ES3058146T3

ES3058146T3 - Configuration for olefins production

Info

Publication number: ES3058146T3
Application number: ES20718066T
Authority: ES
Inventors: Ujjal Mukherjee; Kareemuddin Shaik; Pedro Santos; Essam Al-Sayed; Theodorus Maesen; Mazin Tamimi; Julie Chabot; Ibrahim Abba; Kandasamy Sundaram; Sami Barnawi; Ronald Venner
Original assignee: Saudi Aramco Technologies Co; Lummus Technology Inc; Lummus Technology LLC; Chevron Products Co
Current assignee: Saudi Aramco Technologies Co; Lummus Technology LLC; Chevron Products Co
Priority date: 2019-03-15
Filing date: 2020-03-13
Publication date: 2026-03-09
Anticipated expiration: 2040-03-13
Also published as: US11788020B2; CN120424683A; US11976245B2; CN114616311A; EP3938471B1; SA521430301B1; KR102792036B1; WO2020190777A1; WO2020190786A1; MY196852A; CN114728866B; TW202523829A; US20220315848A1; KR20220049489A; KR102739959B1; TWI856073B; CN114641559A; CN114630884A; US20220056353A1; US20230340342A1

Abstract

Los procesos descritos en este documento pueden utilizarse para el craqueo térmico de diversas fuentes de hidrocarburos, eliminando por completo la refinería y, al mismo tiempo, flexibilizando el proceso de conversión de crudo a productos químicos. En estas implementaciones, el crudo se separa progresivamente en al menos fracciones ligeras y pesadas. Dependiendo de la calidad de estas fracciones, estas se dirigen a una de tres operaciones de mejoramiento: una unidad de hidroconversión de lecho fijo, una unidad de conversión catalítica fluidizada o una unidad de hidrocraqueo de residuos que puede utilizar un reactor de lecho ebullido. Los productos de las operaciones de mejoramiento pueden utilizarse como alimentación para un craqueador a vapor. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

[0001] DESCRIPCIÓN

[0002] Configuración para la producción de olefinas

[0003] Campo de la divulgación

[0004] Las realizaciones del presente documento se refieren a procedimientos para producir productos petroquímicos, tales como olefinas y aromáticos, a partir de petróleo crudo y corrientes de hidrocarburos pesados de bajo valor.

[0005] Antecedentes

[0006] Los compuestos de alto punto de ebullición en el petróleo crudo pueden causar problemas operativos significativos si se envían a un craqueador a vapor. Los compuestos de alto punto de ebullición son propensos a formar coque, debido en gran parte a su alto contenido de asfaltenos. Por lo tanto, los compuestos de alto punto de ebullición se eliminan típicamente antes de enviar las fracciones más ligeras a diferentes unidades petroquímicas, tal como un craqueador a vapor o un complejo aromático. Sin embargo, el procedimiento de eliminación aumenta el coste de capital del procedimiento general y reduce la rentabilidad, ya que los compuestos de alto punto de ebullición eliminados solo pueden venderse como fuelóleo de bajo valor. Además, la conversión del residuo de vacío sin una formación significativa de HPNA (aromáticos polinucleares pesados) que son perjudiciales para los hornos de craqueo a vapor aguas abajo del procedimiento ha sido un reto hasta la fecha.

[0007] USP 3,617,493 describe un procedimiento en el que el petróleo crudo se envía a la sección de convección de un craqueador a vapor y luego a una zona de separación, donde la porción de la alimentación que hierve por debajo de aproximadamente 450 °F se separa del resto de la alimentación y luego se envía, con vapor, a la porción de alta temperatura del craqueador a vapor y se somete a condiciones de craqueo.

[0008] USP 4,133,777 enseña un procedimiento en el que el aceite de alimentación fluye inicialmente hacia abajo en flujo de goteo a través de un lecho fijo de catalizadores HDM, y luego pasa hacia abajo a través de un lecho fijo de catalizadores promovidos que contienen metales seleccionados del GRUPO VI y del GRUPO VIII, con muy poco hidrocraqueo ocurriendo en este procedimiento combinado.

[0009] USP 5603824 divulga un procedimiento de mejora de una mezcla de alimentación de hidrocarburos cerosos que contienen compuestos de azufre que hierve en el intervalo de destilado, con el fin de reducir el contenido de azufre y el punto del 85% preservando al mismo tiempo el alto octanaje de los subproductos de nafta y maximizando el rendimiento de destilado. El procedimiento emplea un único reactor de flujo descendente que tiene al menos dos lechos de catalizador y un redistribuidor interlecho entre los lechos. El lecho superior contiene un catalizador de hidrocraqueo, preferentemente zeolita beta, y el lecho inferior contiene un catalizador de descerado, preferentemente ZSM-5.

[0010] USP 3,730,879 divulga un procedimiento catalítico de dos lechos para la hidrodesulfuración de petróleo crudo o de una fracción reducida, en el que al menos el 50 por ciento del volumen total de poros del catalizador de primer lecho consiste en poros en el intervalo de diámetro de 100-200 Angstrom..

[0011] USP 3,830,720 divulga un procedimiento catalítico de dos lechos para hidrocraqueo e hidrodesulfuración de aceites residuales, en el que un catalizador de poro pequeño se dispone aguas arriba de un catalizador de poro grande.

[0012] USP 3,876,523 describe un catalizador novedoso y un procedimiento para desmetalizar y desulfurizar catalíticamente aceites de hidrocarburos que comprenden fracciones residuales. El procedimiento descrito en el presente documento utiliza un catalizador que comprende un componente de hidrogenación, tales como óxidos de cobalto y molibdeno, compuesto sobre una alúmina. Aunque este catalizador es altamente eficaz para la desmetalización de fracciones residuales y tiene una buena estabilidad con el tiempo en funcionamiento, su utilidad mejora notablemente cuando este catalizador se emplea de una manera particular en combinación con un segundo catalizador que tiene características críticas diferentes. Un catalizador del tipo descrito en Pat. de EE.UU No. 3,876,523 se denominará primer catalizador, entendiéndose que este primer catalizador se situará aguas arriba del segundo catalizador que tiene características diferentes.

[0013] USP 4,153,539 divulga que se obtiene una mejor utilización del hidrógeno y/o mayores conversiones del producto deseado en procedimientos de hidrotratamiento o hidrocraqueo cuando se utilizan partículas de ánfora para el hidrotratamiento de fracciones de hidrocarburos ligeros, reformado catalítico, procedimientos de alquilación en lecho fijo y similares.

[0014] USP 4,016,067 divulga que los aceites de hidrocarburos, preferentemente fracciones residuales, se hidroprocesan catalíticamente para eliminar muy eficazmente tanto los metales como el azufre y con un envejecimiento particularmente lento del sistema catalizador poniendo en contacto el aceite secuencialmente con dos catalizadores de características diferentes. El primer catalizador, ubicado aguas arriba del segundo catalizador, se caracteriza por tener al menos el 60% de su volumen de poros en poros de más de 100 A de diámetro y otras características que se especifican más adelante en el presente documento. El segundo catalizador, ubicado aguas abajo con respecto al primer catalizador, se caracteriza por tener una fracción mayoritaria de su volumen de poros en poros de menos de 100 A. de diámetro.

[0015] El aparato de doble catalizador de USP 4,016,067 se utiliza para desmetalizar y/o desulfurar cualquier aceite de hidrocarburo que tenga metales y/o contenido de azufre indeseablemente alto para una aplicación particular. El aparato de doble catalizador es particularmente eficaz para preparar materias primas con bajo contenido en metales y/o azufre para el craqueo catalítico o para la coquización. En el procesamiento para eliminar metales y azufre, y el aceite de hidrocarburo también se enriquece concomitantemente en hidrógeno, lo que lo convierte en una carga aún más adecuada para cualquiera de estos procedimientos. El Documento WO 2018/094336 A1 se refiere a un procedimiento y un sistema integrados para convertir petróleo crudo en productos petroquímicos y combustibles.

[0016] En general, estos y otros procedimientos anteriores para convertir crudos enteros típicamente convierten menos del 50 por ciento del crudo en los productos finales más deseables, que incluyen productos petroquímicos tales como etileno, propileno, butenos, pentenos y aromáticos ligeros, por ejemplo. Generalmente, el 20 por ciento del crudo entero se elimina al principio del procedimiento, eliminando los componentes más pesados que son difíciles de convertir. Aproximadamente otro 20 por ciento del crudo entero se convierte típicamente en aceite de pirólisis, y aproximadamente un 10 por ciento se sobre convierte en metano.

[0017] Resumen de la divulgación

[0018] Un procedimiento para convertir crudos enteros y otras corrientes de hidrocarburos pesados para producir olefinas y/o aromáticos, el procedimiento incluye: separar una materia prima de hidrocarburo en un primer dispositivo de separación integrado en al menos una fracción de ebullición ligera, una fracción de ebullición media y una fracción de residuo de ebullición alta; hidrocraquear la fracción de residuo de alto punto de ebullición en una primera unidad de acondicionamiento de residuo, que comprende un sistema de hidrocraqueo de residuo, para producir un efluente hidrocraqueado; desasfaltar con disolvente el efluente hidrocraqueado para recuperar una brea y una fracción de aceite desasfaltado; hidrocraquear la fracción de aceite desasfaltado y un aceite de pirólisis en una segunda unidad de acondicionamiento de residuo, que comprende un sistema de hidrocraqueo de residuo, para producir un segundo efluente hidrocraqueado; separar el efluente hidrocraqueado y los segundos efluentes hidrocraqueados en un segundo dispositivo de separación integrado para producir la fracción de residuo y una fracción parcialmente acondicionada; hidrogenar destructivamente la fracción de ebullición media y la fracción parcialmente acondicionada en una segunda unidad de acondicionamiento para producir una corriente de alimentación de craqueador a vapor; alimentar la corriente de alimentación del craqueador a vapor y la fracción de bajo punto de ebullición a un craqueador a vapor para convertir hidrocarburos contenidos en ella en una o más olefinas ligeras y el aceite de pirólisis.

[0019] Un procedimiento para convertir crudos enteros y otras corrientes de hidrocarburos pesados para producir olefinas y/o aromáticos, incluyendo el procedimiento: separar una materia prima de hidrocarburo en un primer dispositivo de separación integrado en al menos una fracción de ebullición ligera, una fracción de ebullición media y una fracción de residuo de ebullición alta; hidrocraquear la fracción de residuo de ebullición alta y el aceite de pirólisis en una primera unidad de acondicionamiento, que comprende un sistema de hidrocraqueo de residuo, para producir un efluente hidrocraqueado; separar el efluente hidrocraqueado en un segundo dispositivo de separación integrado para producir una fracción de residuo y una fracción parcialmente acondicionada; hidrodesulfurar la fracción de residuo para producir una fracción de diésel con contenido ultra bajo en azufre; hidrogenar destructivamente la fracción de ebullición media en una tercera unidad de acondicionamiento para producir un efluente de la tercera unidad de acondicionamiento; separar el efluente de la tercera unidad de acondicionamiento en un tercer dispositivo de separación integrado en una fracción acondicionada de ebullición ligera, una fracción acondicionada de ebullición media y una fracción de ebullición alta; hidrogenar destructivamente la fracción parcialmente acondicionada, la fracción acondicionada de ebullición alta y una fracción diésel en una cuarta unidad de acondicionamiento para producir un efluente de la cuarta unidad de acondicionamiento; separar la cuarta unidad de acondicionamiento en un cuarto dispositivo de separación integrado en una fracción acondicionada ligera y la fracción diésel; alimentar la fracción acondicionada de ebullición media, la fracción acondicionada ligera, la fracción de ebullición ligera y la fracción acondicionada de ebullición ligera a un craqueador a vapor para convertir los hidrocarburos contenidos en ellas en una o más olefinas ligeras y el aceite de pirólisis.

[0020] Otros aspectos y ventajas se desprenderán de la siguiente descripción y de las reivindicaciones adjuntas.Breve descripción de los dibujos

[0021] Las Figuras 1-4 son diagramas de flujo simplificados de procedimientos de conversión de crudos enteros y/o corrientes que contienen hidrocarburos pesados.

[0022] Descripción detallada

[0023] Como se utiliza en el presente documento, el término "productos petroquímicos" se refiere a hidrocarburos, incluyendo las olefinas y diolefinas ligeras y los aromáticos C6-C8. Productos petroquímicos se refiere así a hidrocarburos incluyendo etileno, propileno, butenos, butadienos, pentenos, pentadienos, así como benceno, tolueno y xilenos. Refiriéndose a un subconjunto de productos petroquímicos, el término "productos químicos", tal y como se utiliza en el presente documento, se refiere al etileno, propileno, butadieno, 1-butileno, isobutileno, benceno, tolueno y para-xilenos.

[0024] El hidrotratamiento es un procedimiento catalítico, usualmente llevado a cabo en presencia de hidrógeno libre, en el que el objetivo principal cuando se utiliza para procesar materias primas de hidrocarburos es la eliminación de diversos contaminantes metálicos (por ejemplo, arsénico), heteroátomos (por ejemplo, azufre, nitrógeno y oxígeno) y aromáticos de la materia prima. Generalmente, en las operaciones de hidrotratamiento se minimiza el craqueo de las moléculas de hidrocarburo (es decir, la ruptura de las moléculas de hidrocarburo más grandes en moléculas de hidrocarburo más pequeñas). Tal como se utiliza en el presente documento, el término "hidrotratamiento" se refiere a un procedimiento de refinado por el que una corriente de alimentación se hace reaccionar con hidrógeno gaseoso en presencia de un catalizador para eliminar impurezas tales como azufre, nitrógeno, oxígeno y/o metales (por ejemplo, níquel o vanadio) de la corriente de alimentación (por ejemplo, los fondos de la torre atmosférica) a través de procedimientos reductores.

[0025] Los procedimientos de hidrotratamiento pueden variar sustancialmente dependiendo del tipo de alimentación a un hidrotratador. Por ejemplo, las alimentaciones ligeras (por ejemplo, nafta) contienen muy pocas y pocos tipos de impurezas, mientras que las alimentaciones pesadas (por ejemplo, ATB) típicamente poseen muchos compuestos pesados diferentes presentes en un petróleo crudo. Además de tener compuestos pesados, las impurezas de las alimentaciones pesadas son más complejas y difíciles de tratar que las presentes en las alimentaciones ligeras. Por lo tanto, el hidrotratamiento de las alimentaciones ligeras se realiza generalmente a menor severidad de reacción, mientras que las alimentaciones pesadas requieren presiones y temperaturas de reacción más elevadas.

[0026] El hidrocraqueo se refiere a un procedimiento en el que la hidrogenación y la deshidrogenación acompañan al craqueo/fragmentación de hidrocarburos, por ejemplo, convirtiendo hidrocarburos más pesados en hidrocarburos más ligeros, o convirtiendo aromáticos y/o cicloparafinas (naftenos) en parafinas ramificadas no cíclicas.

[0027] "Acondicionamiento" y términos similares utilizados en el presente documento se refieren a la conversión de hidrocarburos mediante uno o ambos procedimientos de hidrocraqueo e hidrotratamiento. La "hidrogenación destructiva" y términos similares se refieren al craqueo de los enlaces moleculares de hidrocarburo de un hidrocarburo, y la saturación de hidrógeno asociada de los fragmentos de hidrocarburo restantes, lo que puede crear productos de aceite de hidrocarburos con un punto de ebullición más bajo y estable, y puede incluir tanto el hidrocraqueo como el hidrotratamiento.

[0028] "Gravedad API" se refiere a la gravedad de una materia prima o producto petrolífero en relación con el agua, según lo determinado por la norma ASTM D4052-11.

[0029] La integración del acondicionamiento, el fraccionamiento y el craqueo a vapor puede resultar en una instalación altamente eficiente y, en algunas realizaciones, puede convertir más del 55%, más del 60%, más del 65%, más del 70%, más del 75%, más del 80% o más del 85% del crudo entero en productos petroquímicos. La integración del acondicionamiento, el fraccionamiento y el craqueo a vapor puede resultar en una instalación altamente eficiente y, en algunas realizaciones, puede convertir más del 55%, más del 60%, más del 65%, más del 70%, más del 75%, más del 80% o más del 85% del crudo entero en productos químicos. Las realizaciones del presente documento pueden proporcionar así procedimientos para acondicionar alimentaciones que incluyen incluso los componentes de residuo más pesados y menos deseables en componentes que pueden vaporizarse y pasarse a la sección radiante de un craqueador a vapor, mejorando sustancialmente con respecto a la baja conversión a productos petroquímicos de los procedimientos anteriores.

[0030] Las realizaciones del presente documento se refieren a procedimientos que toman petróleo crudo y/o hidrocarburos pesados de bajo valor como alimentación y producen productos petroquímicos, tales como olefinas ligeras y diolefinas (etileno, propileno, butadieno y/o butenos) y aromáticos. Más específicamente, las realizaciones del presente documento se dirigen a procedimientos para fabricar olefinas y aromáticos mediante craqueo térmico de un petróleo crudo o condensado preacondicionado. Los procedimientos descritos en el presente documento acondicionan la fracción de residuo de los petróleos crudos enteros y los condensados naturales para producir materias primas útiles como materia prima del craqueador a vapor.

[0031] Las mezclas de hidrocarburos útiles en las realizaciones divulgadas en el presente documento pueden incluir diversas mezclas de hidrocarburos que tengan un intervalo de punto de ebullición, donde el punto final de ebullición de la mezcla puede ser mayor de 500 °C, tal como mayor de 525 °C, 550 °C o 575 °C. La cantidad de hidrocarburos de alto punto de ebullición, tales como los hidrocarburos que hierven por encima de 550°C, puede ser tan baja como 0,1 % en peso, 1 % en peso o 2 % en peso, pero puede ser tan alta como 10 % en peso, 25 % en peso, 50 % en peso o más. La descripción se explica con respecto al petróleo crudo, como el petróleo crudo entero, pero puede utilizarse cualquier mezcla de hidrocarburos de alto punto final de ebullición. Sin embargo, los procedimientos divulgados en el presente documento pueden aplicarse a crudos, condensados e hidrocarburos con una curva de ebullición amplia y puntos finales superiores a 500°C. Tales mezclas de hidrocarburos pueden incluir crudos enteros, crudos vírgenes, crudos hidroprocesados, gasóleos, gasóleos de vacío, aceites de calefacción, combustibles para aviones, diésel, querosenos, gasolinas, naftas sintéticas, reformados de refinado, líquidos Fischer-Tropsch, gases Fischer-Tropsch, gasolinas naturales, destilados, naftas vírgenes, condensados de gas natural, fondos de destilación atmosférica, corrientes de destilación al vacío, incluyendo fondos, condensados de nafta a gasóleo de amplio intervalo de ebullición, corrientes de hidrocarburos pesados no vírgenes procedentes de refinerías, gasóleos de vacío, gasóleos pesados, residuos atmosféricos, cera de hidrocraqueo y cera Fischer-Tropsch, entre otros. En algunas realizaciones, la mezcla de hidrocarburos puede incluir hidrocarburos que hierven desde el intervalo de la nafta o más ligeros hasta el intervalo de gasóleo de vacío o más pesados.

[0033] Cuando el punto final de ebullición de la mezcla de hidrocarburos es alto, tal como superior a 550°C, la mezcla de hidrocarburos no puede procesarse directamente en un reactor de pirólisis a vapor para producir olefinas. La presencia de estos hidrocarburos pesados da como resultado la formación de coque en el reactor, donde la coquización puede ocurrir en una o más de las bobinas de precalentamiento o de sobrecalentamiento de la zona de convección, en las bobinas radiantes o en los intercambiadores de línea de transferencia, y tal coquización puede ocurrir rápidamente, tal como en pocas horas. Típicamente, el crudo entero no se craquea comercialmente, ya que no resulta económico. Generalmente se fracciona, y sólo se utilizan cortes específicos en un calentador de pirólisis a vapor para producir olefinas. El resto se utiliza en otros procedimientos. La reacción de craqueo se produce mediante un mecanismo de radicales libres. Por lo tanto, se puede conseguir un alto rendimiento de etileno cuando se craquea a altas temperaturas. Las alimentaciones más ligeras, como butanos y pentanos, requieren una temperatura de reactor alta para obtener altos rendimientos de olefinas. Las alimentaciones pesadas, como el gasóleo y el gasóleo de vacío (VGO), requieren temperaturas más bajas. El crudo contiene una distribución de compuestos desde butanos hasta VGO y residuos (material que hierve por encima de 550°C). Someter el crudo entero sin separación a altas temperaturas produce un alto rendimiento de coque (subproducto del craqueo de hidrocarburos a alta severidad) y obstruye el reactor de pirólisis a vapor. El reactor de pirólisis a vapor debe apagarse periódicamente y el coque se limpia mediante descoquización por vapor/aire. El tiempo transcurrido entre dos periodos de limpieza en los que se producen las olefinas se denomina duración del ciclo. Cuando el crudo entero se craquea sin separación, el coque puede depositarse en las bobinas de la sección de convección (vaporizando el fluido), en la sección radiante (donde ocurren las reacciones de producción de olefinas) y/o en el intercambiador de la línea de transferencia (donde las reacciones se detienen rápidamente por enfriamiento para preservar los rendimientos de olefinas).

[0035] Los procedimientos de acuerdo con las realizaciones del presente documento, para convertir un petróleo crudo como alimentación y producir productos petroquímicos y fuelóleo con bajo contenido de azufre, pueden incluir una sección de preparación de alimentación, una sección de acondicionamiento del petróleo crudo, un complejo de aromáticos opcional y un craqueador a vapor. La sección de preparación de alimentación puede incluir un desalinizador, por ejemplo. El crudo se acondiciona y procesa de tal manera que la alimentación craqueable se envía a los craqueadores a vapor para maximizar el rendimiento químico, manteniendo al mismo tiempo una frecuencia razonable de descoquización de los hornos. Otro objetivo de la sección de acondicionamiento de crudo es lograr la máxima conversión, tal como la conversión completa o esencialmente completa (95%+), de los asfaltenos a componentes de punto de ebullición más bajo que mejoren el rendimiento químico al tiempo que reducen la formación de aromáticos polinucleares pesados (HPNA).

[0037] Los procedimientos descritos en el presente documento pueden convertir así fracciones más pesadas de petróleo crudo en productos petroquímicos de alto valor y pueden minimizar la cantidad de hidrocarburos enviados a un depósito de fuelóleo, lo que aumenta sustancialmente la rentabilidad. El pequeño depósito de fuelóleo que se produce también puede convertirse en fuelóleo con bajo contenido de azufre que cumpla la normativa IMO 2020, lo que aumenta aún más el valor de los productos.

[0039] Como ya se ha señalado anteriormente, los compuestos de alto punto de ebullición de petróleo crudo pueden causar problemas operativos significativos si se envían a un craqueador a vapor, debido a su propensión a formar coque, sobre todo por su alto contenido en asfaltenos. Por lo tanto, los compuestos de alto punto de ebullición suelen eliminarse antes de enviar las fracciones más ligeras a diferentes unidades petroquímicas, tales como el craqueador a vapor y el complejo aromático. El procedimiento de eliminación aumenta el coste de capital de todo el procedimiento y reduce la rentabilidad, ya que los compuestos de alto punto de ebullición eliminados sólo pueden venderse como fuelóleo de bajo valor. Además, la conversión del residuo de vacío sin una formación significativa de HPNA que son perjudiciales para los hornos de craqueo a vapor aguas abajo del procedimiento ha sido un reto hasta la fecha.

[0041] Las configuraciones de los procedimientos para la conversión de crudos enteros e hidrocarburos pesados de acuerdo con las realizaciones descritas en el presente documento pueden manejar eficientemente la conversión de residuos al tiempo que maximizan la conversión de productos químicos y mantienen una menor propensión a la coquización en el craqueador a vapor. Esto se logra utilizando uno o más dispositivos de separación integrados (ISD) y/o una unidad de desasfaltado de disolventes en los procedimientos de acondicionamiento del crudo.

[0043] Los procedimientos de acuerdo con las realizaciones de la presente divulgación tienen como objetivo convertir la mayor parte del petróleo crudo en materia prima factible para el craqueador a vapor. La conversión eficiente de residuos de acuerdo con las realizaciones del presente documento puede maximizar la conversión de productos químicos y mantener una menor propensión a la coquización. Esto se logra integrando uno o ambos de los siguientes procedimientos en la configuración general del procedimiento: (1) La adición de un reactor de hidrocraqueo al procedimiento de acondicionamiento del crudo, que permita la conversión de los compuestos de alto punto de ebullición a otros que hiervan por debajo de 540°C; y/o (2) La adición de una unidad de desasfaltado con disolvente para eliminar el asfalteno de la fracción pesada del crudo, lo que a su vez mejorará el ciclo de vida del catalizador en los reactores de hidroprocesamiento de lecho fijo y reducirá la formación de coque en los hornos de craqueo a vapor. Esto permite enviar todo o prácticamente todo el crudo tratado al craqueador a vapor, disminuyendo el rendimiento general del procedimiento de fuelóleo de bajo valor y aumentando el rendimiento de olefinas, diolefinas y benceno, tolueno y xilenos (BTX) de alto valor.

[0045] La separación de varias fracciones, tales como una fracción de bajo punto de ebullición (una fracción de 160°C) y una fracción de alto punto de ebullición (una fracción de 160°C+), o tales como fracciones de bajo, medio y alto punto de ebullición (una fracción de 160°C-, una fracción de 160-490°C, y una fracción de 490°C+, por ejemplo) puede mejorar la eficiencia del capital y los costes operativos de los procedimientos divulgados en el presente documento. Aunque se hace referencia a tres cortes en muchas de las realizaciones del presente documento, los presentes inventores reconocen que los condensados, que típicamente tienen una pequeña cantidad de componentes de alto punto de ebullición, y los crudos enteros, que tienen una mayor cantidad de componentes de alto punto de ebullición, pueden procesarse de forma diferente. Por consiguiente, se pueden realizar dos, tres o más cortes individuales para las alimentaciones de petróleo de intervalo de ebullición amplio, y cada corte puede procesarse por separado en condiciones óptimas.

[0047] La separación del crudo entero en las fracciones deseadas puede realizarse utilizando uno o varios separadores (columnas de destilación, tambores de destello, etc.). En algunas realizaciones, la separación de las alimentaciones de petróleo puede llevarse a cabo en un dispositivo de separación integrado (ISD), tal como el divulgado en US20130197283.. En el ISD, se realiza una separación inicial de una fracción de bajo punto de ebullición en el ISD en base a una combinación de efectos centrífugos y ciclónicos para separar la fracción de vapor deseada del líquido. Luego puede utilizarse un paso de separación adicional para separar una fracción de ebullición media de los componentes de ebullición alta.

[0049] Típicamente, los componentes de hidrocarburos que hierven por encima de 490°C contienen asfaltenos y Residuos de Carbono Conradson, y por lo tanto, necesitan procesarse adecuadamente, como se describe más adelante. Aunque las realizaciones se describen como incluyendo una fracción por debajo de aproximadamente 90°C-250°C, tal como una fracción de 160°C- y una fracción por encima de aproximadamente 400°C-560°C, tal como una fracción de 490°C+, cabe señalar que los puntos de corte reales pueden variar en base al tipo de crudo entero u otras fracciones pesadas que se procesen. Por ejemplo, para un crudo que contiene un contenido bajo de metales o nitrógeno, o una gran cantidad de componentes "más fáciles de procesar" que hierven, por ejemplo, a temperaturas de hasta 525°C, 540°C o 565°C, puede ser posible incrementar el punto de corte medio/alto manteniendo aun así los beneficios de las realizaciones del presente documento. Del mismo modo, el punto de corte bajo/medio puede ser tan alto como 220°C en algunas realizaciones, o tan alto como 250°C en otras realizaciones. Además, se ha descubierto que un punto de corte bajo/medio de aproximadamente 160°C puede proporcionar un beneficio para el dimensionamiento y operación de los reactores, tales como un reactor de acondicionamiento de lecho fijo, para acondicionar los hidrocarburos de fracción media (corte medio). Además, para algunas alimentaciones, tales como el condensado, el punto de corte bajo/medio puede ser tan alto como 565°C. La capacidad de variar los puntos de corte puede añadir flexibilidad a los esquemas de procedimiento de acuerdo con las realizaciones del presente documento, lo que permite el procesamiento de una amplia variedad de alimentaciones mientras se sigue produciendo la mezcla de productos deseada.

[0051] Por consiguiente, en algunas realizaciones, el corte ligero puede incluir hidrocarburos que tengan un punto de ebullición de hasta aproximadamente 90°C (por ejemplo, una fracción de 90°C), hasta aproximadamente 100°C, hasta aproximadamente 110°C, hasta aproximadamente 120°C, hasta aproximadamente 130°C, hasta aproximadamente 140°C, hasta aproximadamente 150°C, hasta aproximadamente 160°C, hasta aproximadamente 170°C, hasta aproximadamente 180°C, hasta aproximadamente 190°C, hasta aproximadamente 200°C, hasta aproximadamente 210°C, hasta aproximadamente 220°C, hasta aproximadamente 230°C, hasta aproximadamente 240°C, hasta aproximadamente 250°C (por ejemplo, una fracción de 250°C), hasta aproximadamente 300°C, hasta aproximadamente 350°C, hasta aproximadamente 400°C, hasta aproximadamente 500°C, o hasta aproximadamente 565°C. Las realizaciones del presente documento también contemplan que el corte ligero sean hidrocarburos que tengan puntos de ebullición hasta temperaturas intermedias entre los intervalos anteriormente mencionados.

[0053] Dependiendo del mecanismo de fraccionamiento utilizado, el "corte" de hidrocarburos ligeros puede ser relativamente limpio, lo que significa que la fracción ligera puede no tener ninguna cantidad sustancial (>1 % en peso tal como se utiliza en el presente documento) de compuestos que hiervan por encima del objetivo de temperatura de ebullición previsto. Por ejemplo, un corte a 160°C puede no tener ninguna cantidad sustancial de compuestos de hidrocarburos que hiervan por encima de 160°C (es decir,>1 % en peso). En otras realizaciones, las temperaturas de "corte" objetivo indicadas anteriormente pueden ser una temperatura de punto de ebullición del 95%, o en otras realizaciones como una temperatura de punto de ebullición del 85%, tal como puede medirse utilizando ASTM D86 o ASTM D2887, o un análisis del Punto de Ebullición Real (TBP) de acuerdo con ASTM D2892, por ejemplo, y ASTM D7169 para corrientes pesadas, tales como las que hierven por encima de aproximadamente 400°C. En tales realizaciones, puede haber hasta un 5 % en peso o hasta un 15 % en peso de compuestos por encima de la temperatura del punto de "corte" indicada. Para muchos crudos enteros, el punto de corte bajo/medio puede ser tal que la fracción de ebullición ligera tenga una temperatura de punto de ebullición del 95% en el intervalo de aproximadamente 90°C a aproximadamente 250°C. Sin embargo, para otras alimentaciones, tales como el condensado, la fracción de ebullición ligera puede tener una temperatura de punto de ebullición del 95% en el intervalo de aproximadamente 500 °C a aproximadamente 565 °C, por ejemplo.

[0055] En algunas realizaciones, el corte medio puede incluir hidrocarburos que tengan un punto de ebullición a partir de un límite inferior de la temperatura superior del corte ligero (por ejemplo, 90°C, 100°C, 110°C, 120°C, 130°C, 140°C, 150°C, 160°C, 170°C, 180°C, 190°C, 200°C, 210°C, 220°C, 230°C, 240°C, 250°C, 300°C, 350°C, o 400°C, por ejemplo) hasta un límite superior de hidrocarburos que tengan un punto de ebullición de hasta aproximadamente 350°C, hasta aproximadamente 375°C, hasta aproximadamente 400°C, hasta aproximadamente 410°C, hasta aproximadamente 420°C, hasta aproximadamente 430°C, hasta aproximadamente 440°C, hasta aproximadamente 450°C, hasta aproximadamente 460°C, hasta aproximadamente 480°C, hasta aproximadamente 490°C, hasta aproximadamente 500°C, hasta aproximadamente 520°C, hasta aproximadamente 540°C, hasta aproximadamente 560°C, o hasta aproximadamente 580°C. Tal como se utiliza en el presente documento, por ejemplo, un corte medio que tenga un límite inferior de 160°C y un límite superior de 490°C puede denominarse como un corte o fracción de 160°C a 490°C. Las realizaciones del presente documento también contemplan que el corte medio sean hidrocarburos que tengan puntos de ebullición desde y/o hasta temperaturas intermedias dentro de los intervalos mencionados anteriormente.

[0057] Dependiendo del mecanismo de fraccionamiento, el "corte" de hidrocarburos para el corte medio puede ser relativamente limpio, lo que significa que el corte medio puede no tener ninguna cantidad sustancial (>1 % en peso) de compuestos que hiervan por debajo y/o puede no tener ninguna cantidad sustancial (>1 % en peso) de compuestos que hiervan por encima de los límites objetivo de temperatura de ebullición previstos. Por ejemplo, un corte de 160°C a 490°C puede no tener ninguna cantidad sustancial de compuestos de hidrocarburos que hiervan por debajo de 160°C o por encima de 490°C. En otras realizaciones, las temperaturas de "corte" objetivo indicadas anteriormente pueden ser una temperatura de punto de ebullición del 5 % en peso o del 15 % en peso en el límite inferior y/o una temperatura de punto de ebullición del 95 % u 85 % en el límite superior, tal como las que pueden medirse utilizando ASTM D86 o ASTM D2887, o un análisis del Punto de Ebullición Real (TBP) de acuerdo con ASTM D2892, por ejemplo, y ASTM D7169 para corrientes pesadas, tales como las que hierven por encima de aproximadamente 400 °C. En tales realizaciones, puede haber hasta un 5 % en peso o hasta un 15 % en peso de compuestos por encima y/o por debajo de la temperatura del punto de "corte", respectivamente.

[0059] En algunas realizaciones, el corte pesado puede incluir hidrocarburos que tengan un punto de ebullición por encima de aproximadamente 350°C, por encima de aproximadamente 375°C, por encima de aproximadamente 400°C (por ejemplo, una fracción de 400°C+), por encima de aproximadamente 420°C, por encima de aproximadamente 440°C, por encima de aproximadamente 460°C, por encima de aproximadamente 480°C, por encima de aproximadamente 490°C, por encima de aproximadamente 500°C, por encima de aproximadamente 510°C, por encima de aproximadamente 520°C, por encima de aproximadamente 530°C, por encima de aproximadamente 540°C, por encima de aproximadamente 560°C, por encima de aproximadamente 580°C, por encima de aproximadamente 590°C, por encima de aproximadamente 600°C (por ejemplo, una fracción de 600°C+), o por encima de aproximadamente 700°C. Las realizaciones del presente documento también contemplan que el corte pesado sean hidrocarburos que tengan puntos de ebullición por encima de temperaturas intermedias a las temperaturas anteriormente mencionadas.

[0061] Dependiendo del mecanismo de fraccionamiento, el "corte" de hidrocarburos pesados puede ser relativamente limpio, lo que significa que la fracción pesada puede no tener ninguna cantidad sustancial (>1 % en peso) de compuestos que hiervan por debajo del objetivo de temperatura de ebullición previsto. Por ejemplo, un corte de 490°C+ puede no tener ninguna cantidad sustancial de compuestos de hidrocarburos que hiervan por debajo de 490°C. En otras realizaciones, las temperaturas de "corte" objetivo indicadas anteriormente pueden ser una temperatura de punto de ebullición del 95% o, en otras realizaciones, una temperatura de punto de ebullición del 85%, tal como la que puede medirse utilizando ASTM D86 o ASTM D2887, o un análisis del Punto de Ebullición Real (TBP) de acuerdo con ASTM D2892, por ejemplo, y ASTM D7169 para corrientes pesadas, tales como las que hierven por encima de aproximadamente 400°C . En tales realizaciones, puede haber hasta un 5 % en peso o hasta un 15 % en peso de compuestos, respectivamente, por debajo de la temperatura del punto de "corte".

[0063] Aunque los ejemplos siguientes se dan con respecto a intervalos de temperatura limitados, se prevé que cualquiera de los intervalos de temperatura prescritos anteriormente se puede utilizar en los procedimientos descritos en el presente documento. Además, con respecto a los puntos de corte, aquellos a los que se hace referencia en los ejemplos siguientes pueden ser limpios, como se ha descrito anteriormente, o pueden referirse a temperaturas de ebullición del 5% o del 15% para los límites inferiores, o pueden referirse a temperaturas de ebullición del 85% o del 95% para los límites superiores.

[0064] Tras el fraccionamiento, el corte ligero, tal como el corte a 160°C-, se alimenta a una sección de craqueo a vapor con o sin procesamiento adicional. El corte ligero alimentado a la sección del craqueador a vapor puede incluir nafta ligera e hidrocarburos más ligeros, por ejemplo, y en algunas realizaciones puede incluir hidrocarburos del intervalo de ebullición de nafta pesada.

[0065] El corte medio de hidrocarburos se acondiciona utilizando uno o más reactores de lecho fijo, tales como reactores de hidrotratamiento y/o hidrocraqueo, cada uno de los cuales puede hidrogenar destructivamente los hidrocarburos en el corte medio. Los reactores de acondicionamiento pueden incluir catalizadores para la eliminación de metales, la eliminación de azufre, la eliminación de nitrógeno, y el acondicionamiento en estos reactores puede en general añadir hidrógeno a los componentes de hidrocarburos, haciéndolos más fáciles de procesar aguas abajo para producir productos petroquímicos. Los sistemas de catalizadores de lecho fijo en la zona de acondicionamiento de corte medio, por ejemplo, pueden contener diferentes capas de catalizadores de desmetalización, hidrogenación destructiva e hidrocraqueo con zeolita mesoporosa para optimizar la conversión de los materiales pesados a un equilibrio entre una corriente altamente parafínica que sea adecuada para la producción de olefinas y una corriente rica en aromáticos que sea adecuada para la producción de aromáticos.

[0066] En algunas realizaciones, puede ser deseable separar aún más el corte medio en un corte medio-bajo y un corte medio-alto. Por ejemplo, un corte medio que tiene un intervalo de ebullición de 160°C a 490°C puede dividirse en un corte medio-bajo que tiene un intervalo de ebullición de aproximadamente 160°C a 325°C y un corte medio-alto que tiene un intervalo de ebullición de aproximadamente 325°C a 490°C. De este modo, los trenes de acondicionamiento pueden configurarse para convertir de forma más selectiva los componentes de hidrocarburo en los respectivos cortes medio-bajo y medio-alto en los efluentes acondicionados deseados, donde cada tren puede configurarse en base a los catalizadores preferentes para hidrogenar destructivamente los hidrocarburos contenidos en el, el dimensionamiento del reactor para los volúmenes de alimentación previstos y la vida útil del catalizador, así como las condiciones de operación para lograr las conversiones deseadas hacia materias primas para craqueador a vapor que contengan un intervalo de nafta. Del mismo modo, también se contempla la división del corte medio en tres o más subcortes.

[0067] El procesamiento de los hidrocarburos pesados, tales como los hidrocarburos de 490°C+, en la unidad de acondicionamiento de pesados y en la unidad opcional de desasfaltado con disolvente puede mejorar la conversión de corrientes de bajo valor en productos de alto valor. Cuando se utiliza, la unidad de desasfaltado con disolvente puede proporcionar beneficios adicionales, tales como la capacidad de adaptar la longitud de los reactores de acondicionamiento con el craqueador a vapor, así como la capacidad de manejar un intervalo más amplio de alimentaciones y crudos diferentes, lo que permite al operador ajustar el procedimiento. El aceite desasfaltado con disolvente resultante puede luego tratarse adicionalmente, acondicionando el aceite desasfaltado para su uso en el sistema de craqueo a vapor. Además, la separación intermitente de NH<3>y H<2>S puede mejorar la vida útil de los catalizadores de hidroprocesamiento.

[0068] La sección de acondicionamiento de crudo está diseñada para lograr cuatro (4) objetivos. En primer lugar, la sección de acondicionamiento de crudo puede utilizarse para aumentar la concentración de parafinas y naftenos en el crudo. En segundo lugar, la sección de acondicionamiento puede disminuir la concentración de hidrocarburos aromáticos polinucleares (PNA) en el crudo. En tercer lugar, la sección de acondicionamiento puede reducir el punto de ebullición final (PFE) del crudo por debajo de 540°C. Y, en cuarto lugar, la sección de acondicionamiento puede minimizar la fracción de residuo de vacío del petróleo crudo.

[0069] Las realizaciones descritas en el presente documento, al acondicionar las fracciones medias y/o pesadas (aceite desasfaltado), pueden tener como objetivo la conversión de los hidrocarburos más pesados para formar hidrocarburos más ligeros que el diésel, por ejemplo. Los catalizadores de hidrotratamiento e hidrocraqueo y las condiciones operativas pueden seleccionarse así para direccionar la conversión de los hidrocarburos en las fracciones respectivas principalmente a hidrocarburos del intervalo de nafta (>50 % en peso). El uso de catalizadores y condiciones de operación en la sección de acondicionamiento para obtener productos de hidrocarburos más ligeros puede mejorar la operatividad del craqueador a vapor y la producción de productos químicos.

[0070] En algunas realizaciones, el acondicionamiento del corte pesado, tal como un corte de 490°C+, puede dar como resultado la conversión de al menos el 70 % en peso de los compuestos que hierven por encima de 565°C a compuestos de ebullición más ligera. Otras realizaciones pueden dar como resultado una conversión de más del 75 % en peso, más del 80 % en peso o más del 85 % en peso de los compuestos que hierven por encima de 565°C a compuestos de ebullición más ligera.

[0071] En algunas realizaciones, el acondicionamiento del corte medio, tal como un corte de 160°C a 490°C, puede dar como resultado una conversión de más del 50 % en peso de los hidrocarburos contenidos en el a hidrocarburos del intervalo de nafta. En otras realizaciones, el acondicionamiento del corte medio puede dar como resultado una conversión de más del 55% en peso, más del 60% en peso, más del 65% en peso o más del 70% en peso de los hidrocarburos contenidos en el a hidrocarburos del intervalo de nafta.

[0072] En algunas realizaciones, el acondicionamiento colectivo del corte medio y del corte pesado puede dar como resultado una conversión general de más del 50 % en peso de los hidrocarburos contenidos en ellos a hidrocarburos del intervalo de nafta. En otras realizaciones, el acondicionamiento del corte medio y del corte pesado puede dar como resultado una conversión de más del 55 % en peso, más del 60 % en peso o más del 65 % en peso de los hidrocarburos contenidos en ellos a hidrocarburos del intervalo de nafta.

[0073] Como resultado de tales separaciones y acondicionamientos iniciales, las alimentaciones al craqueador a vapor pueden alimentarse, en algunos realizaciones, directamente al craqueador a vapor sin procesamiento adicional. El corte ligero, que tiene propiedades preferentes, incluyendo una o más de punto de ebullición, API, BMCI, contenido de hidrógeno, contenido de nitrógeno, contenido de azufre, viscosidad, MCRT, o contenido total de metales, puede ser alimentado directamente al craqueador a vapor seguido de las separaciones en algunas realizaciones. Los efluentes del acondicionamiento del corte medio también pueden alimentarse directamente al craqueador a vapor de acuerdo con las realizaciones del presente documento. Del mismo modo, los efluentes del acondicionamiento del corte pesado pueden alimentarse directamente al craqueador a vapor en algunas realizaciones.

[0074] El acondicionamiento de las fracciones respectivas, tal como se describe en el presente documento, puede permitir que el craqueador a vapor, incluso mientras procesa múltiples alimentaciones con diferentes intervalos de puntos de ebullición, funcione durante un período de tiempo prolongado. En algunas realizaciones, el craqueador a vapor puede funcionar ininterrumpidamente durante un ciclo de al menos tres años; al menos cuatro años en otras realizaciones; y al menos cinco años en otras realizaciones.

[0075] Además, los puntos de corte iniciales de los hidrocarburos, los tamaños de los reactores, los catalizadores, etc., pueden ajustarse o configurarse de tal manera que puedan alinearse el tiempo de ejecución de las operaciones del craqueador a vapor y los procedimientos de acondicionamiento. Por ejemplo, en la configuración de la Figura 1, que se describe más adelante, un petróleo crudo entero puede acondicionarse y el petróleo crudo acondicionado puede luego ser sometido a craqueo a vapor. Los catalizadores, el tamaño de los reactores y las condiciones pueden configurarse de tal manera que el tiempo de ejecución de la unidad de acondicionamiento esté alineado con el tiempo de ejecución del craqueador a vapor. Los volúmenes de catalizador, los tipos de catalizador y la severidad de la reacción pueden influir en la determinación de los tiempos de ejecución de la unidad de acondicionamiento. Además, el grado de acondicionamiento de los hidrocarburos más pesados en el crudo puede afectar a la coquización en el craqueador térmico. Para maximizar el tiempo de funcionamiento de la planta, las realizaciones del presente documento contemplan el diseño y la configuración del sistema general de tal manera que el sistema de acondicionamiento tenga un tiempo de ejecución previsto similar al del craqueador a vapor para una materia prima dada o una variedad de materias primas previstas. Además, las realizaciones del presente documento contemplan el ajuste de las condiciones de reacción (T, P, velocidad espacial, etc.) en la sección de acondicionamiento y/o en el craqueador a vapor en base a la materia prima que se procese, de tal manera que el tiempo de ejecución de la sección de acondicionamiento y del craqueador a vapor sean similares o estén alineados.

[0076] La alineación de los tiempos de ejecución puede dar como resultado un tiempo de inactividad mínimo, tal como en el caso de que la renovación del catalizador en un reactor de acondicionamiento se realice simultáneamente con la descoquización del craqueador a vapor. Cuando el sistema de acondicionamiento incluye múltiples reactores o tipos de reactores, la alineación de los tiempos de ejecución puede basarse en el rendimiento esperado del craqueador a vapor. Además, cuando un hidrotratador, por ejemplo, puede tener un tiempo de ejecución significativamente más largo que un hidrocraqueador en la sección de acondicionamiento, se pueden utilizar trenes de reactores de hidrocraqueo en paralelo y/o procesamiento por derivación de tal manera que los tiempos de ejecución generales de las unidades de acondicionamiento y de craqueo a vapor puedan estar alineados.

[0077] El procesamiento por derivación puede incluir, por ejemplo, el procesamiento temporal de un corte a 490°C+ en un reactor que normalmente procesa una materia prima más ligera. Se prevé que la materia prima más pesada presente condiciones más severas y una vida útil del catalizador más corta, por lo que procesar temporalmente los pesados en un reactor de acondicionamiento de hidrocarburos de intervalo medio durante un cambio de catalizador de pesados puede permitir que la alimentación de crudo entero continúe alimentando al craqueador a vapor, sin una parada, mientras se reemplaza el catalizador del reactor de acondicionamiento de pesados. La configuración de los reactores de acondicionamiento de intervalo medio también puede tener en cuenta el procesamiento por derivación previsto al diseñar el sistema general para tiempos de ejecución alineados.

[0078] A continuación se presentan descripciones breves de las configuraciones para producir olefinas y/o aromáticos divulgadas en el presente documento. Los diagramas de flujo de bloques para las diversas configuraciones detalladas se describen más adelante en relación con las Figuras 1-3.

[0079] En una realización, una configuración térmica general de crudo a productos químicos de acuerdo con las realizaciones del presente documento puede separar inicialmente la materia prima de hidrocarburo de intervalo de ebullición amplio para producir una fracción ligera, tal como una fracción a 160°C-, una fracción de ebullición media, tal como una fracción a 160-490°C, y una fracción pesada, tal como una fracción a 490°C+, utilizando un dispositivo de separación integrado. La fracción de ebullición media se acondiciona luego en un sistema de reactor de lecho fijo con un sistema de catalizadores de hidroprocesamiento. La fracción pesada se acondiciona en una unidad de hidrocraqueo de residuos, tal como un procedimiento LC-FINING o LC-SLURRY. La corriente de pesados acondicionados resultante se separa entonces para formar una fracción acondicionada ligera, tal como una fracción a 490°C-, y una fracción acondicionada pesada, tal como una fracción a 490°C+. La fracción a 490°C del producto hidrotratado de residuo se alimenta entonces a una unidad de desasfaltado con disolvente para separar la brea de una fracción de aceite desasfaltado. El aceite desasfaltado y el aceite de pirólisis del craqueador a vapor se acondicionan en una unidad de hidrocraqueo de residuos, tal como un procedimiento LC-FINING o LC-SLURRY. La fracción acondicionada ligera de cada una de las unidades de hidrocraqueo de residuos de primera y segunda etapa se acondiciona adicionalmente junto con la fracción de ebullición media en un sistema de reactor de lecho fijo. Las fracciones resultantes del crudo acondicionado se alimentan luego para el craqueo a vapor en hornos de craqueo a vapor de severidad variable, de acuerdo con las temperaturas de craqueo preferentes para las fracciones respectivas.

[0081] En todavía otras realizaciones, una configuración térmica general de crudo a productos químicos de acuerdo con las realizaciones del presente documento separa inicialmente la materia prima de hidrocarburo de intervalo de ebullición amplio para producir una fracción ligera, tal como una fracción a 160°C-, una fracción de ebullición media, tal como una fracción a 160-490°C, y una fracción pesada, tal como fracciones a 490°C+ utilizando un dispositivo de separación integrado. La fracción de ebullición media se acondiciona luego en un sistema de reactor de lecho fijo con un sistema de catalizadores de hidroprocesamiento. La fracción pesada con aceite de pirólisis del craqueador a vapor se acondiciona en una unidad de hidrocraqueo de residuos, tal como un procedimiento LC-FINING o LC-SLURRY. La corriente de pesados acondicionados resultante se separa entonces para formar una fracción acondicionada ligera, tal como una fracción a 490°C-, y una fracción acondicionada pesada, tal como una fracción a 490°C+. La fracción de ebullición media acondicionada también puede someterse a separaciones para eliminar el amoníaco y/o el sulfuro de hidrógeno, y luego se separa, tal como utilizando un dispositivo de separación integrado, en dos o más fracciones, incluyendo una fracción ligera, tal como una fracción a 160°C, una fracción media, tal como una fracción de 160°C a 360°C, y una fracción de aceite no convertido (UCO). La fracción a 490°C del producto hidrotratado de residuo (fracción pesada acondicionada) y la fracción media (fracción de 160°C a 360°C procedente del acondicionamiento del intervalo de ebullición medio) se alimentan luego a una tercera unidad de acondicionamiento de lecho fijo para acondicionar aún más los hidrocarburos de los intervalos medio y pesado para el craqueo a vapor. El efluente resultante también se separa en porciones ligeras y pesadas, tal como una fracción a 160°C- y una fracción a 160°C+, donde la porción pesada se devuelve a la tercera unidad de acondicionamiento de lecho fijo para formar más hidrocarburos del intervalo de nafta adecuados para el craqueo térmico. En la tercera unidad de acondicionamiento de lecho fijo, las corrientes pueden reaccionar para reducir el contenido de aromáticos de los hidrocarburos contenidos en ellas. La fracción acondicionada ligera de cada una de las unidades de acondicionamiento de primera y tercera etapa se alimenta luego junto con la fracción ligera de ejecución directa y el UCO para el craqueo a vapor en hornos de craqueo a vapor de severidad variable, de acuerdo con las temperaturas de craqueo preferentes para las fracciones respectivas. La fracción no convertida del procedimiento de mejora de residuo se somete a hidroprocesamiento adicional para producir fuelóleo ultra bajo en azufre (ULSFO).

[0083] Haciendo ahora referencia a la Figura 1, se ilustra un diagrama de flujo de procedimiento simplificado de un procedimiento para convertir crudos enteros e hidrocarburos pesados.

[0085] Una alimentación de hidrocarburos pesados de intervalo de ebullición amplio, tal como un crudo desalado 1, puede alimentar un sistema de separación 3. El sistema de separación 3 puede ser un dispositivo de separación integrado (ISD), tal como se ha descrito anteriormente y que incluye, por ejemplo, la separación y la integración de calor. En el sistema de separación 3, el crudo desalado 1 puede separarse en tres fracciones, que incluyen: (a) una fracción ligera, tal como una fracción a 160°C- 5 que no requiere ningún acondicionamiento y puede utilizarse como alimentación para la sección de craqueador a vapor 7; (b) una fracción de intervalo medio, tal como una fracción de 160°C a 490°C 9 ; y (c) y una fracción pesada, tal como una fracción a 490°C+ 11. También pueden utilizarse otros puntos de corte para enviar las fracciones deseadas y los hidrocarburos contenidos en ellas a las unidades deseadas para su acondicionamiento y/o craqueo. La sección de craqueador a vapor 7 puede utilizarse para craquear térmicamente la fracción a 160°C, entre otras alimentaciones que se discuten más adelante, para formar productos químicos 13, tales como etileno, propileno y butenos, que pueden recuperarse colectivamente o como corrientes individuales, así como una fracción de aceite de pirólisis de mayor punto de ebullición 15.

[0087] La fracción a 490°C+ 11 y la fracción de aceite de pirólisis 15 pueden alimentarse a un primer sistema de acondicionamiento 17, que puede incluir uno o más reactores de hidrotratamiento y/o hidrocraqueo para convertir, al menos parcialmente, la fracción a 490°C+ y el aceite de pirólisis para producir una corriente de hidrocarburo acondicionada 19. Por ejemplo, la corriente a 490°C+ puede procesarse en un sistema de reactor de hidrocraqueo de residuos 17, que puede incluir uno o más reactores, tales como los que utilizan un catalizador extruido de lecho ebullido o un catalizador de suspensión, para convertir los hidrocarburos contenidos en ella en compuestos que hierven a 490°C. La corriente 19 puede alimentarse entonces a un segundo sistema de separación 21, tal como un segundo ISD, que puede separar los hidrocarburos acondicionados más ligeros de la corriente 19 de los hidrocarburos más pesados, tales como una fracción de residuo, que puede no ser adecuada para su procesamiento en el craqueador a vapor. La fracción de residuo puede recuperarse del sistema de separación 21 a través de la línea de flujo 23, y puede mejorarse en un hidrotratador integrado 25, tal como una unidad de hidrodesulfuración de lecho fijo, para formar una corriente de fuelóleo ultrabajo en azufre (ULSFO) 27. El sistema de separación 21 también puede proporcionar una fracción ligera 29, tal como una fracción de hidrocarburo que tiene un punto final en el intervalo de aproximadamente 160°C a aproximadamente 490°C, donde la corriente de pesados 23 puede tener un punto de ebullición inicial correspondiente, tal como hidrocarburos de 490°C+ .

[0089] La fracción de ebullición media 9 y la fracción ligera 29 pueden alimentarse a una segunda sección de acondicionamiento 31 para producir una corriente altamente parafínica 33 adecuada para su procesamiento en la sección de craqueo a vapor 7 para producir corrientes químicas 13, tales como etileno, propileno y buteno, entre otras, así como una fracción de aceite de pirólisis de ebullición más alta 15, como se ha indicado anteriormente. La primera sección de acondicionamiento 17 y la segunda sección de acondicionamiento 31 pueden ser iguales o diferentes, y pueden incluir uno o más reactores de hidrotratamiento y/o hidrocraqueo.

[0090] Los reactores de acondicionamiento 17, 31 pueden incluir catalizadores de hidrotratamiento (primera etapa de acondicionamiento) y/o catalizadores de hidrocraqueo (segunda etapa de acondicionamiento). Además, en algunas realizaciones, la primera etapa de acondicionamiento puede incluir una zona de reactor que contenga un catalizador de desulfuración de residuos. Los reactores de hidrotratamiento y/o hidrocraqueo pueden incluir catalizadores para la eliminación de metales, la eliminación de nitrógeno, y el hidroprocesamiento en estos reactores puede, en general, añadir hidrógeno a los componentes de hidrocarburos que se están acondicionando, haciéndolos más fáciles de procesar aguas abajo para producir productos químicos. El sistema catalizador de lecho fijo en la zona de acondicionamiento, por ejemplo, puede contener diferentes capas de catalizadores de desmetalización, hidrotratamiento e hidrocraqueo con zeolita mesoporosa para optimizar la conversión de los materiales pesados a un equilibrio entre una corriente altamente parafínica que sea adecuada para la producción de olefinas y una corriente rica en aromáticos que sea adecuada para la producción de aromáticos.

[0092] La fracción a 490°C+ 11 puede alimentarse a un hidrocraqueador de residuos 17. El procesamiento de hidrocarburos a 490°C+ en el hidrocraqueador de residuos puede mejorar la conversión de corrientes de bajo valor en productos de alto valor. El hidrocraqueo de residuos puede realizarse en un hidrocraqueador de residuos de lecho fijo, un reactor de lecho ebullido, tal como un sistema de reactor LC-FINING o LC-MAX disponible en Lummus Technology, así como reactores LC-SLURRY, disponibles en Chevron Lummus Global.

[0093] El material adicional a 490°C- en la corriente 29 puede tratarse en un reactor de hidrotratamiento de lecho fijo, que puede ser el mismo reactor utilizado para acondicionar el corte medio 9 o, en algunas realizaciones, puede ser un reactor de hidrotratamiento de lecho fijo separado que puede contener un catalizador diseñado para acondicionar eficazmente los hidrocarburos una vez convertidos recibidos del hidrocraqueo de residuos. Los productos de reacción 33 de la corriente hidrotratada a 160-490 °C 9 y el efluente hidrotratado de residuo a 490 °C- 29 pueden procesarse a continuación en un reactor de hidrocraqueo de lecho fijo, produciendo una materia prima 33 adecuada para su procesamiento en la sección 7 del craqueador a vapor para su conversión en olefinas ligeras y otros productos químicos valiosos.

[0095] Haciendo referencia ahora a la Figura 2, se ilustra un diagrama de flujo de procedimiento simplificado de un procedimiento para convertir crudos enteros e hidrocarburos pesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento, donde números similares representan partes similares. En la presente realización, el crudo entero desalado 1, se procesa de manera similar a como se describió anteriormente para la Figura 1, se separa para formar una fracción ligera 5, un corte medio 9 y una fracción pesada 11. En esta realización, la fracción pesada 11 se alimenta a un sistema de hidrocraqueo de residuos de primera etapa 17A, y la corriente de aceite de pirólisis 15 se alimenta a un sistema de hidrocraqueo de residuos de segunda etapa 17B para su coprocesamiento con un aceite desasfaltado recuperado del sistema de desasfaltado con disolvente 37.

[0096] Una alimentación de hidrocarburos pesados de intervalo de ebullición amplio, tal como un crudo desalado 1, se alimenta a un sistema de separación 3. El sistema de separación 3 puede ser un dispositivo de separación integrado (ISD), como el descrito anteriormente, por ejemplo. En el sistema de separación 3, el crudo desalado 1 se separa en tres fracciones, que incluyen: (a) una fracción ligera, tal como una fracción a 160°C- 5 que no requiere ningún acondicionamiento y se utiliza como alimentación de la sección de craqueador a vapor 7; y (b) una fracción de intervalo medio, tal como una fracción de 160°C a 490°C 9; y (c) y una fracción pesada, tal como una fracción a 490°C+ 11. También pueden utilizarse otros puntos de corte para enviar las fracciones deseadas y los hidrocarburos contenidos en ellas a las unidades deseadas para su acondicionamiento y/o craqueo. La sección de craqueador a vapor 7 puede utilizarse para craquear térmicamente la fracción a 160°C, entre otras alimentaciones que se discuten más adelante, para formar productos químicos 13, tales como etileno, propileno y butenos, que pueden recuperarse colectivamente o como corrientes individuales, así como una fracción de aceite de pirólisis de mayor punto de ebullición 15.

[0097] La fracción a 490°C+ 11 se alimenta a un primer sistema de acondicionamiento 17A, que puede incluir uno o más reactores de hidrotratamiento y/o hidrocraqueo para convertir, al menos parcialmente, la fracción a 490°C+ y producir una corriente de hidrocarburos acondicionada 19A. Por ejemplo, la corriente a 490°C+ puede procesarse en un sistema de reactor de hidrocraqueo de residuos 17, que puede incluir uno o más reactores, tales como los que utilizan un catalizador extruido de lecho ebullido o un catalizador de suspensión, para convertir los hidrocarburos contenidos en ella en compuestos que hierven a 490°C-.

[0098] La fracción de aceite de pirólisis 15 se alimenta a un segundo sistema de acondicionamiento 17B, que puede incluir uno o más reactores de hidrotratamiento y/o hidrocraqueo para convertir, al menos parcialmente, la fracción de aceite de pirólisis y producir una corriente de hidrocarburos acondicionada 19B. Por ejemplo, la corriente de aceite de pirólisis puede procesarse en un sistema de reactor de hidrocraqueo de residuos 17B, que puede incluir uno o más reactores, tales como los que utilizan un catalizador extruido de lecho ebullido o un catalizador de suspensión, para convertir los hidrocarburos que contiene en compuestos que hierven a 490 °C-.

[0099] Las corrientes 19A y 19B se alimentan luego a un segundo sistema de separación 21, tal como un segundo ISD, que puede separar los hidrocarburos acondicionados más ligeros en las corrientes 19A y 19B de los hidrocarburos más pesados, tales como una fracción residual, que puede no ser adecuada para el procesamiento en el craqueador a vapor. La fracción de residuo se recupera del sistema de separación 21 a través de la línea de flujo 23, y se alimenta a una unidad de desasfaltado con disolvente 37. En la unidad de desasfaltado 37, la fracción de residuo 23 se procesa para recuperar un aceite desasfaltado 39 y una fracción de brea 41. En algunas realizaciones, la fracción de brea 41 puede alimentarse a un hidrotratador integrado (no mostrado), tal como una unidad de hidrodesulfuración de lecho fijo, para formar una corriente de fuelóleo ultra bajo en azufre (ULSFO). La fracción 39 de aceite desasfaltado se alimenta al sistema de reactor de hidrocraqueo de residuos de segunda etapa 17B, para su conversión junto con el aceite de pirólisis para formar hidrocarburos mejorables adicionales.

[0100] El sistema de separación 21 también proporciona una fracción ligera 29, tal como una fracción de hidrocarburo que tiene un punto final en el intervalo de aproximadamente 160°C a aproximadamente 490°C, donde la corriente de pesados 23 puede tener un punto de ebullición inicial correspondiente, tal como hidrocarburos de 490°C+. La fracción de ebullición media 9 y la fracción ligera 29 se alimentan a una segunda sección de acondicionamiento 31 para producir una corriente altamente parafínica 33 adecuada para su procesamiento en la sección de craqueo a vapor 7 para producir corrientes químicas 23, tal como etileno, propileno y butenos, entre otras, así como una fracción de aceite de pirólisis de ebullición más alta 15, como se ha indicado anteriormente. La primera sección de acondicionamiento 17 y la segunda sección de acondicionamiento 31 pueden ser iguales o diferentes, y pueden incluir uno o más reactores de hidrotratamiento y/o hidrocraqueo. En algunas realizaciones, los reactores de acondicionamiento 17A, 17B, 31 pueden incluir catalizadores de hidrotratamiento (primera etapa de acondicionamiento) y/o catalizadores de hidrocraqueo (segunda etapa de acondicionamiento). Además, en algunas realizaciones, la primera etapa de acondicionamiento puede incluir una zona de reactor que contenga un catalizador de desulfuración de residuos. Los reactores de hidrotratamiento y/o hidrocraqueo pueden incluir catalizadores para la eliminación de metales, la eliminación de nitrógeno, y el hidroprocesamiento en estos reactores puede en general añadir hidrógeno a los componentes de hidrocarburos que se están acondicionando, haciéndolos más fáciles de procesar aguas abajo para producir productos químicos. El sistema catalizador de lecho fijo en la zona de acondicionamiento, por ejemplo, puede contener diferentes capas de catalizadores de desmetalización, hidrotratamiento e hidrocraqueo de zeolita mesoporosa para optimizar la conversión de los materiales pesados a un equilibrio entre una corriente altamente parafínica que sea adecuada para la producción de olefinas y una corriente rica en aromáticos que sea adecuada para la producción de aromáticos.

[0101] En algunas realizaciones, la fracción a 490°C+ 11 se alimenta a un hidrocraqueador de residuos 17A. El procesamiento de hidrocarburos a 490°C+ en el hidrocraqueador de residuos puede mejorar la conversión de corrientes de bajo valor en productos de alto valor. El hidrocraqueo de residuos puede realizarse en un hidrocraqueador de residuos de lecho fijo, un reactor de lecho ebullido, tal como un sistema de reactor LC-FINING o LC-MAX disponible en Lummus Technology, así como reactores LC-SLURRY, disponibles en Chevron Lummus Global.

[0102] El material adicional a 490°C- en la corriente 29 puede tratarse en un reactor de hidrotratamiento de lecho fijo, que puede ser el mismo reactor utilizado para acondicionar el corte medio 9 o, en algunas realizaciones, puede ser un reactor de hidrotratamiento de lecho fijo separado que puede contener un catalizador diseñado para acondicionar eficazmente los hidrocarburos una vez convertidos recibidos del hidrocraqueo de residuos. Los productos de reacción 33 de la corriente hidrotratada a 160-490 °C 9 y el efluente hidrotratado de residuo a 490 °C- 29 pueden procesarse a continuación en un reactor de hidrocraqueo de lecho fijo, produciendo una materia prima 33 adecuada para su procesamiento en la sección 7 del craqueador a vapor para su conversión en olefinas ligeras y otros productos químicos valiosos.

[0103] Haciendo referencia ahora a la Figura 3, se ilustra un diagrama de flujo de procedimiento simplificado de un procedimiento para convertir crudos enteros e hidrocarburos pesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento, donde números similares representan partes similares. Una alimentación de hidrocarburos pesados de intervalo de ebullición amplio, tal como un crudo desalado 1, se alimenta a un sistema de separación 3. De forma similar al procesamiento en las realizaciones de las Figuras 1 y 2, el sistema de separación 3 puede ser un dispositivo de separación integrado (ISD), como se ha descrito anteriormente, en el que el crudo desalado 1 se separa en tres fracciones, que incluyen: (a) una fracción ligera, tal como una fracción a 160°C- 5 que no requiere ningún acondicionamiento y se utiliza como alimentación de la sección de craqueador a vapor 7; y (b) una fracción de intervalo medio, tal como una fracción de 160°C a 490°C 9; y (c) y una fracción pesada, tal como una fracción a 490°C+ 11. También pueden utilizarse otros puntos de corte para enviar las fracciones deseadas y los hidrocarburos contenidos en ellas a las unidades deseadas para su acondicionamiento y/o craqueo. La sección de craqueador a vapor 7 puede utilizarse para craquear térmicamente la fracción a 160°C, entre otras alimentaciones que se discuten más adelante, para formar productos químicos 13, tales como etileno, propileno y butenos, que pueden recuperarse colectivamente o como corrientes individuales, así como una fracción de aceite de pirólisis de mayor punto de ebullición 15.

[0104] La fracción a 490°C+ 11 y la fracción de aceite de pirólisis 15 se alimentan a un primer sistema de acondicionamiento 17, que puede incluir uno o más reactores de hidrotratamiento y/o hidrocraqueo para convertir, al menos parcialmente, la fracción a 490°C+ y el aceite de pirólisis para producir una corriente de hidrocarburos acondicionados 19. Por ejemplo, la corriente a 490°C+ puede procesarse en un sistema de reactor de hidrocraqueo de residuos 17, que puede incluir uno o más reactores, tales como los que utilizan un catalizador extruido de lecho ebullido o un catalizador de suspensión, para convertir los hidrocarburos contenidos en ella en compuestos que hierven a 490°C. Luego, la corriente 19 se alimenta a un segundo sistema de separación 21, tal como un segundo ISD, que separa los hidrocarburos acondicionados más ligeros en la corriente 19 de los hidrocarburos más pesados, tales como una fracción de residuo, que pueden ser inadecuados para su procesamiento en el craqueador a vapor. La fracción de residuo puede recuperarse del sistema de separación 21 a través de la línea de flujo 23, y se mejora en un hidrotratador integrado 25, tal como una unidad de hidrodesulfuración de lecho fijo, para formar una corriente de fuelóleo ultra bajo en azufre (ULSFO) 27. El sistema de separación 21 también proporciona una fracción ligera 29, tal como una fracción de hidrocarburo que tiene un punto final en el intervalo de aproximadamente 160°C a aproximadamente 490°C, donde la corriente de pesados 23 puede tener un punto de ebullición inicial correspondiente, tal como hidrocarburos de 490°C+.

[0106] La fracción de ebullición media 9 se alimenta a un sistema de acondicionamiento de lecho fijo 45 para producir una corriente altamente parafínica 47 que contiene hidrocarburos adecuados para su procesamiento en la sección de craqueo a vapor 7 para producir productos químicos adicionales 13. Tras la conversión, el efluente de la zona de reacción 45 puede someterse a una o más etapas de separación intermedias 49, que pueden utilizarse para separar el amoníaco y/o el sulfuro de hidrógeno 51 del efluente. Luego, los hidrocarburos en el efluente se envían a través de la línea de flujo 53 a un dispositivo de separación integrado 55.

[0108] El sistema de separación 55 se utiliza para separar los hidrocarburos de intervalo medio mejorados en tres fracciones, que incluyen: (a) una fracción ligera, tal como una fracción a 160°C- 57 que no requiere ningún acondicionamiento adicional y se utiliza como alimentación de la sección de craqueador a vapor 7; (b) una fracción de intervalo medio, tal como una fracción de 160°C a 360°C 59; y (c) una fracción pesada, tal como una fracción a 360°C+ 61, que puede incluir hidrocarburos no convertidos de la fracción 9 de intervalo medio. También pueden utilizarse otros puntos de corte para enviar las fracciones deseadas y los hidrocarburos contenidos en ellas a las unidades deseadas para su acondicionamiento y/o craqueo.

[0110] La fracción ligera 29 y la fracción de aceite no convertido 61 se alimentan a una segunda sección de acondicionamiento 63 para producir una corriente que contiene hidrocarburos altamente parafínicos 65, que incluye hidrocarburos adecuados para su procesamiento en la sección de craqueo a vapor 7 para producir productos químicos adicionales recuperados a través de las corrientes 13, tales como etileno, propileno y butenos, entre otros, así como una fracción de aceite de pirólisis 15 de mayor punto de ebullición, como se ha indicado anteriormente.

[0112] Tras el acondicionamiento en la segunda sección de acondicionamiento 63, el efluente 65 se alimenta a otro sistema de separación 67, tal como un ISD, para la separación de los hidrocarburos mejorados en al menos dos fracciones, incluyendo (a) una fracción ligera, tal como una fracción a 160°C- 69 que no requiere ningún acondicionamiento adicional y se utiliza como alimentación a la sección de craqueo a vapor 7; y (b) una fracción pesada, tal como una fracción a 160°C+ 71, que puede incluir hidrocarburos no convertidos de las fracciones 29, 61. También pueden utilizarse otros puntos de corte para enviar las fracciones deseadas y los hidrocarburos contenidos en ellas a las unidades deseadas para su acondicionamiento y/o craqueo.

[0114] En algunas realizaciones, los reactores de acondicionamiento 17, 45, 63 pueden incluir catalizadores de hidrotratamiento (primera etapa de acondicionamiento) y/o catalizadores de hidrocraqueo (segunda etapa de acondicionamiento). Además, en algunas realizaciones, la primera etapa de acondicionamiento puede incluir una zona de reactor que contenga un catalizador de desulfuración de residuos. Los reactores de hidrotratamiento y/o hidrocraqueo pueden incluir catalizadores para la eliminación de metales, la eliminación de nitrógeno, y el hidroprocesamiento en estos reactores puede en general añadir hidrógeno a los componentes de hidrocarburos que se están acondicionando, haciéndolos más fáciles de procesar aguas abajo para producir productos químicos. El sistema catalizador de lecho fijo en la zona de acondicionamiento, por ejemplo, puede contener diferentes capas de catalizadores de desmetalización, hidrotratamiento e hidrocraqueo de zeolita mesoporosa para optimizar la conversión de los materiales pesados a un equilibrio entre una corriente altamente parafínica que sea adecuada para la producción de olefinas y una corriente rica en aromáticos que sea adecuada para la producción de aromáticos.

[0116] La fracción a 490°C+ 11 se alimenta a un hidrocraqueador de residuos 17. El procesamiento de hidrocarburos a 490°C+ en el hidrocraqueador de residuos puede mejorar la conversión de corrientes de bajo valor en productos de alto valor. El hidrocraqueo de residuos puede realizarse en un hidrocraqueador de residuos de lecho fijo, un reactor de lecho ebullido, tal como un sistema de reactor LC-FINING o LC-MAX disponible en Lummus Technology, así como reactores LC-SLURRY, disponibles en Chevron Lummus Global.

[0118] Como se ha descrito anteriormente en relación con la Figura 1, los sistemas de acondicionamiento de lecho fijo pueden utilizarse para acondicionar la fracción a 490°C+ 11 por separado de la corriente de corte medio a 160-490°C 9, mientras que el segundo sistema de acondicionamiento de lecho fijo 32 puede utilizarse para acondicionar un corte medio combinado a 160-490°C y una fracción a 490°C+ parcialmente acondicionada y separada 29, que puede tener un intervalo de ebullición similar, 160-490°C. En algunas realizaciones, las corrientes 9, 29 pueden procesarse en los mismos o similares reactores de hidrotratamiento y/o hidrocraqueo en los sistemas de acondicionamiento 31. Sin embargo, se ha descubierto que, debido a la naturaleza de los compuestos de alimentación de diversos crudos, el procesamiento en un único tren de reacción puede dar como resultado una corriente con moléculas que contienen más anillos aromáticos que las moléculas de los crudos Arab Light o Arab Extra Light de ejecución directa en el mismo intervalo de ebullición. Como resultado, pueden ser necesarias condiciones de hidrotratamiento más severas para saturar suficientemente las moléculas, lo que tiene un impacto negativo en la vida del catalizador de hidrotratamiento y/o en la inversión de capital. Si la fracción parcialmente acondicionada 29 se coprocesa con la fracción de ejecución directa a 160-490°C 9 en el primer sistema de acondicionamiento 31, el tiempo entre paradas para un único tren de hidrotratamiento puede disminuir de forma no deseada, y/o puede ser necesario un tren de hidrotratamiento de repuesto para proporcionar una corriente constante de alimentación a la sección de craqueo a vapor mientras el sistema catalizador de hidrotratamiento se somete a regeneración y/o reemplazo. Lo anteriormente mencionado también sería aplicable a otros tipos de crudos, tales como petróleos desalados, condensados, petróleo biogénico, crudos de síntesis, petróleo de esquisto, hidrocarburos pesados, crudos reconstituidos y aceites derivados del betún.

[0120] Para aliviar los problemas de vida útil del catalizador / tiempo entre paradas, el paso de hidrotratamiento en lecho fijo puede dividirse. Por ejemplo, se puede proporcionar un primer sistema de acondicionamiento 31 para procesar la fracción de ejecución directa a 160-490°C 9, y un segundo sistema de acondicionamiento para procesar la fracción parcialmente acondicionada 29. Generalmente, los reactores del primer sistema de acondicionamiento pueden tener tiempo entre paradas menos frecuentes que el de los reactores en el segundo sistema de acondicionamiento, que pueden tener paradas más frecuentes para reemplazar el catalizador, pero la fracción de ejecución directa a 160-490°C y la fracción acondicionada parcialmente podrían combinarse en el primer sistema de acondicionamiento, por ejemplo, para no requerir un tren de reactores de repuesto para el tiempo de actividad. Como una desviación temporal de la alimentación, el impacto sobre cualquiera de los trenes de reactores sería mínimo, por lo que los sistemas de acondicionamiento podrían diseñarse para hidrotratar y/o hidrocraquear tanto la fracción de ejecución directa de 160-490 °C como las fracciones acondicionadas parcialmente, de tal manera que se reduzca el tiempo de inactividad del proceso durante las paradas en cualquiera del primer o segundo sistema de acondicionamiento . Además, el tiempo entre paradas del primer sistema de acondicionamiento puede estar configurado para sincronizarse con el de los hornos de craqueo a vapor.

[0122] Como se ha indicado anteriormente, diversas materias primas pueden permitir aumentar los puntos de corte, tales como por ejemplo elevar el punto de corte medio/alto de 490°C a 545°C en algunas realizaciones. Lo mismo puede ocurrir con respecto al procesamiento en el sistema de desasfaltado con disolvente, donde los hidrocarburos de punto de ebullición más alto pueden recuperarse con el aceite desasfaltado y alimentarse al reactor de hidrotratamiento para su conversión en materias primas adecuadas para el craqueo a vapor. Sin embargo, con respecto al procesamiento de la fracción de ebullición alta (por ejemplo, la fracción de 490°C+ o 545°C+) en el sistema de desasfaltado con disolvente, se ha descubierto que un punto de corte más bajo puede ser más favorable, ya que un punto de corte demasiado alto puede requerir el uso de un aceite de corte para producir el ULSFO.

[0124] Otras corrientes de refinería de bajo valor también pueden procesarse de acuerdo con las realizaciones del presente documento para producir, en última instancia, productos de mayor valor. Tales corrientes incluyen algunos o todos los siguientes tipos de hidrocarburos: (i) un aceite de ciclo ligero (LCO), tal como LCO que se produce a partir de una unidad FCC, que puede procesarse con la fracción de 160- 490°C; (ii) un Aceite de Suspensión, tal como un aceite de suspensión que se produce a partir de una unidad FCC, que puede procesarse con los hidrocarburos de 490°C+; (iii) brea, tal como una brea que se produce a partir de una unidad de desasfaltado con disolvente, que puede procesarse en el primer sistema de acondicionamiento con los hidrocarburos de 490°C+; y/o (iv) fuelóleo de Pirólisis (Pyoil), tal como un fuelóleo de pirólisis que se produce a partir de un craqueador a vapor, incluyendo la corriente de fuelóleo de pirólisis 25 del craqueador a vapor 7, cuya corriente puede procesarse con los hidrocarburos de 490°C+. También pueden coprocesarse otras corrientes de hidrocarburos de intervalos de ebullición similares para producir productos petroquímicos en los sistemas divulgados en el presente documento, en los que tales corrientes pueden incluir naftas ligeras, naftas pesadas, petróleos crudos, residuos atmosféricos, residuos de vacío, petróleos crudos sintéticos y otras corrientes de hidrocarburos que contengan hidrocarburos pesados. Los puntos de corte también pueden variar en cualquiera de los ISD para tener en cuenta la calidad variable de la materia prima (es decir,metales, asfaltenos y CCR). En realizaciones en las que el crudo desalado tiene un bajo contenido de contaminantes, los puntos de corte iniciales pueden ser más altos (es decir, superiores a 160 °C), lo que reduce la carga operativa sobre los catalizadores en uno o más sistemas de acondicionamiento. Alternativamente, en las realizaciones en las que el crudo desalado tiene un alto contenido de contaminantes, los puntos de corte iniciales pueden ser más bajos (es decir,por debajo de 160°C), alimentando así una mayor cantidad de hidrocarburos a través de una pluralidad de sistemas de acondicionamiento y un segundo ISD para el hidrotratamiento y/o la eliminación de componentes pesados indeseables, y aumentando así la cantidad de hidrocarburos del intervalo de nafta que se alimentan al craqueo a vapor.

[0126] Tal como se describió brevemente anteriormente, las realizaciones del presente documento pueden permitir el craqueo directo de petróleo crudo a productos químicos, formando hidrocarburos ligeros como etileno y propileno, de una manera económicamente viable, sin pasar por los pasos convencionales de refinado. Además, la conversión directa del crudo en productos químicos puede ayudar a cerrar la creciente brecha entre la oferta y la demanda de componentes clave normalmente producidos como coproductos (propileno, butadieno) debido al creciente cambio hacia el craqueo de materias primas más ligeras impulsado por la revolución del gas de esquisto.

[0128] La integración de unidades de procesamiento de acuerdo con las realizaciones del presente documento puede proporcionar un potencial único para la mejora de crudos enteros, tales como el crudo Arab Light y el crudo Arab Extra Light, junto con corrientes de refinería de bajo valor, tales como el aceite de Pirólisis (PyOil), el aceite de suspensión y el aceite de ciclo ligero (LCO), en productos químicos de mayor valor. Aunque el acondicionamiento de las alimentaciones de acuerdo con las realizaciones del presente documento añade hidrógeno a los componentes de alimentación, y el consumo de hidrógeno es un gasto adicional a la planta, los beneficios generales en la producción de productos químicos, en lugar de combustibles, compensan este gasto adicional. Lo anteriormente mencionado también sería aplicable a otros tipos de crudo, tales como petróleos desalados, condensados, petróleo biogénico, crudos de síntesis, petróleo de esquisto, hidrocarburos pesados, crudos reconstituidos y aceites derivados del betún.

[0130] En otras realizaciones, puede incluirse un complejo de aromáticos opcional. Por ejemplo, puede utilizarse un complejo de aromáticos para convertir la fracción de 160°C-490°C, o una porción de la misma, en aromáticos. Por ejemplo, un corte medio tal como la fracción de 160°C a 240°C puede procesarse para convertir una porción de los hidrocarburos contenidos en ella en aromáticos, mientras que los pesados pueden alimentarse al craqueador a vapor para su conversión en productos químicos. La materia prima del complejo de aromáticos generada mediante el procesamiento y acondicionamiento iniciales de acuerdo con las realizaciones del presente documento puede permitir que diversos procesadores dejen de importar nafta de intervalo completo (FRN).

[0132] Además, en algunas realizaciones, el aceite de pirólisis generado en la unidad de craqueo a vapor puede separarse para recuperar una fracción de gasolina de pirólisis, y una o más fracciones pesadas, tales como una fracción de gasóleo de pirólisis y una fracción de fuelóleo de pirólisis. La fracción más ligera de gasolina de pirólisis puede alimentar una unidad de aromáticos, mientras que las fracciones más pesadas pueden utilizarse para formar un ULSFO, como se ha indicado anteriormente.

[0134] Como se describe con respecto a las Figs.1-3, el sistema de separación 3 puede ser como el ilustrado en la Fig. 4, incluyendo la separación y la integración del calor. Después de la desalinización, el crudo 1 puede precalentarse además en la sección de convección de un calentador 500 para producir un crudo precalentado 502. El crudo precalentado 502 puede alimentarse a un separador 504 que puede facilitar la separación de la fracción a 160°C- 5 de los componentes más pesados, recuperados en la corriente 506.

[0136] La fracción de crudo a 160°C+ restante 506 puede alimentarse a la bomba 508, que produce una fracción de crudo a 160°C+ presurizada 510, que puede entonces alimentarse a un intercambiador de calor 512. El intercambiador de calor ISD 512 puede precalentar la fracción de crudo a 160°C+ 510 contra los fondos calientes del extractor de hidrógeno 520, produciendo una fracción de crudo presurizada y precalentada a 160°C+ 514. La fracción de crudo presurizada y precalentada a 160°C+ 514 puede entonces devolverse al calentador 500, donde se calienta para facilitar la separación de una fracción a 160-490°C de una fracción más pesada a 490°C+. La fracción de crudo calentada a 160°C+ 516 puede entonces alimentarse a un extractor de hidrógeno caliente 518. En el extractor de hidrógeno caliente 518, la fracción de crudo a 160°C+ se separa adicionalmente en una fracción a 160- 490°C 9 y los fondos del extractor de hidrógeno caliente 520, que contienen hidrocarburos más pesados a 490°C+. Los fondos del extractor de hidrógeno caliente 520, después de enfriarse mediante intercambio térmico indirecto en el intercambiador de calor 512 contra la fracción de crudo presurizado 510 a 160°C+, pueden retirarse del sistema de separación 3 como la fracción a 490°C+ 11.

[0137] El extractor de hidrógeno caliente 518 puede utilizar una alimentación de hidrógeno 522 como medio de separación. El extractor de hidrógeno caliente 518 puede operarse para proporcionar una amplia flexibilidad, en base a la naturaleza de la materia prima cruda que se esté procesando. Los productos del decapante, que son la fracción a 160-490°C 9, pueden enfriarse para recuperar el hidrógeno y dirigirse a las etapas intermedias de reacción de hidroprocesamiento, según corresponda, y como se describe con respecto a las Figs. 1-3. El hidrógeno recuperado puede alimentarse a una unidad de adsorción por oscilación de presión (PSA) aguas abajo (no mostrada), después de un tratamiento con aminas (no mostrado), para mejorar la pureza del hidrógeno. El producto de hidrógeno PSA puede comprimirse en un compresor de hidrógeno de reposición (no mostrado) para proporcionar hidrógeno de reposición a uno o más reactores de hidroprocesamiento (Figs.1-3), y como alimentación de hidrógeno caliente 522.

[0138] El producto de los fondos del extractor de hidrógeno caliente 520 (tal como un corte a 490°C+) contiene los compuestos más difíciles que deben manipularse en el crudo, incluyendo asfaltenos, metales y CCR. La cantidad excesiva de metales, CCR y asfaltenos en la fracción de residuos de ebullición alta conduce a un ensuciamiento rápido del catalizador y a un incremento de la caída de presión en los reactores de lecho fijo de flujo descendente, lo que limita tanto la conversión como la duración del ciclo del catalizador. Después de enfriarse contra la fracción de crudo presurizado a 160°C+ 510, la corriente a 490°C+ 11 puede recuperarse y procesarse en un hidrocraqueador de residuos de lecho ebullido con circulación líquida, como se describe en las Figs. 1-3, junto con cualquier otra corriente adicional de refinería de bajo valor, tal como una corriente de pirólisis y/o una corriente de aceite de suspensión.

[0139] Ajustando la cantidad de hidrógeno 522 alimentado al extractor de hidrógeno caliente 518, así como las condiciones operativas del extractor de hidrógeno caliente 518 y del calentador 500, los puntos de corte de hidrocarburos pueden ajustarse de tal manera que el corte ligero 5 pueda alimentarse directamente al craqueador a vapor aguas abajo, y el corte medio 9 pueda tener pocos o ningún compuesto perjudicial que ensucie rápidamente los reactores de acondicionamiento de lecho fijo. De este modo, el sistema de separación 3 (con el extractor de hidrógeno caliente 518) puede concentrar los hidrocarburos más difíciles de procesar en el corte pesado 11, que puede alimentar los reactores de lecho ebullido que pueden operar en las condiciones más severas, preservando así los catalizadores en el craqueador a vapor y los reactores de acondicionamiento de lecho fijo.

[0140] Las realizaciones del presente documento proporcionan una combinación estratégica de preparación de la alimentación de crudo, separación de crudo, acondicionamiento de crudo y tecnología de craqueo a vapor para maximizar el rendimiento de productos químicos de alto valor. La sección de acondicionamiento del crudo emplea una combinación de hidroprocesamiento de lecho fijo y circulación de líquidos para acondicionar el crudo en una alimentación adecuada para el craqueador a vapor y mejorar las corrientes de refinería de bajo valor. Las realizaciones descritas en el presente documento pueden lograr un rendimiento de productos químicos en el intervalo del 60% al 90% de la materia prima del crudo entero, por ejemplo.

[0141] Después de la desalinización, el crudo puede separarse en tres cortes, incluyendo: una corriente de 160°C, una corriente de 160-490°C y una corriente de 490°C+. La corriente de 160°C no requiere mejora, por lo que puede ser dirigida directamente al craqueador a vapor. La corriente de 160-490°C se manipula fácilmente en un sistema de reacción de hidroprocesamiento de lecho fijo, en el que la alimentación se hidrotrata y se convierte en nafta, lo que la convierte en una materia prima ideal para el craqueador a vapor.

[0142] Las realizaciones del presente documento pueden emplear una o más reacciones de hidrotratamiento y/o hidrocraqueo, y un dispositivo de separación integrado, para eliminar la brea (asfaltenos) y los metales, aumentando así el tiempo de ejecución del procedimiento de conversión sin ensuciar los reactores. En algunas realizaciones, la brea, los asfaltenos y los metales pueden alimentarse a una unidad de coquización retardada para recuperar el carbono contenido en estas corrientes.

[0143] Las realizaciones del presente documento pueden proporcionar un procesamiento aguas arriba para procesar crudo entero y otros hidrocarburos de intervalo de ebullición amplio en un craqueador a vapor, donde las realizaciones de los procedimientos integrados generales pueden configurarse para tener un tiempo de ejecución común. Esto puede hacerse mediante la conmutación por error, o corte, de un sistema de acondicionamiento a otro con el fin de minimizar el tiempo total de inactividad del sistema durante la regeneración, el mantenimiento o la limpieza del catalizador. Además, tales realizaciones pueden eliminar la necesidad de trenes de reacción paralelos o unidades de procedimiento redundantes, tanto en el procesamiento de hidrocarburos de intervalo medio como en el procesamiento de residuos de ebullición alta, para su uso durante la regeneración del catalizador.

[0144] Además, los reactores de hidrotratamiento e hidrocraqueo de cada uno de los sistemas de acondicionamiento primero y segundo pueden dimensionarse para tener tiempos de ejecución similares a los de la unidad de craqueo a vapor. Tales configuraciones permiten además reducir el tiempo de inactividad, ya que la limpieza, el mantenimiento y la regeneración del catalizador pueden realizarse de una sola vez en múltiples sistemas de reacción. Sin tales consideraciones de diseño, las operaciones pueden tener un mayor tiempo de inactividad mientras los reactores en el primer sistema de acondicionamiento, por ejemplo, se desconectan para la regeneración del catalizador mientras los catalizadores en el segundo sistema de acondicionamiento todavía tienen >50% de su vida útil.

[0145] Adicionalmente, evitar el arrastre de materiales pesados en las separaciones frontales puede reducir los costes y dar como resultado esquemas de flujo menos complejos, tal como se ilustra y describe en el presente documento. Además, evitar el arrastre puede garantizar la operatividad y procesabilidad en los sistemas de acondicionamiento del crudo y del craqueador a vapor, lo que permite reducir los gastos generales de capital al tiempo que se logra un alto rendimiento de los productos químicos. Como se ha descrito anteriormente, las realizaciones del presente documento pueden separar un crudo desalado u otros hidrocarburos de ebullición amplia en varias fracciones para acondicionar eficazmente las fracciones respectivas y formar una materia prima adecuada para la conversión en un craqueador a vapor. Debido al amplio intervalo de materias primas que pueden procesarse de acuerdo con las realizaciones del presente documento, dependiendo de la materia prima, los catalizadores de acondicionamiento, los volúmenes del reactor y otros factores para una instalación dada, puede ser más preferible basar los puntos de corte específicos en una o más propiedades adicionales de la materia prima. Por ejemplo, los puntos de corte específicos pueden ajustarse en base a una o más propiedades o propiedades adicionales de la materia prima cruda, tal como la gravedad API, el índice de Correlación de la Oficina de Minas (BMCI), el contenido de hidrógeno, el contenido de nitrógeno, el contenido de azufre, la viscosidad, el residuo de microcarbono (MCRT), y/o los metales totales, entre otras propiedades de la materia prima.

[0146] Diversas materias primas útiles en las realizaciones del presente documento, tales como petróleos crudos, petróleos desalados, condensados, petróleo biogénico, crudo sintético, petróleo de esquisto, hidrocarburos pesados, crudo reconstituido y el petróleo derivado del betún pueden tener una o más de las siguientes propiedades, incluyendo: una gravedad API entre 4 y 60°, un BMCI de 20 a 85, un contenido de hidrógeno de 9,0 a 14,5 % en peso (o 90.000 a 145.000ppm), un contenido de nitrógeno de 0,02 a 0,95 % en peso (o 200 a 9.500ppm), un contenido de azufre de 0,009 a 6,0% en peso (o 90 a 60.000ppm), una viscosidad, a 40°C, de 95 a 5500 centistokes (cSt), un MCRT de 5 a 35 % en peso, y/o puede tener un contenido total de metales de <1 a 1000ppm.

[0147] Las separaciones iniciales del crudo pueden realizarse y ajustarse para que los cortes ligeros, medios y pesados tengan propiedades específicas, de tal manera que el corte ligero pueda llegar al craqueador a vapor sin procesamiento intermedio o con un procesamiento intermedio mínimo. Además, los cortes medios y pesados pueden realizarse y ajustarse para que los cortes medios y los cortes pesados tengan propiedades de alimentación y especies de hidrocarburos apropiadas y/o favorables, de modo que se acondicionen eficaz y eficientemente en los reactores de acondicionamiento medio y pesado.

[0148] BMCI

[0149] En algunas realizaciones, el corte ligero puede tener un BMCI inferior a 20. En otras realizaciones, el corte ligero puede tener un BMCI inferior a 15. En otras realizaciones, el corte ligero puede tener un BMCI inferior a 10 o incluso inferior a 5. En algunas realizaciones, el corte medio puede tener un BMCI inferior a 40, tal como inferior a 35, inferior a 30 o inferior a 25. En algunas realizaciones, el corte pesado puede tener un BMCI superior a 30, tal como superior a 35, superior a 40, superior a 45, superior a 50 o superior a 55.

[0150] Por consiguiente, en algunas realizaciones, un corte ligero, que incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 90°C a aproximadamente 300°C, por ejemplo, puede tener un BMCI inferior a 20; en otras realizaciones, tal como cuando el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 110°C o hasta aproximadamente 250°C, por ejemplo, el corte ligero puede tener un BMCI inferior a 10. En todavía otras realizaciones, tales como cuando el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 130°C o hasta aproximadamente 220°C, por ejemplo, el corte ligero puede tener un BMCI inferior a 5. En algunas realizaciones donde el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior a aproximadamente 160°C, el corte ligero puede tener un BMCI inferior a 5. Si bien el BMCI puede variar para las diferentes alimentaciones a cualquier temperatura de corte dada, se ha descubierto que un BMCI bajo, tal como inferior a 10 o inferior a 5, por ejemplo, mejora la procesabilidad de los hidrocarburos ligeros en la unidad de pirólisis a vapor sin necesidad de procesamiento intermedio. Los cortes ligeros para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo un BMCI inferior a 10, por ejemplo, y para crudos Arab Extra Light, pueden tener como objetivo un BMCI inferior a 6 o inferior a 5,5, por ejemplo.

[0151] En algunas realizaciones, el corte medio, incluyendo los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior en el intervalo de aproximadamente 90°C a aproximadamente 300°C y un punto de ebullición superior en el intervalo de aproximadamente 400°C a aproximadamente 600°C, puede tener un BMCI de entre aproximadamente 5 y 50. Por ejemplo, el corte medio puede tener un BMCI de entre un límite inferior de 5, 10, 15, 20 o 25 a un límite superior de 10, 15, 20, 25, 30, 40 o 50. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte medio que tiene un BMCI de entre 10 y 30, se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando condiciones de hidrogenación destructiva relativamente moderadas en la sección de acondicionamiento del corte medio de los procedimientos descritos en el presente documento. Los cortes medios para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo un BMCI en el intervalo de aproximadamente 20 a aproximadamente 30 , por ejemplo, y pueden tener como objetivo un BMCI en el intervalo de aproximadamente 15 a aproximadamente 30 para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0153] En diversas realizaciones, el corte pesado, incluyendo los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 300°C, puede tener un BMCI superior a 30. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a unos 350°C, el corte pesado puede tener un BMCI superior a 40. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a unos 400°C, el corte pesado puede tener un BMCI superior a 50. En las realizaciones en las que el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 490°C, el corte pesado puede tener un BMCI superior a 55. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte pesado que tiene un BMCI superior a aproximadamente 40, se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando condiciones de hidrogenación destructiva más severas en la sección de acondicionamiento del corte pesado de los procedimientos descritos en el presente documento. Los cortes pesados para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo un BMCI en el intervalo de aproximadamente 50 a aproximadamente 60, por ejemplo, y pueden tener como objetivo un BMCI en el intervalo de aproximadamente 25 a aproximadamente 40 para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0154] API

[0156] En algunas realizaciones, el corte ligero puede tener una gravedad API superior a 10°. En otras realizaciones, el corte ligero puede tener una gravedad API superior a 15°. En todavía otras realizaciones, el corte ligero puede tener una gravedad API superior a 20°, superior a 30° o incluso superior a 40°. En algunas realizaciones, el corte medio puede tener una gravedad API superior a 10° e inferior a 40°, tal como por ejemplo desde un límite inferior de 10°, 15°, 20°, 25° o 30° hasta un límite superior de 25°, 30°, 35°, 40°, 45° o 50°. En algunas realizaciones, el corte pesado puede tener una gravedad API inferior a 40°, por ejemplo, inferior a 35°, inferior a 25°, inferior a 20°, inferior a 15° o inferior a 10°.

[0158] Por consiguiente, en algunas realizaciones, un corte ligero, que incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 300°C, por ejemplo, puede tener una gravedad API superior a 10°; en otras realizaciones, tales como cuando el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 250°C, por ejemplo, el corte ligero puede tener una gravedad API superior a 20°; en todavía otras realizaciones, tales como cuando el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 220°C, por ejemplo, el corte ligero puede tener una gravedad API superior a 40°. En algunas realizaciones donde el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior a aproximadamente 160°C, el corte ligero puede tener una gravedad API superior a 60°. Si bien la gravedad API puede variar para las diferentes alimentaciones a cualquier temperatura de corte dada, se ha descubierto que una gravedad API, tal como mayor a 40°, mayor a 50° o mayor a 60°, por ejemplo, mejora la procesabilidad de los hidrocarburos ligeros en la unidad de pirólisis a vapor sin necesidad de procesamiento intermedio. Los cortes ligeros para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo una gravedad API superior a 65°, por ejemplo, y pueden tener como objetivo una gravedad API superior a 60° para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0160] En algunas realizaciones, el corte medio, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior en el intervalo de aproximadamente 90°C a aproximadamente 300°C y un punto de ebullición superior en el intervalo de aproximadamente 400°C a aproximadamente 600°C, puede tener una gravedad API de entre aproximadamente 5° y 50°. Por ejemplo, el corte medio puede tener una gravedad API de entre un límite inferior de 5°, 10°, 15°, 20° o 25° y un límite superior de 10°, 15°, 20°, 25°, 30°,40° o 50°. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte medio que tiene una gravedad API de entre 20° y 40°, se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando condiciones de hidrogenación destructiva relativamente moderadas en la sección de acondicionamiento del corte medio de los procedimientos descritos en el presente documento. Los cortes medios para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo una gravedad API en el intervalo de aproximadamente 30° a aproximadamente 35°, por ejemplo, y pueden tener como objetivo una gravedad API en el intervalo de aproximadamente 35° a aproximadamente 40° para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0162] En diversas realizaciones, el corte pesado, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 300°C, puede tener una gravedad API inferior a aproximadamente 40°. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 350°C, el corte pesado puede tener una gravedad API inferior a aproximadamente 20°. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 400°C, el corte pesado puede tener una gravedad API inferior a aproximadamente 10°. En las realizaciones en las que el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 490°C, el corte pesado puede tener una gravedad API inferior a 7°, por ejemplo. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte pesado que tiene una gravedad API inferior a aproximadamente 20°, se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando las condiciones de hidrogenación destructiva más severas en la sección de acondicionamiento del corte pesado de los procedimientos descritos en el presente documento. Los cortes pesados para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo una gravedad API en el intervalo de aproximadamente 5° a aproximadamente 10°, por ejemplo, y pueden tener como objetivo una gravedad API en el intervalo de aproximadamente 10° a aproximadamente 20° para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0163] Contenido de Hidrógeno

[0164] En algunas realizaciones, el corte ligero puede tener un contenido de hidrógeno superior al 12 % en peso. En otras realizaciones, el corte ligero puede tener un contenido de hidrógeno superior al 13 % en peso. En otras realizaciones, el corte ligero puede tener un contenido de hidrógeno superior al 13,5 % en peso, superior al 14 % en peso o incluso superior al 15 % en peso. En algunas realizaciones, el corte medio puede tener un contenido de hidrógeno superior al 11 % en peso e inferior al 14 % en peso, tal como desde un límite inferior de 11, 11,5, 12,0, 12,5 o 13,0 % en peso hasta un límite superior de 12,0, 12,5, 13,0, 13,5, 14,0 o 14,5 % en peso. En algunas realizaciones, el corte pesado puede tener un contenido de hidrógeno inferior al 13 % en peso, tal como por ejemplo inferior al 12,5 % en peso, inferior al 12 % en peso, inferior al 11,5 % en peso o inferior al 11 % en peso.

[0165] Por consiguiente, en algunas realizaciones, un corte ligero que incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 300 °C, por ejemplo, puede tener un contenido de hidrógeno superior al 13 % en peso; en otras realizaciones, tales como cuando el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 250 °C, por ejemplo, el corte ligero puede tener un contenido de hidrógeno superior al 13 % en peso; en todavía otras realizaciones, tales como cuando el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 220 °C, por ejemplo, el corte ligero puede tener un contenido de hidrógeno superior al 14 % en peso. En algunas realizaciones en las que el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior a aproximadamente 160°C, el corte ligero puede tener un contenido de hidrógeno superior al 14,5% en peso. Si bien el contenido de hidrógeno puede variar para las diferentes alimentaciones a cualquier temperatura de corte dada, se ha descubierto que un contenido de hidrógeno tal como superior al 13 % en peso, superior al 14 % en peso, o superior al 14,5 % en peso, por ejemplo, mejora la procesabilidad de los hidrocarburos ligeros en la unidad de pirólisis a vapor sin necesidad de procesamiento intermedio. Los cortes ligeros para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener un contenido de hidrógeno superior al 14,5% en peso, por ejemplo, y pueden tener un contenido de hidrógeno superior al 14% en peso para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0166] En algunas realizaciones, el corte medio, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior en el intervalo de aproximadamente 90°C a aproximadamente 300°C y un punto de ebullición superior en el intervalo de aproximadamente 400°C a aproximadamente 600°C, puede tener un contenido de hidrógeno de entre aproximadamente 11,5 % en peso y 14,5 % en peso. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte medio que tiene un contenido de hidrógeno de entre el 12 % en peso y el 13,5 % en peso, se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando condiciones de hidrogenación destructiva relativamente moderadas en la sección de acondicionamiento del corte medio de los procedimientos descritos en el presente documento. Los cortes medios de crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo un contenido de hidrógeno en el intervalo de aproximadamente 12,5 % en peso y aproximadamente 13,5 % en peso, por ejemplo, y pueden tener como objetivo un contenido de hidrógeno en el intervalo de aproximadamente 13,0 % en peso a aproximadamente 14,0 % en peso para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0167] En diversas realizaciones, el corte pesado, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 300 °C, puede tener un contenido de hidrógeno inferior a aproximadamente 13 % en peso. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 350°C, el corte pesado puede tener un contenido de hidrógeno inferior a aproximadamente 12,5 % en peso. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 400°C, el corte pesado puede tener un contenido de hidrógeno inferior a aproximadamente 12,0 % en peso. En las realizaciones en las que el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 490°C, el corte pesado puede tener un contenido de hidrógeno inferior a 11 % en peso, por ejemplo. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte pesado que tiene un contenido de hidrógeno inferior a aproximadamente 12 % en peso se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando las condiciones de hidrogenación destructiva más severas en la sección de acondicionamiento del corte pesado de los procedimientos descritos en el presente documento. Los cortes pesados de crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo un contenido de hidrógeno en el intervalo de aproximadamente 10 % en peso a aproximadamente 11 % en peso, por ejemplo, y pueden tener como objetivo un contenido de hidrógeno en el intervalo de aproximadamente 11 % en peso a aproximadamente 12 % en peso para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0168] Contenido de Nitrógeno

[0169] En algunas realizaciones, el corte ligero puede tener un contenido de nitrógeno inferior a 100 ppm, tal como inferior a 50 ppm o inferior a 30 ppm. En otras realizaciones, el corte ligero puede tener un contenido de nitrógeno inferior a 25 ppm. En todavía otras realizaciones, el corte ligero puede tener un contenido de nitrógeno inferior a 20 ppm, inferior a 15 ppm, inferior a 10 ppm, inferior a 5 ppm, inferior a 3 ppm, inferior a 1 ppm o incluso inferior a 0,5 ppm. En algunas realizaciones, el corte medio puede tener un contenido de nitrógeno superior a 1 ppm e inferior a 1000 ppm, tal como desde un límite inferior de 1, 5, 10, 50, 100, 250 o 500 ppm hasta un límite superior de 50, 100, 250, 500 o 1000 ppm. En algunas realizaciones, el corte pesado puede tener un contenido de nitrógeno superior a 10 ppm, tal como superior a 25 ppm, superior a 50 ppm, superior a 100 ppm, superior a 150 ppm, superior a 200 ppm, superior a 250 ppm, superior a 500 ppm, superior a 1000 ppm, superior a 1500 ppm, superior a 2000 ppm, o superior a 2500 ppm.

[0171] Por consiguiente, en algunas realizaciones, un corte ligero, que incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 300°C, por ejemplo, puede tener un contenido de nitrógeno inferior a 0,01 % en peso, o 100 ppm; en otras realizaciones, tales como cuando el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 250°C, por ejemplo, el corte ligero puede tener un contenido de nitrógeno inferior a 0,001 % en peso, o 10 ppm; en todavía otras realizaciones, tales como cuando el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 220°C, por ejemplo, el corte ligero puede tener un contenido de nitrógeno inferior a 0,0001 % en peso, o 1 ppm. En algunas realizaciones en las que el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior a aproximadamente 160°C, el corte ligero puede tener un contenido de nitrógeno inferior a aproximadamente 0,00003 % en peso, o 0,3 ppm. Si bien el contenido de nitrógeno puede variar para las diferentes alimentaciones a cualquier temperatura de corte dada, se ha descubierto que un contenido de nitrógeno inferior a 100 ppm, menos de 10 ppm o menos de 1 ppm, por ejemplo, mejora la convertibilidad de los hidrocarburos ligeros en la unidad de pirólisis a vapor sin necesidad de procesamiento intermedio. Los cortes ligeros para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo un contenido de nitrógeno inferior a 1 ppm, por ejemplo, y también pueden tener como objetivo un contenido de nitrógeno inferior a 1 ppm para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0173] En algunas realizaciones, el corte medio, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior en el intervalo de aproximadamente 90°C a aproximadamente 300°C y un punto de ebullición superior en el intervalo de aproximadamente 400°C a aproximadamente 600°C, puede tener un contenido de nitrógeno de entre aproximadamente 10 ppm y 250 ppm, por ejemplo. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte medio que tiene un contenido de nitrógeno de entre 20 y 250 ppm se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando condiciones de hidrogenación destructiva relativamente moderadas en la sección de acondicionamiento del corte medio de los procedimientos descritos en el presente documento. Los cortes medios para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo un contenido de nitrógeno en el intervalo de aproximadamente 200 a aproximadamente 300 ppm, por ejemplo, y pueden tener como objetivo un contenido de nitrógeno en el intervalo de aproximadamente 100 a aproximadamente 150 ppm para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0175] En diversas realizaciones, el corte pesado, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 300°C, puede tener un contenido de nitrógeno superior a aproximadamente 0,001 % en peso, o 10 ppm. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 350°C, el corte pesado puede tener un contenido de nitrógeno superior a aproximadamente 0,005 % en peso, o 50 ppm. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 400°C, el corte pesado puede tener un contenido de nitrógeno superior a aproximadamente 0,01 % en peso, o 100 ppm. En las realizaciones en las que el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 490°C, el corte pesado puede tener un contenido de nitrógeno superior a 2500 ppm, por ejemplo. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte pesado que tiene un contenido de nitrógeno superior a aproximadamente 100 ppm se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando las condiciones de hidrogenación destructiva más severas en la sección de acondicionamiento del corte pesado de los procedimientos descritos en el presente documento. Los cortes pesados para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo un contenido de nitrógeno en el intervalo de aproximadamente 2000 a aproximadamente 3000 ppm, por ejemplo, y pueden tener como objetivo un contenido de nitrógeno en el intervalo de aproximadamente 1000 a aproximadamente 2000 para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0176] Contenido de Azufre

[0178] En algunas realizaciones, el corte ligero puede tener un contenido de azufre inferior a 10000 ppm, tal como inferior a 5000 ppm o inferior a 1000 ppm. En otras realizaciones, el corte ligero puede tener un contenido de azufre inferior a 750 ppm. En todavía otras realizaciones, el corte ligero puede tener un contenido de azufre inferior a 500 ppm, inferior a 250 ppm o incluso inferior a 100 ppm. En algunas realizaciones, el corte medio puede tener un contenido de azufre superior a 500 ppm e inferior a 10000 ppm, tal como desde un límite inferior de 500, 750, 1000, 1500, 2000, 2500 o 5000 ppm hasta un límite superior de 1000, 2000, 5000, 10000, 15000 o 20000 ppm. En algunas realizaciones, el corte pesado puede tener un contenido de azufre superior a 1000 ppm, tal como superior a 2500 ppm, superior a 5000 ppm, superior a 10000 ppm, superior a 15000 ppm, superior a 20000 ppm, superior a 25000 ppm, superior a 30000 ppm, superior a 35000 ppm, superior a 40000 ppm, superior a 45000 ppm, o superior a 50000 ppm.

[0179] Por consiguiente, en algunas realizaciones, un corte ligero, que incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición hasta aproximadamente 300°C, por ejemplo, puede tener un contenido de azufre de 1 % en peso, o 10.000 ppm; en otras realizaciones, tales como cuando el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición hasta aproximadamente 250°C, por ejemplo, el corte ligero puede tener un contenido de azufre inferior a 0.5 % en peso, o 5.000 ppm; en todavía otras realizaciones, tales como cuando el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición hasta aproximadamente 220°C, por ejemplo, el corte ligero puede tener un contenido de azufre inferior a 0,1 % en peso, o 1.000 ppm. En algunas realizaciones en las que el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior a aproximadamente 160°C, el corte ligero puede tener un contenido de azufre inferior a aproximadamente 750 ppm o inferior a 500 ppm. Mientras que el contenido de azufre puede variar para las diferentes alimentaciones a cualquier temperatura de corte dada, se ha descubierto que un contenido de azufre tal como inferior a aproximadamente 600 ppm, por ejemplo, mejora la convertibilidad de los hidrocarburos ligeros en la unidad de pirólisis a vapor sin necesidad de procesamiento intermedio. Los cortes ligeros para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo un contenido de azufre inferior a 750 ppm, por ejemplo, y también pueden tener como objetivo un contenido de azufre inferior a 500 ppm para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0181] En algunas realizaciones, el corte medio, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior en el intervalo de aproximadamente 90°C a aproximadamente 300°C y un punto de ebullición superior en el intervalo de aproximadamente 400°C a aproximadamente 600°C, puede tener un contenido de azufre de entre aproximadamente 1000 ppm y 20000 ppm, por ejemplo. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte medio que tiene un contenido de azufre de entre 2000 y 15000 ppm, se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando condiciones de hidrogenación destructiva relativamente moderadas en la sección de acondicionamiento del corte medio de los procedimientos descritos en el presente documento. Los cortes medios para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener un contenido de azufre en el intervalo de aproximadamente 6000 a aproximadamente 12000 ppm, por ejemplo, y pueden tener como objetivo un contenido de azufre en el intervalo de aproximadamente 5000 a aproximadamente 10000 ppm para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0183] En diversas realizaciones, el corte pesado, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 300°C, puede tener un contenido de azufre superior a aproximadamente 0,1 % en peso, o 1.000 ppm. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 350°C, el corte pesado puede tener un contenido de azufre superior a aproximadamente 0,5 % en peso, o 5.000 ppm. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a 400°C, el corte pesado puede tener un contenido de azufre superior a 1 % en peso, o 1.000 ppm. En las realizaciones en las que el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 490°C, el corte pesado puede tener un contenido de azufre superior a 25000 ppm, por ejemplo. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte pesado que tiene un contenido de azufre superior a aproximadamente 10000 ppm, se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando las condiciones de hidrogenación destructiva más severas en la sección de acondicionamiento del corte pesado de los procedimientos descritos en el presente documento. Los cortes pesados para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo un contenido de azufre en el intervalo de aproximadamente 30000 a aproximadamente 50000 ppm, por ejemplo, y pueden tener como objetivo un contenido de azufre en el intervalo de aproximadamente 20000 a aproximadamente 30000 para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0185] Viscosidad

[0187] En algunas realizaciones, el corte ligero puede tener una viscosidad, medida a 40°C de acuerdo con ASTM D445, inferior a 10 cSt. En otras realizaciones, el corte ligero puede tener una viscosidad, medida a 40°C, inferior a 5 cSt. En otras realizaciones, el corte ligero puede tener una viscosidad, medida a 40°C, inferior a 1 cSt. En algunas realizaciones, el corte pesado puede tener una viscosidad, medida a 100°C de acuerdo con ASTM D445, superior a 10 cSt, tal como superior a 20 cSt, superior a 350 cSt, superior a 50 cSt, superior a 75 cSt, superior a 100 cSt. En diversas realizaciones, el corte medio puede tener una viscosidad intermedia a la de los cortes ligero y pesado.

[0189] Por consiguiente, en algunas realizaciones, un corte ligero, que incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 300°C, por ejemplo, puede tener una viscosidad, medida a 40°C, inferior a 10 cSt; en otras realizaciones, tales como cuando el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 250°C, por ejemplo, el corte ligero puede tener una viscosidad, medida a 40°C, inferior a 5 cSt; en todavía otras realizaciones, tales como cuando el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición de hasta aproximadamente 220°C, por ejemplo, el corte ligero puede tener una viscosidad, medida a 40°C, inferior a 1 cSt. En algunas realizaciones en las que el corte ligero incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior a aproximadamente 160°C, el corte ligero puede tener una viscosidad, medida a 40°C, inferior a 0,75 cSt. Si bien la viscosidad puede variar para las distintas alimentaciones a cualquier temperatura de corte dada, se ha descubierto que una viscosidad baja, tal como inferior a 10 cSt, por ejemplo, mejora la procesabilidad de los hidrocarburos ligeros en la unidad de pirólisis a vapor sin necesidad de procesamiento intermedio. Los cortes ligeros para crudos Arab Light procesados de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden tener como objetivo una viscosidad inferior a 0,55 cSt, por ejemplo, y pueden tener como objetivo una viscosidad inferior a 0,6 cSt para crudos Arab Extra Light, por ejemplo.

[0190] En diversas realizaciones, el corte pesado, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 300°C, puede tener una viscosidad, medida a 100°C, superior a 10 cSt. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 350°C, el corte pesado puede tener una viscosidad, medida a 100°C, superior a 50 cSt. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 400°C, el corte pesado puede tener una viscosidad, medida a 100°C, superior a 100 cSt. En las realizaciones en las que el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 490°C, el corte pesado puede tener una viscosidad superior a 375 cSt, por ejemplo. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte pesado que tiene una viscosidad superior a aproximadamente 40 cSt se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando las condiciones de hidrogenación destructiva más severas en la sección de acondicionamiento del corte pesado de los procedimientos descritos en el presente documento.

[0191] MCRT

[0192] En algunas realizaciones, el corte ligero puede tener sólo cantidades trazas, o cantidades indetectables de residuo de microcarbono (MCRT). En algunas realizaciones, el corte medio puede tener un MCRT inferior a 5 % en peso, tal como inferior a 3 % en peso, inferior a 1 % en peso o inferior a 0,5 % en peso. En algunas realizaciones, el corte pesado puede tener un MCRT superior a 0,5 % en peso, tal como superior a 1 % en peso, superior a 3 % en peso, superior a 5 % en peso o superior a 10 % en peso.

[0193] En algunas realizaciones, el corte medio, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior en el intervalo de aproximadamente 90°C a aproximadamente 300°C y un punto de ebullición superior en el intervalo de aproximadamente 400°C a aproximadamente 600°C, puede tener un MCRT de entre aproximadamente 0 % en peso (traza o no medible) y 1 % en peso. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte medio que tiene un MCRT insignificante se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando condiciones de hidrogenación destructiva relativamente moderadas en la sección de acondicionamiento del corte medio de los procedimientos descritos en el presente documento.

[0194] En diversas realizaciones, el corte pesado, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 300°C, puede tener un MCRT superior a 0,5 % en peso. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 350°C, el corte pesado puede tener un MCRT superior a 1 % en peso. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 400°C, el corte pesado puede tener un MCRT superior a 5 % en peso. En las realizaciones en las que el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 490°C, el corte pesado puede tener un MCRT superior al 15 % en peso, por ejemplo. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte pesado que tiene un MCRT superior a aproximadamente 1 % en peso se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando las condiciones de hidrogenación destructiva más severas en la sección de acondicionamiento del corte pesado de los procedimientos descritos en el presente documento.

[0195] Contenido de Metales

[0196] En algunas realizaciones, el corte ligero puede tener sólo cantidades trazas, o cantidades indetectables, de metales. En algunas realizaciones, el corte medio puede tener un contenido de metales de hasta 50 ppm, tal como inferior a 30 ppm, inferior a 10 ppm o inferior a 1 ppm. En algunas realizaciones, el corte pesado puede tener un contenido de metales superior a 1 ppm, tal como superior a 10 ppm, superior a 20 ppm, superior a 35 ppm o superior a 50 ppm.

[0197] En algunas realizaciones, el corte medio, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición inferior en el intervalo de aproximadamente 90°C a aproximadamente 300°C y un punto de ebullición superior en el intervalo de aproximadamente 400°C a aproximadamente 600°C, puede tener un contenido de metales de entre aproximadamente 0 ppm (traza o no medible) y 5 ppm, tal como superior a 0 ppm a 1ppm. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte medio que tiene un contenido insignificante de metales puede convertirse en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando condiciones de hidrogenación destructiva relativamente moderadas en la sección de acondicionamiento del corte medio de los procedimientos descritos en el presente documento.

[0198] En diversas realizaciones, el corte pesado, que incluye los hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 300°C, puede tener un contenido de metales superior a 1 ppm. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 350°C, el corte pesado puede tener un contenido de metales superior a 10 ppm. Cuando el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 400°C, el corte pesado puede tener un contenido de metales superior a 50 ppm. En las realizaciones en las que el corte pesado incluye hidrocarburos que tienen un punto de ebullición superior a aproximadamente 490°C, el corte pesado puede tener un contenido de metales superior a 75 ppm, por ejemplo. Se ha descubierto, por ejemplo, que un corte pesado que tiene un contenido de metales superior a aproximadamente 10 ppm se puede convertir en alimentaciones para el craqueador a vapor utilizando las condiciones de hidrogenación destructiva más severas en la sección de acondicionamiento del corte pesado de los procedimientos descritos en el presente documento.

[0200] Como un ejemplo, una corriente de petróleo crudo Arab Light puede separarse en el paso de separación inicial para producir los cortes ligeros, medios y pesados deseados. Sin pretender estar ligado por la teoría, el corte ligero puede ser una fracción a 160°C-, con un 5% de la fracción que tiene un punto de ebullición inferior a 36°C y un 95% de la fracción que tiene un punto de ebullición inferior a 160°C (sólo el 5% de la fracción tendría un punto de ebullición superior a 160°C). El corte ligero puede tener una gravedad API de aproximadamente 65,5°, puede tener un BMCI de aproximadamente 5,2, puede tener un contenido de hidrógeno de aproximadamente 14,8 % en peso (o 148.000ppm), puede tener un contenido de nitrógeno inferior a 0,00003 % en peso (o 0,3ppm), puede tener un contenido de azufre de aproximadamente 0,0582 % en peso (o 582ppm) puede tener una viscosidad, a 40°C, de aproximadamente 0,5353 centistokes (cSt), y puede tener sólo cantidades trazas de MCRT y contenido total de metales. El corte medio puede ser una fracción de 160°C a 490°C con un 5% de la fracción que tiene un punto de ebullición inferior a 173°C y un 95% de la fracción que tiene un punto de ebullición inferior a 474°C (sólo el 5% de la fracción tendría un punto de ebullición superior a 474°C). El corte medio puede tener una gravedad API de aproximadamente 33,6°, puede tener un BMCI de aproximadamente 25, puede tener un contenido de hidrógeno de aproximadamente 12,83 % en peso (o 128.300ppm), puede tener un contenido de nitrógeno inferior a 0,0227 % en peso (o 227ppm), puede tener un contenido de azufre de aproximadamente 0,937 % en peso (o 9.370ppm), puede tener una viscosidad, a 100°C, de aproximadamente 1,58 centistokes (cSt), puede tener un MCRT de 0,03 % en peso, y puede tener sólo cantidades trazas de contenido total de metales. El corte pesado puede ser una fracción a 490°C+ con un 5% de la fracción que tiene un punto de ebullición inferior a 490°C y un 95% de la fracción que tiene un punto de ebullición inferior a 735°C (sólo el 5% de la fracción tendría un punto de ebullición superior a 735°C). El corte pesado puede tener una gravedad API de aproximadamente 8,2°, puede tener un BMCI de aproximadamente 55, puede tener un contenido de hidrógeno de aproximadamente 10,41 % en peso (o 104.100ppm), puede tener un contenido de nitrógeno inferior a 0,2638 % en peso (o 2.368ppm) puede tener un contenido de azufre de aproximadamente 3,9668 % en peso (o 39.668ppm), puede tener una viscosidad, a 100°C, de aproximadamente 394,3 centistokes (cSt), puede tener un MCRT de 17,22 % en peso, y puede tener un contenido total de metales de 79,04 ppm.

[0202] Como otro ejemplo, una corriente de petróleo crudo Arab Extra Light se puede separar en el paso de separación inicial para producir los cortes ligero, medio y pesado deseados. Sin pretender estar ligado por la teoría, el corte ligero puede ser una fracción a 160°C, con un 5% de la fracción que tiene un punto de ebullición inferior a 54°C y un 95% de la fracción que tiene un punto de ebullición inferior a 160°C- (sólo el 5% de la fracción tendría un punto de ebullición superior a 160°C). El corte ligero puede tener una gravedad API de aproximadamente 62°, puede tener un BMCI de aproximadamente 9,09, puede tener un contenido de hidrógeno de aproximadamente 14,53 % en peso (o 145.300ppm), puede tener un contenido de nitrógeno inferior a 0,00003 % en peso (o 0,3ppm) puede tener un contenido de azufre de aproximadamente 0,0472 % en peso (o 472ppm), puede tener una viscosidad, a 40°C, de aproximadamente 0,58 centistokes (cSt), y puede tener sólo cantidades trazas de MCRT y contenido total de metales. El corte medio puede ser una fracción de 160°C a 490°C, con un 5% de la fracción con un punto de ebullición inferior a 169°C y un 95% de la fracción con un punto de ebullición inferior a 456°C (sólo el 5% de la fracción tendría un punto de ebullición superior a 474°C).22, puede tener un contenido de hidrógeno de aproximadamente 13,38 % en peso (o 133.800ppm), puede tener un contenido de nitrógeno inferior a 0,01322 % en peso (o 132,2ppm), puede tener un contenido de azufre de aproximadamente 0,9047 % en peso (o 9.047ppm), puede tener una viscosidad, a 100°C, de aproximadamente 1,39 centistokes (cSt), y puede tener sólo cantidades trazas de MCRT y contenido total de metales. El corte pesado puede ser una fracción a 490°C+ con un 5% de la fracción que tiene un punto de ebullición inferior a 455°C y un 95% de la fracción que tiene un punto de ebullición inferior a 735°C (sólo el 5% de la fracción tendría un punto de ebullición superior a 735°C). El corte pesado puede tener una gravedad API de aproximadamente 15,1°, puede tener un BMCI de aproximadamente 33,28, puede tener un contenido de hidrógeno de aproximadamente 11,45 % en peso (o 114.500ppm), puede tener un contenido de nitrógeno inferior a 0,1599 % en peso (o 1.599ppm), puede tener un contenido de azufre de aproximadamente 2,683 % en peso (o 26.830ppm), puede tener una viscosidad, a 100°C, de aproximadamente 48,79 centistokes(cSt), puede tener un MCRT de 9,53 % en peso, y puede tener un contenido total de metales de 58,45 ppm.

[0204] Aunque las diversas propiedades se han descrito con respecto a Arab Light y Arab Extra Light, lo anteriormente mencionado también sería aplicable a otros tipos de crudo, tales como petróleos desalados, condensados, petróleo biogénico, crudos de síntesis, petróleo de esquisto, hidrocarburos pesados, crudos reconstituidos y aceites derivados del betún.

[0206] Las realizaciones del presente documento contemplan el ajuste de los diversos puntos de corte y de las condiciones del reactor en base a una o más de las propiedades mencionadas anteriormente. Los procedimientos de acuerdo con las realizaciones del presente documento pueden ensayar las alimentaciones de petróleo que se va a utilizar, midiendo una o más de las diversas propiedades de una alimentación entrante. En base a una o más de las propiedades, los puntos de corte, los tipos de catalizadores (para reactores de lecho móvil), las presiones, las temperaturas, la velocidad espacial, las tasas de alimentación de hidrógeno y otras variables pueden ajustarse para utilizar de manera más eficaz y eficiente la configuración del reactor, con el fin de mantener un acondicionamiento óptimo, casi óptimo u óptimo de la materia prima y los diversos cortes a materias primas deseables para el craqueador a vapor.

[0207] Por ejemplo, el lecho ebullido que recibe el corte pesado puede tener una capacidad para procesar una cantidad de hidrocarburo que tiene un contenido de azufre inferior a 40.000 ppm. Si un corte pesado particular de 490°C+ tuviera un contenido de azufre superior a 40.000ppm, la capacidad del lecho ebullido podría reducirse. Por consiguiente, el punto de corte pesado puede reducirse, a 465°C+, por ejemplo, con el fin de que el contenido de azufre sea inferior a 40.000ppm. Además, si una fracción de corte medio particular de 160°C-490°C tiene un contenido de hidrógeno superior al 14% en peso, por ejemplo, y el nitrógeno, el azufre, el MCRT y los metales totales son adecuadamente bajos, la fracción de corte ligero puede ampliarse (de 160°C- a 190°C-, por ejemplo) para enviar más crudo entero directamente al craqueador a vapor. Alternativamente, si el corte medio es más bajo en hidrógeno, por ejemplo, y/o el azufre, nitrógeno, MCRT, y/o metales totales no son adecuadamente bajos, el corte ligero puede reducirse (de 160°C- a 130°C-, por ejemplo), de tal manera que el corte medio adicional puede procesarse en las etapas de acondicionamiento de lecho fijo.

[0208] Asociado con cada una de las realizaciones anteriores, como una alimentación ejemplar, un crudo Arab Light puede procesarse para producir suficiente nafta ligera y otras materias primas para producir etileno incremental en un craqueador de alimentación mixta (MFC). La desalinización puede incluir el bombeo de petróleo crudo Arab Light (AL) a través de uno o más intercambiadores de precalentamiento, elevando el petróleo crudo a una temperatura, tal como 140°C, para maximizar la eficacia del desalinizador. El desalinizador puede ser, por ejemplo, un sistema de desalinización electrostática de dos etapas, que puede liberar el petróleo crudo de sales, sólidos y agua, que de otro modo causarían problemas de corrosión y ensuciamiento en los equipos posteriores. El agua y los productos químicos desemulsionantes pueden mezclarse con el petróleo crudo para disolver sus sales en una solución de salmuera, que luego se coalesce electrostáticamente y se separa del petróleo. La primera etapa puede eliminar casi toda la sal del crudo, y la segunda etapa puede eliminar el resto de la sal y deshidratar el crudo.

[0209] Una porción del agua de alimentación del desalinizador (no mostrada), que puede ser de aproximadamente 2 % en volumen con respecto a la alimentación de petróleo crudo, por ejemplo, puede inyectarse en la alimentación de petróleo crudo frío para proteger los intercambiadores de precalentamiento de petróleo crudo contra los depósitos de sal. Los puntos de inyección de desemulsionantes en la succión y descarga de cada bomba de petróleo crudo evitan la formación de emulsiones a medida que el crudo avanza por el sistema de precalentamiento.

[0210] El agua utilizada para la desalinización (agua de alimentación del desalinizador, DFW) puede ser agua ácida separada (no ilustrada). Para la desalinización puede requerirse de 6 % a 10 % en volumen, tal como un 8 % en volumen, de DFW en la alimentación de petróleo crudo. Se puede proporcionar una línea de agua de reposición (no mostrada) con una válvula de control de secuencia para mantener la cantidad adecuada de DFW en caso de que la cantidad de agua ácida separada sea insuficiente. El DFW puede recogerse en un tambor de compensación, bombearse y dividirse. Una porción de la división, tal como 2 % en volumen , puede utilizarse para la inyección en el crudo frío, y la porción restante puede utilizarse para la inyección en el desalinizador. Esta última cantidad puede precalentarse a aproximadamente 10°C de la temperatura de operación del desalinizador antes de la inyección. Una válvula mezcladora puede facilitar la mezcla completa del DFW con el efluente de aceite de la primera etapa. El agua efluente de la segunda etapa puede bombearse y volver en cascada a la primera etapa, donde otra válvula mezcladora la mezcla completamente con el crudo precalentado y el producto químico desemulsionante. El agua efluente rica de la primera etapa puede enfriarse contra el DFW entrante, y enfriarse antes contra el aire y el agua de refrigeración.

[0211] Cada etapa de desalinización puede estar equipada con un sistema de lavado de lodos para eliminar los sólidos que puedan sedimentarse y acumularse en los recipientes del desalinizador. El sistema de lavado de lodos puede operar tomando agua del mismo recipiente e inyectándola de nuevo a mayor presión para fluidificar los sólidos y ponerlos en suspensión en la fase acuosa, para su posterior eliminación con la corriente de agua. La fracción de crudo a 160°C+ restante se acumula en el sumidero del ISD, desde donde es bombeada por las bombas de fondos del ISD a través del intercambiador de fondos de alimentación del separador y el calentador hasta el extractor de hidrógeno caliente. En el extractor de hidrógeno caliente, la fracción de crudo de 160°C+ se separa adicionalmente en una fracción de 160-490°C y una fracción más pesada de 490°C+ utilizando hidrógeno caliente como medio de separación.

[0212] Las fracciones de 160-490°C generadas en los esquemas de procedimiento pueden alimentarse a secciones de acondicionamiento de lecho fijo comunes o separadas. Cada sección de acondicionamiento de crudo de lecho fijo puede contener hasta cuatro etapas de reacción, que incluyen reactores de lecho ebullido (tales como los reactores LC-FINING), y reactores de hidrocraqueo de segunda etapa, y un reactor de hidrotratamiento de petróleo pesado. Estas cuatro etapas de reacción pueden operar dentro de un único bucle común de circulación de gas de reciclaje. La integración de estas etapas de acondicionamiento del crudo cumple los objetivos clave del procedimiento: mejorar las corrientes de refinería de bajo valor, eliminar la necesidad de importar FRN y proporcionar alimentación al craqueador a vapor para la producción de etileno incremental, minimizando al mismo tiempo el consumo de hidrógeno, la inversión y los costes operativos.

[0213] En algunas realizaciones, la fracción de 490°C+ puede procesarse en un reactor de lecho ebullido o en suspensión. La corriente de 490°C+ contiene los compuestos más difíciles del crudo que se va a procesar, incluyendo asfaltenos, metales y el residuo de carbono Conradson (CCR). En los reactores de lecho fijo de flujo descendente, la conversión y la duración del ciclo del catalizador típicamente están limitadas por el contenido de metales, CCR y asfaltenos en la alimentación de residuos, lo que da como resultado un rápido ensuciamiento del catalizador y un aumento de la caída de presión. Las realizaciones del presente documento pueden emplear un reactor de lecho expandido de flujo ascendente para superar el problema de la caída de presión y permitir que el procedimiento opere con flujo ininterrumpido durante largos períodos con altas conversiones de residuos. Como tal, la corriente de 490°C+ puede procesarse en un reactor de circulación líquida y lecho ebullido, tal como la Tecnología LC-FINING disponible en Lummus Technology LLC. La tecnología de reactores de suspensión también puede utilizarse para manejar corrientes de refinería aún más pesadas, tales como la brea de un desasfaltador con disolventes.

[0214] En otras realizaciones, puede recuperarse una fracción pesada de 490°C+ de un efluente de reactor de lecho ebullido o en suspensión de primera etapa, y procesarse en una unidad de desasfaltado con disolvente (SDA). El aceite desasfaltado (DAO) resultante de la unidad SDA puede procesarse en reactores de acondicionamiento, incluyendo, por ejemplo, una segunda etapa de reacción de lecho ebullido o en suspensión. La fracción de brea, si se desea, puede mejorarse para convertirse en un fuelóleo bajo en azufre que cumpla la normativa IMO 2020, lo que aumenta aún más el valor de los productos.

[0215] Los craqueadores a vapor, incluyendo complejos de etileno, útiles en las realizaciones del presente documento pueden incluir varias operaciones unitarias. Por ejemplo, un complejo de etileno puede incluir un craqueador, tal como un craqueador a vapor. También pueden utilizarse otras operaciones de craqueo. El complejo de etileno también puede incluir una unidad de recuperación de olefinas, una unidad de extracción de butadieno, una unidad de MTBE, una unidad de hidrogenación selectiva C4, una unidad de hidrotratamiento de gasolina de pirólisis, una unidad de extracción de aromáticos, una unidad de metátesis y/o una unidad de desproporción, entre otras útiles para la producción y recuperación de olefinas y otros hidrocarburos ligeros. Los productos del complejo de etileno pueden incluir, por ejemplo, etileno, propileno, butadieno, benceno, MTBE y xilenos mezclados, entre otros.

[0216] En algunas realizaciones, las corrientes de hidrocarburos a craquear pueden alimentarse directamente al craqueador a vapor. En otras realizaciones, las corrientes de hidrocarburos mencionadas anteriormente para ser craqueadas pueden separarse en múltiples fracciones para procesarlas por separado (craqueo, por ejemplo, a las temperaturas, presiones y tiempos de residencia preferentes para cada fracción respectiva). Las materias primas de hidrocarburos, que pueden ser un único hidrocarburo o una mezcla de hidrocarburos, pueden introducirse en una bobina de calentamiento dispuesta en la sección de convección de un calentador de pirólisis. En la bobina de calentamiento, la materia prima de hidrocarburos puede calentarse y/o vaporizarse a través del intercambio de calor convectivo con el escape.

[0217] Si se desea, la materia prima de hidrocarburos calentada puede mezclarse entonces con vapor o un compuesto inerte, tal como nitrógeno, dióxido de carbono o cualquier otro gas inorgánico. Varias porciones del procedimiento o procedimientos adicionales en la planta pueden utilizar vapor a baja temperatura o saturado, mientras que otras pueden utilizar vapor sobrecalentado a alta temperatura. El vapor que se va a utilizar dentro del procedimiento o en otra parte de la planta puede calentarse o sobrecalentarse a través de una bobina de calentamiento (no mostrada) dispuesta en la zona de convección de un calentador de pirólisis.

[0218] La(s) mezcla(s) de hidrocarburos calentada(s) puede(n) alimentarse luego a una bobina de calentamiento, que puede estar dispuesta a menor altura en el calentador de pirólisis, y por lo tanto a mayor temperatura, que la bobina de calentamiento de la zona convectiva mencionada anteriormente. La mezcla sobrecalentada resultante puede luego alimentarse a una o más bobinas dispuestas en una zona radiante del calentador de pirólisis, operados a una temperatura para la conversión parcial, mediante craqueo térmico, de la mezcla de hidrocarburos. El producto hidrocarburo craqueado puede entonces recuperarse.

[0219] En algunas realizaciones, pueden utilizarse múltiples pasos de calentamiento y separación para separar la(s) mezcla(s) de hidrocarburos que se van a craquear en dos o más fracciones de hidrocarburos, si se desea. Esto permitirá el craqueo de cada corte de forma óptima, de tal manera que el caudal, las relaciones de vapor a aceite, las temperaturas de entrada y salida del calentador y otras variables puedan controlarse a un nivel deseable para lograr los resultados de reacción deseados, tal como un perfil de producto deseado, limitando al mismo tiempo la coquización en las bobinas radiantes y los equipos aguas abajo asociados. A medida que se separan y craquean los distintos cortes, dependiendo del punto de ebullición de los hidrocarburos en las distintas corrientes de alimentación, se puede controlar la coquización en las bobinas radiantes y en los intercambiadores de línea de transferencia. Como resultado, la duración del ciclo del calentador puede aumentar hasta varias semanas, en lugar de unas pocas horas, con una mayor producción de olefinas.

[0220] Tras el craqueo en las bobinas radiantes, se pueden utilizar uno o más intercambiadores de línea de transferencia para enfriar los productos muy rápidamente y generar vapor a (súper) alta presión. Pueden combinarse una o más bobinas y conectarse a cada intercambiador. El(los) intercambiador(es) pueden ser de doble tubo o de carcasa y tubos múltiples.

[0222] En lugar del enfriamiento indirecto, también puede utilizarse el enfriamiento directo. En tales casos, puede inyectarse aceite en la salida de la bobina radiante. Tras el enfriamiento con aceite, también puede utilizarse un enfriamiento con agua. En lugar del enfriamiento con aceite, también es aceptable un enfriamiento con agua. Después del enfriamiento, los productos se envían a una sección de recuperación.

[0224] Como se ha descrito anteriormente, las realizaciones descritas en el presente documento pueden utilizarse para convertir fracciones más pesadas de petróleo crudo en productos químicos de alto valor y pueden minimizar la cantidad enviada a un depósito de fuelóleo, lo que aumenta la rentabilidad. El fuelóleo también puede convertirse en un fuelóleo bajo en azufre que cumpla la normativa IMO 2020, lo que aumenta aún más el valor de los productos.

Claims

1. REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para convertir crudos enteros y otras corrientes de hidrocarburos pesados para producir olefinas y/o aromáticos, comprendiendo el procedimiento:

separar una materia prima de hidrocarburo (1) en un primer dispositivo de separación integrado (3) en al menos una fracción de ebullición ligera (5), una fracción de ebullición media (9) y una fracción de residuo de punto de ebullición alto (11);

hidrocraquear la fracción de residuo de alto punto de ebullición (11) en una primera unidad de acondicionamiento de residuos (17A), que comprende un sistema de hidrocraqueo de residuos, para producir un primer efluente hidrocraqueado (19A);

desasfaltar con disolvente (37) una porción del primer efluente hidrocraqueado (19A) para recuperar una brea (41) y una fracción de aceite desasfaltado (39);

hidrocraquear la fracción de aceite desasfaltado (39) y de un aceite de pirólisis (15) en una segunda unidad de acondicionamiento de residuos (17B), que comprende un sistema de hidrocraqueo de residuos, para producir un segundo efluente hidrocraqueado (19B);

separar el primer efluente hidrocraqueado (19A) y el segundo efluente hidrocraqueado (19B) en un segundo dispositivo de separación integrado (21) para producir una fracción de residuo (23) y una fracción parcialmente acondicionada (29);

hidrogenar destructivamente la fracción de ebullición media (9) y la fracción parcialmente acondicionada (29) en una segunda unidad de acondicionamiento (31) para producir una corriente de alimentación del craqueador a vapor (33); y

alimentar la corriente de alimentación del craqueador a vapor (33) y la fracción de ebullición ligera (5) a un craqueador a vapor (7) para convertir los hidrocarburos contenidos en ella en una o más olefinas ligeras (13) y el aceite de pirólisis (15).

2. Un procedimiento para convertir crudos enteros y otras corrientes de hidrocarburos pesados para producir olefinas y/o aromáticos, comprendiendo el procedimiento:

hidrocraquear la fracción de residuo de ebullición alta (11) y el aceite de pirólisis (15) en una primera unidad de acondicionamiento (17), que comprende un sistema de hidrocraqueo de residuos, para producir un efluente hidrocraqueado (19);

separar el efluente hidrocraqueado (19) en un segundo dispositivo de separación integrado (21) para producir una fracción de residuo (23) y una fracción parcialmente acondicionada (29); hidrodesulfurar (25) la fracción de residuo (23) para producir una fracción diésel ultrabaja en azufre (27);

hidrogenar destructivamente la fracción de ebullición media en una tercera unidad de acondicionamiento (45) para producir un efluente de la tercera unidad de acondicionamiento (47); separar el efluente de la tercera unidad de acondicionamiento (47) en un tercer dispositivo de separación integrado (55) en una fracción acondicionada de ebullición ligera (57), una fracción acondicionada de ebullición media (59) y una fracción de ebullición alta (61);

hidrogenar destructivamente la fracción parcialmente acondicionada (29), la fracción de ebullición alta (61) y una fracción diésel (65) en una cuarta unidad de acondicionamiento (63) para producir un efluente de cuarta unidad de acondicionamiento (65);

separar el efluente de la cuarta unidad de acondicionamiento (65) en un cuarto dispositivo de separación integrado (67) en una fracción acondicionada ligera (69) y la fracción diésel(65); y alimentar la fracción acondicionada de ebullición media (59), la fracción acondicionada ligera (69), la fracción de ebullición ligera (5) y la fracción acondicionada de ebullición ligera (57) a un craqueador a vapor (7) para convertir los hidrocarburos contenidos en ella en una o más olefinas ligeras (13) y el aceite de pirólisis (15).

3. El procedimiento de la reivindicación 1 o de la reivindicación 2, en el que la fracción de ebullición ligera (5) tiene dos o más de las siguientes propiedades:

una temperatura de punto de ebullición del 95% en el intervalo de aproximadamente 130°C a aproximadamente 200°C;

un contenido de hidrógeno de al menos 14 % en peso;

un BMCI inferior a 5;

una gravedad API superior a 40°;

un contenido de azufre inferior a 1000 ppm;

un contenido de nitrógeno inferior a 10 ppm;

una viscosidad, medida a 40°C, inferior a 1 cSt;

inferior a 1 % en peso de MCRT; e

inferior a 1 ppm de metales totales.

4. El procedimiento de una cualquiera de las reivindicaciones 1-3, en el que la fracción de ebullición media (9) tiene dos o más de las siguientes propiedades:

una temperatura de punto de ebullición del 5% en el intervalo de aproximadamente 130°C a aproximadamente 200°C;

una temperatura de punto de ebullición del 95% en el intervalo de aproximadamente 400°C a aproximadamente 600°C;

un contenido de hidrógeno en el intervalo de aproximadamente 12 % en peso a aproximadamente 14 % en peso;

un BMCI en el intervalo de aproximadamente 5 e inferior a 50;

una gravedad API en el intervalo de aproximadamente 10° a aproximadamente 40°;

un contenido de azufre en el intervalo de aproximadamente 1000 ppm a aproximadamente 10000 ppm;

un contenido de nitrógeno en el intervalo de aproximadamente 1 ppm a aproximadamente 100 ppm; una viscosidad, medida a 40°C, superior a 1 cSt;

inferior a 5 % en peso de MCRT; e

inferior a 50 ppm de metales totales.

5. El procedimiento de una cualquiera de las reivindicaciones 1-4, en el que la fracción de residuo de ebullición alta (11) tiene dos o más de las siguientes propiedades:

una temperatura de punto de ebullición del 5% en el intervalo de aproximadamente 400°C a aproximadamente 600°C;

un contenido de hidrógeno inferior al 12 % en peso;

un BMCI superior a 50;

una gravedad API inferior a 10°;

un contenido de azufre superior a 10000 ppm;

un contenido de nitrógeno superior a 100 ppm;

una viscosidad, medida a 100°C, superior a 100 cSt;

superior al 5 % en peso de MCRT; y

superior a 50 ppm de metales totales.

6. El procedimiento de una cualquiera de las reivindicaciones 1, 3-5 cuando depende de la reivindicación 1, en el que:

el segundo efluente hidrocraqueado (19B) tiene una temperatura de punto de ebullición del 95% en el intervalo de aproximadamente 400°C a aproximadamente 560°C.

7. El procedimiento de una cualquiera de las reivindicaciones 1 y 3-6 cuando depende de la reivindicación 1, en el que la fracción de residuo de ebullición alta (11) tiene una temperatura de punto de ebullición del 5% superior a aproximadamente 545°C.

8. El procedimiento de una cualquiera de las reivindicaciones 1 y 3-7 cuando depende de la reivindicación 1, en el que la hidrogenación destructiva de la fracción de ebullición media (9) y de la hidrogenación destructiva de la fracción parcialmente acondicionada (29) comprende la hidrogenación destructiva de la fracción de ebullición media (9) y la fracción parcialmente acondicionada (29) en una unidad de hidrogenación destructiva común (31).

9. El procedimiento de una cualquiera de las reivindicaciones 1 y 3-8 cuando depende de la reivindicación 1, en el que la hidrogenación destructiva de la fracción de ebullición media (9) y de la fracción parcialmente acondicionada (29) comprende:

hidrogenar destructivamente la fracción de ebullición media (9) en una primera unidad de hidrogenación destructiva para formar un primer efluente;

hidrogenar destructivamente la fracción parcialmente acondicionada (29) en una segunda unidad de hidrogenación destructiva para formar un segundo efluente; y

combinar el primer y el segundo efluente de la primera y la segunda unidad de hidrogenación destructiva.

10. El procedimiento de la reivindicación 9, que comprende además hidrogenar destructivamente la fracción parcialmente acondicionada (29) en la primera unidad de hidrogenación destructiva durante un periodo de tiempo en el que se está reemplazando el catalizador en la segunda unidad de hidrogenación destructiva.

11. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que una producción general de productos químicos de la materia prima de hidrocarburo (1) está en el intervalo de 60 % en peso a 85 % en peso, en base a la cantidad total de olefinas producidas en comparación con una tasa de alimentación de materia prima total.

12. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el sistema de hidrocraqueo de residuos comprende un reactor de lecho en suspensión o un reactor de lecho ebullido.

13. El procedimiento de la reivindicación 1 o de la reivindicación 2, en el que la separación de la materia prima de hidrocarburos (1) comprende:

alimentar crudo entero (1) a un calentador (500), produciendo una materia prima de hidrocarburos precalentada (502);

separar la materia prima de hidrocarburos precalentada (502) en un separador (504) en la fracción de ebullición ligera (5) y una fracción intermedia (506);

alimentar la fracción intermedia (506) de nuevo al calentador (500), produciendo una fracción intermedia calentada (516);

alimentar una corriente de hidrógeno (522) a un extractor de hidrógeno caliente (518); separar la fracción intermedia calentada (516) en el extractor de hidrógeno caliente (518) en la fracción de ebullición media (9) y una fracción de fondos del extractor de hidrógeno caliente (520); y enfriar la fracción de fondos del extractor de hidrógeno caliente (520) a través de intercambio indirecto de calor con la fracción intermedia (506) lo que produce la fracción de residuo de ebullición alta (11).