requisito. Ha habido un incentivo económico muy fuerte para satisfacer las demandas de la industria marítima internacional de HMFO bajo en azufre, sin embargo no se han realizado soluciones técnicamente viables. Por lo tanto, existe una demanda continua y ur gente de procesos y procedimientos para fabricar un HMFO bajo en azufre que cumpla los requisitos de emisiones del Anexo VI de MARPOL.
La Regulación 14 de la OMI establece tanto los valores límite así como los medios para su cumplimiento. Pueden dividirse en procedimientos denominados primarios (en los que se evita la formación del contaminante) o secunda rios (en los que el contaminante se forma pero se elimina antes de verter la corriente de gases de escape a la at mósfera). No hay directrices relativas a ningún procedimiento primario (que podría incluir, por ejemplo, la mezcla a bordo de fuelóleos líquidos o el uso de doble combustible (gas / líquido)). En los procedimientos de control secunda rio, se han adoptado directrices (MEPC.184(59)) para los sistemas de limpieza de los gases de escape; al utilizar tales dispositivos no habría ninguna limitación en el contenido de azufre de los fuelóleos como repostados aparte de la que se da en la certificación del sistema. Por numerosas razones técnicas y económicas, los controles secunda rios han sido rechazados por las principales compañías navieras y no se han adoptado de forma generalizada en el sector del transporte marítimo. El uso de controles secundarios no se considera una solución práctica en el sector del transporte marítimo.
Soluciones de control primario:El cumplimiento de los requisitos de MARPOL se ha centrado en soluciones de control primario para reducir los niveles de azufre en los componentes del combustible marino antes de la combus tión, basadas en la sustitución del HMFO por combustibles alternativos. Sin embargo, el cambio de HMFO a com bustibles alternativos plantea una serie de problemas a los operadores de buques, muchos de los cuales aún no son comprendidos ni por la industria naviera ni por la industria del refinado. Debido a los riesgos potenciales para los sistemas de propulsión de los buques (es decir, sistemas de combustible, motores, etc.) cuando un buque cambia de combustible, el proceso de conversión debe hacerse de forma segura y eficaz para evitar cualquier problema técni co. Sin embargo, cada combustible alternativo tiene dificultades tanto económicas como técnicas para adaptarse a las décadas de infraestructura de transporte marítimo y a los sistemas de abastecimiento de combustible basados en HMFO utilizados por el sector del transporte marítimo.
GNL:La solución de control primario más extendida en el sector del transporte marítimo es la adopción del GNL como combustible primario o aditivo del HMFO. Un número creciente de buques utilizan gas natural licuado (GNL) como combustible principal. El gas natural como combustible marino para turbinas de combustión y en motores diesel produce emisiones insignificantes de óxido de azufre. Los beneficios del gas natural han sido reconocidos en el desarrollo por parte de la OMI del Código Internacional para Buques que utilizan Gases y otros Combustibles de Bajo Punto de Inflamación (Código IGF), que fue adoptado en 2015. Sin embargo, el GNL plantea a la industria naval algunos retos operativos: el almacenamiento a bordo de un líquido criogénico en un entorno marino exigirá una amplia renovación y sustitución de los sistemas de almacenamiento y transferencia de combustible del buque; el suministro de GNL dista mucho de ser ubicuo en los principales puertos del mundo; será necesario actualizar las cualificaciones de la tripulación y formarla en el manejo de motores de GNL o de combustible dual antes de hacerse a la mar.
Biocombustibles sin azufre:Otra solución primaria propuesta para obtener el cumplimiento de los requisitos MAR-POL es la sustitución del HMFO por biocombustibles sin azufre. El biodiesel ha tenido un éxito limitado a la hora de desplazar al diesel derivado del petróleo, pero el suministro sigue siendo restringido. El metanol se ha utilizado en algunos servicios de corta distancia en el Mar del Norte ZCA en transbordadores y otros buques litorales. La adop ción generalizada de biocombustibles, como el biodiesel o el metanol, plantea numerosos retos a los armadores y a la industria del combustible de repostaje. Estos retos incluyen: la compatibilidad del sistema de combustible y la adaptación de los sistemas de combustible existentes serán requeridos; la contaminación durante el almacenamien to a largo plazo de metanol y biodiesel de agua y la contaminación biológica; el contenido de calor de metanol y del biodiesel sobre una base por tonelada es sustancialmente menor que el HMFO; y el metanol tiene una alta presión de vapor y presenta graves problemas de seguridad de incendios repentinos.
Sustitución del fuelóleo pesado por gasóleo marino o diesel marino:Una tercera solución primaria propuesta consiste simplemente en sustituir el HMFO por gasóleo marino (MGO) o diesel marino (MDO). La primera dificultad importante es la limitación del suministro mundial de materiales destilados que constituyen más del 90% vol del MGO y del MDO. Se ha informado que la capacidad disponible efectiva para producir MGO es inferior a 100 millones de toneladas métricas al año, lo que se traduce en un déficit anual de combustible marino de más de 200 millones de toneladas métricas al año. Las refinerías no sólo carecen de capacidad para aumentar la producción de MGO, sino que carecen de motivación económica porque se puede obtener mayor valor y mayores márgenes del gasóleo ultra bajo en azufre para los sistemas de transporte terrestre (es decir, camiones, trenes, sistemas de transporte colectivo, equipos pesados de construcción, etc.).
Mezcla:Otra solución primaria es la mezcla de HMFO con combustibles que contengan menos azufre, tal como el gasóleo marino bajo en azufre (0,1% en peso de azufre), para obtener un Producto HMFO con un contenido de azufre del 0,5% en peso. En un enfoque de mezcla directa (basado en una mezcla lineal), cada tonelada de HMFO (3,5% de azufre) requiere 7,5 toneladas de material MGO o MDO con 0,1% en peso de azufre para alcanzar un nivel de azufre de 0,5% en peso de HMFO. Un experto en la técnica de la mezcla de combustibles comprenderá inmedia tamente que la mezcla perjudica las propiedades clave del HMFO, concretamente la viscosidad y la densidad, que se ven sustancialmente alteradas. Además, un proceso de mezcla puede dar lugar a un combustible de viscosidad y densidad variables que puede dejar de cumplir los requisitos de un HMFO.
Pueden surgir más complicaciones cuando se introduce HMFO mezclado en la infraestructura de abastecimiento de combustible y en los sistemas de a bordo diseñados para HMFO sin mezclar. Existe un riesgo real de incompatibili dad cuando se mezclan ambos combustibles. La mezcla de un combustible destilado de tipo mayoritariamente para fínico (MGO o MDO) con un HMFO con un alto contenido aromático suele correlacionarse con una mala solubilidad de los asfaltenos. Es probable que un combustible mezclado provoque la precipitación de asfaltenos y/o materiales altamente parafínicos del material destilado, formando un lodo intratable en el depósito de combustible. Los lodos de los depósitos de combustible provocan la obstrucción de filtros y de separadores, bombas y conductos de trasiego, acumulación de lodos en los depósitos de almacenamiento, atascos en las bombas de inyección de combustible (depósitos en el émbolo y el cilindro) y obstrucción de las boquillas de combustible. Tal riesgo para el sistema de propulsión primario no es aceptable para un carguero en alta mar.
Por último, la mezcla de HMFO con productos destilados marinos (MGO o MDO) no es económicamente viable. Un mezclador tomará un producto de alto valor (gasóleo marino (MGO) o diesel marino (MDO) al 0,1% en peso de azu fre) y lo mezclará 7,5 a 1 con un HMFO de bajo valor y alto contenido en azufre para crear un HMFO final que cum pla la normativa IMO / MARPOL (es decir, un HMFO de bajo contenido en azufre y 0,5% en peso de azufre). Se espera que el LSHMFO se venda a un precio por tonelada inferior al valor de los dos productos de mezcla por sí solos.
Procesamiento del aceite residual.Durante las últimas décadas, los esfuerzos de investigación de la industria del refino relacionados con el tratamiento de los petróleos pesados (petróleos crudos, petróleos envejecidos o petróleos residuales) se han centrado en la mejora de las propiedades de estos petróleos de proceso de refinería de bajo valor para crear petróleos más ligeros y de mayor valor. El reto ha sido que el crudo de petróleo, el petróleo envejecido y los residuos pueden ser inestables y contener altos niveles de azufre, nitrógeno, fósforo, metales (especialmente vanadio y níquel) y asfaltenos. Gran parte del níquel y el vanadio se encuentran en quelatos difíciles de eliminar con porfirinas. Las porfirinas de vanadio y níquel y otros compuestos orgánicos metálicos son responsables de la conta minación de los catalizadores y de los problemas de corrosión en las refinerías. El azufre, el nitrógeno y el fósforo se eliminan porque son venenos bien conocidos para los catalizadores de metales preciosos (platino y paladio) utiliza dos en los procesos posteriores a las torres de destilación atmosférica o al vacío.
Las dificultades que plantea el tratamiento de corrientes residuales atmosféricas o de vacío se conocen desde hace muchos años y han sido objeto de considerables estudios e investigaciones. Se han desarrollado numerosos proce sos de conversión residuo-aceite en los que los objetivos son los mismos: 1) crear un producto de hidrocarburos más valioso, preferentemente de la gama de los destilados; y 2) concentrar los contaminantes como el azufre, el nitrógeno, el fósforo, los metales y los asfaltenos en una forma (coque, residuo pesado de coquería, aceite de lodos FCC) para eliminarlos del flujo de la refinería. Una práctica bien conocida y aceptada en la industria del refinado es aumentar la severidad de la reacción (temperatura y presión elevadas) para obtener productos de hidrocarburos más ligeros y purificados, aumentar la vida útil del catalizador y eliminar azufre, nitrógeno, fósforo, metales y asfaltenos de la corriente de la refinería.
En estos procesos es bien conocido también que la naturaleza de la materia prima influye significativamente en los productos obtenidos, en la vida útil del catalizador y, en última instancia, en la viabilidad económica del proceso. En un documento técnico representativo, Residual-Oil Hydrotreating Kinetics for Graded Catalyst Systems: Effects of Original and Treated Feedstocks (Cinética de Hidrotratamiento de Aceites Residuales para Sistemas de Catalizado res Calificados: Efectos de las Materias Primas Originales y Tratadas), se afirma que "Los resultados revelaron cam bios significativos en la actividad, dependiendo de la materia prima utilizada para las pruebas. El estudio demuestra la importancia de una selección adecuada de las materias primas utilizadas en la evaluación del rendimiento y el cribado de los catalizadores candidatos para los sistemas de catalizadores graduados para el hidrotratamiento de aceites residuales. Un experto en la materia comprenderá que las condiciones requeridas para el hidroprocesado satisfactorio de un residuo atmosférico no son aplicables para el hidroprocesado satisfactorio de un residuo en vacío, que no son aplicables para el hidroprocesado satisfactorio de un residuo de reductores de viscosidad, y así sucesi vamente. El éxito de las condiciones de reacción depende de la materia prima. Por este motivo, las refinerías com plejas modernas cuentan con varias unidades de hidroprocesamiento, cada una de las cuales se centra en un flujo de hidrocarburos específico con el objetivo de crear hidrocarburos ligeros deseables y valiosos y proporcionar un producto aceptable para el siguiente proceso aguas abajo.
Otra dificultad adicional del tratamiento de residuos de petróleo pesado y otros hidrocarburos pesados es la inestabi lidad inherente de cada corriente intermedia de refinería. Un experto en la materia entiende que hay muchas razones prácticas por las que cada flujo de refinería se maneja de forma aislada. Una de esas razones es la naturaleza im predecible de los asfaltenos contenidos en cada corriente. Los asfaltenos son hidrocarburos grandes y complejos propensos a precipitar en las corrientes de hidrocarburos de las refinerías. Un experto en la materia sabe que inclu so pequeños cambios en los componentes o en las condiciones físicas (temperatura, presión) pueden precipitar asfaltenos que, de otro modo, estarían disueltos en la solución. Una vez precipitados desde la solución, los asfaltenos pueden bloquear rápidamente tuberías vitales, válvulas de control, recubrir dispositivos de detección críticos (es decir, sensores de temperatura y presión) y, en general, provocar la interrupción y el cierre graves y muy costosos de una unidad o de toda la refinería. Por este motivo, desde hace mucho tiempo en las refinerías no se mezclan los flujos de productos intermedios (como el residuo atmosférico, el residuo de vacío, el aceite de lodo de FCC, etc.) y se procesa cada flujo en reactores separados.
En resumen, desde el anuncio de las normas MARPOL que reducen los niveles globales de azufre en el HMFO, las refinerías de crudo no han emprendido los esfuerzos técnicos necesarios para crear un sustituto bajo en azufre del HMFO. A pesar de los fuertes incentivos gubernamentales y económicos y de las necesidades de la industria del transporte marítimo internacional, las refinerías tienen pocas razones económicas para abordar la eliminación de los contaminantes medioambientales de los HMFO. Por el contrario, la industria mundial del refinado se ha centrado en generar mayor valor a partir de cada barril de petróleo mediante la creación de hidrocarburos ligeros (es decir, diesel y gasolina) y la concentración de los contaminantes medioambientales en flujos de valor cada vez menor (es decir, residuos) y productos (coque de petróleo, HMFO). Las compañías navieras se han centrado en soluciones a corto plazo, tales como la instalación de unidades de depuración, o la adopción del uso limitado de diesel marino y gasó leos marinos de bajo contenido en azufre, más caros, como sustitutos del HMFO. En alta mar, la mayoría de las grandes compañías navieras, si no todas, siguen utilizando el combustible económicamente más viable, es decir, el HMFO. Sigue existiendo una necesidad permanente e insatisfecha de procesos y dispositivos que eliminen los con taminantes ambientales (es decir, azufre, nitrógeno, fósforo, metales, especialmente vanadio y níquel) del HMFO sin alterar las cualidades y propiedades que hacen del HMFO el medio más económico y práctico de propulsar buques oceánicos. Además, sigue existiendo una necesidad no satisfecha desde hace mucho tiempo de HMFO de bajo contenido en azufre (es decir, 0,5% en peso de azufre) o ultrabajo (0,10 en peso de azufre) que cumpla también las propiedades generales requeridas para un HMFO comercializable de acuerdo con la norma ISO 8217.
El documento US2013/0161237 divulga el hidroprocesamiento de combustible marino para reducir el contenido de azufre.
Sumario
Un objetivo general es reducir los contaminantes medioambientales de un Fuelóleo Marino Pesado (HMFO) en un proceso que minimice los cambios en las propiedades deseables del HMFO y minimice la producción innecesaria de hidrocarburos subproductos (es decir, hidrocarburos destilados ligeros que tienen C1-C8 y nafta natural (C5-C20).
La invención es un proceso de acuerdo con la reivindicación 1.
Fuera del alcance de la invención se proporciona un dispositivo para reducir los contaminantes ambientales en un HMFO de materia prima, comprendiendo el dispositivo un primer recipiente, un segundo recipiente en comunicación de fluido con el primer recipiente y un tercer recipiente en comunicación de fluido con el segundo recipiente y una tubería de descarga desde el tercer recipiente para descargar el HMFO de producto. El primer recipiente recibe una cantidad de la materia prima HMFO mezclada con una cantidad de una mezcla de Gas Activador y pone en contacto la mezcla resultante con uno o más catalizadores en determinadas condiciones de proceso para formar una mezcla de proceso. El segundo recipiente recibe la Mezcla de Proceso del primer recipiente, y separa los componentes líquidos de los componentes gaseosos generales dentro de la Mezcla de Proceso. Los componentes gaseosos ge nerales se envían para su posterior procesamiento. Los componentes líquidos se envían al tercer recipiente, en el que se separa cualquier componente gaseoso residual y cualquier componente de hidrocarburo subproducto (princi palmente nafta ligera y natural) del Producto HMFO procesado, que se descarga posteriormente.
Descripción de los dibujos
La figura 1 es un diagrama de flujo de un proceso para producir el Producto HMFO.
La figura 2 es un diagrama esquemático básico de una planta para producir el Producto HMFO.
La figura 3a es un diagrama esquemático básico de una primera variación alternativa de la Sección del Reactor en una planta para producir Producto HMFO en la segunda realización ilustrativa.
La figura 3b es un diagrama esquemático básico de una segunda variación alternativa de la Sección del Reactor en una planta para producir Producto HMFO en la segunda realización ilustrativa.
Descripción detallada
Los conceptos inventivos descritos en la presente memoria descriptiva utilizan términos que deberían ser bien cono cidos por los expertos en la materia; sin embargo, algunos términos tienen un significado específico y se definen a continuación:
ElFuelóleo Marino Pesado (HMFO)es un combustible derivado del petróleo que cumple las normas ISO 8217:2017 relativas a las propiedades generales de los combustibles marinos residuales, excepto en lo que respecta a los niveles de concentración de los contaminantes medioambientales.
LosContaminantes Ambientalesson componentes orgánicos e inorgánicos del HMFO que dan lugar a la formación de SOx, NOx y partículas durante la combustión.
LaMateria prima HMFOes un combustible derivado del petróleo que cumple las normas ISO 8217:2017 relativas a las propiedades generales de los combustibles residuales para uso marítimo, excepto en lo que respecta a la concentración de contaminantes medioambientales. Preferiblemente, la materia prima HMFO tiene un contenido de azufre superior a la norma MARPOL global de 0,5% en peso de azufre y, preferible mente, tiene un contenido de azufre (ISO 14596 o ISO 8754) comprendido entre el 5,0% en peso y el 1,0% en peso de azufre (ISO 14596 o ISO 8754).
ElProducto HMFOes un combustible derivado del petróleo que cumple las normas ISO 8217:2017 relati vas a las propiedades generales de los combustibles residuales para uso marítimo y alcanza un contenido de azufre inferior a la norma global MARPOL del 0,5% en peso de azufre (ISO 14596 o ISO 8754), y prefe riblemente un contenido máximo de azufre (ISO 14596 o ISO 8754) comprendido entre el 0,05% en peso y el 1,0% en peso.
ElGas activador:es una mezcla de gases utilizada en el proceso, combinada con el catalizador para eli minar los contaminantes ambientales de la materia prima HMFO.
LaComunicación de fluidos:es la capacidad de transferir fluidos (ya sean líquidos, gases o combinacio nes de los mismos, que pueden tener sólidos en suspensión) desde un primer recipiente o ubicación a un segundo recipiente o ubicación, lo que puede abarcar conexiones realizadas mediante tuberías (también denominadas líneas), carretes, válvulas, tanques de retención intermedios o tanques de compensación (también denominados bidones).
LaCalidad Comercializable:es el nivel de calidad de un fuelóleo marítimo residual que permite que el combustible sea apto para el uso ordinario al que está destinado (es decir, servir como fuente de combusti ble residual para un buque marítimo) y que pueda venderse comercialmente como combustible repostaje marítimo pesado o residual y sea fungible con él.
Bbl o bbl:es una medida volumétrica estándar para el petróleo; 1 bbl = 0,1589873 m3; o 1 bbl = 158,9873 litros; o 1 bbl = 42,00 galones líquidos estadounidenses.
Bpd:es la abreviatura de Bbl por día.
SCF:es la abreviatura de pie cúbico estándar de un gas; un pie cúbico estándar (a 14,73 psi y 60°F ) equi vale a 0,0283058557 metros cúbicos estándar (a 101,325 kPa y 15°C).
Los conceptos inventivos se ilustran con más detalle en esta memoria descriptiva con referencia a los dibujos, en los que la figura 1 muestra los flujos de proceso en bloque generalizados para reducir los contaminantes ambientales en un HMFO de materia prima y producir un HMFO de producto de acuerdo con una primera realización ilustrativa. Un volumen predeterminado de materia prima HMFO (2) se mezcla con una cantidad predeterminada de Gas Activador (4) para obtener una mezcla de materia prima. La materia prima HMFO utilizada generalmente cumple con las pro piedades físicas generales y ciertas propiedades químicas clave para un fuelóleo marino residual que, por lo demás, cumple con la norma ISO8217:2017, excluidos los contaminantes ambientales. Más concretamente, cuando el con taminante ambiental es azufre, la concentración de azufre en la materia prima HMFO puede oscilar entre el 5,0 % en peso y el 1,0 % en peso. El HMFO de materia prima debe tener las propiedades físicas generales requeridas para un HMFO que cumpla la norma ISO8217:2017: una viscosidad cinemática máxima a 50°C (ISO 3104) en el intervalo de 180 mm2/s a 700mm2/s, una densidad máxima a 15 °C (ISO 3675) en el intervalo de 991,0 kg/m3 a 1010,0 kg/m3, un CCAI de 780 a 870, y un punto de inflamación (ISO 2719) no inferior a 60,0°C. Otras propiedades de la materia prima HMFO relacionadas con la formación de material particulado (PM) incluyen: una sedimentación total máxima (ISO 10307-2) de 0,10% en peso y un residuo de carbono máximo - micro procedimiento (ISO 10370) en el rango de 18,00% en peso a 20,00% en peso y un contenido máximo de aluminio más silicio (ISO 10478) de 60 mg/kg. Los posibles contaminantes ambientales distintos del azufre que pueden estar presentes en la materia prima HMFO por encima de los requisitos ISO pueden incluir vanadio, níquel, hierro, aluminio y silicio reducidos sustancialmente por el proceso de la presente invención. Sin embargo, un experto en la materia apreciará que el contenido de vanadio sirve como indicador general de estos otros Contaminantes Ambientales. En una realización preferida, el contenido de vanadio es conforme a la norma ISO, de modo que la materia prima MHFO tiene un contenido máximo de vana dio (ISO 14597) comprendido entre 350 mg/kg y 450 ppm mg/kg.
En cuanto a las propiedades del Gas Activador, éste debe seleccionarse entre mezclas de nitrógeno, hidrógeno, dióxido de carbono, agua en estado gaseoso y metano. La mezcla de gases dentro del Gas Activador debe tener una presión parcial de gas ideal de hidrógeno (pH<2>) superior al 80% de la presión total de la mezcla de Gas Activa dor^) y, más preferiblemente, el Gas Activador tiene una presión parcial de gas ideal de hidrógeno (pH<2>) superior al 95% de la presión total de la mezcla de Gas Activador(P).Podrá ser apreciado por un experto en la materia que el contenido molar del Gas Activador es otro criterio. El Gas Activador debe tener una fracción molar de hidrógeno comprendida entre el 80% y el 100% de los moles totales de la mezcla de Gas Activador y, más preferiblemente, el Gas Activador tiene una fracción molar de hidrógeno comprendida entre el 80% y el 99% de los moles totales de la mezcla de Gas Activador.
[La Mezcla de Materia Prima (es decir, la mezcla de Materia Prima HMFO y Gas Activador) se lleva a las condicio nes de proceso de temperatura y presión y se introduce en un primer recipiente, preferiblemente un recipiente reac tor, de modo que la Mezcla de Materia Prima se pone en contacto con uno o más catalizadores (8) para formar una Mezcla de Proceso a partir de la Mezcla de Materia Prima.
Las condiciones del proceso se seleccionan de modo que la relación entre la cantidad de Gas Activador y la canti dad de materia prima HMFO sea de 44 Nm3 gas/m3 (250 scf gas/bbl) de materia prima HMFO a 1.780 Nm3 gas/m3 (10.000 scf gas/bbl) de materia prima HMFO; y preferentemente de 356 Nm3 gas/m3 (2.000 scf gas/bbl) de materia prima HMFO; de 0,18 Nm3 gas/m3 (l scf gas/bbl) a 890Nm3 gas/m3 (5000 scf gas/bbl) de Materia Prima HMFO, y más preferentemente de 445 Nm3 gas/m3 (2500 scf gas/bbl) de Materia Prima HMFO a 801Nm3 gas/m3 (4500 scf gas/bbl) de Materia Prima HMFO. Las condiciones del proceso se seleccionan de modo que la presión total en el primer recipiente esté entre 1,7 MPa(g) (250 psig) y 20,7 MPa(g) (3000 psig), preferente mente entre 6,9 MPa(g) a (1000 psig) y 17,2 MPa(g) (2500 psig), y más preferentemente entre 10,3 MPa(g) (1500 psig) y 15,2 MPa(g) (2200 psig). Las condiciones del proceso se seleccionan de modo que la temperatura indicada dentro del primer recipiente esté entre 260°C (500°F) y 482°C (900°F), preferentemente entre 343°C (650°F) y 454°C (850°F) y, más preferentemente, entre 360°C (680°F) y 427°C (800°F). Las condiciones del proceso se selec cionan de modo que la velocidad del espacio horario líquido dentro del primer recipiente esté entre 0,05 aceite/hora/m3 catalizador y 1,0 aceite/hora/m3 catalizador; preferentemente entre 0,08 aceite/hora/m3 catalizador y 0,5 aceite/hora/m3 catalizador; y, más preferentemente, entre 0,1 aceite/hora/m3 catalizador y 0,3 aceite/hora/m3 catalizador para lograr la desulfuración con niveles de azufre del producto inferiores al 0,5% en peso.
Un experto en la materia apreciará que las condiciones del proceso se determinan teniendo en cuenta la capacidad hidráulica de la unidad. La capacidad hidráulica ejemplar de la unidad de tratamiento puede estar comprendida entre 16 m3 (100 bbl) de materia prima HMFO/día y 15.899 m3 (100.000 bbl) de materia prima HMFO/día, preferentemente entre 159 m3 (1.000 bbl) de materia prima HMFO/día y 9.539 m3 (60.000 bbl) de materia prima HMFO/día, más pre feriblemente entre 795 m3 (5.000 bbl) de HMFO/día y 7.154 m3 (45.000 bbl) de HMFO/día, y aún más preferiblemen te entre 1.590 m3 (10.000 bbl) de HMFO/día y 4.770 m3 (30.000 bbl) de HMFO/día.
El proceso puede utilizar uno o más sistemas catalizadores seleccionados del grupo formado por: un catalizador heterogéneo de metales de transición soportado en lecho ebullición, un catalizador heterogéneo de metales de tran sición soportado en lecho fijo y una combinación de catalizadores heterogéneos de metales de transición soportados en lecho en ebullición y catalizadores heterogéneos de metales de transición soportados en lecho fijo. Un experto en la materia apreciará que un catalizador heterogéneo de metales de transición con portador de lecho fijo será el más fácil de implementar técnicamente y el preferido. El catalizador heterogéneo de metal de transición comprende un portador catalizador de óxido inorgánico poroso y un catalizador de metal de transición. El portador poroso del cata lizador de óxido inorgánico es al menos un portador seleccionado del grupo que consiste en alúmina, portador de alúmina/boro, un portador que contenga silicato de aluminio que contenga metal, portador de alúmina/fósforo, porta dor de alúmina/compuesto metálico de tierras alcalinas, portador de alúmina/titanio y portador de alúmina/circonio. El componente de metal de transición del catalizador es uno o más metales seleccionados del grupo formado por los grupos 6, 8, 9 y 10 de la Tabla Periódica. En una realización preferida e ilustrativa, el catalizador heterogéneo de metal de transición es un portador catalizador de óxido inorgánico poroso y un catalizador de metal de transición, en el que el portador catalizador de óxido inorgánico poroso preferido es alúmina y el catalizador de metal de transición preferido es Ni--Mo, Co--Mo, Ni--W o Ni - Co-Mo.
[La Mezcla de Proceso (10) se retira del primer recipiente (8) y de estar en contacto con el uno o más catalizadores y se envía por medio de comunicación de fluido a un segundo recipiente (12), preferiblemente un separador gaslíquido o de separadores calientes y separadores fríos, para separar los componentes líquidos (14) de la Mezcla de Proceso de los componentes gaseosos generales (16) de la Mezcla de Proceso. Los componentes gaseosos (16) se tratan más allá de los límites de batería de los procesos inmediatos. Dichos componentes gaseosos pueden incluir una mezcla de componentes del Gas Activador e hidrocarburos más ligeros (principalmente metano, etano y propano, y también algo de nafta natural) que se pueden haber formado inevitablemente como parte de los hidrocarbu ros subproductos del proceso.
Los Componentes Líquidos (16) se envían por medio de comunicación de fluidos a un tercer recipiente (18), preferi blemente un sistema de separación de productos de fuelóleo, para separar cualquier componente gaseoso residual (20) y subproductos de componentes de hidrocarburos (22) del Producto HMFO (24). Los componentes gaseosos residuales (20) pueden ser una mezcla de gases seleccionados del grupo formado por: nitrógeno, hidrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, agua en estado gaseoso, hidrocarburos C1-C5. Este gas residual se trata fuera de los límites de la batería del proceso inmediato, combinado con otros componentes gaseosos (16) eliminados de la mezcla del proceso (10) en el segundo recipiente (12). El subproducto componente de hidrocarburo líquido, que son hidrocarburos condensables formados inevitablemente en el proceso (22) puede ser una mezcla seleccionada del grupo que consiste en hidrocarburos C5-C20 (nafta natural) (nafta - gasóleo) y otros hidrocarburos líquidos ligeros condensables (C4-C8) que pueden ser utilizados como parte del conjunto de mezcla de carburantes de automoción o venderse como componentes de mezcla de gasolina y gasóleo en el mercado libre.
El producto procesado HMFO (24) se descarga por medio de comunicación de fluidos en tanques de almacenamien to más allá de los límites de la batería del proceso inmediato. El Producto HMFO cumple la norma ISO8217:2017 y tiene un contenido máximo de azufre (ISO 14596 o ISO 8754) del orden del 0,05 % en peso al 1,0 % en peso, prefe riblemente un contenido de azufre (ISO 14596 o ISO 8754) del orden del 0,05 % en peso ppm al 0,7 % en peso, y más preferiblemente un contenido de azufre (ISO 14596 o ISO 8754) del orden del 0,1 % en peso al 0,5 % en peso. El contenido de vanadio del Producto HMFO también cumple la norma ISO con un contenido máximo de vanadio (ISO 14597) comprendido entre 350 mg/kg y 450 ppm mg/kg, preferiblemente un contenido de vanadio (ISO 14597) comprendido entre 200 mg/kg y 300 mg/kg y, más preferiblemente, un contenido de vanadio (ISO 14597) compren dido entre 50 mg/kg y 100 mg/kg.
La Materia Prima HFMO debe tener propiedades físicas generales que cumplan con la norma ISO: una viscosidad cinemática máxima a 50C (ISO 3104) en el rango de 180 mm2/s a 700 mm2/s ; una densidad máxima a 15°C (ISO 3675) en el rango de 991,0 kg/m3 a 1010.0 kg/m3 un CCAI en el rango de 780 a 870; un punto de inflamación (ISO 2719) no inferior a 60,0°C; una sedimentación total máxima (ISO 10307-2) de 0,10% en peso; un residuo de carbono máximo - procedimiento micro (ISO 10370) en la gama de 18,00% en peso a 20,00% en peso; y un contenido máxi mo de aluminio más silicio (ISO 10478) de 60 mg/kg.
El Producto HMFO tendrá un contenido de azufre (ISO 14596 o ISO 8754) entre el 1% y el 10% del contenido máxi mo de azufre de la materia prima. Es decir, el contenido de azufre del producto se reducirá en un 80% o más en comparación con la materia prima HMFO. Del mismo modo, el contenido de vanadio (ISO 14597) del Producto Fue lóleo Marino Pesado se sitúa entre el 1% y el 10% del contenido máximo de vanadio de la Materia Prima de Fuelóleo Marino Pesado. Un experto en la materia apreciará que los datos anteriores indican una reducción sustancial del contenido de azufre y vanadio, lo que indica que el proceso ha logrado una reducción sustancial de los contaminan tes medioambientales de la materia prima HMFO, manteniendo al mismo tiempo las propiedades deseables de un HMFO que cumple la norma ISO.
Como nota marginal, el componente gaseoso residual es una mezcla de gases seleccionados del grupo que consis te en: nitrógeno, hidrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, agua en estado gaseoso, hidrocarburos C1-C5. Un depurador de aminas eliminará eficazmente el contenido de sulfuro de hidrógeno, que podrá procesarse mediante tecnologías y procesos bien conocidos por los expertos en la técnica. En una realización ilustrativa preferi ble, el sulfuro de hidrógeno se convierte en azufre elemental mediante el conocido proceso Claus. Una realización alternativa utiliza un proceso propio para la conversión del sulfuro de hidrógeno en ácido sulfúrico. De cualquier forma, el azufre se elimina del medio ambiente antes de quemar el HMFO en un motor de barco. El gas depurado puede ser venteado, quemado o, más preferiblemente, reciclado para su uso como gas de activación.
Los componentes de hidrocarburos subproductos son una mezcla de hidrocarburos C5-C20 (nafta natural) (nafta -diesel) que pueden ser dirigida a la piscina de mezcla de combustible para motores o venderse directamente a una refinería contigua o incluso utilizarse para encender los calentadores y las turbinas de combustión para proporcionar calor y energía al proceso. Estos subproductos de hidrocarburos resultantes de las reacciones de hidrocraqueo deben ser inferiores al 10% en peso, preferiblemente inferiores al 5% en peso y, más preferiblemente, inferiores al 2% en peso del balance de masa global del proceso.
Descripción de la planta de producción:Pasando ahora a una realización ilustrativa más detallada de una planta de producción, la figura 2 muestra un esquema de una planta de producción que implementa el proceso que se ha descrito más arriba para reducir los contaminantes ambientales en un HMFO de materia prima para producir un HMFO de producto de acuerdo con la segunda realización ilustrativa. En la figura 3a y en la figura 3b se proporciona una realización alternativa para la planta de producción en la que se utilizan múltiples reactores que se encuentran fuera del ámbito de la presente invención.
Las tablas 2 y 3 proporcionan la identificación de las corrientes y de los equipos utilizados en la figura 2.
En la figura 2, la materia prima HMFO (A) se alimenta desde fuera de los límites de la batería (OSBL) al barril de sobrealimentación de aceite (1) que recibe la alimentación desde fuera de los límites de la batería (OSBL) y propor ciona un volumen de sobrealimentación adecuado para garantizar el buen funcionamiento de la unidad. El agua arrastrada en la alimentación se elimina del HMFO y el agua se descarga en una corriente (1c) para el tratamiento OSBL.
La materia prima HMFO (A) se extrae del Barril de Aumento de Alimentación de Aceite (1) a través de la tubería (1b) mediante la bomba de alimentación de aceite (3) y se presuriza a la presión necesaria para el proceso. A continua ción, el HMFO presurizado (A') pasa a través de la tubería (3a) al intercambiador de calor de alimentación de aceite / producto (5), en el que el HMFO de alimentación presurizado (A') es calentado parcialmente por el HMFO de produc to (B). El Producto HMFO (B) es una corriente de hidrocarburos con un contenido de azufre inferior a 5000 ppm (por peso) y preferentemente inferior a 1000 ppm (por peso). Los hidrocarburos de la materia prima HMFO y del Producto HMFO oscilan entre C12 y C70+ y el intervalo de ebullición está entre 177°C (350) °F y 593°C (1110 °F). La materia prima presurizada HMFO (A') que pasa a través de la tubería (5a) se calienta aún más contra el efluente del sistema del reactor (E) en el intercambiador de calor de alimentación / efluente del reactor (7).
La Materia Prima HMFO (A") calentada y presurizada en la tubería (7a) se mezcla entonces con Gas Activador (C) suministrado a través de la tubería (23c) en el punto de mezcla (X) para formar una mezcla de materia prima (D). El punto de mezcla (X) puede ser cualquier sistema de mezcla gas/líquido o mecanismo de arrastre bien conocido por los expertos en la materia.
La Mezcla de Materia Prima (D) pasa a través de la tubería (9a) al Horno de Alimentación del Reactor (9) en el que la Mezcla de Materia Prima (D) se calienta a la temperatura de proceso especificada. El horno de alimentación del reactor (9) puede ser un horno de calentamiento por combustión o cualquier otro tipo de calentador conocido por un experto en la materia, si eleva la temperatura de la mezcla de materia prima a la temperatura deseada para las con diciones del proceso.
La Mezcla de Materia Prima (D') totalmente calentada sale del horno de alimentación del reactor (9) a través de la tubería 9b y se introduce en el sistema del reactor (11). La Mezcla de Materia Prima (D') totalmente calentada entra en el Sistema Reactor (11), en el que los contaminantes ambientales, tales como el azufre, el nitrógeno y los meta les, se eliminan preferentemente del componente HMFO de la Mezcla de Materia Prima totalmente calentada. El sistema reactor contiene un catalizador que elimina preferentemente los compuestos de azufre del componente HMFO de la materia prima haciéndolos reaccionar con el hidrógeno del gas de activación para formar sulfuro de hidrógeno. El sistema de reactores también logrará la desmetalización, la desnitrogenación y una cierta cantidad de hidrogenación de apertura de anillos de los aromáticos complejos y los asfaltenos, aunque deberá producirse un hidrocraqueo mínimo de los hidrocarburos. Las condiciones de proceso de presión parcial de hidrógeno, presión de reacción, temperatura y tiempo de residencia medido por la velocidad espacio-temporal se optimizan para conseguir la calidad deseada del producto final. En lo que sigue, en el apartado "Sistema de reactor", se ofrece un análisis más detallado del sistema de reactor, el catalizador, las condiciones del proceso y otros aspectos del proceso
Descripción
El Efluente del Sistema de Reactor (E) sale del sistema del reactor (11) a través de la tubería (11a) e intercambia calor contra el HMFO presurizado y calienta parcialmente el HMFO de alimentación (A') en el intercambiador de alimentación / efluente del reactor (7). El Efluente del Sistema Reactor (E') parcialmente enfriado fluye entonces a través de la tubería (11c) hacia el Separador en Caliente (13).
[El Separador en Caliente (13) separa los componentes gaseosos del efluente del sistema de reactores (F) que son dirigidos a la tubería (13a) desde los componentes líquidos del efluente del Sistema de Reactor (G) que son dirigidos a la tubería (13b). Los componentes gaseosos del efluente del Sistema de Reactor en la tubería (13a) se enfrían con el aire en el Enfriador de Vapor de Aire del Separador Caliente (15) y a continuación fluyen a través de la tubería (15a) hacia el Separador en Frío (17).
El Separador en Frío (17) separa además cualquier componente gaseoso remanente de los componentes líquidos en los componentes gaseosos enfriados del Efluente del Sistema Reactor (F'). Los componentes gaseosos proce dentes del Separador en Frío (F") se dirigen a la tubería (17a) y se introducen en el absorbedor de aminas (21). El Separador en Frío (17) también separa cualquier líquido de hidrocarburo (H) restante del Separador en Frío en la tubería (17b) de cualquier agua líquida condensada (I) del Separador en Frío. El agua líquida condensada (I) del Separador en Frío se envía a OSBL por medio de la tubería (17c) para su tratamiento.
Los componentes líquidos de hidrocarburos del efluente del Sistema Reactor del Separador en Caliente (G) en la tubería (13b) y los líquidos de hidrocarburos del Separador en Frío (H) en la tubería (17b) se combinan y se alimen tan al Sistema Extractor de Productos Petrolíferos (19). El Sistema Extractor de Productos Petrolíferos (19) elimina cualquier residuo de hidrógeno y sulfuro de hidrógeno del Producto HMFO (B) que se descarga en la tubería (19b) al almacenamiento OSBL. La corriente de ventilación (M) del Separador de Productos Petrolíferos en la tubería (19a) puede enviarse al sistema de gas combustible o al sistema de antorcha que son OSBL. En la "Descripción del Sis tema Extractor de Productos Petrolíferos" se incluye un análisis más detallado del Sistema Extractor de Productos Petrolíferos."
Los componentes gaseosos procedentes del Separador en Frío (F") en la tubería (17a) contienen una mezcla de hidrógeno, sulfuro de hidrógeno e hidrocarburos ligeros (principalmente metano y etano). Esta corriente de vapor (17a) alimenta un Absorbedor de Amina (21) en el que se pone en contacto contra la Amina Ajustada (J) se propor ciona OSBL a través de la tubería (21a) al Absorbedor de Amina (21) para eliminar el sulfuro de hidrógeno de los gases que componen la corriente de reciclaje del Gas Activador (C'). La amina rica (K) que ha absorbido el sulfuro de hidrógeno sale por la parte inferior del absorbedor de amina (21) y se envía al OSBL a través de la tubería (21b) para la regeneración de la amina y la recuperación del azufre.
[El vapor superior del Absorbedor de Amina en línea (21c) se recicla preferentemente al proceso como Gas Activa dor de Reciclaje (C') por medio del Compresor de Reciclaje (23) y la tubería (23 a) en la que se mezcla con el Gas Activador de Reposición (C") proporcionado al OSBL por la tubería (23b). Esta mezcla de Gas Activador Reciclado (C') y Gas Activador de Reposición (C") para formar el Gas Activador (C) utilizado en el proceso a través de la tube ría (23c) como se ha señalado más arriba. Se toma una corriente de gas de purga depurado (H) de la tubería de vapor aérea del absorbedor de aminas (21c) y se envía a través de la tubería (21d) al OSBL para evitar la acumula ción de hidrocarburos ligeros u otros no condensables.
Descripción del sistema de reactores:El Sistema de Reactor (11) ilustrado en la figura 2 comprende un único recipiente de reactor cargado con el catalizador del proceso y suficientes controles, válvulas y sensores, tal como podrá apreciar fácilmente un experto en la materia.
Los Sistemas de Reactores Alternativos en los que se puede utilizar más de una vasija de reactor en paralelo, como se muestra en la figura 3a, o en series en cascada, como se muestra en la figura 3b, pueden sustituirse fácilmente por el Sistema de Reactor de vasija de reactor única (11) que se ilustra en la figura 2. En el ejemplo de la figura 3a, cada recipiente del reactor (11, 12a y 12b) está cargado de forma similar con catalizador de proceso y puede recibir la mezcla de alimentación calentada (D') a través de una tubería común 9b. El efluente de cada uno de los tres reac tores se recombina en una tubería común (11a) y forma un Efluente de Reactor combinado (E) para su posterior procesamiento, tal como se ha descrito más arriba. La disposición ilustrativa permitirá que los tres reactores lleven a cabo el proceso en paralelo multiplicando eficazmente la capacidad hidráulica del Sistema de Reactores global. Se pueden utilizar válvulas de control y válvulas de aislamiento para evitar que la alimentación entre en un recipiente del reactor (11) pero no en otro recipiente del reactor (12a) o (12b). De esta manera, un reactor (11) puede ser desviado y puesto fuera de línea para mantenimiento y recarga de catalizador, mientras que los reactores restantes (12a) o (12b) continúan recibiendo la Mezcla de Materia Prima (D') calentada. Un experto en la materia apreciará que esta disposición de recipientes reactores en paralelo no se limita en número a tres, sino que se pueden añadir múltiples recipientes reactores adicionales como se muestra en el reactor de línea discontinua (12x). La única limitación al número de recipientes de reactores paralelos es la separación de la trama y la capacidad de suministrar Mezcla de Materia Prima (D') calentada a cada reactor activo.
En el ejemplo mostrado en la figura 3b, los recipientes del reactor en cascada (14, 16 y 18) son cargados con catali zador de proceso con la misma o diferentes actividades hacia metales, azufre u otros contaminantes ambientales a eliminar. Por ejemplo, el reactor (14) puede estar cargado con un catalizador de desmetalización altamente activo, el reactor (16) puede estar cargado con un catalizador de desmetalización / desulfuración equilibrado, y el reactor (18) puede estar cargado con un catalizador de desulfuración altamente activo. Esto permite un mayor control y equilibrio en las condiciones del proceso (temperatura, presión, velocidad del flujo espacial, etc.), de modo que se adapta a cada catalizador. De este modo se pueden optimizar los parámetros de cada reactor en función del material que se alimente a esa combinación específica de reactor / catalizador y minimizar las reacciones de hidrocraqueo. Al igual que en el ejemplo anterior, se pueden utilizar varias series de reactores en cascada (es decir, 14 x, 16x y 18x) en paralelo y, de este modo, obtener los beneficios de la citada disposición que se han señalado más arriba (es decir, permitir que una serie esté "en línea" mientras la otra serie está "fuera de línea" para mantenimiento o permitir una mayor capacidad de la planta).
El reactor o reactores que forman el Sistema Reactor pueden ser de lecho fijo, lecho en ebullición o lecho de lodo, o una combinación de estos tipos de reactores. De acuerdo con lo previsto, se prefieren los reactores de lecho fijo, ya que son más fáciles de operar y mantener.
El recipiente del reactor del Sistema Reactor está cargado con uno o más catalizadores de proceso. El diseño exac to del sistema de catalizador de proceso depende de las propiedades de la materia prima, de los requisitos del pro ducto y de las limitaciones operativas, y la optimización del catalizador de proceso puede llevarse a cabo por ensayo y error rutinario por un experto en la materia.
El catalizador o catalizadores del proceso comprenden al menos un metal seleccionado del grupo formado por los metales pertenecientes cada uno a los grupos 6, 8, 9 y 10 de la Tabla Periódica, y, más preferentemente, se utiliza un catalizador mixto de metales de transición como Ni--Mo, Co--Mo, Ni--W o Ni - Co-Mo. El metal está soportado preferentemente sobre un portador catalizador de óxido inorgánico poroso. El portador poroso del catalizador de óxido inorgánico es al menos un portador seleccionado del grupo que consiste en alúmina, portador de alúmina/boro, un portador que contenga silicato de aluminio que contenga metal, un portador de alúmina/fósforo, un por tador de alúmina/compuesto metálico de tierras alcalinas, un portador de alúmina/titanio y un portador de alúmina/circonio. El portador de catalizador de óxido inorgánico poroso preferido es la alúmina. El tamaño de los poros y las cargas metálicas del portador pueden variarse sistemáticamente y probarse con la materia prima y las condicio nes de proceso deseadas para optimizar las propiedades del Producto HMFO. Tales actividades son bien conocidas y rutinarias para un experto en la materia. El catalizador del reactor o reactores de lecho fijo puede ser de carga densa o de carga.
La selección del catalizador utilizado dentro y para cargar el Sistema Reactor puede ser preferente a la desulfuración diseñando un esquema de carga de catalizador que resulte en que la mezcla de Materia Prima entre antes en con tacto con un lecho de catalizador que con un catalizador preferente a la desmetalización seguido aguas abajo por un lecho de catalizador con actividad mixta para desmetalización y desulfuración seguido aguas abajo por un lecho de catalizador con alta actividad de desulfuración. En efecto, el primer lecho con alta actividad de desmetalización actúa como lecho de guarda para el lecho de desulfuración.
El objetivo del Sistema de Reactor es tratar la materia prima HMFO con la severidad requerida para cumplir la espe cificación de Producto HMFO. Las reacciones de desmetalización, desnitrogenación e hidrogenación de hidrocarbu ros también pueden producirse en cierta medida cuando las condiciones del proceso se optimizan para que el ren dimiento del Sistema Reactor alcance el nivel de desulfuración requerido. El hidrocraqueo se minimiza preferente mente para reducir el volumen de hidrocarburos formados como subproductos del proceso. El objetivo del proceso es eliminar selectivamente los contaminantes medioambientales de la materia prima HMFO y minimizar la formación de hidrocarburos subproductos innecesarios (hidrocarburos C1-C8).
Las condiciones del proceso en cada recipiente del reactor dependerán de la materia prima, el catalizador utilizado y las propiedades finales deseadas del Producto HMFO deseado. Un experto en la materia puede esperar variaciones en las condiciones, que pueden determinarse mediante pruebas en plantas piloto y la optimización sistemática del proceso. Teniendo esto en cuenta, se ha comprobado que la presión de funcionamiento, la temperatura de funcio namiento indicada, la relación entre el Gas Activador y la materia prima HMFO, la presión parcial de hidrógeno en el Gas Activador y la velocidad espacial son parámetros importantes a tener en cuenta. La presión de funcionamiento del Sistema Reactor debe estar comprendida entre 1,7 MPa(g) (250 psig) y 20,7 MPa(g) (3000 psig), preferentemen te entre 6,9 MPa (1000 psig) y 17,2 MPa(g) (2500 psig) y, más preferentemente, entre 10,3 MPa(g) (1500 psig) y 15,2 MPa(g) (2200 psig). La temperatura de funcionamiento indicada del Sistema Reactor debe estar comprendida entre 260°C (500°F) y 482°C (900°F), preferentemente entre 343°C (650°F) y 454°C (850°F) y, más preferentemen te, entre 360°C (680°F) y 427°C (800°F). La relación entre la cantidad de Gas Activador y la cantidad de materia prima HMFO debe estar comprendida entre 44 Nm3 gas/m3 (250 scf gas/bbl) de materia prima HMFO y 1.780 Nm3 gas/m3 (10.000 scf gas/bbl) de materia prima HMFO, preferiblemente de 356 Nm3 gas/m3 (2.000 scf gas/bbl) de Materia Prima HMFO a 890 Nm3 gas/m3 (5.000 scf gas/bbl) de Materia Prima HMFO, y, más preferiblemente, de Nm3 gas/m3 (2.500 scf gas/bbl de Materia Prima HMFO) a 801 Nm3 gas/m3 (4.500 scf gas/bbl) de Materia Prima HMFO. El Gas Activador debe seleccionarse de entre mezclas de nitrógeno, hidrógeno, dióxido de carbono, agua en estado gaseoso y metano, de modo que el Gas Activador tenga una presión parcial de gas ideal de hidrógeno(pH<2>) mayor que el 80% de la presión total de la mezcla de Gas Activador(P)y, preferentemente, el Gas Activador tenga una presión parcial de gas ideal de hidrógeno (pH<2>) mayor que el 95% de la presión total de la mezcla de Gas Acti vador (P). El Gas Activador puede tener una fracción molar de hidrógeno comprendida entre el 80% y el 100% de los moles totales de la mezcla de Gas Activador y, más preferiblemente, el Gas Activador tiene una fracción molar de hidrógeno comprendida entre el 80% y el 99% de los moles totales de la mezcla de Gas Activador. La velocidad separada por horas del líquido dentro del Sistema Reactor debe estar entre 0,05 aceite/hora/m3 catalizador y 1,0 aceite/hora/m3 catalizador, preferentemente entre 0,08 aceite/hora/m3 catalizador y 0,1 aceite/hora/m3 catalizador, y, más preferentemente, entre 0,1 aceite/hora/m3 catalizador y 0,3 aceite/hora/m3 catalizador para lograr la desulfura ción con niveles de azufre del producto inferiores a 0,1 ppm en paso.
La tasa de capacidad hidráulica del Sistema Reactor debe estar comprendida entre 16 m3 (100 bbl) de Materia Prima HMFO/día y 15.899 m3 (100.000 bbl) de Materia Prima HMFO/día, preferentemente entre 159 m3 (1.000 bbl) de Materia Prima HMFO/día y 9.539 m3 (60.000 bbl) de Materia Prima HMFO/día, más preferiblemente, entre 795 m3 (5.000 bbl) de HMFO/día y 7,154 m3 (45.000 bbl) de HMFO/día, y aún más preferiblemente, entre 1.590 m3 (10.000 bbl) de HMFO/día y 4.770 m3 (30.000 bbl) de HMFO/día. La capacidad hidráulica deseada puede lograr se en un Sistema Reactor de vasija de reactor única o en un Sistema Reactor de vasija de reactor múltiple.
Descripción del Sistema de Separación de productos petrolíferos :El Sistema de Separación De Productos Petrolíferos (19) comprende una columna de separación y los equipos y servicios auxiliares necesarios para eliminar el hidrógeno, el sulfuro de hidrógeno y los hidrocarburos ligeros más ligeros que el gasóleo del Producto HMFO. Tales sistemas son bien conocidos por los expertos en la materia y en la presente memoria descriptiva se ofrece una memoria descriptiva funcional generalizada. El líquido procedente del Separador en Caliente (13) y del Separador en Frío (7) alimenta la columna de separación de productos petrolíferos (19). La eliminación del hidrógeno, de sulfuro de hidrógeno y de los hidrocarburos ligeros más livianos que el gasóleo puede lograrse mediante un recalentador, vapor vivo u otro medio de eliminación. El Sistema de Separación de Productos Petrolíferos (19) puede diseñarse con un sistema aéreo que incluya un condensador aéreo, un barril de reflujo y una bomba de reflujo, o puede dise ñarse sin sistema superior. Las condiciones del Extractor de Productos Petrolíferos pueden optimizarse para contro lar las propiedades generales del Producto HMFO, más concretamente la viscosidad y la densidad.
Descripción del Sistema de Absorción de Aminas:El Sistema de Absorción de Aminas (21) comprende una columna de contacto gas-líquido y los equipos y servicios auxiliares necesarios para eliminar el gas ácido (es decir, el sulfuro de hidrógeno) de la alimentación de vapor del Separador en Frío, de modo que el gas depurado resultante pueda reciclarse y utilizarse como gas de activación. Tales sistemas son bien conocidos por los expertos en la mate ria y en la presente memoria descriptiva se ofrece una descripción funcional generalizada. Los vapores procedentes del Separador en Frío (17) alimentan la columna / el sistema de contacto (19). La amina ajustada (u otros fluidos o sistemas adecuados de extracción de gas amargo) suministrada por OSBL se utiliza para lavar el vapor del Separa dor en Frío de modo que se elimine eficazmente el sulfuro de hidrógeno. El sistema de absorción de aminas (19) puede diseñarse con un sistema de secado de gas para eliminar el vapor de agua arrastrado en el Gas Activador de Reciclado (C').
Los siguientes ejemplos proporcionarán a un experto en la materia una realización ilustrativa más específica para llevar a cabo el proceso descrito y reivindicado en la presente memoria descriptiva:
EJEMPLO 1
Visión general:El propósito de una prueba piloto es demostrar que la materia prima HMFO puede ser procesada por medio de un reactor cargado con catalizadores disponibles en el mercado en condiciones específicas para elimi nar los contaminantes ambientales, específicamente el azufre y otros contaminantes del HMFO para producir un Producto HMFO que cumpla con MARPOL, es decir, la producción de un Fuelóleo Pesado Marino de Bajo Conteni do de Azufre del (LS - HMFO) o Ultra Bajo Contenido de Azufre del Fuelóleo Pesado Marino (USL-HMFO).
Configuración de la unidad piloto:La unidad piloto contará con dos reactores de 434 cm3 dispuestos en serie para procesar la materia prima HMFO. El reactor principal se cargará con una mezcla de un catalizador de hidrodemetilación (HDM) disponible en el mercado y un catalizador de hidrotransición (HDT) disponible en el mercado. Un experto en la materia apreciará que la capa de catalizador HDT puede formarse y optimizarse utilizando una mezcla de catalizadores HDM y HDS combinados con un material inerte para alcanzar los niveles de actividad intermedios/de transición deseados. El segundo reactor se cargará con una mezcla de hidrotransición (HDT) e hidrodesulfuración (HDS) disponibles en el mercado. Alternativamente, se puede cargar el segundo reactor simplemente con un catalizador comercial de hidrodesulfuración (HDS). Un experto en la materia apreciará que las propiedades específi cas de la materia prima HMFO pueden afectar a la proporción de catalizadores HDM, HDT y HDS en el sistema del reactor. Un proceso sistemático de pruebas de diferentes combinaciones con la misma materia prima dará como resultado la combinación de catalizador optimizada para cualquier materia prima y condiciones de reacción. Para este ejemplo, el primer reactor se cargará con 2/3 de catalizador de hidrodemetilación y 1/3 de catalizador de hidro transición. El segundo reactor se cargará con todo el catalizador de hidrodesulfuración. Los catalizadores de cada reactor se mezclarán con microesferas de vidrio (aproximadamente el 50% en volumen) para mejorar la distribución del líquido y controlar mejor la temperatura del reactor. Para esta prueba piloto, se deben utilizar estos catalizadores disponibles en el mercado: HDM: Albemarle serie KFR 20 o equivalente; HDT: Albemarle serie KFR 30 o equivalen te; HDS: Albemarle KFR 50 o KFR 70 o equivalente. Una vez finalizada la instalación de la unidad piloto, el cataliza dor puede activarse sulfurándolo con dimetildisulfuro (DMDS) de una forma bien conocida por los expertos en la materia.
Funcionamiento de la unidad piloto:Una vez completado el paso de activación, la unidad piloto estará lista para recibir la materia prima HMFO y la alimentación de Gas Activador. En el presente ejemplo, el Gas Activador puede ser hidrógeno gaseoso de calidad técnica o superior. La mezcla de materia prima HMFO y gas de activación se suministrará a la planta piloto en las proporciones y condiciones de funcionamiento especificadas: Tasa de alimenta ción de aceite: 108.5 ml/h (velocidad espacial = 0,25/h); Relación hidrógeno/aceite: 570 Nm3/m3 (3200 scf/bbl); Tem peratura del reactor: 372°C (702°F); Presión de salida del reactor: 13.8 MPa(g) (2000 psig).
Un experto en la materia sabrá que los índices y las condiciones pueden ajustarse y optimizarse sistemáticamente en función de las propiedades de alimentación para conseguir los requisitos deseados del producto. La unidad se llevará a un estado estacionario para cada condición y se tomarán muestras completas para poder completar las pruebas analíticas. El balance de material de cada condición debe cerrarse antes de pasar a la siguiente condición. Los impactos esperados en las propiedades de la Materia Prima HMFO son: Contenido de azufre (wt%): Reducido al menos un 80%; Contenido de metales (% en peso): Reducido al menos en un 80%; MCR / Contenido de asfalteno (% en peso): Reducido al menos un 30%; Contenido de nitrógeno (% en peso): Reducido al menos un 20%; Rendi miento de C1-Nafta (% en peso): No superior a 3,0% y preferiblemente no superior a 1,0%.
[Las condiciones del proceso en la Unidad Piloto pueden ajustarse sistemáticamente de acuerdo con la Tabla 4 para evaluar el impacto de las condiciones del proceso y optimizar el rendimiento del proceso para el catalizador específi co y la materia prima HMFO utilizada.
De este modo, las condiciones de la unidad piloto pueden optimizarse para conseguir un Producto HMFO con me nos del 0,5% en peso de azufre y, preferiblemente, un Producto HMFO con 0,1% en peso de azufre. Las condicio nes para producir ULS-HMFO (es decir, Producto HMFO con 0,1% en peso de azufre) serán: Materia prima HMFO, Velocidad de alimentación: 65.1 ml/h (velocidad espacial = 0,15/h); Relación hidrógeno/aceite: 620 Nm3/m3 (3480 scf/bbl); Temperatura del reactor: 385°C (725°F); Presión de salida del reactor: 15 MPa(g) (2200 psig).
La Tabla 5 resume los impactos previstos sobre las propiedades clave del HMFO.
La Tabla 6 enumera las pruebas analíticas que deben realizarse para la caracterización de la Materia Prima HMFO y del Producto HMFO. Las pruebas analíticas incluyen las exigidas por la ISO para que el HMFO de materia prima y el HMFO de producto puedan calificarse y comercializarse como combustibles marinos residuales conformes con la ISO. Los parámetros adicionales se proporcionan para que un experto en la materia pueda comprender y apreciar la eficacia del proceso inventivo.
La Tabla 7 contiene los resultados de las pruebas analíticas de la materia prima HMFO y los resultados de las prue bas analíticas del Producto HMFO esperados del proceso inventivo que indican la producción de un LS HMFO. Un experto en la materia observará que, en estas condiciones, los niveles de craqueo de hidrocarburos se minimizarán a niveles sustancialmente inferiores al 10%, más preferiblemente, inferiores al 5% y, aún más preferiblemente, infe riores al 1% del balance de masa total.
El Producto HMFO producido por el proceso inventivo alcanzará los límites ULS HMFO (es decir, el Producto HMFO de 0,1% en peso de azufre) mediante la variación sistemática de los parámetros del proceso, por ejemplo, mediante una velocidad espacial más baja o utilizando una materia prima HMFO con un contenido inicial de azufre más bajo.
Ejemplo 2: RMG-380 HMFO
Configuración de la unidad piloto:Se instaló una unidad piloto como se indicó más arriba en el Ejemplo 1 con los siguientes cambios: el primer reactor se cargó con: como primera capa (superior) encontrada por la materia prima catalizador de hidrodemetilación Albemarle serie KFR 20 70% vol y catalizador de hidrotransición Albemarle serie KFR 3030% vol como segunda capa (inferior). El segundo reactor se cargó con un 20% de catalizador de hidrotransición Albemarle de la serie KFR 30 como primera capa (superior) y un 80% vol de catalizador de hidrodesulfuración como segunda capa (inferior). El catalizador se activó sulfurándolo con dimetildisulfuro (DMDS) de un modo bien conocido por los expertos en la materia.
Funcionamiento de la unidad piloto:Una vez finalizada la etapa de activación, la unidad piloto estaba lista para recibir la materia prima HMFO y la alimentación de Gas Activador. El Gas Activador era hidrógeno gaseoso de calidad técnica o superior. La materia prima HMFO era una ISO 8217 comercialmente disponible y comercializable: hMFO conforme a 2017, excepto por un alto contenido de azufre (2,9 % en peso). La mezcla de materia prima HMFO y gas de activación se suministró a la planta piloto en las proporciones y condiciones especificadas en la Tabla 8. Las condiciones se variaron para optimizar el nivel de azufre en el material HMFO producto.
A continuación se presentan los datos analíticos de una muestra representativa de la materia prima HMFO y de muestras representativas del Producto HMFO:
Como se indica en la Tabla 7, tanto la materia prima HMFO como el Producto HMFO mostraron propiedades gene rales conformes con la norma ISO 8217: 2017 para un fuelóleo marino residual comercializable, salvo que el conte nido de azufre del Producto HMFO se redujo significativamente, como se ha indicado más arriba, en comparación con la materia prima HMFO.
Un experto en la materia apreciará que el Producto HMFO anterior producido por el proceso inventivo ha logrado no solo un Producto HMFO<l>S que cumple la norma ISO 8217:2017 (es decir, 0,5 % en peso de azufre), sino también un Producto HMFO ULS que cumple los límites (es decir, 0,1 % en peso de azufre).
Ejemplo 3: RMK-500 HMFO
La materia prima del reactor piloto utilizado en el ejemplo 2 anterior se cambió por una ISO 8217 comercialmente disponible y comercializable: hMFO conforme con la RMK-500 de 2017, salvo que tiene altos contaminantes ambien tales (es decir, azufre (3,3% en peso)). A continuación se indican otras características del HMFO de alto contenido en azufre RMK-500:
[La mezcla de materia prima (RMK-500) HMFO y gas de activación se suministró a la planta piloto en las tasas y condiciones y los niveles de azufre resultantes se obtuvieron en la siguiente tabla
El producto resultante (RMK-500) HMFO presentaba propiedades generales observadas coherentes con la materia prima (RMK-500) HMFO, excepto que el contenido de azufre se redujo significativamente como se indica en la tabla anterior.
Un experto en la materia apreciará que el Producto HMFO anterior producido por el proceso inventivo ha conseguido un Producto HMFO LS (es decir, 0,5% en peso de azufre) con las características generales de un ISO 8217: fuelóleo residual RMK-500 conforme a la normativa de 2017. También se apreciará que el proceso puede llevarse a cabo con éxito en condiciones de no hidrocraqueo (es decir, temperatura y presión más bajas) que reducen sustancialmente el hidrocraqueo de la materia prima. Se debe hacer notar que cuando se aumentaron las condiciones a una presión mucho más alta (Ejemplo E) se obtuvo un producto con un contenido de azufre más bajo, sin embargo se observó que había un aumento en la producción de hidrocarburos ligeros y nafta natural.
Se apreciará por los expertos en la materia que podrían hacerse cambios en las realizaciones ilustrativas descritas más arriba sin apartarse del alcance de las reivindicaciones. Se entiende, por tanto, que los conceptos inventivos divulgados no se limitan a las realizaciones ilustrativas o ejemplos divulgados, sino que se pretende abarcar modificaciones dentro del ámbito de los conceptos inventivos definidos por las reivindicaciones.

Claims (3)

REIVINDICACIONES
1. Un proceso para reducir los contaminantes medioambientales en un Fuelóleo Marino Pesado de Materia Prima que cumple con la norma ISO 8217:2017, Tabla 2, RMG o RMK, para propiedades generales excepto para un contenido de azufre determinado de acuerdo con la norma ISO 8754 y, opcionalmente, excepto para uno o más de un contenido de vanadio, níquel, hierro, aluminio y silicio determinado por las normas ISO respectivas, com prendiendo el proceso:
mezclar una cantidad de Materia Prima de Fuelóleo Marino Pesado con una cantidad de mezcla de Gas Ac tivador para obtener una mezcla de materia prima consistente de la Materia Prima Pesada de Fuelóleo Ma rino y la mezcla de Gas Activador; la mezcla de materia prima se lleva a las condiciones de proceso de temperatura y presión y se introduce en un primer recipiente;
poner en contacto la mezcla de materia prima con uno o más catalizadores para formar una Mezcla de Pro ceso a partir de la citada mezcla de materia prima;
recibir la citada Mezcla de Proceso y separar los componentes líquidos del Producto de Fuelóleo Marino Pesado de la Mezcla de Proceso de los componentes gaseosos y de los componentes de hidrocarburos subproductos de la Mezcla de Proceso; y
descargar el Producto de Fuelóleo Marino Pesado,
reduciendo de esta manera el contenido de azufre a menos del 0,5 % en peso, determinado de acuerdo con la norma ISO 8754,
en el que el citado Gas Activador se selecciona entre mezclas de nitrógeno, hidrógeno, dióxido de carbono, agua en estado gaseoso y metano, de tal manera que el Gas Activador tenga una presión parcial de gas ideal de hidrógeno (Ph<2>) superior al 80% de la presión total de la mezcla de Gas Activador (P), y en el que la relación entre la cantidad de Gas Activador y la cantidad de fuelóleo marino pesado está com prendida entre 44 Nm3 gas/m3 (250 scf gas/bbl) de fuelóleo marino pesado y 1.780 Nm3 gas/m3 (10.000 scf gas/bbl) de fuelóleo marino pesado,
en el que la presión total en el primer recipiente está comprendida entre 1,7 MPa (250 psig) y 20,7 MPa (3000 psig),
en el que la temperatura indicada dentro del primer recipiente está comprendida entre 260°C (500°F) y 482°C (900°F), y
en el que la velocidad del espacio horario líquido dentro del primer recipiente está comprendida entre 0,05 aceite/hora/m3 de catalizador y 1,0 aceite/hora/m3 de catalizador.
2. El proceso de la reivindicación 1, en el que el citado Fuelóleo tiene un contenido de azufre en el rango de 5,0% en peso a 1,0% en peso, como se determina de acuerdo con la norma ISO 8754.
3. El procedimiento de la reivindicación 1,
en el que el catalizador comprende: un portador catalizador de óxido inorgánico poroso y un catalizador de metal de transición,
en el que el portador poroso de óxido inorgánico catalizador es al menos un portador seleccionado del gru po formado por alúmina, portador de alúmina/boro, portador que contiene silicato de aluminio que contiene metal, portador de alúmina/fósforo, portador de alúmina/compuesto metálico de tierras alcalinas, portador de alúmina/titanio y portador de alúmina/circonio, y
en el que el catalizador de metal de transición es uno o más metales seleccionados del grupo formado por los grupos 6, 8, 9 y 10 de la Tabla Periódica.
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