PROCEDIMIENTO DE CONVERSIÓN DE FRACCIONES PESADAS DE PETRÓLEO PARA PRODUCIR UNA CARGA DE CRAQUEO CATALÍTICO Y UNOS DESTILADOS MEDIOS CON BAJO CONTENIDO EN AZUFRE.

Procedimiento de conversión de fracciones pesadas de petróleo para producir una carga de craqueo catalítico y unos destilados medios con bajo contenido en azufre Antecedentes de la invención La presente invención se refiere a un procedimiento y a una instalación para el tratamiento de las cargas pesadas hidrocarbonadas que contienen impurezas azufradas. Se refiere a un procedimiento que permite convertir al menos en parte una carga de hidrocarburos de este tipo, por ejemplo un destilado de vacío obtenido mediante destilación directa de un petróleo bruto, en gasóleo que cumple con las especificaciones de 2005 en azufre, es decir que tiene menos de 50 ppm de azufre, y en un producto más pesado que se puede utilizar de manera ventajosa como carga para el craqueo catalítico (como el craqueo catalítico en lecho fluido). El documento FR-A-2791354 describe un procedimiento de conversión de fracciones pesadas de petróleo que comprende una etapa de hidroconversión en lechos burbujeantes y una etapa de hidrotratamiento. Hasta el 2000, el contenido en azufre autorizado en el diesel era de 350 ppm. Pero se llegaron a unos valores mucho más restrictivos en 2005 ya que este contenido máximo se va a reducir a 50 ppm. El solicitante ha investigado, por lo tanto, un procedimiento que permita alcanzar este objetivo. Al hacerlo, ha comprobado que el objetivo se ha cumplido ampliamente puesto que se han obtenido de manera general unos contenidos inferiores a 20 ppm e incluso a 10 ppm. De manera más precisa, la invención se refiere a un procedimiento de tratamiento de cargas de petróleo de las que al menos un 80 % en peso hierve por encima de 340 ºC, y que contienen al menos un 0,05 % en peso de azufre, para producir al menos una fracción de gasóleo con un contenido en azufre de cómo máximo 50 ppm en peso, dicho procedimiento comprendiendo las etapas siguientes: a) hidrocraqueo suave en lecho fijo en presencia de al menos un catalizador a una temperatura de entre 330- 500 ºC, a una presión de al menos 2 MPa e inferior a 12 MPa, a una velocidad espacial por hora de entre 0,1 h -1 a 10 h -1 y en presencia de entre 100-5.000 Nm 3 de hidrógeno/m 3 de carga, la conversión neta en productos que hierven por debajo de 360 ºC siendo de entre un 10-50 % en peso; b) separación a partir del efluente de un gas que contiene hidrógeno, sulfuro de hidrógeno formado en la etapa a) y de una fracción más pesada que el gasóleo, al término de la cual dicho gas que contiene hidrógeno se recicla hacia la etapa a); c) hidrotratamiento, por contacto con al menos un catalizador, de al menos una fracción de destilado obtenida en la etapa b) y que incluye una fracción de gasóleo, a una temperatura de entre 300-500 ºC, a una presión de entre 2-12 MPa, a una velocidad espacial por hora de entre 0,1-10 h -1 y en presencia de entre 200-5.000 Nm 3 de hidrógeno/m 3 de carga; d) separación del hidrógeno, de los gases y de al menos una fracción de gasóleo con un contenido en azufre inferior a 50 ppm en peso, el hidrógeno separado añadido al hidrógeno resultante de la etapa b) se vuelve a comprimir, y a continuación se recicla hacia la etapa a), procedimiento en el que la totalidad del hidrógeno de apoyo que necesita el procedimiento se conduce a la etapa c). Las cargas tratadas son pesadas, es decir que un 80 % en peso hierve por encima de 340 ºC. Su punto de ebullición inicial se establece de manera general en al menos 340 ºC, a menudo en al menos 370 ºC e incluso en al menos 400 ºC. De manera muy ventajosa el procedimiento permite tratar unas cargas que tienen una temperatura final de ebullición de al menos 450 ºC y que puede incluso superar los 650 ºC. El contenido en azufre es de al menos un 0,05 % en peso, a menudo de al menos un 1 %, y muy a menudo de al menos un 2 %, e incluso de al menos un 2,5 % en peso. Las cargas con un 3 % de azufre o más son adecuadas para este procedimiento. Las cargas que se pueden tratar en el marco de la presente invención son los destilados de vacío de destilación directa, los destilados de vacío resultantes de un procedimiento de conversión como, por ejemplo, los que proceden de una coquización, de una hidroconversión en lecho fijo (como los que se obtienen de los procedimientos HYVAHL® de tratamiento de las fracciones pesadas que ha actualizado la solicitante) o de unos procedimientos de hidrotratamiento de las fracciones pesadas en lecho burbujeante (como los que se obtienen de los procedimientos H-OIL®), o incluso los aceites desasfaltados con disolvente (por ejemplo, con propano, con butano o con pentano) que proceden del desasfaltado de residuos de vacío de destilación directa, o de residuos resultantes de los procedimientos HYVAHL® y H-OIL®. Las cargas también pueden estar formadas por una mezcla de estas diferentes fracciones. También pueden contener fracciones de gasóleos y gasóleos pesados procedentes del craqueo catalítico que presentan en general un intervalo de destilación de alrededor de 150 ºC a alrededor de 370 ºC. También pueden contener extractos aromáticos y parafinas que se obtienen en el marco de la fabricación de aceites lubricantes. De acuerdo con la presente invención, las cargas que se tratan son de preferencia destilados de vacío. 2 E02290432 28-11-2011   Etapa a) - La carga como la que se ha descrito en párrafos anteriores se trata en la etapa a) mediante hidrocraqueo suave. De manera habitual se opera bajo una presión absoluta de entre 2 y 12 MPa, a menudo de entre 2 y 10 MPa y en la mayoría de los casos de entre 4 y 9 MPa o de entre 3 y 7 MPa a una temperatura de alrededor de 300 a alrededor de 500 ºC y a menudo de alrededor de 350 a alrededor de 450 ºC. La velocidad espacial por hora (VVH) y la presión parcial de hidrógeno se seleccionan en función de las características del producto que hay que tratar y de la conversión deseada. En la mayoría de los casos la VVH se sitúa en una gama que va de alrededor de 0,1 h -1 a 10 h -1 y de preferencia de alrededor de 0,2 h -1 a alrededor de 5 h -1 . La cantidad total de hidrógeno mezclado con la carga (Consumo químico H2 + reciclaje) y que entra, por lo tanto, en la zona en la que se realiza la etapa a) es de manera habitual de alrededor de 100 a alrededor de 5.000 metros cúbicos en condiciones normales (Nm 3 ) por metro cúbico (m 3 ) de carga líquida y en la mayoría de los casos de alrededor de 100 a alrededor de 2.000 Nm 3 /m 3 , por lo general esta es de al menos 200 Nm 3 /m 3 y de preferencia de alrededor de 200 a alrededor de 1.500 Nm 3 /m 3 . La conversión neta en productos que hierven por debajo de 360 ºC es de manera general de entre un 10 % y un 50 % en peso, de manera ventajosa de entre un 15 y un 45 %. La presión parcial de H2S al término de la etapa a) es de manera general de entre 0,1-0,4 MPa, de manera ventajosa esta se mantiene entre 0,15-0,3 MPa y de preferencia entre 0,15-0,25 MPa para mejorar la hidrodesulfuración. Se puede utilizar un catalizador clásico de hidroconversión que comprende, sobre un soporte amorfo, al menos un metal o compuesto de metal que tiene una función hidro-deshidrogenante. Este catalizador puede ser un catalizador que comprende unos metales del grupo VIII dentro del catalizador, por ejemplo níquel y/o cobalto en la mayoría de los casos en asociación con al menos un metal del grupo VIB, por ejemplo molibdeno y/o tungsteno. Se puede emplear, por ejemplo, un catalizador que comprende de un 0,5 a un 10 % en peso de níquel y de preferencia de un 1 a un 5 % en peso de níquel (expresado en óxido de níquel NiO) y de un 1 a un 30 % en peso de molibdeno, de preferencia de un 5 a un 20 % en peso de molibdeno (expresado en óxido de molibdeno MoO3) sobre un soporte mineral amorfo. El contenido total en óxidos de metales de los grupos VI y VIII en el catalizador es a menudo de alrededor de un 5 a alrededor de un 40 % en peso y, en general, de alrededor de un 7 a un 30 % en peso, y de manera ventajosa la relación ponderal expresada en óxido metálico entre metal (o metales) del grupo VI y metal (o metales) del grupo VIII es en general de alrededor de 20 a alrededor de 1, y en la mayoría de los casos de alrededor de 10 a alrededor de 2. El soporte se seleccionará, por ejemplo, dentro del grupo formado por la alúmina, la sílice, las sílice-alúminas, la magnesia, las arcillas y las mezclas de al menos dos de estos minerales. Este soporte también puede contener otros compuestos y, por ejemplo, unos óxidos seleccionados dentro del grupo formado por el óxido de boro, el zirconio, el óxido de titanio y el anhídrido fosfórico. En la mayoría de los casos se utiliza un soporte de alúmina, y preferiblemente alúmina n o . El catalizador también puede contener un elemento como el fósforo y/o el boro. Este elemento puede haberse introducido dentro de la matriz o de preferencia haberse depositado sobre el soporte. También... [Seguir leyendo]

1. Procedimiento para el tratamiento de cargas de petróleo de las que al menos un 80 % en peso hierven por encima de 340 ºC, y que contienen al menos un 0,05 % en peso de azufre, para producir al menos una fracción de gasóleo con un contenido en azufre, como máximo, de 50 ppm en peso, dicho procedimiento comprendiendo las etapas siguientes: a) hidrocraqueo suave en lecho fijo en presencia de al menos un catalizador a una temperatura de entre 330- 500 ºC, a una presión de al menos 2 MPa e inferior a 12 MPa, una velocidad espacial por hora de entre 0,1 h -1 a 10 h -1 y en presencia de entre 100-5.000 Nm 3 de hidrógeno/m 3 de carga, la conversión neta en productos que hierven por debajo de 360 ºC siendo de entre un 10-50 % en peso; b) separación a partir del efluente de un gas que contiene hidrógeno, del sulfuro de hidrógeno formado en la etapa a) y de una fracción más pesada que el gasóleo, al término de la cual dicho gas que contiene hidrógeno se recicla hacia la etapa a); c) hidrotratamiento, por contacto con al menos un catalizador, de al menos una fracción de destilado obtenida en la etapa b) y que incluye una fracción de gasóleo, a una temperatura de entre 300-500 ºC, a una presión de entre 2-12 MPa, a una velocidad espacial por hora de entre 0,1-10 h -1 y en presencia de entre 200-5.000 Nm 3 de hidrógeno/m 3 de carga; d) separación del hidrógeno, de los gases y de al menos una fracción de gasóleo con un contenido en azufre inferior a 50 ppm en peso, el hidrógeno separado que se añade al hidrógeno resultante de la etapa b) se vuelve a comprimir y a continuación se recicla hacia la etapa a), y procedimiento en el que la totalidad del hidrógeno de apoyo que necesita el procedimiento se conduce a la etapa c). 2. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 en el que la cantidad de hidrógeno de apoyo que se introduce en la etapa c) es superior al consumo químico de hidrógeno necesario para obtener los rendimientos establecidos en las condiciones operativas establecidas para la etapa c). 3. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores en el que dicha fracción pesada se envía a un procedimiento de craqueo catalítico. 4. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores en el que dicha presión parcial de H2S al término de la etapa a) es de entre 0,1-0,4 MPa y al término de la etapa c) es inferior a 0,05 MPa. 5. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores en el que en la etapa b) también se separa la nafta y una fracción de gasóleo pasa a la etapa c). 6. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 4 en el que una fracción de gasóleo mezclada con nafta pasa a la etapa c). 7. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores en el que una parte al menos del gas que contiene hidrógeno separado en la etapa b) se trata para reducir su contenido en sulfuro de hidrógeno y a continuación se recicla hacia la etapa a), el gas de reciclaje que contiene sulfuro de hidrógeno es a razón de un 1 % en moles como máximo. 8. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 7 en el que el tratamiento es un lavado con al menos una amina. 9. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 7 a 8 en el que el hidrógeno también se recicla en la etapa c). 10. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores en el que las fracciones separadas en las etapas b) y d) se separan en gasolinas pesadas y ligeras, la gasolina pesada enviándose a un reformado y la gasolina ligera a una isomerización de las parafinas. 11. Instalación para el tratamiento de cargas de petróleo de las que al menos un 80 % en peso hierven por encima de 340 ºC y que contienen al menos un 0,05 % de azufre, que comprende: a) una zona (I) de hidrocraqueo suave que contiene al menos un lecho fijo de catalizador de hidrocraqueo y provista de una tubería (1) para la introducción de la carga que hay que tratar, de una tubería (2) para la salida del efluente hidrocraqueado, y de una tubería (29) para la introducción del hidrógeno; b) una zona (II) de separación que incluye al menos un separador (3) (6) para separar el gas rico en hidrógeno por la tubería (4), para separar en la tubería (7) el sulfuro de hidrógeno y obtener en la tubería (8) una fracción líquida, y que incluye también una columna de destilación (9) para separar al menos una fracción de destilado que incluye una fracción de gasóleo en la tubería (11) y una fracción pesada en la tubería (10); c) una zona (III) de hidrotratamiento que contiene al menos un lecho fijo de catalizador de hidrotratamiento 11 E02290432 28-11-2011   para tratar una fracción de gasóleo que se obtiene al término de la etapa b), provista de una tubería para la introducción de la totalidad del hidrógeno y de una tubería (12) para la salida del efluente hidrotratado; d) una zona (IV) de separación que incluye al menos un separador (13) (16) para separar el hidrógeno por la tubería (14), para separar en la tubería (17) el sulfuro de hidrógeno y por la tubería (18) un gasóleo que tiene un contenido en azufre inferior a 50 ppm. La instalación consta de una zona (25) de tratamiento para reducir el contenido en H2S del gas que contiene hidrógeno de la tubería (4), un compresor (27) que vuelve a comprimir el gas resultante de la zona (25) y el hidrógeno conducido por la tubería (14), y una tubería (29) de reciclaje del hidrógeno en la zona (I). 12. Instalación de acuerdo con la reivindicación 11 que consta también de una zona (V) de craqueo catalítico a la que se envía dicha fracción pesada por la tubería (10). 13. Instalación de acuerdo con una de las reivindicaciones 11 o 12 en la que la zona (II) consta de un separador gas/líquido (3) para separar un gas que contiene hidrógeno por la tubería (4), a continuación un separador (6) que admite el efluente procedente del separador (3) para separar el sulfuro de hidrógeno y la nafta por la tubería (7) y obtener una fracción líquida en la tubería (8), dicha zona (II) constando también de una columna (9) de destilación para separar por la tubería (11) una fracción de nafta + gasóleo y por la tubería (10) una fracción más pesada que el gasóleo, y la tubería (10) está conectada a una zona (V) de craqueo catalítico. 14. Instalación de acuerdo con una de las reivindicaciones 11 a 13 en la que la zona (II) consta de un separador de gas líquido (3) para separar un gas que contiene hidrógeno por la tubería (4), y a continuación un separador (6) que admite el efluente procedente del separador (3) para separar el sulfuro de hidrógeno y la nafta por la tubería (7) y obtener una fracción líquida en la tubería (8), sobre la tubería (7) se dispone un estabilizador para eliminar el sulfuro de hidrógeno, la nafta purificada enviándose por la tubería (8), dicha zona (II) constando también de una columna (9) de destilación para separar la nafta, una fracción más pesada que el gasóleo por la tubería (10) y una fracción de gasóleo por la tubería (11), la tubería (10) estando conectada a la zona (V) de craqueo catalítico. 15. Instalación de acuerdo con una de las reivindicaciones 11 a 14 que también está provista de una tubería (28) para el reciclaje del hidrógeno en la zona (III). 16. Instalación de acuerdo con una de las reivindicaciones 11 a 15 que también está provista de una tubería (30) que conduce el hidrógeno de apoyo a la zona (III). 12 E02290432 28-11-2011   13 E02290432 28-11-2011