WO2015081395A1 - Reator em regime fluidodinâmico combinado para o tratamento do petróleo e seus derivados - Google Patents

Reator em regime fluidodinâmico combinado para o tratamento do petróleo e seus derivados Download PDF

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José Luis GOMEZ VERGEL
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Carlos Alberto DE ARAUJO MONTEIRO
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    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4068—Moveable devices or units, e.g. on trucks, barges

Definitions

  • the present invention is in the field of processes using pressure vessels (atmospheric pressure or higher) and their application in chemical and / or biochemical unit operations under combined fluid-dynamic regime (co-current and counter-current).
  • hydrotreating and / or hydrocracking hydrocarbon streams from the processing of petroleum and its derivatives including streams from atmospheric distillation, vacuum distillation, retarded coking and catalytic cracking. co-processing of renewable origin cargo (bio-loads).
  • the Co-flowing Flow Hydrotreating Process a technology widely used to improve the quality of petroleum fractions, mainly involves the reactions of hydrodesulfurization (conversion of organosulfuric compounds into their corresponding hydrocarbons and H 2 S), hydrodesunditrogenation (conversion of nitrogenous compounds into their corresponding hydrocarbons and NH 3 ), hydrodesaromatization (hydrogenation of aromatic compounds to naphthenics), hydrogenation of olefins, among others. As the load distillation end point increases, the concentration of polysubstituted sulfur compounds increases.
  • the H2S concentration increases along the axial axis of the reactor.
  • the H2S concentration becomes higher as the reaction progresses to the lower reactor zone, where more refractory sulfur compounds are expected.
  • the opposite of H2S behavior is observed, being also responsible for the decrease of HDS rates along the reactor axial axis (top - bottom direction).
  • H2S hydrodesulfurization
  • HDS hydrodesulfurization
  • the conventional co-current HDS process is not an optimized configuration for deep desulphurization of petroleum fractions, requiring for this purpose the use of high operational severity (reduction of process load flow or increase of reactors volume or increase of pressure or increased reaction temperature).
  • Hydrocracking is the process in which petroleum fractions heavier than the distillation range of diesel, whether or not co-processed, are converted, in the presence of catalyst, hydrogen and appropriate operating conditions (pressure, temperature and contact time), in light products of higher added value (naphtha, kerosene, diesel oil) and unconverted residue, the latter can be used in the production of lubricants or as fillers of other processes (Delayed Coking, Viseduction, Fluid-Cracking). Catalytic, among others).
  • HCC involves two distinct reaction steps: hydrotreating the cargo followed by hydrocracking it.
  • the first step is responsible for the removal of sulfur and nitrogen contaminants in the form of H 2 S and NH 3 , also accompanied by aromatic saturation reactions, hydrogenation of olefins, hydrodemetallization (hydrogenation of metallic compounds), hydrodeoxygenation (hydrogenation of oxygenated compounds). and some conversion of heavy to light compounds, depending on the operating condition and catalytic system employed.
  • the heavy fractions are converted to lighter compounds.
  • this process is extensively used in refining as it has significant flexibility in naphtha, kerosene and diesel production, depending on the operating conditions employed, catalyst types and process configuration (one or two stages). , with or without intermediate gas separation), transforming low value added loads into excellent quality fuels.
  • another process configuration is single stage hydrocracking with intermediate gas separation between the catalytic hydrotreating and hydrocracking systems.
  • H 2 S and NH 3 are separated from the hydrotreating bed effluent generally in a flash pressure vessel, primarily preventing NH 3 gas from reducing the cracking activity of the hydrocracking bed downstream of the HDT bed.
  • this configuration requires higher investment than without intermediate gas separation, although allowing for longer campaign time and milder operating severity than the first configuration.
  • the reactor design does not have any different conformation in the design of the reaction reactors in relation to the conventional process in downstream charge and hydrogen flow, only differing in the direction of the charge and gas flows.
  • US 2004/0050753 A1 claims a one-stage hydrocracking process for fillers derived exclusively from atmospheric distillation heavy gas oil or vacuum light gas oil or mixtures thereof, with a temperature of 5% vaporized between 250 ° C and 400 ° C and 95 ° C. % vaporized to 470 ° C (ASTM D-2887 distillation). It also claims process use rights in diesel oil production of the following quality: ASTM D-2887 distillation 95% vaporized temperature below 360 ° C, sulfur content up to 50 ppm and minimum cetane number 51.
  • the process is comprised of a preliminary hydrotreating step where the effluent is generated with organic nitrogen below 80 ppm (preferably below 10 ppm), followed by the moderate pressure hydrocracking step (H 2 partial pressure between 70 bar and 100 bar) with conversion of at least 80% by volume. Both steps are conducted in the same reactor (single stage configuration) and without intermediate separation of the gases produced in the hydrotreating section.
  • the unconverted residue (boiling point up to 535 ° C) from the hydrocracking step is optionally recycled to the beginning of the hydrocracking section after the purge step.
  • US2003 / 0085154 A1 describes an improvement of the single stage hydrocracking process, allowing the processing of hydrocarbon streams with high levels of organic nitrogen (500 ppm to 5,000 ppm).
  • a partial NH 3 elimination step (more than 70% of total NH 3 generated in the hydrotreating section) is proposed between the hydrotreating and hydrocracking zones by employing a flash vessel at pressure close to that of the reactor.
  • hydrotreating and temperature between 150 ° C and the outlet temperature of the hydrotreating reactor.
  • Removal of NH 3 allows the hydrocracking section to operate with shorter contact times (lower reactor volumes) and lower temperatures, thereby increasing campaign time and improving end product quality compared to the process described in the previous patent.
  • this improvement is responsible for an increased investment as it requires the use of additional pressure vessels.
  • the hydrocracking zone also has at least one hydrotreating catalyst bed, which is responsible for bringing the organic nitrogen content of the liquid below 10 ppm.
  • the present invention relates to a novel geometry / apparatus consisting of a combination, in a single apparatus, of one or more reactors / zones / sections / upstream reaction beds, and one or more reactors / zones / sections / countercurrent reaction beds and a rectification section / zone for the removal of gaseous contaminants for the process in question, formed mainly in the first section of the equipment.
  • the invention relates to a reaction vessel for the treatment of petroleum and petroleum derivatives, which hydrotreats and / or hydrocrackes the petroleum and its derivatives in a single reactor capable of reacting in co-current and countercurrent flow regime. section promoting the withdrawal of H 2 S and NH 3 .
  • the invention also relates to a process of treating petroleum and petroleum derivatives comprising the use of the reactor consisting of a central body in counterflow current interconnected by the upper end to a plurality of lateral bodies which present the flow current regime; the upper end surrounds the gaseous contaminant removal section, preferably ammonia and hydrogen sulfide; and, injecting one or more fluids into said reactor.
  • the reactor consisting of a central body in counterflow current interconnected by the upper end to a plurality of lateral bodies which present the flow current regime; the upper end surrounds the gaseous contaminant removal section, preferably ammonia and hydrogen sulfide; and, injecting one or more fluids into said reactor.
  • Figure 1 Side view of the object of the invention.
  • Figure 2 - presents the volumetric fraction profile of the gas in the reactor.
  • the reactor (1) for the treatment of petroleum and petroleum derivatives of the present invention consists of a central body (2) in countercurrent flow of liquid and gas interconnected to a plurality of side bodies (3) operating in a regime of cocurrent flow of liquid and gas.
  • the central body (2) has an upper opening (2.1) and a lower opening (2.2); such a central body is interconnected by the upper end to a set of 2 to 8 side bodies (3).
  • the central body (2) is interconnected to a set of 2 to 8 side bodies (3); more preferably, 4 side bodies (3) are arranged on opposite sides of the radial symmetry axis of the central body (2).
  • the upper opening (2.1) of the central body (2) is connected to one or more equipment commonly used in downstream petroleum hydrofoil (flash vessels in different temperature and pressure conditions, heat exchangers, air or water chillers). , among others). Upstream of this vessel / reactor is positioned one or more equipment commonly used in oil hydrorefining, which connects to the central body (2) through the lower opening (2.2), for example, ovens, referrers, heat exchangers, charge pumps, among others).
  • the central body (2) and side bodies (3) are also provided with prior art devices in countercurrent (or co-current) regimes such as distributors, bulkheads, catalysts, quenchers and others.
  • the lateral bodies (3) are positioned on opposite sides of the same axis of symmetry of the central body (2); each of the bodies of the plurality of side bodies (3) consists of a lower region and an upper region.
  • axis of symmetry is the exact similarity of shape around a given straight line; the axis; point or plane.
  • the lower region (3.1), shown in figure 2 of each side body (3) acts in the co-current flow regime; It is optionally provided with one or more prior art devices such as dispensers, bulkheads, catalysts, quenchers and the like.
  • the catalyst used is preferably a catalyst usually employed in a fixed bed, and may be a catalyst with hydrogenated and / or acidic, supported or mass active functions. More preferably, the catalyst component responsible for the hydrogenating function may be Ni, Mo, Co, W, Pt, Pd, Rh, Ir, Ru and combinations thereof. More preferably, the acid function of the catalyst may be provided by the following supports: alumina, chlorinated alumina, silica alumina, zeolites and combinations thereof. They may also be comprised of additives with hydrogenating, acidic function and coking resistance promoter. Additionally they can be used in extruded form or as structured beds.
  • two or more fluids are injected in an upward flow into the lower region (3.1) of each lateral body (3).
  • the use of fluid pumping systems and gas compressors is considered.
  • the injected fluids are a gaseous fluid, such as hydrogen gas or hydrogen enriched gas; and a liquid fluid such as petroleum or a stream of petroleum derived hydrocarbons.
  • a gaseous fluid such as hydrogen gas or hydrogen enriched gas
  • a liquid fluid such as petroleum or a stream of petroleum derived hydrocarbons.
  • the side bodies 3 act under the co-current regime and are fixed bed
  • the gaseous fluid is hydrogen rich gas
  • the liquid fluid is a petroleum derivative, such as diesel and gas oils, from various processes of refining or renewable sources or a mixture of both.
  • petroleum hydrochloride and its derivatives begin in the lower region (3.1) by passing a stream of petroleum derivatives through a fixed catalytic bed and by contacting such a stream with a gas, more specifically hydrogen, injected into a gas. Co-current regimen.
  • gas-liquid separation occurs, such as the removal of H 2 S and NH 3 molecules.
  • gaseous fluid from the side bodies (3) and a gaseous upward fluid injected into the central body itself (2) tend to mix and leave the equipment by the upper portion (2.1); and, concomitantly, the descending liquid fluid that has been partially hydrotreated on the hydrocarbon-rich side bodies (3) and sulfur and nitrogen compounds more refractory to hydrotreating reactions , continues its downward course and is contrary to the flow of injected gaseous fluid.
  • the lower portion (2.2) may contain a mixed bed of catalysts with hydrogenating and hydrocracking function, or only hydrocracking and thus the descending liquid fluid will be hydrotreated and / or hydrocracked.
  • reactor (1) for hydrotreating and hydrocracking of petroleum and its derivatives requires the injection of a final volume of gaseous fluid at least equal to the chemical hydrogen consumption of the process.
  • the object of this invention makes it unnecessary to use an additional ratification tower between hydrotreating and hydrocracking reaction sections / zones, further upstream and downstream of this reactor (1) for hydrotreating and / or hydrocracking Petroleum and petroleum products may be connected to other equipment commonly used in the refining of petroleum and petroleum products.
  • the reactor (1) for hydrotreating and / or hydrocracking of petroleum and petroleum derivatives of the present invention combines in a single reactor (1) of particular geometry the hydrotreating and / or hydrocracking in countercurrent and co-current flow reactions commonly employed in the present invention.
  • petroleum derivatives especially diesel and gas oils.
  • countercurrent and co-current flow regimes are always performed in separate and physically separate reactors or pressure vessels.
  • reactor (1) consisting of a central body (2) with countercurrent regime interconnected by the upper end to a plurality of lateral bodies (3) presenting the co-current regime; and, injecting one or more fluids in a controlled range of temperature and pressure.
  • Catalytic reactions in co-current and counter-current flow occur in the same reactor (1), in conjugated bodies, in a temperature range from 100 ° C to 500 ° C, and pressure from 1 bar to 200 bar.
  • the co-current reactions occur within the set of 2 to 8 side bodies (3).
  • two or more fluids are injected in the same direction and direction.
  • the injected fluids are a gaseous fluid such as hydrogen or a hydrogen rich gas; and a liquid fluid, such as petroleum or a petroleum-derived liquid.
  • a gaseous fluid such as hydrogen or a hydrogen rich gas
  • a liquid fluid such as petroleum or a petroleum-derived liquid.
  • the side bodies (3) act under the co-current regime and are fixed bed
  • the gaseous fluid is hydrogen or a hydrogen rich gas
  • the liquid fluid is a petroleum derivative, such as diesel and gas oils.
  • the gaseous fluid and liquid fluid are injected co-current in the lower region of each of the side bodies (3), at this stage of the process of the present invention, the injected liquid fluid will be at least partially hydrotreated and hydrocracked. These reactions are accelerated by the presence of one or more catalysts located in the lower region (3.1) of each lateral body (3).
  • the catalytic system employed is preferably a catalyst usually employed in a fixed bed, and may be a catalyst with active or supported hydrogenic and / or acidic functions. More preferably, the catalyst component responsible for the hydrogenating function may be Ni, Mo, Co, W, Pt, Pd, Rh, Ir, Ru and combinations thereof. More preferably, the acid function of the catalyst may be provided by the following supports: alumina, chlorinated alumina, silica alumina, zeolites and combinations thereof. They may also be comprised of additives with hydrogenating, acidic function and coking resistance promoter. Additionally they can be used in extruded form or as structured beds.
  • the central body (2) acts countercurrent due to the injection of gaseous fluid into its lower opening. At this stage of the process liquid fluid which is already partially hydrotreated and / or hydrocracked becomes more deeply hydrotreated and / or hydrocracked.
  • the upper opening and lower opening of the central body (2) are connected to one or more prior art devices such as mixers, pumps, compressors and others. Devices connected to the upper opening capture the gas phase rich in H 2 S and NH 3 , while devices connected to the lower opening are responsible for injecting the gaseous fluid into the central body (2), promoting countercurrent regime in this region of the reactor. (1) and by receiving the hydrotreated and / or hydrocracked liquid.
  • the process of this invention has the advantage of performing in one reactor co-current and countercurrent flow catalytic reactions that occur in separate bodies of the same reactor (1). in a temperature range from 100 ° C to 500 ° C, and pressure from 1 bar to 200 bar and with a high partial hydrogen pressure in the region where the less reactive sulfur compounds are concentrated.
  • Example 1 Technical Specifications - Digital Simulation.
  • Diameter of side reactors 1, 5 cm.
  • Length of side reactors 10 cm.
  • volumetric ratio in the arms 200 m 3 gas / m 3 liquid.
  • volumetric ratio in central reactor 20 m3 gas / m3 liquid.
  • Figure 2 shows the volume fraction of the gas. It can be seen that the gas is more concentrated at the top of the column due to the density difference that causes it to rise relative to the injected liquid. This means that the H 2 S and NH 3 produced in the reactor, or any other inhibitor of a specific gas-liquid-solid chemical reaction, will be removed at the top of the column.
  • Example 2 Volumetric fractional profile of gas inside reactor ().
  • the liquid rises up the side arms (3), by the action of an injector equipment, such as a pump and goes down the central body (2) of the reactor (1) due to gravity.
  • the body centers! (2) reactor (1) is countercurrent. This demonstrates that it is possible to combine both types of flows in one reactor.

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Abstract

A presente invenção descreve um reator (1 ) para o tratamento do petróleo e derivados do petróleo que é consistido de um corpo central (2) com regime de escoamento contracorrente interligado a uma pluralidade de corpos laterais (3) que apresentam o regime de cocorrente; e a um processo de tratamento do petróleo e derivados do petróleo.

Description

REATOR EM REGIME FLUIDODINÂMICO COMBINADO PARA O TRATAMENTO DO PETRÓLEO E SEUS DERIVADOS
CAMPO DA INVENÇÃO
A presente invenção se insere no campo dos processos que utilizam vasos de pressão (pressão atmosférica ou superior) e sua aplicação em operações unitárias químicas e/ou bioquímicas sob regime fluidodinâmico combinado (cocorrente e contracorrente).
Mais especificamente, trata a invenção do hidrotratamento e/ou hidrocraqueamento de correntes de hidrocarbonetos provenientes do processamento de petróleo e seus derivados, incluindo as correntes oriundas da destilação atmosférica, da destilação a vácuo, do coqueamento retardado e do craqueamento catalítico, além do processamento ou coprocessamento de cargas de origem renovável (biocargas).
FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO
As unidades convencionais de Hidrotratamento (HDT) e Hidrocraqueamento (HCC) de frações de petróleo, com co-processamento ou não de biocargas, adotam reatores de leito gotejante (trickle bed). Neste tipo de reator, o catalisador permanece imóvel (leito fixo), suportado por bandejas, enquanto que a carga e o hidrogénio passam através dele para que ocorram as reações de hidrogenação e hidrocraqueamento. Tipicamente, a carga e o gás rico em hidrogénio são alimentados na seção do topo do reator, ou seja, em regime de escoamento cocorrente descendente. Estes reatores operam em regime multifásico, no qual a fase sólida é o catalisador; e a fase gasosa é o gás rico em hidrogénio e a fração vaporizada da carga; e a fase líquida é a fração líquida da carga. ESTADO DA TÉCNICA
O Processo de Hidrotratamento em Regime de Escoamento Cocorrente, tecnologia amplamente utilizada na melhoria de qualidade de frações de petróleo, envolve principalmente as reações de hidrodessulfurização (conversão dos compostos organossulfurados em seus hidrocarbonetos correspondentes e H2S), hidrodesnitrogenação (conversão de compostos nitrogenados em seus hidrocarbonetos correspondentes e NH3), hidrodesaromatização (hidrogenação de compostos aromáticos a naftênicos), hidrogenação de olefinas, entre outras. À medida que o ponto final de destilação da carga aumenta, maior é a concentração de compostos de enxofre polissubstituídos. Sabe-se que o aumento do grau de substituição nesses compostos os torna mais refratários às reações de hidrodessulfurização (HDS) devido, principalmente, ao impedimento da molécula de enxofre, o que dificulta seu acesso ao sítio ativo do catalisador e, consequentemente, sua hidrogenação ao correspondente hidrocarboneto e H2S.
No processo convencional de HDS em regime de escoamento cocorrente de frações de petróleo, com coprocessamento ou não de biocargas, a concentração de H2S aumenta ao longo do eixo axial do reator. Como resultado, a concentração de H2S torna-se maior à medida que a reação avança para a zona inferior do reator, onde é esperada a presença de compostos sulfurados mais refratários. Em relação ao perfil de concentração de H2, o oposto ao comportamento do H2S é observado, sendo também responsável pelo decréscimo das taxas de HDS ao longo do eixo axial do reator (sentido topo - fundo).
É amplamente reconhecido na literatura que, além de diminuir a pressão parcial de H2 no reator, o H2S é responsável pela forte inibição das reações de hidrodessulfurização (HDS), principalmente dos compostos organossulfurados mais refratários, resultado da adsorção competitiva sobre o catalisador. Nesse sentido, o processo convencional de HDS cocorrente não é uma configuração otimizada para a dessulfurização profunda de frações de petróleo, necessitando para tal objetivo o emprego de elevada severidade operacional (redução de vazão de carga processada ou aumento de volume de reatores ou aumento da pressão ou aumento da temperatura de reação).
O Hidrocraqueamento (HCC) é o processo no qual as frações de petróleo mais pesadas que a faixa de destilação do óleo diesel, com coprocessamento ou não de biocargas, são convertidas, na presença de catalisador, hidrogénio e condições operacionais adequadas (pressão, temperatura e tempo de contato), em produtos leves de maior valor agregado (nafta, querosene, óleo diesel) e resíduo não-convertido, este último podendo ser utilizado na produção de lubrificantes ou como cargas de outros processos (Coqueamento Retardado, Viscorredução, Craqueamento Fluido-Catalítico, entre outros).
Em linhas gerais, o HCC envolve duas etapas reacionais distintas: hidrotratamento da carga seguido do seu hidrocraqueamento. A primeira etapa é responsável pela remoção dos contaminantes sulfurados e nitrogenados na forma de H2S e NH3, também acompanhada das reações de saturação de aromáticos, hidrogenação de olefinas, hidrodesmetalização (hidrogenação de compostos metálicos), hidrodeoxigenação (hidrogenação de compostos oxigenados) e alguma conversão de compostos pesados em leves, dependendo da condição operacional e sistema catalítico empregados.
Na etapa reacional de hidrocraqueamento, as frações pesadas são convertidas em compostos mais leves. Este processo, embora altamente intensivo em capital e com elevado custo operacional, é extensivamente utilizado no refino por apresentar significativa flexibilidade na produção de nafta, querosene e diesel, dependendo das condições operacionais empregadas, tipos de catalisadores e configuração de processo (um ou dois estágios, com ou sem separação intermediária de gases), transformando cargas de baixo valor agregado em combustíveis de excelente qualidade.
Na configuração de HCC em único estágio e sem separação intermediária de gases, todo o efluente obtido na etapa de hidrotratamento, inclusive grande parte do H2S e do NH3 formados nesta primeira etapa, são enviados para a seção contendo o catalisador de hidrocraqueamento. Neste caso, uma vez que a amónia é responsável pelo envenenamento da função de craqueamento do catalisador de hidrocraqueamento (neutralização da função ácida do catalisador de HCC), para atingir maiores conversões são necessárias temperaturas mais elevadas na seção de hidrocraqueamento, resultando em menores tempos de campanha e pior qualidade dos produtos finais (aumento do teor de aromáticos devido à reversibilidade das reações de hidrogenação de aromáticos com o aumento da temperatura). Uma variação desta configuração de processo, em dois estágios, envolve o reciclo do resíduo não-convertido na etapa de hidrocraqueamento ao reator para aumentar a conversão global do processo. Entretanto, caso seja realizada sem separação intermediária de gases, a etapa de HCC estará sujeita às limitações descritas anteriormente.
Como estratégia de se maximizar o desempenho do processo de HCC, principalmente para cargas com altos teores de nitrogénio orgânico, outra configuração de processo consiste no hidrocraqueamento em estágio único com separação intermediária de gases entre os sistemas catalíticos de hidrotratamento e hidrocraqueamento. Desta forma, H2S e NH3 são separados do efluente do leito de hidrotratamento geralmente em um vaso de pressão do tipo flash, evitando principalmente que o gás NH3 reduza a atividade de craqueamento do leito de hidrocraqueamento situado a jusante do leito de HDT. Por apresentar maior complexidade de equipamentos (maior quantidade de vasos de alta pressão), esta configuração requer investimento mais elevado que a sem separação intermediária de gases, embora permitindo maior tempo de campanha e severidade operacional mais branda que a primeira configuração.
Na tecnologia Syn, licenciada pela ABB Lummus Global, o hidrocarboneto e o hidrogénio são processados em escoamento cocorrente para atingir determinada dessulfurização em um primeiro reator. O produto dessulfurizado da primeira etapa é tratado com hidrogénio em uma retificadora para retirar o H2S produzido e, depois, deve ser reprocessado em um segundo reator em regime contracorrente, o que permite uma alta pressão parcial de hidrogénio nessa parte do processo para retirar os compostos de enxofre menos reativos.
Nesta tecnologia, o projeto do reator não apresenta nenhuma conformação diferenciada no desenho dos reatores de reação em relação ao processo convencional em escoamento cocorrente descendente de carga e hidrogénio, apenas se diferenciando na direção dos fluxos de carga e gás.
Já no processo de destilação reativa catalítica em multicamadas, a remoção do enxofre do óleo diesel pelo hidrotratamento das frações leves e pesadas ocorre em leitos catalíticos diferentes, através do aquecimento e da separação em uma zona flash dentro do reator. Esse arranjo possui as vantagens de um reator cocorrente no início e as vantagens de um reator contracorrente no final.
O estado da técnica é rico em processos e equipamentos para o hidrotratamento e hidrocraqueamento do petróleo e seus derivados.
A patente US 2004/0050753 A1 reivindica um processo de hidrocraqueamento em estágio único de cargas provenientes exclusivamente de gasóleo pesado de destilação atmosférica ou gasóleo leve de vácuo ou suas misturas, com temperatura dos 5% vaporizados entre 250°C e 400°C e 95% vaporizados de até 470°C (destilação ASTM D-2887). Este também reivindica direitos de uso do processo na produção de óleo diesel com a seguinte qualidade: temperatura dos 95% vaporizados da destilação ASTM D-2887 menor que 360°C, teor de enxofre de até 50 ppm e número de cetano mínimo de 51.
Na referida patente, o processo é compreendido por uma etapa preliminar de hidrotratamento onde o efluente é gerado com teor de nitrogénio orgânico abaixo de 80 ppm (preferencialmente abaixo de 10 ppm), seguido pela etapa de hidrocraqueamento em pressão moderada (pressão parcial de H2 entre 70 bar e 100 bar) com conversão de pelo menos 80% em volume. Ambas as etapas são conduzidas no mesmo reator (configuração em estágio único) e sem separação intermediária dos gases produzidos na seção de hidrotratamento. O resíduo não-convertido (ponto de ebulição de até 535°C) da etapa de hidrocraqueamento é opcionalmente reciclado para o início da seção de hidrocraqueamento após etapa de purga.
A patente US2003/0085154 A1 descreve uma melhoria do processo de hidrocraqueamento em estágio único, permitindo o processamento de correntes de hidrocarboneto com elevados teores de nitrogénio orgânico (500 ppm a 5.000 ppm). Para tal, é proposta uma etapa de eliminação parcial de NH3 (mais de 70% de NH3 total gerado na seção de hidrotratamento) entre as zonas de hidrotratamento e hidrocraqueamento, mediante emprego de um vaso de flash em pressão próxima a do reator de hidrotratamento e temperatura entre 150°C e a temperatura de saída do reator de hidrotratamento. A remoção da NH3 permite que a seção de hidrocraqueamento opere com menores tempos de contato (menores volumes de reator) e menores temperaturas, aumentando assim o tempo de campanha e melhorando a qualidade do produto final, em comparação com o processo descrito na patente anterior. Entretanto esta melhoria é responsável por um aumento de investimento uma vez que requer a utilização de vasos de pressão adicionais. A zona de hidrocraqueamento também possui pelo menos um leito de catalisador de hidrotratamento, responsável por abater o teor de nitrogénio orgânico do líquido para abaixo de 10 ppm.
A patente reivindica a produção de destilados médios e provavelmente de óleos básicos lubrificantes, mas não descreve a qualidade dos mesmos. Entretanto, todas as etapas reacionais utilizam reatores de leito fixo em regime fluidodinâmico cocorrente descendente.
Portanto, como pode ser notado, não existe no estado da técnica nenhum equipamento que promova a maximização do desempenho do processo de hidrotratamento e/ou hidrocraqueamento e/ou hidroconversão de frações de petróleo que combinam, em um único equipamento, um ou mais reatores/zonas de reação em regime cocorrente ascendente, e um ou mais reatores/zonas de reação em regime contracorrente e uma seção de retificação para retirada de H2S e NH3 das frações do petróleo.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
A presente invenção se refere a uma nova geometria/equipamento que consiste em uma combinação, em um único equipamento, de um ou mais reatores/zonas/seções/leitos de reação em regime cocorrente ascendente, e um ou mais reatores/zonas/seções/leitos de reação em regime contracorrente e uma seção/zona de retificação para retirada de contaminantes gasosos para o processo em questão, formados principalmente na primeira seção do equipamento.
A invenção se refere a um vaso de reação para tratamento do petróleo e derivados do petróleo, que realiza o hidrotratamento e/ou o hidrocraqueamento do petróleo e seus derivados em um único reator capaz de realizar reações em regime de escoamento cocorrente e contracorrente, além de seção promovendo a retirada do H2S e do NH3.
A invenção também trata de um processo de tratamento do petróleo e derivados do petróleo que compreende o uso do reator consistido de um corpo central em regime de escoamento contracorrente interligado pela extremidade superior a uma pluralidade de corpos laterais que apresentam o regime de escoamento cocorrente; a extremidade superior envolve a seção de retirada dos contaminantes gasosos, preferencialmente amónia e sulfeto de hidrogénio; e, a injeção de um ou mais fluidos no dito reator. BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
Para obtenção de uma total e completa visualização do reator/vaso de reação para o tratamento do petróleo e derivados do petróleo, ora em questão e objeto de patente de invenção, acompanham o desenho ao qual se faz referências conforme abaixo:
Figura 1 - vista lateral do objeto da invenção.
Figura 2 - apresenta o perfil de fração volumétrica do gás no reator.
Figura 3 - eixos de simetria do corpo central, em A = eixos horizontal e vertical, em B = eixos radiais.
DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO
O reator (1) para o tratamento do petróleo e derivados do petróleo da presente invenção é consistido de um corpo central (2) em regime de escoamento contracorrente de líquido e gás interligado a uma pluralidade de corpos laterais (3) que operam em regime de escoamento cocorrente de líquido e gás.
O corpo central (2) apresenta uma abertura superior (2.1) e uma abertura inferior (2.2); tal corpo central é interligado pela extremidade superior a um conjunto de 2 a 8 corpos laterais (3). Preferencialmente, o corpo central (2) é interligado a um conjunto de 2 a 8 corpos laterais (3); mais preferencialmente ainda, são dispostos 4 corpos laterais (3) em lados opostos do eixo de simetria radial do corpo central (2).
A abertura superior (2.1) do corpo central (2) é conectada a um ou mais equipamentos usualmente utilizados no hidrorrefino do petróleo situado a sua jusante (vasos de flash em diferentes condições de temperatura e pressão, trocadores de calor, resfriadores a ar ou água, dentre outros). A montante deste vaso/reator é posicionado um ou mais equipamentos usualmente utilizados no hidrorrefino do petróleo, que se conecta ao corpo central (2) pela abertura inferior (2.2), por exemplo, fornos, refervedores, trocadores de calor, bombas de carga, entre outros). O corpo central (2) e corpos laterais (3) são também dotados de dispositivos pertencentes ao estado da técnica nos regimes de contracorrente (ou cocorrente), tais como distribuidores, anteparos, catalisadores, quenchers e outros.
Os corpos laterais (3) são posicionados em lados opostos de um mesmo eixo de simetria do corpo central (2); cada um dos corpos da pluralidade de corpos laterais (3) é consistido de uma região inferior e uma região superior.
Para fins da invenção, eixo de simetria é a semelhança exata da forma em torno de uma determinada linha reta; o eixo; ponto ou plano.
A região inferior (3.1 ), mostrada na figura 2 de cada um dos corpos laterais (3) atua no regime de escoamento cocorrente; é opcionalmente dotada de um ou mais dispositivos pertencentes ao estado da técnica, tais como, distribuidores, anteparos, catalisadores, quenchers e outros.
O catalisador usado é preferencialmente um catalisador usualmente empregado em leito fixo, podendo ser um catalisador com funções ativas hidrogenante e/ou ácida, suportados ou mássicos. Mais preferencialmente, o componente do catalisador responsável pela função hidrogenante pode ser Ni, Mo, Co, W, Pt, Pd, Rh, Ir, Ru e suas combinações. Mais preferencialmente, a função ácida do catalisador pode ser fornecida pelos seguintes suportes: alumina, alumina clorada, sílica-alumina, zeólitas e suas combinações. Também podem ser constituídos por aditivos com função hidrogenante, ácida e promotor de resistência a coqueamento. Adicionalmente podem ser utilizados na forma extrudada ou como leitos estruturados.
De modo a gerar o regime de cocorrente, dois ou mais fluidos são injetados em fluxo ascendente na região- inferior (3.1 ) de cada um dos corpos laterais (3). Para fins da invenção, por injeção considera-se a utilização de sistemas de bombeamento de fluidos e compressores de gases.
Para fins da invenção, os fluidos injetados são um fluido gasoso, como por exemplo, o gás hidrogénio ou gás enriquecido em hidrogénio; e um fluido líquido, como, por exemplo, o petróleo ou uma corrente de hidrocarbonetos derivada do petróleo. Preferencialmente, os corpos laterais (3) atuam sob o regime cocorrente e são de leito fixo, o fluido gasoso é gás rico em hidrogénio, e o fluido líquido é um derivado do petróleo, como por exemplo, o diesel e gasóleos, oriundos de diversos processos do refino ou de fontes renováveis ou da mistura de ambos.
Desta forma, o hidrorrefino do petróleo e seus derivados inicia-se na região inferior (3.1) pela passagem de uma corrente de derivados de petróleo por um leito catalítico fixo e pelo contato de tal corrente com um gás, mais especificamente o hidrogénio, injetado em regime cocorrente.
Na região superior (3.2) de cada um dos corpos laterais (3) ocorre a separação gás-líquido, como por exemplo, a remoção das moléculas de H2S e NH3.
Na porção vertical da região superior (3.2) de cada um dos corpos laterais (3) os fluidos provenientes da parte inferior (3.1) do corpo lateral permanecem em sentido ascendente, porém, na porção superior (2.1) que liga os corpos laterais (3) ao corpo central (2), os fluídos gasosos provenientes tanto do corpo lateral (3) como do corpo central (2), por serem menos densos que os fluidos líquidos, tendem a sair do reator (1) para os equipamentos subsequentes responsáveis pelo processamento da fase gasosa. Entretanto, os fluídos líquidos, que são mais densos que os fluidos gasosos, tendem a escoar em fluxo descendente ao entrarem no corpo central (2).
Na porção superior (2.1) do corpo central (2) o fluído gasoso oriundo dos corpos laterais (3) e um fluido ascendente gasoso injetado no próprio corpo central (2) tendem a se misturar e deixam o equipamento pela porção superior (2.1 ); e, de forma concomitante, o fluido líquido descendente que foi parcialmente hidrotratado nos corpos laterias (3), rico em hidrocarbonetos e em compostos de enxofre e nitrogénio mais refratários às reações de hidrotratamento, continua seu percurso descendente e contrário ao fluxo do fluido gasoso injetado, rico em hidrogénio, tornando-se profundamente hidrotratado, na porção inferior (2.2). Adicionamente a porção inferior (2.2) pode conter um leito misto de catalisadores com função hidrogenante e de hidrocraqueamento, ou apenas de hidrocraqueamento e dessa forma o fluído líquido descendente será hidrotratado e/ou hidrocraqueado.
Devido a sua forma particular, o reator (1) para o hidrotratamento e hidrocraqueamento do petróleo e seus derivados requer a injeção de um volume final do fluído gasoso, no mínimo igual ao consumo químico de hidrogénio do processo.
Além disso, o objeto desta invenção torna desnecessário o uso de uma torre de ratificação adicional entre as seções/zonas de reação de hidrotratamento e hidrocraqueamento, além disso, a montante e a jusante deste reator (1) para o hidrotratamento e/ou hidrocraqueamento do petróleo e derivados do petróleo podem ser conectados a outros equipamentos utilizados usualmente no refino do petróleo e derivados do petróleo.
O reator (1) para o hidrotratamento e/ou hidrocraqueamento de petróleo e derivados do petróleo da presente invenção conjuga em um único reator (1), de geometria particular, o hidrotratamento e/ou hidrocraqueamento em reações em fluxo contracorrente e cocorrente usualmente empregadas no hidrorrefino de derivados de petróleo, especialmente, do diesel e gasóleos. Nos processos de hidrotratamento e hidrocraqueamento de derivados do petróleo conhecidos pelos versados na arte, os regimes de escoamento contracorrente e cocorrente são sempre realizadas em reatores ou vasos de pressão distintos e separados fisicamente.
Portanto, é também um objeto da presente invenção um processo de tratamento do petróleo e derivados do petróleo que compreende o uso do reator (1 ) consistido de um corpo central (2) com regime de contracorrente interligado pela extremidade superior a uma pluralidade de corpos laterais (3) que apresentam o regime de cocorrente; e, a injeção de um ou mais fluidos em uma faixa controlada de temperatura e pressão.
As reações catalíticas em regime de escoamento cocorrente e contracorrente ocorrem no mesmo reator (1 ), em corpos conjugados, em uma faixa de temperatura de entre 100°C a 500°C, e pressão de entre 1 bar a 200 bar.
No processo de acordo com a invenção, as reações de cocorrente ocorrem no interior do conjunto de 2 a 8 corpos laterais (3). Na abertura inferior de cada um dos corpos laterais (3) são injetados dois ou mais fluidos em uma mesma direção e sentido.
Para fins deste objeto da invenção, os fluidos injetados são um fluido gasoso, como por exemplo, hidrogénio ou um gás rico em hidrogénio; e um fluido líquido, como, por exemplo, o petróleo ou um líquido derivado do petróleo. Preferencialmente, os corpos laterais (3) atuam sob o regime cocorrente e são de leito fixo, o fluido gasoso é hidrogénio ou um gás rico em hidrogénio, e o fluido líquido é um derivado do petróleo, como por exemplo, o diesel e gasóleos.
Como o fluido gasoso e o fluido líquido são injetados em regime cocorrente na região inferior de cada um dos corpos laterais (3), nesta etapa do processo da presente invenção, o fluido líquido injetado será, ao menos parcialmente, hidrotratado e hidrocraqueado. Estas reações são aceleradas pela presença de um ou mais catalisadores localizados na região inferior (3.1 ) de cada um dos corpos laterais (3).
O sistema catalítico empregado é preferencialmente um catalisador usualmente empregado em leito fixo, podendo ser um catalisador com funções ativas hidrogenante e/ou ácida, suportados ou mássicos. Mais preferencialmente, o componente do catalisador responsável pela função hidrogenante pode ser Ni, Mo, Co, W, Pt, Pd, Rh, Ir, Ru e suas combinações. Mais preferencialmente, a função ácida do catalisador pode ser fornecida pelos seguintes suportes: alumina, alumina clorada, sílica-alumina, zeólitas e suas combinações. Também podem ser constituídos por aditivos com função hidrogenante, ácida e promotor de resistência a coqueamento. Adicionalmente podem ser utilizados na forma extrudada ou como leitos estruturados.
Na região superior (3.2) de cada um dos corpos laterais (3) ocorre a separação da fase gasosa rica em H2S e NH3 da fase líquida, rica em hidrocarbonetos parcialmente hidrotratados. Os gases H2S e NH3 saem do reator (1) pela abertura superior (2.1) do corpo central (2).
O corpo centrai (2) atua em regime contracorrente devido à injeção do fluido gasoso em sua abertura inferior. Nesta etapa do processo o fluido líquido que já se encontra parcialmente hidrotratado e/ou hidrocraqueado, se torna mais profundamente hidrotratado e/ou hidrocraqueado.
A abertura superior e a abertura inferior do corpo central (2) são conectadas a um ou mais dispositivos pertencentes ao estado da técnica, tais como, misturadores, bombas, compressores e outros. Os dispositivos conectados à abertura superior captam a fase gasosa rica em H2S e NH3, enquanto os dispositivos conectados à abertura inferior são responsáveis pela injeção do fluido gasoso no corpo central (2), promovendo o regime de contracorrente, nesta região do reator (1) e por receber o líquido hidrotratado e/ou hidrocraqueado.
Embora as demais etapas do processo de tratamento do petróleo pertençam ao estado da técnica, vemos que o processo desta invenção tem a vantagem de realizar em um reator único reações catalíticas em fluxo cocorrente e contracorrente que ocorrem em corpos separados de um mesmo reator (1 ) em uma faixa de temperatura entre 100°C a 500°C, e pressão de entre 1 bar a 200 bar e com uma alta pressão parcial de hidrogénio na região onde se concentram os compostos de enxofre menos reativos.
Embora a presente invenção seja suscetível a diferentes modalidades, é mostrada uma modalidade preferida da mesma, com o entendimento de que a presente descrição deve ser considerada uma exemplificação dos princípios da invenção e não pretende limitar-se ao que é ilustrado e descrito aqui.
O exemplo dado é meramente comprobatório das concretizações realizadas pelos inventores e, não tem intenção de restringir ou delimitar os direitos da invenção, direitos que somente devem ser restringidos ou delimitados pelas reivindicações anexas.
Exemplo 1 : Especificações técnicas - simulação digital.
Para demonstrar o funcionamento da geometria, foi feita uma simulação no software CFX Ansys.
Diâmetro dos reatores laterais: 1 ,5 cm.
Comprimento dos reatores laterais: 10 cm.
Diâmetro do reator central: 2,5 cm.
Comprimento do reator central: 10 cm.
Fluxo do líquido: 0.00026 kg/s.
Relação volumétrica nos braços: 200 m3gás/m3líquido.
Relação volumétrica no reator central: 20 m3gás/m3líquido.
Pressão: 7 MPa.
Temperatura: 380°C.
Embora a simulação simplesmente mostre a fluidodinâmica sem nenhuma cinética, ela comprova a viabilidade do escoamento.
A figura 2 mostra a fração volumétrica do gás. Pode-se ver que o gás fica mais concentrado na parte superior da coluna, devido à diferença de densidade que faz com que ele se eleve em relação ao líquido injetado. Isso quer dizer que o H2S e NH3 produzidos no reator, ou qualquer outro inibidor de uma reação química gás-líquido-sólido específico, será removido na parte superior da coluna.
Exemplo 2: Perfil de fração volumétrica do gás no interior do reator ( ).
O líquido sobe pelos braços laterias (3), pela ação de um equipamento injetor, como uma bomba e desce pelo corpo central (2) do reator (1) devido à gravidade. O corpo centra! (2) do reator (1) está em regime contracorrente. Aqui se demonstra que é possível combinar os dois tipos de escoamentos em um mesmo reator.

Claims

REIVINDICAÇÕES
1- REATOR (1) PARA O TRATAMENTO DO PETRÓLEO E DERIVADOS DO PETRÓLEO, E SUAS MISTURAS OU NÃO COM CORRENTES RENOVÁVEIS, caracterizado por ser consistido de um corpo central (2) com regime de escoamento contracorrente de líquido e gás, interligado a uma pluralidade de corpos laterais (3) que apresentam o regime de escoamento cocorrente de líquido e gás.
2- REATOR (1), de acordo com a reivindicação 1 , caracterizado pelo corpo central (2) apresentar uma abertura superior (2.1 ) e uma abertura inferior (2.2); sendo interligado pela extremidade superior a um conjunto de 2 a 8 corpos laterais (3).
3- REATOR (1), de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo corpo central (1 ) ser interligado a um conjunto de 4 a 6 corpos laterais (3).
4- REATOR (1), de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pela abertura superior (2.1 ) do corpo central (2) ser conectada a equipamento usualmente utilizado no refino do petróleo situado a sua jusante; à montante é posicionado um outro equipamento usualmente utilizado no refino do petróleo, que se conecta ao corpo central (2) pela abertura inferior (2.2), que também se conecta a um dispositivo de injeção de fluidos gasosos. Este sistema pode substituir um ou mais reatores de unidades convencionais de hidrorrefino de petróleo e seus derivados.
5- REATOR (1), de acordo com a reivindicação 1 , caracterizado pelos corpos laterais (3) serem posicionados em lados opostos de um mesmo eixo de simetria do corpo central (2); cada um dos corpos da pluralidade de corpos laterais (3) é consistido de uma região inferior que atua no regime de escoamento cocorrente; e uma região superior ser o local aonde ocorre a remoção das moléculas contaminantes de H2S e NH3 devido à diferença de densidade entre a fase gasosa rica em H2S e NH3 e a fase líquida rica em hidrocarbonetos. 6- REATOR (1), de acordo com a reivindicação 1 , caracterizado por ser dotado de um ou mais distribuidores, anteparos, catalisadores, quenchers, internos e outros.
7- REATOR (1), de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por ser dotado de um ou mais catalisadores usualmente empregados em leito fixo, podendo ser um catalisador com funções ativas hidrogenante e/ou ácida, suportados ou mássicos. Mais preferencialmente, o componente do catalisador responsável pela função hidrogenante pode ser Ni, Mo, Co, W, Pt, Pd, Rh, Ir, Ru e suas combinações. Mais preferencialmente, a função ácida do catalisador pode ser fornecida pelos seguintes suportes: alumina, alumina clorada, sílica-alumina, zeólitas e suas combinações. Também podem ser constituídos por aditivos com função hidrogenante, ácida e promotor de resistência a coqueamento. Adicionalmente podem ser utilizados na forma extrudada ou como leitos estruturados.
8- REATOR (1), de acordo com a reivindicação 1 , caracterizado pelos os fluidos injetados serem um fluido gasoso e um fluido líquido.
9- REATOR (1), de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fluido gasoso ser o gás rico em hidrogénio e o fluido líquido ser o petróleo ou um líquido derivado do petróleo, combinado ou não com cargas renováveis.
10- REATOR (1), de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por realizar de forma concomitante o hidrotratamento e/ou hidrocraqueamento de frações de petróleo em reações em regime de escoamento contracorrente e cocorrente.
11- REATOR (1), de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fluido gasoso oriundo dos corpos laterais (3) e pelo fluido gasoso ascendente injetado no próprio corpo central (2) se misturarem aumentando a remoção do H2S e do NH3; e, de forma concomitante, o fluido líquido descendente, parcialmente hidrotratado e rico em hidrocarbonetos e isento de H2S e NH3, continua seu percurso descendente e contrário ao fluxo do fluido gasoso injetado tornando-se, na porção inferior (3.2) hidrotratado mais profundamente e ou hidrocraqueado.
12- PROCESSO DE TRATAMENTO DO PETRÓLEO E DERIVADOS DO PETRÓLEO QUE COMPREENDE O USO DO REATOR (1), caracterizado por ser consistido de um corpo central (2) com regime de contracorrente interligado pela extremidade superior a uma pluralidade de corpos laterais (3) que apresentam o regime de cocorrente; e, a injeção de um ou mais fluidos em uma faixa controlada de temperatura e pressão.
13- PROCESSO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelas reações catalíticas em regime de escoamento de cocorrente e contracorrente ocorrem em corpos separados de um mesmo reator (1 ) em uma faixa de temperatura de entre 100°C a 500°C, e pressão de entre 1 bar a 200 bar.
14- PROCESSO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelas as reações catalíticas em regime de escoamento cocorrente ocorrem no interior do conjunto de 2 a 8 corpos laterais (3); serem injetados dois ou mais fluidos em uma mesma direção e sentido na abertura inferior de cada um dos corpos laterais (3).
15- PROCESSO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelos fluidos injetados serem um fluido gasoso, e um fluido líquido.
16- PROCESSO, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fluido gasoso ser um gás rico em hidrogénio, e o fluido líquido ser petróleo ou um líquido derivado do petróleo.
17- PROCESSO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fluido gasoso e o fluido líquido serem injetados em regime cocorrente na região inferior de cada um dos corpos laterais (3) o fluido líquido injetado será, ao menos parcialmente, hidrotratado e ou hidrocraqueado. 18- PROCESSO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pela separação da fase gasosa da fase líquida ocorrer na região superior (3.2) de cada um dos corpos laterais (3).
19- PROCESSO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelos gases H2S e NH3 saírem do reator (1 ) pela abertura superior do corpo central (2).
20- PROCESSO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo corpo central (2) atua em regime contracorrente devido à injeção do fluido gasoso em sua abertura inferior.
21- PROCESSO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pela abertura superior e a abertura inferior do corpo central (2) serem conectadas a um ou mais dispositivos pertencentes ao estado da técnica, tais como, misturadores, bombas, compressores e outros.
22- PROCESSO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelos dispositivos conectados à abertura superior captam a fase gasosa rica em H2S e NH3, enquanto os dispositivos conectados à abertura inferior são responsáveis pela injeção do fluido gasoso no corpo central (2), promovendo o regime de contracorrente, nesta região do reator (1 ).
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