ES3034027T3

ES3034027T3 - Process for hydrotreating a residue stream

Info

Publication number: ES3034027T3
Application number: ES18810359T
Authority: ES
Inventors: Ping Sun; Grant H Yokomizo
Original assignee: UOP LLC
Current assignee: Honeywell UOP LLC
Priority date: 2017-06-02
Filing date: 2018-05-24
Publication date: 2025-08-12
Anticipated expiration: 2038-05-24
Also published as: CN110709491A; EP3630925A4; US20180346829A1; EP3630925A1; CN110709491B; WO2018222493A1; EP3630925B1; US10253272B2

Abstract

El proceso en cuestión mejora la actividad catalítica para la desmetalización y desulfuración de una corriente de alimentación de residuos mediante la inyección de agua en la alimentación y el hidrotratamiento en dos etapas con separación entre etapas. La inyección de agua mejora la actividad de desmetalización del catalizador HDM, y la separación del vapor de sulfuro de hidrógeno del efluente desmetalizado mejora la actividad del catalizador HDS. Hemos descubierto que la inyección de agua y la eliminación de sulfuro de hidrógeno juntas proporcionan un profundo efecto sinérgico. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Procedimiento para el hidrotratamiento de una corriente residual

Campo

El campo es el hidrotratamiento de corrientes residuales. Específicamente, el campo es la desulfuración de corrientes residuales.

Antecedentes

El hidroprocesamiento incluye procedimientos que convierten hidrocarburos en presencia de un catalizador de hidroprocesamiento e hidrógeno en productos más valiosos. El hidrotratamiento es un procedimiento en el que el hidrógeno se pone en contacto con una corriente hidrocarbonada en presencia de catalizadores de hidrotratamiento que son principalmente activos para la retirada de heteroátomos, tales como azufre, nitrógeno, y metales, tales como hierro, níquel y vanadio, de la materia prima hidrocarbonada.

Las corrientes de residuos o residuales se producen desde las colas de una columna de fraccionamiento. El hidrotratamiento de residuos es un procedimiento de hidrotratamiento para retirar metales, azufre y nitrógeno de una alimentación de residuos atmosféricos (AR) o residuos de vacío (VR), de modo que se pueda craquear hasta productos combustibles valiosos.

El hidrotratamiento de corrientes residuales requiere una elevada rigurosidad. Las unidades de desulfuración de residuos tienen típicamente un catalizador de hidrodesmetalización (HDM) inicial, seguido de un catalizador de hidrodesulfuración (HDS). Frecuentemente, una unidad de hidrotratamiento de residuos está limitada por los metales, de modo que el catalizador de HDM no se utiliza completamente en relación con su capacidad residual para hidrotratar más alimentación de residuos en el momento del apagado o la renovación de la unidad. En la entrada del reactor, el catalizador de HDM está completamente adsorbido de metales cuando los metales de alimentación están muy concentrados. Sin embargo, en lechos catalíticos de HDM aguas abajo, la concentración inferior de metales en la alimentación funciona para evitar la adsorción completa sobre el catalizador de HDM. La deposición de metales sobre el catalizador de HDM provoca que la velocidad de la reacción química disminuya, lo que se produce principalmente sobre la superficie del catalizador de HDM. En la práctica, la temperatura del reactor se aumenta para compensar la disminución de la velocidad de reacción. Por tanto, cuando una parte del catalizador de HDM en un reactor de desmetalización está saturada con metal, los metales de la alimentación migran hasta lechos de catalizador de HDS aguas abajo, lo que afecta a la actividad de HDS. Además, la acumulación de coque también afecta negativamente a la velocidad de reacción a través de todos los lechos catalíticos. En una fase posterior de la operación, comienza a producirse la penetración del metal en el catalizador de HDM aguas abajo cuando el ajuste de la temperatura no puede compensar la disminución de la velocidad de reacción de desulfuración. En consecuencia, la unidad se apaga y el ciclo finaliza para su sustitución con catalizador reciente.

Los refinadores desean frecuentemente una calidad de producto constante en el producto hidrotratado por debajo de una determinada especificación de azufre. Cuando se puede obtener y mantener una velocidad de reacción de desulfuración superior a lo largo de la operación de un período de ciclo unitario fijo, manifestado como un perfil de temperatura constante a lo largo del período de ciclo unitario, se logra una mejor calidad del producto a lo largo del ciclo para el mismo volumen de catalizador.

Sería altamente deseable tener un procedimiento de hidrotratamiento que pudiera desmetalizar y desulfurar eficazmente una corriente residual.

El documento US2007/138059 divulga un procedimiento de hidrotratamiento de residuos.

Breve compendio

El presente procedimiento potencia la actividad catalítica para la desmetalización y desulfuración de una corriente de alimentación residual inyectando agua en la alimentación e hidrotratando en dos fases con separación entre fases. La inyección de agua mejora la actividad de desulfuración del catalizador de HDM y la separación del vapor que comprende sulfuro de hidrógeno del efluente desmetalizado antes de entrar en el reactor de desulfuración mejora la actividad del catalizador de HDS. Los presente inventores han descubierto que la inyección de agua y la retirada de sulfuro de hidrógeno conjuntamente proporcionan un profundo efecto sinérgico.

Breve descripción de los dibujos

La FIG. 1 es un dibujo esquemático de una unidad de hidrocraqueo en dos fases.

Definiciones

El término "comunicación" significa que el flujo de material está permitido operativamente entre los componentes enumerados.

El término "comunicación aguas abajo" significa que al menos una porción del material que fluye al sujeto en comunicación aguas abajo puede fluir operativamente desde el objeto con el que se comunica.

El término "comunicación aguas arriba" significa que al menos una parte del material que fluye desde el sujeto en comunicación aguas arriba puede fluir operativamente hasta el objeto con el que se comunica.

El término "comunicación directa" significa que el flujo desde el componente aguas arriba entra en el componente aguas abajo sin experimentar un cambio de composición debido a fraccionamiento físico o conversión química.

El término "columna" significa una columna o columnas de destilación para separar uno o más componentes de diferentes volatilidades. A menos que se indique lo contrario, cada columna incluye un condensador en la cabeza de la columna para condensar y someter a reflujo una porción de una corriente de cabeza de vuelta a la parte superior de la columna y un hervidor en la cola de la columna para vaporizar y enviar una porción de una corriente de cola de vuelta a la cola de la columna. Las columnas de absorción y depuración no incluyen un condensador en la cabeza de la columna para condensar y someter a reflujo una porción de una corriente de cabeza de vuelta a la parte superior de la columna ni un hervidor en la cola de la columna para vaporizar y enviar una porción de una corriente de cola de vuelta a la cola de la columna. Las alimentaciones a las columnas pueden precalentarse. La presión de cabeza es la presión del vapor de cabeza en la salida de vapor de la columna. La temperatura de cola es la temperatura de salida de las colas líquidas. Conductos de cabeza y conductos de cola se refieren a los conductos de red desde la columna aguas abajo de cualquier reflujo o ebullición hasta la columna a menos que se indique lo contrario. Las columnas de extracción omiten un hervidor en la cola de la columna y en su lugar proporcionan condiciones de calentamiento y un impulso de separación desde un medio vaporoso inerte fluidizado tal como vapor de agua.

Según se usa en el presente documento, el término "punto de ebullición verdadero" (TBP) significa un método de prueba para determinar el punto de ebullición de un material que corresponde a la norma ASTM D-2892 para la producción de un gas licuado, fracciones de destilado y residuos de calidad estandarizada en los que pueden obtenerse datos analíticos, y la determinación de los rendimientos de las fracciones anteriores tanto en masa como en volumen a partir de los cuales se produce un gráfico de temperatura frente a % en masa destilado usando quince platos teóricos en una columna con una relación de reflujo de 5:1.

Según se usa en el presente documento, el término "punto de ebullición inicial" (IBP) significa la temperatura a la que la muestra comienza a hervir usando la norma ASTM D-7169.

Según se usa en el presente documento, el término "T5", "T70" o "T95" significa la temperatura a la que 5 por ciento en masa, 70 por ciento en masa o 95 por ciento en masa, según sea el caso, respectivamente, de la muestra hierve usando la norma ASTM D-7169.

Según se usa en el presente documento, el término "separador" significa un recipiente que tiene una entrada y al menos una salida para vapor de cabeza y una salida para líquido de cola y también puede tener una salida para corrientes acuosas desde un vierteaguas. Un tambor de vaporización instantánea es un tipo de separador que puede estar en comunicación aguas abajo con un separador que puede hacerse funcionar más tarde a presión superior.

Descripción detallada

El procedimiento y el aparato en cuestión potencia la actividad catalítica para la desmetalización y desulfuración de una corriente de alimentación residual inyectando agua en la alimentación e hidrotratando en dos fases con separación entre fases entre las fases de desmetalización y desulfuración. El aparato y el procedimiento 10 para el hidrotratamiento de una corriente residual hidrocarbonada comprende una unidad 12 de hidrotratamiento de primera fase, una sección 14 de separación de primera fase, una unidad 16 de hidrotratamiento de segunda fase y una sección 18 de separación de segunda fase.

Una corriente residual hidrocarbonada en el conducto 20 para residuos y una corriente de hidrógeno de primera fase en un primer conducto 24 para hidrógeno se alimentan a la unidad 12 de hidrotratamiento de primera fase. Una corriente de agua en el conducto 28 de alimentación de agua también se suministra a la unidad 12 de hidrotratamiento de primera fase. La corriente de agua puede comprender de 0,5 a 6% en peso y preferiblemente de 3 a 5,5% en peso de agua, basado en el peso de la corriente hidrocarbonada residual en el conducto 20 para residuo. En un aspecto, la corriente de agua puede añadirse o bombearse a la corriente de hidrógeno de primera fase en el conducto 24 para hidrógeno de primera fase para mezclar las corrientes. La mezcladura hace que la corriente de hidrógeno incluya de 0,5 a 6% en peso de agua basado en el peso de la corriente hidrocarbonada residual en el conducto 20 para residuo. La corriente de agua puede proporcionarse a partir del agua de alimentación del hervidor que se condensa a partir del vapor de agua y, por lo tanto, comprende poca o ninguna sal.

En un aspecto, el procedimiento y el aparato descritos en el presente documento son particularmente útiles para el hidrotratamiento de una corriente de alimentación hidrocarbonada que comprende una materia prima hidrocarbonada residual. Una materia prima residual puede tomarse de la cola de una columna de fraccionamiento atmosférico o una columna de fraccionamiento al vacío. Una alimentación residual adecuada es AR que tiene una T5 entre 316°C (600°F) y 399°C (750°F) y una T70 entre 510°C (950°F) y 704°C (1300°F). VR que tiene una T5 en el intervalo entre 482°C (900°F) y 565°C (1050°F) también puede ser una alimentación adecuada. VR, gasóleos atmosféricos que tienen T5 entre 288°C (550°F) y 315°C (600°F) y gasóleos de vacío (VGO) que tienen T5 entre 316°C (600°F) y 399°C (750°F) también se pueden combinar con el AR para formar una alimentación residual adecuada. El petróleo desasfaltado, las colas de los viscorreductores, los petróleos en suspensión clarificados y los petróleos de esquisto bituminoso también pueden ser alimentaciones residuales adecuadas solas o mediante combinación con AR o VR.

Típicamente, estas alimentaciones residuales contienen una concentración significativa de metales que tienen que retirarse antes de que pueda producirse la desulfuración catalítica, debido a que los metales se adsorberán sobre el catalizador de HDS haciéndolo inactivo. Típicamente, alimentaciones residuales adecuadas incluyen de 50 a 500 ppm en peso de metales, pero pueden preferirse alimentaciones residuales con menos de 200 ppm en peso de metales. El níquel, el vanadio y el hierro son algunos de los metales típicos en alimentaciones residuales. Las alimentaciones residuales pueden comprender de 5 a 200 ppm en peso de níquel, de 50 a 500 ppm en peso de vanadio, de 1 a 150 ppm en peso de hierro y/o de 5 a 25% en peso de residuo de carbono de Conradson. Las alimentaciones residuales pueden comprender de 10.000 ppm en peso a 60.000 ppm en peso de azufre. Frecuentemente, los refinadores tienen una especificación de producto elegida dependiendo de la aplicación aguas abajo de productos hidrotratados, principalmente del contenido de azufre y metales.

La corriente de hidrógeno de primera fase en el primer conducto 24 para hidrógeno puede unirse a la corriente residual en el conducto 20 para residuos para proporcionar una corriente de alimentación residual en un conducto 26 para alimentación residual. La corriente de alimentación residual en el conducto 26 para alimentación residual puede calentarse en un calentador de combustión. La corriente de alimentación residual calentada en el conducto 26 para alimentación residual puede alimentarse a una primera unidad 12 de hidrotratamiento de residuo. Con la corriente de agua procedente del conducto 28 añadida a la corriente de hidrógeno de primera fase en el conducto 24, la corriente de hidrógeno de primera fase, la corriente de agua y la corriente de alimentación residual en el conducto 20 pueden calentarse todas conjuntamente en el calentador de combustión en el conducto 26 para alimentación residual.

El hidrotratamiento es un procedimiento en el que el hidrógeno se pone en contacto con hidrocarburos en presencia de catalizadores de hidrotratamiento que son principalmente activos para la retirada de heteroátomos, tales como azufre, nitrógeno, y metales de la materia prima hidrocarbonada. La primera unidad 12 de hidrotratamiento puede comprender tres reactores de desmetalización que comprenden un primer reactor 30 de desmetalización, un segundo reactor 32 de desmetalización y un tercer reactor 34 de desmetalización. Se pueden usar más o menos reactores de desmetalización, y cada reactor 30, 32 y 34 de desmetalización puede comprender una parte de un reactor de desmetalización o comprender uno o más reactores de desmetalización. Cada reactor 30, 32 y 34 de desmetalización puede comprender parte de un lecho catalítico o uno o más lechos catalíticos en uno o más recipientes reactores de desmetalización. En la FIG. 1, la primera unidad 12 de hidrotratamiento comprende tres reactores 30, 32 y 34 de desmetalización que comprenden cada uno un solo lecho de catalizador de HDM.

Los múltiples reactores 30, 32, 34 de desmetalización también pueden incluir reactores de desmetalización que funcionan en modo de lecho oscilante y/o en modo de paso-retardo. En un aspecto, el primer reactor 30 de desmetalización y el segundo reactor 32 de desmetalización pueden funcionar en modo de lecho oscilante y/o paso-retardo. En una realización, el primer reactor 30 de desmetalización y el segundo reactor 32 de desmetalización están en serie con el primer reactor 30 de desmetalización en paso y el segundo reactor 32 de desmetalización en retardo, aguas abajo del primer reactor 30 de desmetalización. El segundo reactor 32 de desmetalización puede cambiarse al paso cuando el primer reactor 30 de desmetalización se apaga para sustitución o regeneración del catalizador. En esta realización, el segundo reactor 32 de desmetalización puede permanecer en paso incluso después de que el primer reactor 30 de desmetalización se vuelva a poner en corriente en retardo, aguas abajo del segundo reactor 30 de desmetalización. El segundo reactor 32 de desmetalización puede permanecer en paso hasta que se apague para sustitución o regeneración del catalizador, en cuyo caso el primer reactor 32 de desmetalización se devuelve al paso a medida que se reanuda el ciclo. El tercer reactor 34 de desmetalización también puede funcionar o no en ciclo de paso-retardo con el primer reactor 30 de desmetalización y el segundo reactor 32 de desmetalización.

Catalizadores de HDM adecuados para su uso en la primera unidad 12 de hidrotratamiento de residuos son cualquier catalizador de hidrotratamiento de residuos convencional e incluyen aquellos que están comprendidos por al menos un metal del Grupo VIII, preferiblemente hierro, cobalto y níquel, más preferiblemente níquel y/o cobalto, y al menos un metal del Grupo VI, preferiblemente molibdeno y volframio, sobre un material de soporte de alta superficie específica, preferiblemente alúmina. Está dentro del alcance de la presente invención que se use más de un tipo de catalizador de hidrotratamiento en el mismo recipiente de reacción o lecho catalítico. El metal del Grupo VIII está presente típicamente sobre el catalizador de HDM en una cantidad que varía de 1 a 10% en peso, preferiblemente de 2 a 5% en peso. El metal del Grupo VI estará presente típicamente sobre el catalizador de HDM en una cantidad que varía de 1 a 20% en peso, preferiblemente de 2 a 10% en peso.

En una realización, el primer reactor 30 de desmetalización, el segundo reactor 32 de desmetalización y el tercer reactor 34 de desmetalización pueden comprender un catalizador de HDM que comprende cobalto y molibdeno sobre alúmina y. El catalizador de HDM en el primer reactor 30 de desmetalización, el segundo reactor 32 de desmetalización y el tercer reactor 34 de desmetalización puede tener una distribución bimodal del tamaño de poro, estando caracterizados al menos 25% de los poros en la partícula catalítica como poros pequeños, en el intervalo de microporos o mesoporos de 5 a no más de 30 nm, y estando caracterizados al menos 25% de los poros como poros grandes, en el intervalo de mesoporos o macroporos de más de 30 a 100 nm. Los poros grandes son más adecuados para la desmetalización y los poros pequeños son más adecuados para la desulfuración. La relación de poros grandes a poros pequeños puede disminuir de aguas arriba a aguas abajo en el primer reactor 30 de desmetalización, el segundo reactor 32 de desmetalización y el tercer reactor 34 de desmetalización. En un aspecto, la primera reacción 30 de desmetalización tendrá una relación de poros grandes a poros pequeños mayor que el segundo reactor 32 de desmetalización. En un aspecto adicional, la segunda reacción 32 de desmetalización tendrá una relación mayor de poros grandes a poros pequeños que el tercer reactor 34 de desmetalización.

La corriente de alimentación residual en el conducto 26 puede alimentarse al primer reactor 30 de desmetalización, al segundo reactor 32 de desmetalización y al tercer reactor 34 de desmetalización. El primer reactor 30 de desmetalización, el segundo reactor 32 de desmetalización y el tercer reactor 34 de desmetalización pueden estar dispuestos en serie de manera que el efluente procedente de uno entre en cascada en la entrada del otro. Se contempla que se puedan proporcionar más o menos reactores de desmetalización en la unidad 12 de hidrotratamiento de primera fase. El primer reactor 30 de desmetalización, el segundo reactor 32 de desmetalización y el tercer reactor 34 de desmetalización están destinados a desmetalizar la corriente residual calentada, a fin de reducir la concentración de metales en la corriente de alimentación reciente en de 40 a 100% en peso y típicamente de 65 a 95% en peso para producir una corriente efluente desmetalizada que sale de uno, algunos o todos del primer reactor 30 de desmetalización, el segundo reactor 32 de desmetalización y el tercer reactor 34 de desmetalización. El contenido de metales de la corriente residual desmetalizada puede ser inferior a 50 ppm en peso y preferentemente entre 1 y 25 ppm en peso. El primer reactor 30 de desmetalización, el segundo reactor 32 de desmetalización y el tercer reactor 34 de desmetalización también pueden desulfurar y desnitrogenar la corriente residual. Una corriente residual desmetalizada reducida en concentración de metales y azufre con respecto a la corriente de alimentación residual alimentada al reactor puede salir del primer reactor 30 de desmetalización, del segundo reactor 32 de desmetalización y del tercer reactor 34 de desmetalización.

Condiciones de reacción preferidas en cada uno del primer reactor 30 de desmetalización, el segundo reactor 32 de desmetalización y el tercer reactor 34 de desmetalización incluyen una temperatura de 66°C (151°F) a 455°C (850°F), adecuadamente de 316°C (600°F) a 427°C (800°F) y preferiblemente de 343°C (650°<f>) a 399°C (750°F), una presión de 2,1 MPa (manométrica) (300 psig) a 27,6 MPa (manométrica) (4000 psig), preferiblemente de 13,8 MPa (manométrica) (2000 psig) a 20,7 MPa (manométrica) (3000 psig), una velocidad espacial horaria del líquido de la alimentación residual reciente de 0,1 h-1 a 5 h-1 preferiblemente de 0,2 a 2 horas-1- y una velocidad de hidrógeno de 168 Nm3/m3 (1,000 scf/bbl) a 1.680 Nm3/m3 de petróleo (10.000 scf/bbl), preferiblemente de 674 Nm3/m3 de petróleo (4.000 scf/bbl) a 1.011 Nm3/m3 de petróleo (6.000 scf/bbl).

La corriente residual desmetalizada de primera fase puede salir del tercer reactor 34 de desmetalización o cualquier reactor 30, 32, 34 de desmetalización que sea el último en corriente en el primer conducto 36 para efluente desmetalizado, enfriarse mediante intercambio de calor con la corriente de hidrógeno de primera fase en el conducto 24 y entrar en la sección 14 de separación de primera fase que comprende un separador 38 en caliente de primera fase. La sección 14 de separación de primera fase comprende uno o más separadores en comunicación aguas abajo con la primera unidad 12 de hidrotratamiento que incluye el separador 38 en caliente de primera fase. El primer conducto 36 para efluente desmetalizado aporta una corriente efluente desmetalizada enfriada al separador 38 en caliente de primera fase. Por consiguiente, el separador 38 en caliente de primera fase está en comunicación aguas abajo con el primer reactor 30 de desmetalización, el segundo reactor 32 de desmetalización y el tercer reactor 34 de desmetalización.

El separador 38 en caliente de primera fase separa la corriente residual desmetalizada para proporcionar una corriente de vapor hidrocarbonada de primera fase en un primer conducto 40 para gases de cabeza calientes y una corriente líquida caliente hidrocarbonada de primera fase en un primer conducto 42 para colas calientes. La corriente de vapor de primera fase comprende la mayor parte del sulfuro de hidrógeno procedente de la corriente residual desmetalizada. La corriente líquida de primera fase tiene una concentración de sulfuro de hidrógeno menor que la corriente residual desulfurada. Una corriente de hidrógeno de segunda fase puede tomarse de la corriente de vapor de primera fase en el conducto 40.

El separador 38 en caliente de primera fase puede funcionar a de 177°C (350°F) a 371°C (700°F) y preferiblemente funciona a de 232°C (450°F) a 315°C (600°F). El separador 38 en caliente de primera fase puede funcionar a una presión ligeramente inferior a la del primer reactor 34 de desulfuración teniendo en cuenta la caída de presión a través del equipo intermedio. El separador 38 en caliente de primera fase puede funcionar a presiones entre 3,4 MPa (manométrica) (493 psig) y 20,4 MPa (manométrica) (2959 psig). La corriente de vapor hidrocarbonada de primera fase en el conducto 40 para gases de cabeza calientes puede tener la temperatura de la temperatura de funcionamiento del separador 38 en caliente de primera fase. La corriente líquida caliente de primera fase en el primer conducto 42 para colas calientes puede mezclarse con una corriente de hidrógeno de segunda fase en un segundo conducto 68 para hidrógeno y alimentarse a la segunda unidad 16 de hidrotratamiento.

La corriente de vapor caliente de primera fase en el primer conducto 40 para gases de cabeza calientes puede enfriarse mediante intercambio de calor con la corriente de hidrógeno de primera fase en el conducto 24 antes de entrar en un separador 46 en frío de primera fase. El separador 46 en frío de primera fase puede estar en comunicación aguas abajo con el conducto 40 para gases de cabeza calientes.

Como consecuencia de las reacciones que tienen lugar en la unidad 12 de hidrotratamiento de primera fase, en las que se hacen reaccionar nitrógeno, cloro y azufre procedentes de la alimentación, se forman amoníaco y sulfuro de hidrógeno. El separador 38 en caliente de primera fase retira el sulfuro de hidrógeno y el amoníaco de la corriente líquida de primera fase en el primer conducto 42 para colas calientes hacia la corriente de vapor de primera fase en el conducto 40 para gases de cabeza calientes para proporcionar una corriente residual desmetalizada desazufrada para la desulfuración en la segunda unidad 16 de hidrotratamiento.

A una temperatura de sublimación característica, el amoníaco y el sulfuro de hidrógeno se combinarán para formar bisulfuro amónico y amoníaco, y el cloro se combinará para formar cloruro amónico. Cada compuesto tiene una temperatura de sublimación característica que puede permitir que el compuesto recubra el equipo, particularmente el equipo de intercambio de calor, deteriorando su rendimiento. Para evitar esta deposición de sales de bisulfuro amónico o cloruro amónico en el primer conducto 40 para gases de cabeza calientes que transporta la corriente de vapor de primera fase, se puede introducir una cantidad adecuada de agua de lavado en el primer conducto 40 para gases de cabeza calientes mediante un primer conducto 44 de lavado con agua.

La corriente de vapor de primera fase enfriada puede separarse en el separador 46 en frío para proporcionar una corriente de vapor fría de primera fase que comprende una corriente gaseosa rica en hidrógeno que incluye amoníaco y sulfuro de hidrógeno en un primer conducto 48 para gases de cabeza fríos y una corriente líquida fría de primera fase en un primer conducto 50 para colas frías. El separador 46 en frío sirve para separar gas rico en hidrógeno del líquido hidrocarbonado en la corriente de vapor caliente de primera fase para reciclarlo a la unidad 16 de hidrotratamiento de segunda fase. El separador 46 en frío de primera fase, por lo tanto, está en comunicación aguas abajo con el primer conducto 40 para gases de cabeza calientes del separador 38 en caliente de primera fase.

El separador 46 en frío puede funcionar a de 38°C (100°F) a 66°C (150°F), adecuadamente de 46°C (115°F) a 63°C (145°F), y justo por debajo de la presión del último reactor 30, 32, 34 de desmetalización y el separador 38 en caliente de primera fase teniendo en cuenta la caída de presión a través del equipo intermedio para mantener el hidrógeno y los gases ligeros en la cabeza y los hidrocarburos normalmente líquidos en las colas. El separador 46 en frío de primera fase puede funcionar a presiones entre 3 MPa (manométrica) (435 psig) y 20 MPa (manométrica) (2.901 psig). El separador 46 en frío de primera fase también puede tener un vierteaguas para recoger una fase acuosa. La corriente líquida fría de primera fase en el primer conducto 50 para colas frías puede tener la temperatura de la temperatura de funcionamiento del separador 46 en frío. La corriente líquida fría de primera fase en el primer conducto 50 para colas frías puede ser suministrada a un tambor 70 de vaporización instantánea en frío, en una realización después de mezclar con una corriente líquida fría de segunda fase en un segundo conducto 72 para colas frías. El tambor 70 de vaporización instantánea en frío puede estar en comunicación aguas abajo con el primer conducto 50 para colas frías del primer separador 46 en frío.

La corriente de vapor fría de primera fase en el primer conducto 48 para gases se cabeza fríos es rica en hidrógeno. Por lo tanto, el hidrógeno puede recuperarse de la corriente de vapor fría de primera fase. Sin embargo, esta corriente comprende gran parte del sulfuro de hidrógeno y el amoníaco separados de la corriente residual desmetalizada. La corriente de vapor fría en el conducto 48 para gases de cabeza fríos puede hacerse pasar a través de una columna 52 de depuración de reciclaje de bandejas o de relleno donde se depura por medio de un líquido de extracción de depuración tal como una solución acuosa alimentada mediante el conducto 54 para retirar los gases ácidos incluyendo sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono extrayéndolos en la solución acuosa. Soluciones acuosas preferidas incluyen aminas pobres tales como las alcanolaminas DEA, MEA y MDEA. Se pueden usar otras aminas en lugar de o además de las aminas preferidas. La amina pobre entra en contacto con la corriente de vapor fría de primera fase y absorbe contaminantes de gases ácidos tales como sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. La corriente de vapor fría de primera fase "desazufrada" resultante se recoge de una salida para gases de cabeza de la columna 52 de depuración de reciclaje en un conducto 56 para gases de cabeza de depurador de reciclaje, y una amina rica se recoge de las colas en una salida para colas de la columna depuradora de reciclaje en un conducto 58 para colas del depurador de reciclaje. El líquido de depuración gastado procedente de las colas puede regenerarse y reciclarse de vuelta a la columna 52 de depuración de reciclaje en el conducto 54. La corriente rica en hidrógeno depurada emerge del depurador a través del conducto 56 para gases de cabeza del depurador de reciclaje y se puede añadir una porción de reciclaje en el conducto 60 de reciclaje a la corriente de hidrógeno de reposición en el conducto 62 de reposición para suministrar una corriente de hidrógeno de segunda fase en el segundo conducto 68 para hidrógeno a la unidad 16 de hidrotratamiento de segunda fase. Por consiguiente, la corriente de hidrógeno de segunda fase en el segundo conducto 68 para hidrógeno puede recogerse de la corriente de vapor de primera fase en el conducto 40 para gases de cabeza calientes y la corriente de vapor fría de primera fase en el conducto 48 para gases de cabeza fríos de primera fase. Otra porción de la corriente rica en hidrógeno depurada en el conducto 56 para gases de cabeza del depurador de reciclaje puede purgarse en el conducto 64 y/o enviarse a una unidad 66 de recuperación de hidrógeno. La columna 52 de depuración de reciclaje puede funcionar con una temperatura de entrada de gas entre 38°C (100°F) y 66°C (150°F) y una presión de los gases de cabeza de 3 MPa (manométrica) (435 psig) a 20 MPa (manométrica) (2900 psig).

Una corriente líquida de primera fase desmetalizada sale de la primera unidad 12 de hidrotratamiento y la sección 14 de separación de primera fase en la corriente líquida de primera fase transportada en el primer conducto 42 para líquido caliente con una concentración reducida de metales, azufre y nitrógeno con respecto a la corriente residual en el conducto 20. La corriente de hidrógeno de segunda fase en el segundo conducto 68 para hidrógeno se calienta en un calentador de combustión y se mezcla con la corriente residual desmetalizada en el primer conducto 42 para colas del separador calientes y se alimenta a la segunda unidad 16 de hidrotratamiento. La corriente líquida de primera fase está todavía a temperatura elevada y puede no necesitar calentamiento adicional antes de entrar en la unidad 16 de hidrotratamiento de segunda fase. En una realización, la segunda unidad 16 de hidrotratamiento comprende un primer reactor 74 de desulfuración y un segundo reactor 76 de desulfuración que pueden incluir un catalizador de hidrodesulfuración (HDS). Se pueden usar más o menos reactores de desulfuración. El catalizador de HDS puede comprender níquel o cobalto y molibdeno sobre alúmina y para convertir azufre orgánico en sulfuro de hidrógeno. El catalizador de HDS puede tener una distribución monomodal de tamaños de poro mesoporosos, estando al menos 50% de los poros en la partícula de catalizador en el intervalo de 10-50 nm. El primer reactor 74 de desulfuración y el segundo reactor 76 de desulfuración pueden funcionar en serie con el efluente procedente del primer reactor 74 de desulfuración entrando en cascada en una entrada del segundo reactor 76 de desulfuración. El primer reactor 74 de desulfuración y el segundo reactor 76 de desulfuración desulfuran la alimentación residual desmetalizada para reducir la concentración de azufre en la corriente residual desmetalizada en de 40 a 100% en peso y típicamente de 65 a 95 % en peso para producir una corriente efluente desulfurada que sale del segundo reactor 76 de desulfuración en un conducto 78 para efluente desulfurado. La mayor parte de la desulfuración, sin embargo, se produce en la unidad 12 de hidrotratamiento de primera fase.

Condiciones de reacción preferidas en cada uno del primer reactor 74 de desulfuración y el segundo reactor 76 de desulfuración incluyen una temperatura de 66°C (151°F) a 455°C (850°F), adecuadamente de 316°C (600°F) a 427°C (800°F) y preferiblemente de 343°C (650°f ) a 399°C (750°f), una presión de 2,1 MPa (manométrica) (300 psig) a 27,6 MPa (manométrica) (4000 psig), preferiblemente de 13,8 MPa (manométrica) (2000 psig) a 20,7 M Pa (manométrica) (3000 psig), una velocidad espacial horaria del líquido de la alimentación residual reciente de 0,1 h-1 a 5 h-1, preferiblemente de 0,2 a 2 horas-1 y una velocidad de hidrógeno de 168 Nm3/m3 (1,000 scf/bbl) a 1.680 Nm3/m3 de petróleo (10.000 scf/bbl), preferiblemente de 674 Nm3/m3 de petróleo (4.000 scf/bbl) a 1.011 Nm3/m3 de petróleo (6.000 scf/bbl).

La corriente residual desulfurada de segunda fase puede salir del segundo reactor 74 de desulfuración en el conducto 78 para efluente desulfurado, ser enfriada por intercambio de calor, tal vez con la corriente de hidrógeno de primera fase en el conducto 24 (no mostrado) y entrar en la sección 18 de separación de segunda fase que comprende un separador 80 en caliente de segunda fase. La sección 18 de separación de segunda fase comprende uno o más separadores en comunicación aguas abajo con la segunda unidad 16 de hidrotratamiento que incluye el separador 80 en caliente de segunda fase. El primer conducto 78 para efluente desulfurado suministra una corriente efluente desulfurada enfriada al separador 80 en caliente de segunda fase. Por consiguiente, el separador 80 en caliente de segunda fase está en comunicación aguas abajo con el primer reactor 74 de desulfuración y el segundo reactor 76 de desulfuración.

El separador 80 en caliente de segunda fase separa la corriente efluente desulfurada para proporcionar una corriente de vapor hidrocarbonada de segunda fase en un segundo conducto 82 para gases de cabeza calientes y una corriente líquida caliente hidrocarbonada de segunda fase en un segundo conducto 84 para colas calientes. El separador 80 en caliente de segunda fase puede funcionar a de 177°C (350°F) a 371°C (700°F) y preferiblemente funciona a de 232°C (450°F) a 315°C (600°F). El separador 80 en caliente de segunda fase puede hacerse funcionar a una presión ligeramente inferior a la del segundo reactor 76 de desulfuración teniendo en cuenta la caída de presión a través del equipo intermedio. El separador 38 en caliente de segunda fase puede hacerse funcionar a presiones entre 3,4 MPa (manométrica) (493 psig) y 20,4 MPa (manométrica) (2959 psig). La corriente de vapor hidrocarbonada de segunda fase en el segundo conducto 82 superior para gases de cabeza calientes puede tener la temperatura de la temperatura de funcionamiento del separador 80 en caliente de segunda fase. La corriente líquida caliente de segunda fase en el segundo conducto 84 para colas calientes puede alimentarse a un tambor 86 de vaporización instantánea en caliente.

La corriente de vapor caliente de segunda fase en el segundo conducto 82 para gases de cabeza calientes puede enfriarse mediante intercambio de calor antes de entrar en un separador 88 en frío de segunda fase. El separador 88 en frío de segunda fase está en comunicación aguas abajo con el conducto 82 para gases de cabeza calientes del separador 80 en caliente de segunda fase. A una temperatura de sublimación característica, el amoníaco y el sulfuro de hidrógeno en el segundo conducto 82 para gases de cabeza calientes se combinarán para formar bisulfuro amónico y amoníaco, y el cloro se combinará para formar cloruro amónico. Para evitar la deposición de sales de bisulfuro amónico o cloruro amónico en el segundo conducto 82 para gases de cabeza calientes que transporta la segunda corriente de vapor caliente, se puede introducir una cantidad adecuada de agua de lavado en el segundo conducto 82 para gases de cabeza calientes mediante un segundo conducto 90 de lavado con agua.

La corriente de vapor caliente de segunda fase puede separarse en el separador 88 en frío de segunda fase para proporcionar una corriente de vapor fría de segunda fase que se convierte en la corriente de hidrógeno de primera fase que comprende una corriente gaseosa rica en hidrógeno que incluye amoníaco y sulfuro de hidrógeno en un segundo conducto 92 para gases de cabeza fríos y una corriente líquida fría de segunda fase en un segundo conducto 72 para colas frías. El separador 88 en frío de segunda fase sirve para separar gas rico en hidrógeno del líquido hidrocarbonado en la corriente de vapor caliente de segunda fase en la corriente de vapor fría de segunda fase para el reciclado a la unidad 12 de hidrotratamiento de primera fase en el segundo conducto 92 para gases de cabeza fríos. La corriente de vapor fría de segunda fase rica en hidrógeno puede comprimirse en un compresor 94 para el reciclado como la corriente de hidrógeno de primera fase en el primer conducto 24 para hidrógeno. Por consiguiente, la corriente de hidrógeno de primera fase en el primer conducto 24 para hidrógeno puede recogerse de la corriente de vapor de segunda fase en el conducto 82 para gases de cabeza calientes de segunda fase y la corriente de vapor fría de segunda fase en el conducto 92 para gases de cabeza fríos de segunda fase. En un aspecto, la corriente de agua se bombea a la corriente de hidrógeno de primera fase en el conducto 24 desde el conducto 28 de alimentación de agua, se mezcla con la misma y se calienta con la corriente de hidrógeno de primera fase en uno o más intercambiadores de calor antes de que se mezcle con la corriente 20 de alimentación residual.

El separador 88 en frío de segunda fase puede hacerse funcionar a de 38°C (100°F) a 66°C (150°F), adecuadamente de 46°C (115°F) a 63°C (145°F), y justo por debajo de la presión del segundo reactor 76 de desulfuración y el separador 80 en caliente de segunda fase teniendo en cuenta la caída de presión a través del equipo intermedio para mantener el hidrógeno y los gases ligeros en la cabeza y los hidrocarburos normalmente líquidos en las colas. El separador 88 en frío de segunda fase puede funcionar a presiones entre 3 MPa (manométrica) (435 psig) y 20 MPa (manométrica) (2.901 psig). El separador 88 en frío de segunda fase también puede tener un vierteaguas para recoger una fase acuosa. La corriente líquida fría de segunda fase en el segundo conducto 72 para colas frías puede tener la temperatura de la temperatura de funcionamiento del separador 88 en frío. La corriente líquida fría de segunda fase en el segundo conducto 72 para colas frías puede suministrarse al tambor 70 de vaporización instantánea en frío y separarse conjuntamente en el tambor 70 de vaporización instantánea en frío. En una realización, la corriente líquida fría de segunda fase en el segundo conducto 72 para colas líquidas puede mezclarse con la corriente líquida fría de primera fase en el primer conducto 50 para colas frías y separarse conjuntamente en el tambor 70 de vaporización instantánea en frío.

La segunda corriente líquida caliente hidrocarbonada en el segundo conducto 84 para colas calientes puede enviarse a fraccionamiento. En un aspecto, la segunda corriente líquida caliente en el segundo conducto 84 para colas calientes puede bajar su presión y vaporizarse instantáneamente en un tambor 86 de vaporización instantánea en caliente para proporcionar una corriente de vapor de vaporización instantánea caliente de extremos ligeros en un conducto 94 para gases de cabeza de vaporización instantánea calientes y una corriente líquida de vaporización instantánea caliente en un conducto 96 para colas de vaporización instantánea calientes. El tambor 86 de vaporización instantánea en caliente puede estar en comunicación aguas abajo directa con el segundo conducto 84 para colas calientes y en comunicación aguas abajo con la segunda unidad 16 de hidrotratamiento. En un aspecto, la corriente líquida de vaporización instantánea caliente en el conducto 96 para colas de vaporización instantánea calientes puede enviarse a fraccionamiento del producto que puede estar precedido por separación para retirar sulfuro de hidrógeno de las corrientes de producto que incluyen una corriente residual desulfurada. Por consiguiente, una columna de separación y una columna de fraccionamiento pueden estar en comunicación aguas abajo con el tambor 86 de vaporización instantánea en caliente y el conducto 96 para colas de vaporización instantánea calientes.

El tambor 86 de vaporización instantánea en caliente puede funcionar a la misma temperatura que el segundo separador 80 en caliente pero a una presión inferior de entre 1,4 MPa (manométrica) (200 psig) y 6,9 MPa (manométrica) (1000 psig), adecuadamente no más de 3,8 MPa (manométrica) (550 psig). La corriente líquida caliente de vaporización instantánea en el conducto 96 para colas calientes de vaporización instantánea puede tener la temperatura de la temperatura de funcionamiento del tambor 86 de vaporización instantánea en caliente.

En un aspecto, la segunda corriente líquida fría en el segundo conducto 72 para colas frías puede enviarse a fraccionamiento. En un aspecto adicional, la segunda corriente líquida fría puede bajar su presión y vaporizarse instantáneamente en un tambor 70 de vaporización instantánea en frío para separar el gas combustible procedente de la segunda corriente líquida fría en el segundo conducto 72 para colas frías y proporcionar una corriente líquida de vaporización instantánea fría en un conducto 100 para colas de vaporización instantánea frías. El tambor 70 de vaporización instantánea en frío puede estar en comunicación aguas abajo directa con el segundo conducto 72 para colas frías del separador 88 en frío. En un aspecto adicional, el tambor 70 de vaporización instantánea en frío puede separar la primera corriente líquida fría en el primer conducto 50 para colas frías para proporcionar una corriente gaseosa combustible en un conducto 98 para gases de cabeza de vaporización instantánea fríos y una corriente líquida de vaporización instantánea fría en un conducto 100 para colas de vaporización instantánea frías. En un aspecto, la segunda corriente líquida fría en el segundo conducto 72 para colas frías y la primera corriente líquida fría en el primer conducto 50 para colas frías pueden separarse por vaporización instantánea en el tambor 70 de vaporización instantánea en frío conjuntamente. La corriente líquida de vaporización instantánea fría en el conducto 100 para colas de vaporización instantánea frías puede enviarse a fraccionamiento del producto que puede estar precedido por extracción para retirar sulfuro de hidrógeno de las corrientes de producto que incluyen una corriente residual desulfurada. Por consiguiente, una columna de extracción y una columna de fraccionamiento pueden estar en comunicación aguas abajo con el tambor 70 de vaporización instantánea en frío y el conducto 100 para colas de vaporización instantánea frías.

La primera corriente líquida fría en el primer conducto 50 para colas frías y la segunda corriente líquida fría en el segundo conducto 72 para colas frías pueden entrar en el tambor 70 de vaporización instantánea en frío conjuntamente o por separado. En un aspecto, el primer conducto 50 para colas frías se une al segundo conducto 72 para colas frías y alimenta el tambor 70 de vaporización instantánea en frío conjuntamente.

El tambor 70 de vaporización instantánea en frío puede hacerse funcionar a la misma temperatura que el segundo separador 88 en frío pero típicamente a una presión inferior de entre 1,4 MPa (manométrica) (200 psig) y 6,9 MPa (manométrica) (1000 psig) y preferiblemente entre 3,0 MPa (manométrica) (435 psig) y 3,8 MPa (manométrica) (550 psig). Una corriente acuosa vaporizada instantáneamente puede ser retirada de un vierteaguas del tambor 70 de vaporización instantánea en frío. La corriente líquida fría de vaporización instantánea en el conducto 100 para colas frías de vaporización instantánea puede tener la misma temperatura que la temperatura de funcionamiento del tambor 70 de vaporización instantánea en frío.

Ejemplos

Se realizó experimentación para determinar el efecto de mejora del presente procedimiento sobre la desulfuración de una corriente residual con etapas de desmetalización en el Ejemplo 1 y desulfuración en el Ejemplo 2. La materia prima era residuo atmosférico medio de Arabia que tenía 36.000 ppm en peso de azufre, 31 ppm en peso de níquel, 89 ppm en peso de vanadio y 13% en peso de residuo de carbono de Conradson. El aparato implicaba tres reactores tubulares de flujo descendente. El Reactor 1 se cargó con catalizador KFR-15 disponible de Albermale diseñado para una reacción de hidrodesmetalización. El Reactor 2 se cargó con 53% en peso de catalizador KFR-15 y 47% en peso de catalizador 15 KFR-33 disponible en Albermale también diseñado para reacciones de hidrodesmetalización. El Reactor 3 se cargó con catalizador KFR-70 disponible de Albermale diseñado para reacciones de hidrodesulfuración. Todos los reactores se cargaron además con cuarzo inerte en el lecho catalítico como diluyente para asegurar una distribución de flujo uniforme.

Ejemplo 1

El Ejemplo 1 consiste en un par de experimentos efectuados para determinar el efecto de la inyección de agua. Se aplicó la misma configuración con catalizadores de hidrodesmetalización e hidrodesulfuración usando el Reactor 1, el Reactor 2 y el Reactor 3 en serie a la misma temperatura y velocidad espacial horaria en peso y sin separación entre fases. La única diferencia era que la alimentación al reactor de desmetalización en el Experimento 1B se inyectaba con agua mientras que el Experimento 1A no tenía inyección de agua en la alimentación.

La Tabla 1 muestra las condiciones experimentales para el ejemplo de una sola fase para los Reactores 1, 2 y 3 usando catalizador tanto de HDM como de HDS. La tasa del agua se basa en el peso de la alimentación reciente. La temperatura era la temperatura promedio en peso del catalizador. La velocidad espacial horaria en peso se basaba solamente en el peso de la alimentación residual hidrocarbonada.

Tabla 1

Ejemplo 2

El Ejemplo 2 consistía en un par de experimentos efectuados para determinar un rendimiento de hidrodesmetalización de referencia usando solamente el Reactor 1 y el Reactor 2 a la misma temperatura con y sin inyección de agua para ejemplificar la primera fase de desmetalización. Se recogieron los productos para usarse como alimentación desmetalizada para la segunda fase de desulfuración.

La Tabla 2 muestra las condiciones experimentales para el ejemplo de primera fase para los Reactores 1 y 2 usando solamente catalizador de HDM. La tasa del agua se basaba en el peso de la alimentación reciente. La temperatura era la temperatura promedio en peso del catalizador. La velocidad espacial horaria en peso se basaba solamente en el peso de la alimentación residual hidrocarbonada.

Tabla 2

Ejemplo 3

El Ejemplo 3 consistía en un par de experimentos efectuados para determinar un rendimiento de hidrodesmetalización de referencia usando solamente el Reactor 1 y el Reactor 2 a la misma temperatura con y sin inyección de agua para ejemplificar la primera fase de desmetalización. Se recogieron los productos para usarse como alimentación desmetalizada para la segunda fase de desulfuración. La diferencia clave del Ejemplo 3 con respecto al Ejemplo 2 reside en las temperaturas del reactor.

La Tabla 3 muestra las condiciones experimentales para el ejemplo de primera fase para los Reactores 1 y 2 usando solamente catalizador de HDM. La tasa del agua se basaba en el peso de la alimentación reciente. La temperatura era la temperatura promedio en peso del catalizador. La velocidad espacial horaria en peso se basaba solamente en el peso de la alimentación residual hidrocarbonada.

Tabla 3

Ejemplo 4

Se usaron productos residuales desmetalizados del Ejemplo 2 como alimentación a la fase de desulfuración del Ejemplo 4 para ejemplificar un procedimiento con y sin separación entre fases para retirar sulfuro de hidrógeno. Para representar el concepto de dos fases que tiene una etapa de separación, la concentración de sulfuro de hidrógeno se redujo hasta 0 y el caudal se redujo en un 15% en peso para representar la retirada de la corriente de vapor de primera fase desde la corriente de alimentación residual desmetalizada. Debido a que el aparato no podía retener el vapor procedente de la primera fase, se añadió sulfuro de hidrógeno al 3% en volumen a la alimentación a la segunda fase de desulfuración para representar el caso base sin retirada de vapor entre fases. Se usó elsoftwarede simulación Unisim para determinar las concentraciones de sulfuro de hidrógeno y los caudales globales con y sin separación entre fases. Para mantener las comparaciones equivalentes, se redujo el caudal de alimentación en el caso de inyección de agua con separación entre fases para mantener las velocidades espaciales equivalentes. Para la inyección de agua con el caso de separación entre fases, el caudal se redujo en un 15% en peso de forma similar al caso entre fases.

La Tabla 4 muestra las condiciones y los resultados para la segunda fase de desulfuración. La velocidad espacial horaria en peso se basó en el hidrocarburo líquido alimentado a la segunda fase de desulfuración solamente. La temperatura era la temperatura promedio en peso del catalizador. La concentración de azufre estaba en el producto líquido.

Tabla 4

Ejemplo 5

De manera similar al Ejemplo 4, se usaron productos residuales desmetalizados procedentes del Ejemplo 3 como alimentación a la fase de desulfuración del Ejemplo 5 para ejemplificar un procedimiento con y sin separación entre fases para retirar el sulfuro de hidrógeno. Para representar el concepto de dos fases que tiene una etapa de separación, la concentración de sulfuro de hidrógeno se redujo hasta 0 y el caudal se redujo en un 15% en peso para representar la retirada de la corriente de vapor de primera fase desde la corriente de alimentación residual desmetalizada. Debido a que el aparato no podía retener el vapor procedente de la primera fase, se añadió sulfuro de hidrógeno al 3% en volumen a la alimentación a la segunda fase de desulfuración para representar el caso base sin retirada de vapor entre fases. Se usó elsoftwarede simulación Unisim para determinar la concentración de sulfuro de hidrógeno y los caudales globales con y sin separación entre fases. Para mantener las comparaciones equivalentes, se redujo el caudal de alimentación en el caso de inyección de agua con separación entre fases para mantener las velocidades espaciales equivalentes. Para la inyección de agua con el caso de separación entre fases, el caudal se redujo en un 15 % en peso de forma similar al caso entre fases.

La Tabla 5 muestra las condiciones y los resultados para la segunda fase de desulfuración. La velocidad espacial horaria en peso se basó en el hidrocarburo líquido alimentado a la segunda fase de desulfuración solamente. La temperatura era la temperatura promedio en peso del catalizador. La concentración de azufre estaba en el producto líquido.

Tabla 5

Las Tablas 6, 7 y 8 resumen los cálculos de constantes de velocidad de desulfuración usando la Fórmula 1 para los resultados de las Tablas 1,4 y 5:

En la Fórmula 1, "k" es la constante de velocidad. "WHSV" es la velocidad espacial horaria en peso basada en el hidrocarburo líquido alimentado a la primera fase de desmetalización y a la segunda fase de desulfuración. "Temp" es la temperatura promedio del reactor en °F tomada a lo largo de ambas fases. El contenido de azufre se aplica como 36000/1x106 en cuanto a ppm en peso. "E/R" es un término de activación que iguala la energía de activación para la hidrodesulfuración sobre la constante de los gases. Se ha tomado E/R como 22.000 con 371°C (700°F) como temperatura de referencia.

La Tabla 6 calcula la constante de velocidad de reacción a partir de los datos del Ejemplo 1.

Tabla 6

La constante de velocidad, k, indica lo rápido que el azufre orgánico se convierte en sulfuro de hidrógeno e hidrocarburo. La mejora en la constante de velocidad para el agua inyectada en la fase de desmetalización se muestra como 8 l/h.

La Tabla 7 calcula la constante de velocidad de reacción para los datos procedentes de los Ejemplos 2 y 4 relacionados.

Tabla 7

La constante de velocidad, k, indica lo rápido que el azufre orgánico se convierte en sulfuro de hidrógeno e hidrocarburo. La mejora en la constante de velocidad para el agua inyectada en la fase de desmetalización seguida de la retirada de sulfuro de hidrógeno antes de la fase de desulfuración es mayor que la mejora en la constante de velocidad individual para cada una de la inyección de agua y la retirada de sulfuro de hidrógeno en un 42% para los Ejemplos 2 y 4. Por lo tanto, la inyección de agua en la fase de desmetalización seguida de la retirada de sulfuro de hidrógeno antes de la fase de desulfuración proporciona un efecto sinérgico inesperado.

La Tabla 8 calcula la constante de velocidad de reacción a partir de los datos de los Ejemplos 3 y 5 relacionados.

Tabla 8

La mejora en la constante de velocidad para el agua inyectada en la fase de desmetalización seguida de la retirada de sulfuro de hidrógeno antes de la fase de desulfuración es mayor que la mejora en la constante de velocidad individual para cada una de la inyección de agua y la retirada de sulfuro de hidrógeno en un 41% para los Ejemplos 3 y 5. Por lo tanto, la inyección de agua en la fase de desmetalización seguida de la retirada de sulfuro de hidrógeno antes de la fase de desulfuración proporciona un efecto sinérgico inesperado en ambos datos de pares de Ejemplos 2 y 4 y Ejemplos 3 y 5.

En lo anterior, todas las temperaturas se indican en grados Celsius y todas las partes y porcentajes son en peso, a menos que se indique lo contrario.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para el hidrotratamiento de una corriente residual hidrocarbonada que comprende: añadir una corriente de agua y una corriente de hidrógeno de primera fase a una corriente residual; hidrotratar dicha corriente residual sobre un catalizador de desmetalización para desmetalizar dicha corriente residual en presencia de la corriente de hidrógeno de primera fase para proporcionar una corriente residual desmetalizada reducida en metales y concentración de azufre;

separar dicha corriente residual desmetalizada en una corriente de vapor de primera fase que comprende sulfuro de hidrógeno y una corriente líquida de primera fase con una concentración menor de sulfuro de hidrógeno que en la corriente residual desmetalizada;

añadir una corriente de hidrógeno de segunda fase a dicha corriente líquida de primera fase; hidrotratar dicha corriente líquida de primera fase sobre un catalizador de desulfuración y la corriente de hidrógeno de segunda fase para proporcionar una corriente residual desulfurada; y

separar dicha corriente residual desulfurada para proporcionar una corriente de vapor de segunda fase y una corriente líquida de segunda fase y recoger dicha corriente de hidrógeno de primera fase de dicha corriente de vapor de segunda fase.

2. El procedimiento según la reivindicación 1, que comprende además añadir dicha corriente de agua a dicha corriente de hidrógeno de primera fase antes de que se añadan a la corriente residual.

3. El procedimiento según la reivindicación 2, que comprende además calentar dicha corriente de agua y dicha corriente de hidrógeno de primera fase mientras la corriente de agua está en la corriente de hidrógeno de primera fase.

4. El procedimiento según la reivindicación 1, que comprende además separar dicha corriente de vapor de segunda fase en dicha corriente de hidrógeno de primera fase y una corriente líquida fría de segunda fase.

5. El procedimiento según la reivindicación 4, que comprende además comprimir dicha corriente de hidrógeno de primera fase antes de la adición de la corriente de agua y calentar dicha corriente de hidrógeno de primera fase.

6. El procedimiento según la reivindicación 4, que comprende además separar dicha corriente de vapor de primera fase en una corriente de vapor fría de primera fase y una corriente líquida fría de primera fase.

7. El procedimiento según la reivindicación 6, que comprende además separar dicha corriente líquida fría de primera fase y dicha corriente líquida fría de segunda fase para proporcionar una corriente gaseosa combustible y una corriente líquida de vaporización instantánea fría.

8. El procedimiento según la reivindicación 7, que comprende además separar dicha corriente líquida de segunda fase para proporcionar una corriente de vapor de vaporización instantánea caliente y una corriente líquida de vaporización instantánea caliente.

9. El procedimiento según la reivindicación 8, que comprende además fraccionar dicha corriente líquida de vaporización instantánea caliente y dicha corriente líquida de vaporización instantánea fría.