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Publication number: BE613992A
Authority: BE
Description

       

   <Desc/Clms Page number 1> 
 



  " PROCEDE DE TRAITEMENT D'HYDROCARBURES
LOURDS   ".-   

 <Desc/Clms Page number 2> 

 
La présente invention concerne le traitement des hydrocarbures lourds et plus spécialement la préparation d'hydrocarbures de qualité améliorée à partir de charges formées par des résidus. 



   Les hydrocarbures lourds et les charges formées de résidus ont une valeur et sont d'un intérêt relativement faibles comparativement aux constituants plus volatils des pétroles. Ces matières de faible valeur sont habituellement utilisées comme carburants ou combustibles de seconde qualité, ou bien on les soumet à des traitements tels qu'une réduction de viscosité, afin d'obtenir une certaine quantité de constituants plus intéressants et des résidus goudronneux qui peuvent être utilisés comme matières de revêtement pour les toitures et les chaussées. Ces fractions de seconde qualité des pétroles ont été également soumises à une hydrogénation dans diverses conditions en présence de différents catalyseurs. 



  Bien que ces processus améliorent de façon plus ou moins prononcée le rendement et les propriétés de certaines parties de la matière traitée, il est encore possible d'abaisser nettement le coût de ces traitements et d'améliorer la qualité des produits ainsi obtenus. 



   L'invention concerne un procédé perfectionné pour la préparation d'hydrocarbures d'intérêt plus grand à partir de pétroles ou de fractions des pétroles de seconde qualité ayant une densité relativement élevée. Cette invention concerne un processus perfectionné pour la préparation d'huiles combustibles, huiles lourdes et mazouts de meilleure qualité avec un rendement plus élevé à partir de résidus de seconde qualité 

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 ayant une densité supérieure à 0,934 environ.

   L'invention con- cerne également un procédé combiné permettant d'améliorer la qualité des charges résiduelles par réduction de leur viscosité, cette opération étant suivie d'un traitement d'hydrogénation d'un type ayant pour conséquence la formation d'une quantité notable de constituants à bas point d'ébullition, avec une hydrodésulfuration concomitante. Ce processus peut être consi- déré soit comme une hydrogénation destructrice   c'est-à-dire   a ayant un effet de dissociation), soit comme une hydrodésulfu- ration. 



   Cette invention est mise en oeuvre en soumettant un pétrole brut ou une fraction résiduelle de celui-ci, ayant une densité supérieure à 0,934 environ, à une réduction de viscosité modérée, pour former une quantité inférieure à   15%   environ   d'essence,   et à soumettre le produit dont la viscosi- té a été réduite à l'action d'un catalyseur d'hydrogénation destructrice ou d'hydrodésulfuration, sous une pression com- prise entre 35 et 350 kg/cm2 (pression manométrique) et à une température comprise entre 343  et 438 C environ: Le rapport hydrogène/hydrocarbure pendant cette hydrogénation destructri- ce est maintenu à une valeur comprise ehtre 28 et 566 mètres cubes standard environ (c'est-à-dire mesurée dans les conditons normales de température et de pression) par baril de charge hydrcarburée. 



   La charge résiduelle utilisée pour la mise en oeuvre de ce procédé peut être constituée par n'importe quel pétrole brut ayant une densité supérieure à 0,934 environ ou par n'importe quelle fraction résiduelle des pétroles ayant également une densité supérieure à 0,934 environ. Il existe un grand nombre de pétroles de bruts très visqueux et ayant une teneur élevée en matières asphaltiques, et l'invention envisage le traitement de ces pétroles bruts sans élimination de 

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 l'un quelconque de leurs constituants quand ils ont une den- sité supérieure à 0,934 environ. Toutefois, la plupart des pétroles bruts ont une densité plus faible.

   Avec ces pétroles bruts, il est désirable d'éliminer les constituants intéres- sants qu'ils peuvent renfermer, d'une manière classique, et d'obtenir une fraction résiduelle ayant une densité supérieure à 0,934 environ. Cette fraction résiduelle peut être préparée par distillation atmosphérique ou sous vide. 



   L'opération de réduction de viscosité peut être n'im- porte quelle opération de ce type connue dans cette technique. 



   Ces opérations de réduction de la viscosité sont habituelle- ment effectuées   panpassage   de la charge à travers un serpentin de chauffage, et par chauffage de l'huile jusqu'à la tempéra- ture de craquage thermique. La durée du chauffage, la pression et la température de chauffage commandent le degré de craquage thermique ou de conversion donnant des constituants à point d'ébullition plus faible, tels que l'essence. En général, la température peut être comprise entre 454  et 524 C environ, le temps de chauffage étaht compris entre 250 et 1000 secondes, tandis que la pression est comprise entre 3,5 et 420 kg/cm2 environ (pression manométrique). Les conditions sont choi- sies de telle sorte qu'on obtienne un degré de craquage modé- ré, c'est-à-dire de manière à former moins de 15% d'essence. 



   Il est avantageux de former entre 1 et 15% d'essence environ et de préférence entre 5 et   12%   d'essence. Les processus de réduction de viscosité sont décrits dans des ouvrages bien s'   connus   et on peut y reporter pour d'autres détails concernant cette opération. On pourra consulter, par exemple, l'ouvrage de Sachanan, intitulé "Conversion of Petroleum", deuxième édition, Reinhold Publishing Corporation, 1948, pages 252-254. 



   Après,la réeuction de viscosité, le produit est de préférence soumis à une distillation pour éliminer les constituants      

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 à bas point d'ébullition. Selon ce procédé, il est préférable d'éliminer la totalité de l'essence et des consiuants à point d'ébullition inférieur formés pendant la phase de réduction de la viscosité. Toutefois, cette élimination n'est pas nécessaire de la totalité de la matière dont la viscosité a été réduite peut être soumise, si désiré, à une hydrogénation destructrice ultérieure. Dans le cas de charges contenant du soufre, cette opération est avantageuse étant donné que les constituants à bas point d'ébullition qui contiennent le soufre sont également être désulfurés pendant l'hydrogénation destructrice ultérieure. 



   La charge résiduelle dont la visocité a été réduite est amenée en contact avec de l'hydrogèhe en présence d'un catalyseur tel qu'un oxyde ou du sulfure d'un métal de la colonne de gauche du groupe VI de la classification périodique des éléments. De même, des métaux du groupe du fer, leurs oxydes et leurs sulfures peuvent être utilisés à titre de catalyseurs. Ces catalyseurs du groupe VI et du groupe du fer peuvent être mélangés l'un avec l'autre. Par exemple, un mélange avantageux est formé par la réunion d'oxydes ou de sulfures de cobalt et de molybdène. Un autre mélange avantageux est formé par la réunion d'oxydes ou de sulfures de nickel et de tungstène . Ces catalyseurs sont déposés sur un sumpport poreux. Des supports de cataluseus utilisables ici sont l'alumine activée, la pierre ponce, un catalyseur de craquage silice-alumine, etc.

   Pendant l'hydrogénation destructrice, la pression peut être maintenue entre 35 et 350 kg/cm2 environ et elle est de préférence comprise entre   70   et 140 kg/cm2 environ. 



  La température peut être comprise entre 343  et 437 C. Une vitesse spatiale (débit volumétrique horaire relatif) comprise entre 0,2 et 10,0 volumes de charge par heure par volume de catalyseur environ peut être utilisée. Comme on le comprendra plus loin, la combinaison d'une réduction de viscosité modérée 

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 avec une hydrodésulfuration de type plutôt sévère présente des avantages importants en ce sens que la quantité de coke déposée pendant l'hydrodésulfuration est nettement réduite par rapport à une hydrodésulfuration poussée au même degré, appliquée à une charge formée par une fraction de distillation directe ou à une charge ayant subi une réduction de viscosité plus sévère.

   Pour cette raison, il est préférable d'utiliser des conditions de température relativement sévères, comprises entre 399  et 421 C, avec une vitesse spatiale (débit   volumé-   trique horaire relatif) comprise entre 0,5 et   4,0 environ   pour l'hydrogénation destructrice ou l'hydrodésulfuration. L'hydrogène est présent pendant la réaction selon un rapport compris entre 28 et 566 m3 standard (mesurés dans les conditions normales de température et de pression) et de préférence entre 57 et 283 m3 standard par baril de charge résiduelle dont la viscosité a été réduite et qui a été désasphaltée. 



   Un mode de réalisation préféré d'hydrogénation destructrice ou d'hydrodésulfuration comme indiqué précédemment consiste à utiliser une pression d'environ 70 kg/cm2. Cette pression est une pression modérée par rapport aux pressions utilisées jusqu'ici pour l'hydrogénation destructrice. Par suite, le coût de l'équipement est considérablement plus faible que celui de 1.équipement d'hydrogénation destructrice utilisé jusqu'ici. Suivant une variante, on peut effectuer l'opération faisant l'objet de l'invention en utilisant une pression comprise entre 140 et 245 kg/cm2, afin d'obtenir une conversion plus poussée en un produit qui constitue une charge excellente pour le craquage catalytique. Ces pressions sont encore modérées par rapport à celles utilisées jusqu'ici pour l'hydrogénation destructrice.

   Par suite, cette conversion en une charge de craquage catalytique est réalisée sans utiliser les pressions relativement élevées employées pour l'hydrogénation destructrice selon la technique antérieure. 

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  Toutefois, il est possible d'obtenir des rendements élevés en mazouts de qualité améliorée, en particulier de faible teneur en soufre, en effectuant le traitement d'hydrogénation à n'importe quelle pression comprise entre 35 et 350 kg/cm2. 



   L'exemple suivant, donné à titre non limitatif, montre les avantages pouvant être obtenus en opérant suivant l'invention. 



    EXEMPLE  
On amène un résidu de distillation sous vide obtenu à partir d'un mélange de pétroles bruts de   Koweit   et du Venezuela, ayant les propriétés indiquées dans le tableau I, en contact avec de l'hydrogène, en présence d'un catalyseur nickel-cobalt-molybdène déposé sur de l'alumine, dans les conditions indiquées ¯dans les colonnes 1 et 2 du tableau II. 



  Les résultats obtenus sont indiqués dans les colonnes 1 et 2 de ce tableau II. 



   TABLEAU'I 
 EMI7.1 
 
<tb> 
<tb> Densité <SEP> 1,203
<tb> Viscosité: <SEP> SUV, <SEP> Sec
<tb> 
 
 EMI7.2 
 54C guis.625 
 EMI7.3 
 
<tb> 
<tb> 99 C <SEP> 8.621
<tb> Soufre: <SEP> % <SEP> 4,2
<tb> Azote: <SEP> % <SEP> 0,47
<tb> Résidu <SEP> carboné: <SEP> % <SEP> 19,7
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> n <SEP> pentane:% <SEP> 14,9
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> benzène: <SEP> % <SEP> 0,01
<tb> Vanadium <SEP> : <SEP> PPM <SEP> 136
<tb> Nickel: <SEP> PPM <SEP> '-. <SEP> 40,1
<tb> 
 

 <Desc/Clms Page number 8> 

 TABLEAU II 
 EMI8.1 
 
<tb> 
<tb> Colonne <SEP> n* <SEP> 1 <SEP> 2
<tb> Conditions:
<tb> 
 
 EMI8.2 
 Pression m2.noméo: kg/cm2 70 70 
 EMI8.3 
 
<tb> 
<tb> Température: <SEP>  C <SEP> 399 <SEP> 421
<tb> Débit <SEP> d'hydrogène <SEP> : <SEP> cubes
<tb> standard <SEP> par <SEP> baril <SEP> 238 <SEP> 218
<tb> Vitesse <SEP> spatiale:

   <SEP> vol.H/vol. <SEP> 0,52 <SEP> 0,50
<tb> Débit <SEP> de <SEP> passage: <SEP> Vol/vol. <SEP> 41,4 <SEP> 40
<tb> Durée <SEP> de <SEP> l'essai <SEP> : <SEP> heures <SEP> 80 <SEP> 80
<tb> Répartition <SEP> :
<tb> Pourcentage <SEP> en <SEP> poids <SEP> de <SEP> la <SEP> charge
<tb> Gaz <SEP> C1-C3 <SEP> 1,6 <SEP> 2,9
<tb> C4 <SEP> et <SEP> C5 <SEP> dans <SEP> les <SEP> gaz <SEP> 0,3 <SEP> 1,5
<tb> Produit <SEP> liquide <SEP> total <SEP> 93,4 <SEP> 91,3
<tb> Soufre <SEP> éliminé <SEP> 3,1 <SEP> 3,6
<tb> Carbone <SEP> 0,4 <SEP> 0,6
<tb> Total <SEP> 98,8 <SEP> 99,9
<tb> Carbone <SEP> :

   <SEP> Pourcentage <SEP> en <SEP> poids <SEP> du <SEP> catalyseur
<tb> 20,4 <SEP> 31,5
<tb> Consommation <SEP> d'hydrogène <SEP> en <SEP> mètre <SEP> cubes
<tb> Standard <SEP> par <SEP> baril <SEP> 23,7 <SEP> 25,5
<tb> Pourcentage <SEP> en <SEP> poids <SEP> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> 1,3 <SEP> 1,4
<tb> Propriétés <SEP> du <SEP> produit <SEP> liquide
<tb> Densité <SEP> 0,956 <SEP> 0,922
<tb> Viscosité <SEP> : <SEP> SUV, <SEP> Sec.
<tb> 



  38 C <SEP> 3836 <SEP> 207
<tb> 54 C <SEP> 1170 <SEP> 104
<tb> 99 C
<tb> Soufre:% <SEP> 1, <SEP> 23 <SEP> 0,65
<tb> Azote: <SEP> % <SEP> 0,20 <SEP> 0,36
<tb> Résidu <SEP> carboné: <SEP> % <SEP> 12,2 <SEP> 8,8
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> n-pentane:% <SEP> 6,4' <SEP> 5,6
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> benzène: <SEP> % <SEP> 0,15 <SEP> 0,52
<tb> Vanadium <SEP> : <SEP> PPM <SEP> 36,5 <SEP> 17,9
<tb> Nickel <SEP> : <SEP> PPM <SEP> 17,4 <SEP> 12,9
<tb> Point <SEP> de <SEP> congélation <SEP> :

   C <SEP> -- <SEP> 6,7
<tb> 
 

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 TABLEAU II (suite) 
 EMI9.1 
 
<tb> 
<tb> Colonne <SEP> n  <SEP> 1 <SEP> 2
<tb> 
 
 EMI9.2 
 Essence (PEI-204-C) 
 EMI9.3 
 
<tb> 
<tb> Rendement <SEP> : <SEP> Pourcentage <SEP> en <SEP> volume
<tb> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> 5,4 <SEP> 10,4
<tb> Propriétés <SEP> :
<tb> Densité <SEP> : <SEP> 0,763 <SEP> 0,737
<tb> Soufre:% <SEP> 0,184-Type <SEP> d'hydrocarbure; <SEP> Pourcentage <SEP> en
<tb> volume
<tb> Corps <SEP> aromatiques <SEP> 16,8
<tb> Oléfines <SEP> 4,7
<tb> Raraffines <SEP> 55,0
<tb> Naphtènes <SEP> 20,3 <SEP> # <SEP> 
<tb> Dicycloparaffines <SEP> 3,2
<tb> 
 
 EMI9.4 
 Huile pour chaudières (2040-3540C) 
 EMI9.5 
 
<tb> 
<tb> Rendement <SEP> :

   <SEP> Pourcentage <SEP> en <SEP> volume
<tb> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> 10,2 <SEP> 28,9
<tb> Propriétés:
<tb> Densité <SEP> 0,868 <SEP> 0,853
<tb> Soufre:% <SEP> 0,20
<tb> Azote:% <SEP> 0,16
<tb> Type <SEP> d'hydrocarbure; <SEP> pourcentage <SEP> en <SEP> volume
<tb> Corps <SEP> aromatiques <SEP> 30,1 <SEP> -Oléfines <SEP> 14,7
<tb> Produits <SEP> saturés <SEP> 55,2 <SEP> -- <SEP> 
<tb> Indice <SEP> de <SEP> brome <SEP> 8,2 <SEP> # <SEP> 
<tb> Point <SEP> d'aniline, <SEP>  C <SEP> 54,6 <SEP> -Mazout <SEP> lourd <SEP> (354 -438 C)
<tb> Rendement: <SEP> Pourcentage <SEP> en <SEP> volume
<tb> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> 21,1 <SEP> 32,9
<tb> Propriétés <SEP> :
<tb> Densité: <SEP> 0,933 <SEP> 0,938
<tb> Viscosité <SEP> SUV, <SEP> Sec.
<tb> 



  38 C <SEP> 486 <SEP> -- <SEP> 
<tb> 54 C <SEP> -- <SEP> 156
<tb> 99 C <SEP> 56,3 <SEP> 1,4
<tb> Soufre:% <SEP> 0,51 <SEP> 0,57
<tb> Azote:% <SEP> 0,23 <SEP> 0,32
<tb> Résidu <SEP> carboné: <SEP> % <SEP> 0,59 <SEP> 0,28
<tb> 
 
 EMI9.6 
 Point daniline: C 72,7 77,2 
 EMI9.7 
 
<tb> 
<tb> Vanadium <SEP> :PPM <SEP> 0,1 <SEP> 0,1
<tb> Nickel: <SEP> PPM <SEP> 0, <SEP> 2 <SEP> 0,1
<tb> Facteur <SEP> K <SEP> 11,67 <SEP> Il.58
<tb> 
 

 <Desc/Clms Page number 10> 

 
Les produits obtenus comme décrit précédemment sont soumis à une distillation à la pression atmosphérique pour éliminer les produits volatils, d'une manière classique. 



  Le résidu atmosphérique ainsi obtenu est ensuite   soumisà   une distillation pour obtenir un rzsidu à   354 "C   et un résidu à   538*C.   Les propriétés de ces résidus obtenus à 354*C et   538*C   sont indiqués dans le tableau III ci-après. 



   TABLEAU III 
 EMI10.1 
 
<tb> 
<tb> Résidu <SEP> de <SEP> la <SEP> colonne <SEP> 1 <SEP> Résidu <SEP> de <SEP> la <SEP> colon--.
<tb> ne2
<tb> du <SEP> tableau <SEP> II <SEP> du <SEP> tableau <SEP> II
<tb> Point <SEP> de <SEP> coupe <SEP> du
<tb> résidu: <SEP>  C <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538
<tb> Rendement <SEP> : <SEP> pourcentage
<tb> en <SEP> volume <SEP> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> 84,6 <SEP> 63,5 <SEP> 62,3 <SEP> 29,4
<tb> Propriétés:
<tb> Densité <SEP> : <SEP> 0,971 <SEP> 0,991 <SEP> 0,984 <SEP> 1,046
<tb> Viscosité: <SEP> SUV, <SEP> sec
<tb> 
 
 EMI10.2 
 38 C 35,099 ----- 10,006 ----- 540C ¯¯¯¯¯¯ ¯¯¯¯.. ##<-. ¯¯¯¯¯ 
 EMI10.3 
 
<tb> 
<tb> 99 C <SEP> 492 <SEP> 1568 <SEP> 185 <SEP> 22,258
<tb> Point <SEP> de <SEP> congélation <SEP>  C <SEP> 16 <SEP> 24 <SEP> 32 <SEP> ---Soufre, <SEP> % <SEP> 1,32 <SEP> 1,54 <SEP> 0,93 <SEP> 1,60
<tb> Azote:

   <SEP> % <SEP> 0,49 <SEP> 0,41 <SEP> 0,44- <SEP> 0,716
<tb> Résidu <SEP> carboné: <SEP> % <SEP> 13,2 <SEP> 17,5 <SEP> 14,9 <SEP> 31,7
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le
<tb> n-pentane <SEP> : <SEP> % <SEP> 8,1 <SEP> 12,7 <SEP> 9,5 <SEP> ----
<tb> .
<tb> 



  Insolubles <SEP> dans <SEP> le
<tb> benzène <SEP> : <SEP> % <SEP> 0,15 <SEP> 0,11 <SEP> 0,48 <SEP> 0,29
<tb> Vanadium <SEP> : <SEP> PPM <SEP> 40,0 <SEP> 57,2 <SEP> 17,6 <SEP> 44,5
<tb> Nickel <SEP> : <SEP> PPM <SEP> 19,8 <SEP> 26,0 <SEP> 15,3 <SEP> 35,9
<tb> 
 Un résidu obtenu par distillation sous vide à partir d'un mélange de pétroles bruts de   Koweit   et du Venezuela, ayant les propriétés indiquées dans le tableau IV, est soumis à une réduction de viscosité selon trois degrés de sévérité différents, pour former de l'essence en des quantités représentant respectivement : 3%,   11,8%   et 20,5%. 



  Après l'élimination de l'essence, on amène une partie des résidus de chaque opération de réduction de viscosité en contact avec le même catalyseur nickel-cobalt-molybdène 

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 mentionné précédemment, en présence d'hydrogène, selon trois degrés de sévérité différents (température 371 , 399  et   421 C)   et dans les conditions indiquées dans le tableau V. 



  Les résultats des opérations de réduction de viscosité, de même que ceux des traitements par l'hydrogène, sont indiqués dans le tableau V. 



   TABLEAU IV 
 EMI11.1 
 
<tb> 
<tb> Densité <SEP> 1,022
<tb> Viscosité <SEP> : <SEP> SUV, <SEP> sec.
<tb> 



  38 C <SEP> 320. <SEP> 522
<tb> 99 C <SEP> 1,435
<tb> 
<tb> Soufre <SEP> : <SEP> % <SEP> 4,61
<tb> Azote: <SEP> % <SEP> 0,62
<tb> Résidu <SEP> carboné:% <SEP> 23,3
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> n-pentane;% <SEP> 18,1
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> benzène <SEP> : <SEP> %0,01
<tb> Vanadium <SEP> : <SEP> PPM <SEP> 155
<tb> Nickel <SEP> :

   <SEP> PPM <SEP> 44,4
<tb> 
   .   On soumet également une partie de chacun de ces trois produits dont la viscosité a été réduite à une distillation, pour donner des résidus à 354  et à 538 C.On soumet également les produits provenant de chacun des traitements par l'hydrogène précités à une distillation dans des conditions similaires, pour donner des résidus à 354  et   538*C.   Les propriétés de ces résidus sont indiquées dans le tableau VI. 

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 EMI12.1 
 



  ''].." TA13LEAU'V'. 
 EMI12.2 
 
<tb> 



  Colonne <SEP> ne <SEP> . <SEP> 1 <SEP> 2 <SEP> 3 <SEP> 4 <SEP> (charge) <SEP> 5 <SEP> 6 <SEP> 7 <SEP> (charge) <SEP> 8 <SEP> 
<tb> @ <SEP> ( <SEP> charge) <SEP> ( <SEP> charge) <SEP> (charge)
<tb> 
 
 EMI12.3 
 Conditions d'hvdrodésulfuration goudron ne goudron ne goudron ne Pression manométrique: kg/cm2 . renfermant -- -70- renfermant renfermant pas d'essen- - pas d'essence pas d'essen- .'Température ce provenant 371 399 421 provenant 399 421 ce provenant 399 
 EMI12.4 
 
<tb> Débit <SEP> d'hydrogène:mètres <SEP> cubes <SEP> d'une <SEP> phase <SEP> d'une <SEP> phase <SEP> d'une <SEP> phase
<tb> standard <SEP> par <SEP> baril <SEP> de <SEP> réduction <SEP> 226 <SEP> de <SEP> réduction <SEP> 226 <SEP> de <SEP> réduction
<tb> 
 
 EMI12.5 
 Vitesse spatiale: de viscosité de viscosité viscosité Vitesse spatiale:

   à 468 C à 493 C 'l 5160C V/V/11 (3% d'essen- 0,5 (11,8% d'es- 0,5 (20,5% d'es- 0,49 
 EMI12.6 
 
<tb> Débit <SEP> de <SEP> passage: <SEP> vol/vol. <SEP> ce <SEP> éliminée) <SEP> sence <SEP> éliminée) <SEP> sence <SEP> éli-
<tb> -- <SEP> 40 <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 40 <SEP> 39,1
<tb> miné)
<tb> Durée <SEP> de <SEP> l'essai <SEP> : <SEP> heures <SEP> -- <SEP> 80 <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 80 <SEP> 80
<tb> Rendements:

   <SEP> pourcentage <SEP> en <SEP> poids <SEP> de
<tb> la <SEP> charge
<tb> Caz <SEP> C1-C3 <SEP> 0,5 <SEP> 1,2 <SEP> 3,1 <SEP> 1,7 <SEP> 2,9 <SEP> 2,1
<tb> C4 <SEP> et <SEP> C5 <SEP> dans <SEP> les <SEP> gaz <SEP> 0,0 <SEP> 0,3 <SEP> 1,2 <SEP> 0,3 <SEP> 1,4 <SEP> 0
<tb> Produit <SEP> liquide <SEP> total <SEP> 98,2 <SEP> 92,6 <SEP> 89,1 <SEP> 92,5 <SEP> 87,8 <SEP> 91,0
<tb> Soufre <SEP> éliminé <SEP> 2,7 <SEP> 3,5 <SEP> 3,8 <SEP> 3,7 <SEP> 3,4 <SEP> 3,8
<tb> Carbone <SEP> 0,3 <SEP> 0,4
<tb> Carbone <SEP> 0,3 <SEP> 0,3 <SEP> 0,4 <SEP> 0,4 <SEP> 0,3 <SEP> 0,6
<tb> Total <SEP> 101,7 <SEP> 97,9 <SEP> 97,6 <SEP> 98,6 <SEP> 95,8 <SEP> 97,2
<tb> Carbone <SEP> :

   <SEP> pourcentage <SEP> en <SEP> poids <SEP> du
<tb> 
 
 EMI12.7 
 catalyseur z 20,219,9 21,5 ¯ 17,2 32,1 Consommation d'hydrogène en mètres cubes standard par baril 9>1 2Q>9 22>1 2Oj9 24 19,0 

 <Desc/Clms Page number 13> 

   ,. ¯ TABLEAU V (suite)   
 EMI13.1 
 
<tb> (charge) <SEP> (charge) <SEP> (charge)
<tb> Propriétés <SEP> du <SEP> produit <SEP> liquide <SEP> ####
<tb> Viscosité <SEP> SUV, <SEP> sec. <SEP> 1,022 <SEP> 0,981 <SEP> 0,959 <SEP> 0,934 <SEP> 1,030 <SEP> 0,965 <SEP> 0,942 <SEP> 1,042 <SEP> 0,985
<tb> 
 
 EMI13.2 
 Viscosité SUV, sec. 



  38ec 320,522 15,878 2,099 188 -(a) 1,816 216 1,881 54 C --- 3,575 -- 92,5 29,385 68,2 -- 88 4g 661 99ec 1,435 319 -- 1.060 -- -- 14,324 -Soufre, 4,61 le99 1,15 0,93 4,39 1,29 1,10 5,11 1,48 Azote: % 0,62 0,43 0,40 0,38 0,51 0,43 ifs- lis 0,49 Résidu carboné % 23,3 1518 14,0 10,8 24, 15,4 12,5 28,7 18,4 Insolubles dans le n-pentane:% "1 %,17 -- 14 22,8 11,3 8 9 28 15,4 Insolubles dans benzène: 0,01 0,,17 0,19 1,47 0, 7 1,18 5,93 2,63 Vanadium PPM H- A6', 51,8 Oc'57 16807 62;i8 # 93 6. 



  Vanadium PPM z4 bzz in bzz 168 bzz 29,8 189 S, Nickel ; congélation : .c , -- 44,4 24,6 20,4 14,9 45,3 25,3 17,5 52,1 28,6 Sédiment par extraction : % 0,03 15 1,31 
 EMI13.3 
 
<tb> Essence <SEP> (PEI-204 C)- <SEP> 0,03 <SEP> 1,31
<tb> Rendement <SEP> : <SEP> Pourcentage <SEP> en <SEP> volume
<tb> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> dlhydrodésulfuration <SEP> 0,8 <SEP> 2,4 <SEP> 2,3 <SEP> 13,0 <SEP> 0,0 <SEP> 4,1 <SEP> 11,7 <SEP> 0,0 <SEP> 4,4
<tb> Propriétés <SEP> :
<tb> Densité <SEP> 0,790 <SEP> -- <SEP> 0,742 <SEP> 0,751(b) <SEP> 0,767 <SEP> 0,766 <SEP> 0,745 <SEP> 0,80;
<tb> Type <SEP> d'hydrocarbure: <SEP> pourcentage <SEP> 1,10 <SEP> -- <SEP> 0,192 <SEP> 0,83 <SEP> 0,15
<tb> en <SEP> vol. <SEP> :

   <SEP> 
<tb> 'Corps <SEP> aromatiques <SEP> ini <SEP> @
<tb> Oléfines <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 10,1 <SEP> 17,9 <SEP> 10,9 <SEP> 22,7 <SEP> 19,2 <SEP> 9,8 <SEP> 35,1
<tb> Paraffines <SEP> 5,8 <SEP> 9,0 <SEP> 39,8 <SEP> 4,3 <SEP> 5,2 <SEP> 46,4 <SEP> 35,1
<tb> Paraffines <SEP> -- <SEP> 83,8(c) <SEP> 49,9 <SEP> 37,0 <SEP> 45,4 <SEP> 49,6 <SEP> 32,7 <SEP> 36,7
<tb> Dicycloparaffines <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 21,4 <SEP> 11,8 <SEP> 26,7 <SEP> 23,3 <SEP> 11,1 <SEP> 20,7
<tb> Dicycloparaffines <SEP> 1,8 <SEP> 0,5 <SEP> 0,9 <SEP> 2,7
<tb> 
 
 EMI13.4 
 Produits cycliques -- -- 1'8 23,2 50,3 2,7 20,9 4,3 
 EMI13.5 
 
<tb> 23,2 <SEP> 50,3 <SEP> 20.9 <SEP> 59,0
<tb> 
   (a) SFV à 50 C = 5204 secondes   
 EMI13.6 
 (b) Essence provenant de l'appareil de réduction de viscosité, non soumise à Lhydrodésulfuration. 

 <Desc/Clms Page number 14> 

 



    TABLEAU V (suite)   
 EMI14.1 
 
<tb> Colonne <SEP> n  <SEP> 1 <SEP> 2 <SEP> 3 <SEP> 4 <SEP> 5 <SEP> 6 <SEP> 7 <SEP> 8 <SEP> 9
<tb> (charge) <SEP> (charge) <SEP> (charge)
<tb> luile <SEP> pour <SEP> chaudières <SEP> (204 -
<tb> 354 C) <SEP> Rendement <SEP> : <SEP> pourcenta-
<tb> )ge <SEP> par <SEP> volume <SEP> de <SEP> charge <SEP> d'hydrodésulfuration <SEP> 7,4 <SEP> 11,4 <SEP> 18,9 <SEP> 28,2 <SEP> 9,9 <SEP> 20,2 <SEP> 28,5 <SEP> 18,7 <SEP> 24,6
<tb> Propriétés:
<tb> ;

   <SEP> Densité <SEP> 0,870 <SEP> -- <SEP> 0,856 <SEP> -- <SEP> 0,864 <SEP> 0,863 <SEP> 0,869 <SEP> 0,876 <SEP> 0,870
<tb> Soufre.% <SEP> 2,68 <SEP> -- <SEP> 0,.,12 <SEP> 0,28 <SEP> 2,39 <SEP> 0,14 <SEP> 0,20 <SEP> 2,59 <SEP> 0,12
<tb> Azote:% <SEP> 0,046 <SEP> -- <SEP> 0,12 <SEP> 0,12 <SEP> 0,036 <SEP> 0,11 <SEP> 0,12 <SEP> 0,052 <SEP> 0,11
<tb> Type <SEP> d'hydrocarbure.pourcentage
<tb> en <SEP> volume
<tb> Corps <SEP> aromatiques <SEP> 31,3 <SEP> -- <SEP> 30,5 <SEP> 37,3 <SEP> 33,7 <SEP> 32,3 <SEP> 32,7 <SEP> 37,6 <SEP> 22,6
<tb> Oléfines <SEP> 27,7 <SEP> -- <SEP> 12,6 <SEP> 6,b <SEP> 29,0 <SEP> 11,3 <SEP> 9,2 <SEP> 29,2 <SEP> 3,6
<tb> Produits <SEP> saturés <SEP> 41,0 <SEP> -- <SEP> 56,9 <SEP> 56, <SEP> 37,3 <SEP> 56,4 <SEP> 58,1 <SEP> 33,2 <SEP> 73,8
<tb> Indice <SEP> de <SEP> brome <SEP> 31,7 <SEP> -- <SEP> 13,3 <SEP> 5,0 <SEP> 50,2 <SEP> 3,9.

   <SEP> 4,1 <SEP> 38,4 <SEP> 7,7
<tb> Point <SEP> d'aniline: <SEP>  C <SEP> 55,2 <SEP> -- <SEP> 53,2 <SEP> 55,1 <SEP> 54,3 <SEP> 53,8 <SEP> 54,1 <SEP> 50,1 <SEP> 53,8
<tb> Mazout <SEP> lourd <SEP> (354 -538 C)
<tb> Rendements: <SEP> Pourcentage <SEP> en <SEP> volume
<tb> de <SEP> charge <SEP> d'hydrodésulfuration <SEP> 12,1 <SEP> -- <SEP> 32,1 <SEP> 36,4 <SEP> .22,1 <SEP> 31,4 <SEP> 33,6 <SEP> 26,4 <SEP> 33,9
<tb> Propriétés:
<tb> Densité <SEP> 0,937 <SEP> -- <SEP> 0,933 <SEP> 0,941 <SEP> 0,937 <SEP> 0,931 <SEP> 0,944 <SEP> 0,954 <SEP> 0,951
<tb> Viscosité <SEP> SUV, <SEP> Sec;
<tb> 38 C <SEP> @ <SEP> 213 <SEP> 194 <SEP> -- <SEP> 317 <SEP> 274 <SEP> -- <SEP> 258 <SEP> 346
<tb> 54 C <SEP> -- <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 140 <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 131 <SEP> --
<tb> 99'C <SEP> 45,2 <SEP> -- <SEP> 55,8 <SEP> 49,7 <SEP> 42,7 <SEP> 48,1 <SEP> 48,5 <SEP> 47,0 <SEP> 50,9
<tb> Soufre:

  % <SEP> 3,57 <SEP> -- <SEP> 0,47 <SEP> 0,67 <SEP> 3,35 <SEP> 0,51 <SEP> 0,68 <SEP> 3,68 <SEP> 0,88
<tb> Azote:% <SEP> 0,272 <SEP> -- <SEP> 0,27 <SEP> 0,33 <SEP> 0,121 <SEP> 0,23 <SEP> 0,32 <SEP> 0,25 <SEP> 0,32
<tb> Résidu <SEP> carboné: <SEP> % <SEP> 0,26 <SEP> -- <SEP> 0,53 <SEP> 0,52 <SEP> 0,46 <SEP> 0,13 <SEP> 0,26 <SEP> 0,82 <SEP> 0,45
<tb> Point <SEP> d'aniline: <SEP>  C <SEP> 65,1 <SEP> -- <SEP> 74,5 <SEP> 75,5 <SEP> 63,5 <SEP> 69,8 <SEP> 72,3 <SEP> 62,1 <SEP> 66,2
<tb> Vanadium <SEP> :PPM <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 0,1 <SEP> 0,1 <SEP> 0,2 <SEP> 0,1 <SEP> < <SEP> 0,1 <SEP> 0,1 <SEP> < <SEP> 0,1
<tb> Nickel <SEP> :

   <SEP> PPM <SEP> -- <SEP> -- <SEP> 0,3 <SEP> 0,1 <SEP> 0,5 <SEP> 0,1 <SEP> 0,1 <SEP> 0,6 <SEP> 0,4
<tb> Facteur <SEP> K <SEP> @ <SEP> 11,46 <SEP> -- <SEP> 11,66 <SEP> 11,48 <SEP> 11,42 <SEP> 11,60 <SEP> 11,43 <SEP> 11,28 <SEP> 11,47
<tb> 
<tb> 
 

 <Desc/Clms Page number 15> 

   TABLEAU VI   
 EMI15.1 
 
<tb> Source <SEP> de <SEP> résidu <SEP> Colonne <SEP> 1 <SEP> Colonne <SEP> 2 <SEP> Colonne <SEP> 3 <SEP> Colonne <SEP> Colonne
<tb> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V <SEP> 
<tb> 
 
 EMI15.2 
 Point de coupe du résidu: # # # # # ¯¯¯¯¯ ¯ # 
 EMI15.3 
 
<tb>  C <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538
<tb> Rendement:

   <SEP> pourcentage <SEP> 354
<tb> en <SEP> volume <SEP> de <SEP> la <SEP> charge
<tb> 
 
 EMI15.4 
 d'hydrodésulfuration 91,6 77,0 88,6 --- 77 45,4 56,6 20,2 90,1 68,0; Propriétés: ??'5 45'4 2 >2 90,! 68,0 : Densité : SUV, Sec. 1,038 1,090(d) . 1000 # 0,989 1,024 0,991 l,lll(d) 1,080 1,083(d) Viscosité SUV, Sec. 



  38 C 322,584 --- 17,065 37,091 7,225 54C ¯¯¯ 17J.O6S 37,091 # 7.225 # --- Pointée congélation 5,083 20,279 l#5fa --- 405 5,941 146 t3SOri(e) 4,526 35,112 
 EMI15.5 
 
<tb> Point <SEP> de <SEP> congélation <SEP>  C <SEP> 43 <SEP> 46 <SEP> 27 <SEP> --- <SEP> 10 <SEP> 46 <SEP> 27 <SEP> -- <SEP> 35 <SEP> 46
<tb> soufre: <SEP> % <SEP> 4,57 <SEP> 4,76 <SEP> 2,16 <SEP> --- <SEP> 1,56 <SEP> 1,82 <SEP> 1,11 <SEP> 1,94 <SEP> 4,88 <SEP> 5,14
<tb> 
 
 EMI15.6 
 Azote: 0 ,5 0 0,55 0,62 --- 0,45 0,775 0,52 0,81 0,55 0,65 Résidu carboné: % 25,8 28,2 18,1 --- 15,6 27,4 15,5 41,2 26,8 35,9 Insolubles dans le npentane: 210 2ÇQ l'îc Insolubles dans le 21,0 25,9 13,5 --- Il,3 19,4 15,4 42,5 24,9 38,1 % Insolubles dans le 0,11 0,06 0,09 --- 0,17 0,67 0,44 1,68 0,26 0,21 Nickel a PPM 174 199 78,9 60,0 93,3 21,1 73,1 163,2 224,3 Nickel :

   :PPM 46, 5 2, 0 27, 4 --- 24, 41,5 14,5 45,S si'l 65,5 Sédiment par extraction: ' 24'6 41'5 14,5 45,5 51,1 655 pourcentage 0,019 ¯¯- ¯¯¯ -"- ¯¯¯ ¯¯¯ 0,015 --- --- ¯-   (d) a densité à l'état solide, 25 /25 C. 



  Ont S-14 (e) = en dehors du cadre de l'essai   

 <Desc/Clms Page number 16> 

   TABLEAU VI ( suite) @   
 EMI16.1 
 
<tb> Source <SEP> de <SEP> résidu <SEP> Colonne <SEP> 6 <SEP> Colonne <SEP> 7 <SEP> Colonne <SEP> 8 <SEP> Colonne <SEP> 9
<tb> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V <SEP> Tableau <SEP> V
<tb> Point <SEP> de <SEP> coupe <SEP> du <SEP> résidu <SEP> *C <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538
<tb> Rendement <SEP> :

   <SEP> pourcentage <SEP> en <SEP> . <SEP> , <SEP> 
<tb> volume <SEP> de <SEP> la <SEP> charge <SEP> @
<tb> d'hydrodésulfuration <SEP> 74,4 <SEP> 43,0 <SEP> 56,2 <SEP> 22,6 <SEP> 81,3 <SEP> 55,2 <SEP> 67,8 <SEP> 33,9 <SEP> @
<tb> Propriétés:
<tb> Densité <SEP> 1,003 <SEP> 1,057 <SEP> 1,002 <SEP> 1,096(d) <SEP> 1,09Q <SEP> 1,147(d) <SEP> 1,034 <SEP> 1,112(d)
<tb> Viscosité <SEP> SUV, <SEP> Sec. <SEP> @
<tb> 
 
 EMI16.2 
 38.c SUV, Sec. ## # 15,818 --- --- 339,464 --¯ 54 C --- --- --- --- --- --- -- 
 EMI16.3 
 
<tb> 54 C <SEP> 520 <SEP> 25,040 <SEP> 182 <SEP> BSOM(e) <SEP> 63,424--- <SEP> 893 <SEP> --Point <SEP> de <SEP> congélation <SEP>  C <SEP> 21 <SEP> 46 <SEP> 21 <SEP> --- <SEP> --- <SEP> 48 <SEP> 24 <SEP> 46
<tb> Soufre: <SEP> % <SEP> 1,37 <SEP> 1,85 <SEP> 1,20 <SEP> 1,96 <SEP> 5,22 <SEP> 5,97 <SEP> 1,69 <SEP> 2,41
<tb> Azote <SEP> :

   <SEP> % <SEP> 0,51 <SEP> 0,63 <SEP> 0,55 <SEP> 0,82 <SEP> 0,65 <SEP> 0,86 <SEP> 0,61 <SEP> 0,86
<tb> Résidu <SEP> carboné: <SEP> % <SEP> 18,1 <SEP> 32,0 <SEP> 19,3 <SEP> 43,6 <SEP> 34,4 <SEP> 47,6 <SEP> 24,9 <SEP> 46,2
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> n-pentane:% <SEP> 15,0 <SEP> 26,7 <SEP> 20,3 <SEP> 44,8 <SEP> 38,9 <SEP> 53,9 <SEP> 7,6 <SEP> 45,1
<tb> Insolubles <SEP> dans <SEP> le <SEP> benzène:% <SEP> 0,18 <SEP> 0,57 <SEP> 0,32 <SEP> 1,47 <SEP> 6,75 <SEP> 7,71 <SEP> 1,74 <SEP> 2,13
<tb> Vanadium <SEP> :PPM <SEP> 68,3 <SEP> 123 <SEP> 27,4 <SEP> 75,8 <SEP> 231 <SEP> 313 <SEP> 78,9 <SEP> 139
<tb> Nickel <SEP> : <SEP> PPM <SEP> . <SEP> 29,3 <SEP> 47,9 <SEP> 19,2 <SEP> 49,5 <SEP> 59,6 <SEP> 87,2 <SEP> 35,4 <SEP> 63,4
<tb> Sédiment <SEP> par <SEP> extraction <SEP> :

   <SEP> 
<tb> 
 
 EMI16.4 
 pourcentage  .-# --# 0,55 ¯¯¯ ¯¯¯ ¯¯¯ -¯¯ 
 EMI16.5 
 
<tb> 
<tb> 
   (d) densité à l'état solide 25 /25 C (e) en dehors du cadre de l'essai   

 <Desc/Clms Page number 17> 

 
Les données qui précèdent montrent que l'invention fournit des rendements élevés en essence, de l'huile pour chaudières et un mazout n  6 ayant une faible teneur en soufre. Ces données montrant également que l'invention four- nit un rendement élevé en produits de distillation et un fai- ble rendement en.mazout n  6 et en coke par comparaison avec les autres processus.

   Par exemple, on remarquera à l'examen des données qui précèdent que, dans le cas d'une réduction de viscosité suivie d'une hydrodésulfuration ou d'une hy- drogénation destructrice dans des conditions plus sévères, correspondant à une température allant de 399  à 42L*C, il ne se produit pas d'augmentation dans la formation de coke. 



  Ceci doit être comparé avec l'augmentation notable du dépôt de coke qui est obtenue quand on soumet une charge -ayant subi une réduction de viscosité poussée à une hydrodésulfura- tion à 399 C (colonne n  9 du tableau V). On comparera éga- lement ce résultat avec le tableau II, dans lequel le dépôt de coke provenant d'une charge de distillation directe aug- mente considérablement pour une élévation de température de 3990 à   421 C.   Des recherches ont montré également que la te- neur en produits cycliques obtenus avec ce procédé est supé- rieure à celle que fournissent d'autres procédés connus.      



   L, terme "baril" utilisé ici résigne une quantité cor- respondant à 159 litres. 



   Des modifications peuvent être apportées aux modes de      mise en oeuvre décrits, dans le domaine des équivalences techniques, sans s'écarter de l'invention. j     
REVENDICATIONS. 

**ATTENTION** fin du champ DESC peut contenir debut de CLMS **.



   <Desc / Clms Page number 1>
 



  "HYDROCARBON TREATMENT PROCESS
HEAVY ".-

 <Desc / Clms Page number 2>

 
The present invention relates to the treatment of heavy hydrocarbons and more especially to the preparation of hydrocarbons of improved quality from feeds formed by residues.



   Heavy hydrocarbons and tailings feeds are of relatively low value and value compared to the more volatile constituents of oils. These low value materials are usually used as fuels or second grade fuels, or they are subjected to treatments such as viscosity reduction, in order to obtain a certain amount of more valuable components and tarry residues which may be. used as coating materials for roofs and pavements. These second grade fractions of the oils were also subjected to hydrogenation under various conditions in the presence of different catalysts.



  Although these processes improve more or less markedly the yield and the properties of certain parts of the material treated, it is still possible to significantly lower the cost of these treatments and to improve the quality of the products thus obtained.



   The invention relates to an improved process for the preparation of hydrocarbons of greater interest from second grade oils or fractions thereof having a relatively high density. This invention relates to an improved process for the preparation of higher quality fuel oils, heavy oils and fuel oils in higher yield from second grade residues.

 <Desc / Clms Page number 3>

 having a density greater than about 0.934.

   The invention also relates to a combined process making it possible to improve the quality of the residual feedstocks by reducing their viscosity, this operation being followed by a hydrogenation treatment of a type resulting in the formation of a significant quantity. low boiling point constituents with concomitant hydrodesulfurization. This process can be considered either as a destructive hydrogenation (ie having a dissociating effect) or as a hydrodesulfurization.



   This invention is practiced by subjecting a crude oil or a residual fraction thereof, having a specific gravity greater than about 0.934, to moderate viscosity reduction, to form an amount of less than about 15% gasoline, and to subjecting the product, the viscosity of which has been reduced, to the action of a destructive hydrogenation or hydrodesulphurization catalyst, at a pressure between 35 and 350 kg / cm2 (gauge pressure) and at a temperature of between 343 and 438 C approximately: The hydrogen / hydrocarbon ratio during this destructive hydrogenation is maintained at a value between approximately 28 and 566 standard cubic meters (i.e. measured under normal conditions of temperature and pressure ) per barrel of hydrocarburized charge.



   The residual feedstock used for the implementation of this process can consist of any crude oil having a density greater than approximately 0.934 or any residual fraction of the oils also having a density greater than approximately 0.934. There are a large number of crude oils which are very viscous and have a high asphaltic content, and the invention contemplates the processing of these crudes without the removal of

 <Desc / Clms Page number 4>

 any of their constituents when they have a density greater than about 0.934. However, most crudes have a lower density.

   With these crudes, it is desirable to remove any valuable constituents which they may contain in a conventional manner and to obtain a residual fraction having a density greater than about 0.934. This residual fraction can be prepared by atmospheric or vacuum distillation.



   The viscosity reduction operation can be any such operation known in the art.



   These viscosity reduction operations are usually performed by passing the charge through a heating coil, and by heating the oil to the thermal cracking temperature. The duration of the heating, the pressure and the heating temperature control the degree of thermal cracking or conversion resulting in lower boiling constituents, such as gasoline. In general, the temperature can be between 454 and 524 C approximately, the heating time ranging between 250 and 1000 seconds, while the pressure is between 3.5 and 420 kg / cm2 approximately (gauge pressure). The conditions are chosen such that a moderate degree of cracking is obtained, that is to say so as to form less than 15% gasoline.



   It is advantageous to form between 1 and 15% gasoline approximately and preferably between 5 and 12% gasoline. Viscosity reduction processes are described in well known literature and may be referred to for further details relating to this operation. One can consult, for example, the work of Sachanan, entitled "Conversion of Petroleum", second edition, Reinhold Publishing Corporation, 1948, pages 252-254.



   After the viscosity reduction, the product is preferably subjected to distillation to remove the constituents.

 <Desc / Clms Page number 5>

 at low boiling point. According to this method, it is preferable to remove all of the gasoline and lower boiling point constituents formed during the viscosity reduction phase. However, this removal is not necessary as all of the material whose viscosity has been reduced can be subjected, if desired, to subsequent destructive hydrogenation. In the case of feeds containing sulfur, this operation is advantageous since the low boiling point constituents which contain sulfur are also to be desulfurized during the subsequent destructive hydrogenation.



   The residual charge, the visocity of which has been reduced, is brought into contact with hydrogen in the presence of a catalyst such as an oxide or sulphide of a metal from the left column of group VI of the Periodic Table of the Elements . Likewise, metals of the iron group, their oxides and their sulphides can be used as catalysts. These Group VI and Iron Group catalysts can be mixed with each other. For example, an advantageous mixture is formed by the combination of oxides or sulphides of cobalt and molybdenum. Another advantageous mixture is formed by the combination of oxides or sulphides of nickel and tungsten. These catalysts are deposited on a porous substrate. Suitable cataluseus supports here are activated alumina, pumice stone, silica-alumina cracking catalyst, etc.

   During the destructive hydrogenation, the pressure can be maintained between about 35 and 350 kg / cm2 and is preferably between about 70 and 140 kg / cm2.



  The temperature may be between 343 and 437 C. A space velocity (relative hourly volumetric flow rate) of between 0.2 and 10.0 volumes of feed per hour per volume of catalyst can be used. As will be understood later, the combination of a moderate viscosity reduction

 <Desc / Clms Page number 6>

 with rather severe hydrodesulphurization has significant advantages in that the amount of coke deposited during hydrodesulphurization is markedly reduced compared to an extensive hydrodesulphurization to the same degree, applied to a feed formed by a straight-run fraction or to a more severe viscosity reduction filler.

   For this reason, it is preferable to use relatively severe temperature conditions, between 399 and 421 C, with a space velocity (relative hourly volumetric flow rate) between approximately 0.5 and 4.0 for the hydrogenation. destructive or hydrodesulfurization. Hydrogen is present during the reaction in a ratio between 28 and 566 m3 standard (measured under normal conditions of temperature and pressure) and preferably between 57 and 283 m3 standard per barrel of residual charge whose viscosity has been reduced and which has been deasphalted.



   A preferred embodiment of destructive hydrogenation or hydrodesulfurization as indicated above is to use a pressure of about 70 kg / cm2. This pressure is a moderate pressure compared to the pressures used heretofore for destructive hydrogenation. As a result, the cost of the equipment is considerably lower than that of the destructive hydrogenation equipment used heretofore. According to a variant, the operation forming the subject of the invention can be carried out using a pressure of between 140 and 245 kg / cm2, in order to obtain a more thorough conversion into a product which constitutes an excellent feed for cracking. catalytic. These pressures are still moderate compared to those used heretofore for destructive hydrogenation.

   Hence, this conversion to catalytic cracking feed is accomplished without using the relatively high pressures employed for destructive hydrogenation according to the prior art.

 <Desc / Clms Page number 7>

 



  However, it is possible to obtain high yields of fuel oils of improved quality, especially low sulfur content, by carrying out the hydrogenation treatment at any pressure between 35 and 350 kg / cm2.



   The following example, given without limitation, shows the advantages that can be obtained by operating according to the invention.



    EXAMPLE
A vacuum distillation residue obtained from a mixture of crude oils from Kuwait and Venezuela, having the properties indicated in Table I, is brought into contact with hydrogen, in the presence of a nickel-cobalt catalyst. -molybdenum deposited on alumina, under the conditions indicated in columns 1 and 2 of Table II.



  The results obtained are shown in columns 1 and 2 of this Table II.



   TABLE I
 EMI7.1
 
<tb>
<tb> Density <SEP> 1.203
<tb> Viscosity: <SEP> SUV, <SEP> Sec
<tb>
 
 EMI7.2
 54C mistletoe. 625
 EMI7.3
 
<tb>
<tb> 99 C <SEP> 8.621
<tb> Sulfur: <SEP>% <SEP> 4.2
<tb> Nitrogen: <SEP>% <SEP> 0.47
<tb> Carbonaceous <SEP> residue: <SEP>% <SEP> 19.7
<tb> Insolubles <SEP> in <SEP> the <SEP> n <SEP> pentane:% <SEP> 14.9
<tb> Insolubles <SEP> in <SEP> the <SEP> benzene: <SEP>% <SEP> 0.01
<tb> Vanadium <SEP>: <SEP> PPM <SEP> 136
<tb> Nickel: <SEP> PPM <SEP> '-. <SEP> 40.1
<tb>
 

 <Desc / Clms Page number 8>

 TABLE II
 EMI8.1
 
<tb>
<tb> Column <SEP> n * <SEP> 1 <SEP> 2
<tb> Conditions:
<tb>
 
 EMI8.2
 Pressure m2.noméo: kg / cm2 70 70
 EMI8.3
 
<tb>
<tb> Temperature: <SEP> C <SEP> 399 <SEP> 421
<tb> Hydrogen flow <SEP> <SEP>: <SEP> cubes
<tb> standard <SEP> by <SEP> barrel <SEP> 238 <SEP> 218
<tb> Spatial <SEP> speed:

   <SEP> vol.H / vol. <SEP> 0.52 <SEP> 0.50
<tb> Flow <SEP> of <SEP> passage: <SEP> Vol / vol. <SEP> 41.4 <SEP> 40
<tb> Duration <SEP> of <SEP> test <SEP>: <SEP> hours <SEP> 80 <SEP> 80
<tb> Distribution <SEP>:
<tb> Percentage <SEP> in <SEP> weight <SEP> of <SEP> the <SEP> load
<tb> Gas <SEP> C1-C3 <SEP> 1.6 <SEP> 2.9
<tb> C4 <SEP> and <SEP> C5 <SEP> in <SEP> the <SEP> gases <SEP> 0.3 <SEP> 1.5
<tb> Product <SEP> liquid <SEP> total <SEP> 93.4 <SEP> 91.3
<tb> Sulfur <SEP> removed <SEP> 3.1 <SEP> 3.6
<tb> Carbon <SEP> 0.4 <SEP> 0.6
<tb> Total <SEP> 98.8 <SEP> 99.9
<tb> Carbon <SEP>:

   <SEP> Percentage <SEP> in <SEP> weight <SEP> of the <SEP> catalyst
<tb> 20.4 <SEP> 31.5
<tb> Hydrogen <SEP> consumption <SEP> in <SEP> cubic <SEP> meters
<tb> Standard <SEP> per <SEP> barrel <SEP> 23.7 <SEP> 25.5
<tb> Percentage <SEP> in <SEP> weight <SEP> of <SEP> the <SEP> load <SEP> 1.3 <SEP> 1.4
<tb> <SEP> properties of the <SEP> product <SEP> liquid
<tb> Density <SEP> 0.956 <SEP> 0.922
<tb> Viscosity <SEP>: <SEP> SUV, <SEP> Sec.
<tb>



  38 C <SEP> 3836 <SEP> 207
<tb> 54 C <SEP> 1170 <SEP> 104
<tb> 99 C
<tb> Sulfur:% <SEP> 1, <SEP> 23 <SEP> 0.65
<tb> Nitrogen: <SEP>% <SEP> 0.20 <SEP> 0.36
<tb> Carbonaceous <SEP> residue: <SEP>% <SEP> 12.2 <SEP> 8.8
<tb> Insolubles <SEP> in <SEP> the <SEP> n-pentane:% <SEP> 6.4 '<SEP> 5.6
<tb> Insolubles <SEP> in <SEP> the <SEP> benzene: <SEP>% <SEP> 0.15 <SEP> 0.52
<tb> Vanadium <SEP>: <SEP> PPM <SEP> 36.5 <SEP> 17.9
<tb> Nickel <SEP>: <SEP> PPM <SEP> 17.4 <SEP> 12.9
<tb> Point <SEP> of <SEP> freezing <SEP>:

   C <SEP> - <SEP> 6.7
<tb>
 

 <Desc / Clms Page number 9>

 TABLE II (continued)
 EMI9.1
 
<tb>
<tb> Column <SEP> n <SEP> 1 <SEP> 2
<tb>
 
 EMI9.2
 Gasoline (PEI-204-C)
 EMI9.3
 
<tb>
<tb> Yield <SEP>: <SEP> Percentage <SEP> in <SEP> volume
<tb> from <SEP> the <SEP> load <SEP> 5.4 <SEP> 10.4
<tb> <SEP> properties:
<tb> Density <SEP>: <SEP> 0.763 <SEP> 0.737
<tb> Sulfur:% <SEP> 0.184-Type <SEP> of hydrocarbon; <SEP> Percentage <SEP> in
<tb> volume
<tb> Body <SEP> aromatics <SEP> 16.8
<tb> Olefins <SEP> 4.7
<tb> Raraffins <SEP> 55.0
<tb> Naphthenes <SEP> 20.3 <SEP> # <SEP>
<tb> Dicycloparaffins <SEP> 3.2
<tb>
 
 EMI9.4
 Boiler oil (2040-3540C)
 EMI9.5
 
<tb>
<tb> Yield <SEP>:

   <SEP> Percentage <SEP> in <SEP> volume
<tb> from <SEP> the <SEP> load <SEP> 10.2 <SEP> 28.9
<tb> Properties:
<tb> Density <SEP> 0.868 <SEP> 0.853
<tb> Sulfur:% <SEP> 0.20
<tb> Nitrogen:% <SEP> 0.16
<tb> <SEP> type of hydrocarbon; <SEP> percentage <SEP> in <SEP> volume
<tb> Body <SEP> aromatic <SEP> 30.1 <SEP> -Olefins <SEP> 14.7
<tb> Saturated <SEP> products <SEP> 55.2 <SEP> - <SEP>
<tb> <SEP> index of <SEP> bromine <SEP> 8,2 <SEP> # <SEP>
<tb> Aniline <SEP> point, <SEP> C <SEP> 54.6 <SEP> -Heavy <SEP> fuel oil <SEP> (354 -438 C)
<tb> Yield: <SEP> Percentage <SEP> in <SEP> volume
<tb> from <SEP> the <SEP> load <SEP> 21.1 <SEP> 32.9
<tb> <SEP> properties:
<tb> Density: <SEP> 0.933 <SEP> 0.938
<tb> Viscosity <SEP> SUV, <SEP> Sec.
<tb>



  38 C <SEP> 486 <SEP> - <SEP>
<tb> 54 C <SEP> - <SEP> 156
<tb> 99 C <SEP> 56.3 <SEP> 1.4
<tb> Sulfur:% <SEP> 0.51 <SEP> 0.57
<tb> Nitrogen:% <SEP> 0.23 <SEP> 0.32
<tb> Carbonaceous <SEP> residue: <SEP>% <SEP> 0.59 <SEP> 0.28
<tb>
 
 EMI9.6
 Daniline point: C 72.7 77.2
 EMI9.7
 
<tb>
<tb> Vanadium <SEP>: PPM <SEP> 0.1 <SEP> 0.1
<tb> Nickel: <SEP> PPM <SEP> 0, <SEP> 2 <SEP> 0.1
<tb> Factor <SEP> K <SEP> 11.67 <SEP> Il.58
<tb>
 

 <Desc / Clms Page number 10>

 
The products obtained as described above are subjected to distillation at atmospheric pressure to remove the volatile products, in a conventional manner.



  The atmospheric residue thus obtained is then subjected to distillation to obtain a residue at 354 ° C. and a residue at 538 ° C. The properties of these residues obtained at 354 ° C. and 538 ° C. are shown in Table III below.



   TABLE III
 EMI10.1
 
<tb>
<tb> Residue <SEP> from <SEP> the <SEP> column <SEP> 1 <SEP> Residue <SEP> from <SEP> the <SEP> colon--.
<tb> ne2
<tb> of <SEP> table <SEP> II <SEP> of <SEP> table <SEP> II
<tb> Point <SEP> of <SEP> cut <SEP> of the
<tb> residue: <SEP> C <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538
<tb> Efficiency <SEP>: <SEP> percentage
<tb> in <SEP> volume <SEP> of <SEP> the <SEP> load <SEP> 84.6 <SEP> 63.5 <SEP> 62.3 <SEP> 29.4
<tb> Properties:
<tb> Density <SEP>: <SEP> 0.971 <SEP> 0.991 <SEP> 0.984 <SEP> 1.046
<tb> Viscosity: <SEP> SUV, <SEP> sec
<tb>
 
 EMI10.2
 38 C 35.099 ----- 10.006 ----- 540C ¯¯¯¯¯¯ ¯¯¯¯ .. ## <-. ¯¯¯¯¯
 EMI10.3
 
<tb>
<tb> 99 C <SEP> 492 <SEP> 1568 <SEP> 185 <SEP> 22,258
<tb> Freezing <SEP> point <SEP> <SEP> C <SEP> 16 <SEP> 24 <SEP> 32 <SEP> --- Sulfur, <SEP>% <SEP> 1.32 <SEP> 1 , 54 <SEP> 0.93 <SEP> 1.60
<tb> Nitrogen:

   <SEP>% <SEP> 0.49 <SEP> 0.41 <SEP> 0.44- <SEP> 0.716
<tb> Carbonaceous <SEP> residue: <SEP>% <SEP> 13.2 <SEP> 17.5 <SEP> 14.9 <SEP> 31.7
<tb> Insolubles <SEP> in <SEP> on
<tb> n-pentane <SEP>: <SEP>% <SEP> 8.1 <SEP> 12.7 <SEP> 9.5 <SEP> ----
<tb>.
<tb>



  Insoluble <SEP> in <SEP> on
<tb> benzene <SEP>: <SEP>% <SEP> 0.15 <SEP> 0.11 <SEP> 0.48 <SEP> 0.29
<tb> Vanadium <SEP>: <SEP> PPM <SEP> 40.0 <SEP> 57.2 <SEP> 17.6 <SEP> 44.5
<tb> Nickel <SEP>: <SEP> PPM <SEP> 19.8 <SEP> 26.0 <SEP> 15.3 <SEP> 35.9
<tb>
 A residue obtained by vacuum distillation from a mixture of crude oils from Kuwait and Venezuela, having the properties shown in Table IV, is subjected to a reduction in viscosity in three different degrees of severity, to form gasoline in quantities representing respectively: 3%, 11.8% and 20.5%.



  After the gasoline has been removed, part of the residue from each viscosity reduction operation is brought into contact with the same nickel-cobalt-molybdenum catalyst

 <Desc / Clms Page number 11>

 mentioned above, in the presence of hydrogen, according to three different degrees of severity (temperature 371, 399 and 421 C) and under the conditions indicated in Table V.



  The results of the viscosity reduction operations, as well as those of the hydrogen treatments, are shown in Table V.



   TABLE IV
 EMI11.1
 
<tb>
<tb> Density <SEP> 1.022
<tb> Viscosity <SEP>: <SEP> SUV, <SEP> sec.
<tb>



  38 C <SEP> 320. <SEP> 522
<tb> 99 C <SEP> 1.435
<tb>
<tb> Sulfur <SEP>: <SEP>% <SEP> 4.61
<tb> Nitrogen: <SEP>% <SEP> 0.62
<tb> Carbonaceous <SEP> residue:% <SEP> 23.3
<tb> Insolubles <SEP> in <SEP> the <SEP> n-pentane;% <SEP> 18.1
<tb> Insolubles <SEP> in <SEP> the <SEP> benzene <SEP>: <SEP>% 0.01
<tb> Vanadium <SEP>: <SEP> PPM <SEP> 155
<tb> Nickel <SEP>:

   <SEP> PPM <SEP> 44.4
<tb>
   . A portion of each of these three products, the viscosity of which has been reduced, is also subjected to distillation, to give residues at 354 and 538 C. The products from each of the aforementioned hydrogen treatments are also subjected to distillation. under similar conditions, to give residues at 354 and 538 ° C. The properties of these residues are shown in Table VI.

 <Desc / Clms Page number 12>

      
 EMI12.1
 



  ''] .. "TA13LEAU'V '.
 EMI12.2
 
<tb>



  Column <SEP> does not <SEP>. <SEP> 1 <SEP> 2 <SEP> 3 <SEP> 4 <SEP> (load) <SEP> 5 <SEP> 6 <SEP> 7 <SEP> (load) <SEP> 8 <SEP>
<tb> @ <SEP> (<SEP> load) <SEP> (<SEP> load) <SEP> (load)
<tb>
 
 EMI12.3
 Hvdrodesulfurization conditions tar ne tar ne tar ne Manometric pressure: kg / cm2. containing - -70- containing containing no gasoline - no gasoline no gasoline. 'Temperature ce from 371 399 421 from 399 421 ce from 399
 EMI12.4
 
<tb> Hydrogen flow <SEP>: cubic meters <SEP> <SEP> of a <SEP> phase <SEP> of a <SEP> phase <SEP> of a <SEP> phase
<tb> standard <SEP> by <SEP> barrel <SEP> of <SEP> reduction <SEP> 226 <SEP> of <SEP> reduction <SEP> 226 <SEP> of <SEP> reduction
<tb>
 
 EMI12.5
 Space velocity: viscosity viscosity viscosity Space velocity:

   at 468 C at 493 C 'l 5160C V / V / 11 (3% essen- 0.5 (11.8% es- 0.5 (20.5% es- 0.49
 EMI12.6
 
<tb> Passage <SEP> <SEP> flow: <SEP> vol / vol. <SEP> this <SEP> eliminated) <SEP> sence <SEP> eliminated) <SEP> sence <SEP> eliminated
<tb> - <SEP> 40 <SEP> - <SEP> - <SEP> 40 <SEP> 39.1
<tb> mined)
<tb> Duration <SEP> of <SEP> test <SEP>: <SEP> hours <SEP> - <SEP> 80 <SEP> - <SEP> - <SEP> 80 <SEP> 80
<tb> Yields:

   <SEP> percentage <SEP> in <SEP> weight <SEP> of
<tb> the <SEP> load
<tb> Caz <SEP> C1-C3 <SEP> 0.5 <SEP> 1.2 <SEP> 3.1 <SEP> 1.7 <SEP> 2.9 <SEP> 2.1
<tb> C4 <SEP> and <SEP> C5 <SEP> in <SEP> the <SEP> gases <SEP> 0.0 <SEP> 0.3 <SEP> 1.2 <SEP> 0.3 <SEP > 1.4 <SEP> 0
<tb> Product <SEP> liquid <SEP> total <SEP> 98.2 <SEP> 92.6 <SEP> 89.1 <SEP> 92.5 <SEP> 87.8 <SEP> 91.0
<tb> Sulfur <SEP> removed <SEP> 2.7 <SEP> 3.5 <SEP> 3.8 <SEP> 3.7 <SEP> 3.4 <SEP> 3.8
<tb> Carbon <SEP> 0.3 <SEP> 0.4
<tb> Carbon <SEP> 0.3 <SEP> 0.3 <SEP> 0.4 <SEP> 0.4 <SEP> 0.3 <SEP> 0.6
<tb> Total <SEP> 101.7 <SEP> 97.9 <SEP> 97.6 <SEP> 98.6 <SEP> 95.8 <SEP> 97.2
<tb> Carbon <SEP>:

   <SEP> percentage <SEP> in <SEP> weight <SEP> of the
<tb>
 
 EMI12.7
 catalyst z 20.219.9 21.5 ¯ 17.2 32.1 Hydrogen consumption in standard cubic meters per barrel 9> 1 2Q> 9 22> 1 2Oj9 24 19.0

 <Desc / Clms Page number 13>

   ,. ¯ TABLE V (continued)
 EMI13.1
 
<tb> (load) <SEP> (load) <SEP> (load)
<tb> <SEP> properties of <SEP> product <SEP> liquid <SEP> ####
<tb> Viscosity <SEP> SUV, <SEP> sec. <SEP> 1.022 <SEP> 0.981 <SEP> 0.959 <SEP> 0.934 <SEP> 1.030 <SEP> 0.965 <SEP> 0.942 <SEP> 1.042 <SEP> 0.985
<tb>
 
 EMI13.2
 SUV viscosity, sec.



  38ec 320.522 15.878 2.099 188 - (a) 1.816 216 1.881 54 C --- 3.575 - 92.5 29.385 68.2 - 88 4g 661 99ec 1.435 319 - 1.060 - - 14.324 -Sulfur, 4.61 le99 1.15 0.93 4.39 1.29 1.10 5.11 1.48 Nitrogen:% 0.62 0.43 0.40 0.38 0.51 0.43 ifs- lis 0.49 Carbon residue % 23.3 1518 14.0 10.8 24.15.4 12.5 28.7 18.4 Insolubles in n-pentane:% "1%, 17 - 14 22.8 11.3 8 9 28 15.4 Insolubles in benzene: 0.01 0.17 0.19 1.47 0.7 1.18 5.93 2.63 Vanadium PPM H- A6 ', 51.8 Oc'57 16807 62; i8 # 93 6.



  Vanadium PPM z4 bzz in bzz 168 bzz 29.8 189 S, Nickel; freezing: .c, - 44.4 24.6 20.4 14.9 45.3 25.3 17.5 52.1 28.6 Sediment by extraction:% 0.03 15 1.31
 EMI13.3
 
<tb> Gasoline <SEP> (PEI-204 C) - <SEP> 0.03 <SEP> 1.31
<tb> Yield <SEP>: <SEP> Percentage <SEP> in <SEP> volume
<tb> of <SEP> the <SEP> charge <SEP> of hydrodesulfurization <SEP> 0.8 <SEP> 2.4 <SEP> 2.3 <SEP> 13.0 <SEP> 0.0 <SEP> 4 , 1 <SEP> 11.7 <SEP> 0.0 <SEP> 4.4
<tb> <SEP> properties:
<tb> Density <SEP> 0.790 <SEP> - <SEP> 0.742 <SEP> 0.751 (b) <SEP> 0.767 <SEP> 0.766 <SEP> 0.745 <SEP> 0.80;
<tb> <SEP> type of hydrocarbon: <SEP> percentage <SEP> 1.10 <SEP> - <SEP> 0.192 <SEP> 0.83 <SEP> 0.15
<tb> in <SEP> vol. <SEP>:

   <SEP>
<tb> 'Aromatic <SEP> body <SEP> ini <SEP> @
<tb> Olefins <SEP> - <SEP> - <SEP> 10.1 <SEP> 17.9 <SEP> 10.9 <SEP> 22.7 <SEP> 19.2 <SEP> 9.8 <SEP> 35.1
<tb> Paraffins <SEP> 5.8 <SEP> 9.0 <SEP> 39.8 <SEP> 4.3 <SEP> 5.2 <SEP> 46.4 <SEP> 35.1
<tb> Paraffins <SEP> - <SEP> 83.8 (c) <SEP> 49.9 <SEP> 37.0 <SEP> 45.4 <SEP> 49.6 <SEP> 32.7 <SEP > 36.7
<tb> Dicycloparaffins <SEP> - <SEP> - <SEP> 21.4 <SEP> 11.8 <SEP> 26.7 <SEP> 23.3 <SEP> 11.1 <SEP> 20.7
<tb> Dicycloparaffins <SEP> 1.8 <SEP> 0.5 <SEP> 0.9 <SEP> 2.7
<tb>
 
 EMI13.4
 Cyclical products - - 1'8 23.2 50.3 2.7 20.9 4.3
 EMI13.5
 
<tb> 23.2 <SEP> 50.3 <SEP> 20.9 <SEP> 59.0
<tb>
   (a) SFV at 50 C = 5204 seconds
 EMI13.6
 (b) Gasoline from the viscosity reduction apparatus, not subjected to hydrodesulfurization.

 <Desc / Clms Page number 14>

 



    TABLE V (continued)
 EMI14.1
 
<tb> Column <SEP> n <SEP> 1 <SEP> 2 <SEP> 3 <SEP> 4 <SEP> 5 <SEP> 6 <SEP> 7 <SEP> 8 <SEP> 9
<tb> (load) <SEP> (load) <SEP> (load)
<tb> oil <SEP> for <SEP> boilers <SEP> (204 -
<tb> 354 C) <SEP> Efficiency <SEP>: <SEP> percenta-
<tb>) ge <SEP> by <SEP> volume <SEP> of <SEP> hydrodesulfurization <SEP> feed <SEP> 7.4 <SEP> 11.4 <SEP> 18.9 <SEP> 28, 2 <SEP> 9.9 <SEP> 20.2 <SEP> 28.5 <SEP> 18.7 <SEP> 24.6
<tb> Properties:
<tb>;

   <SEP> Density <SEP> 0.870 <SEP> - <SEP> 0.856 <SEP> - <SEP> 0.864 <SEP> 0.863 <SEP> 0.869 <SEP> 0.876 <SEP> 0.870
<tb> Sulfur.% <SEP> 2.68 <SEP> - <SEP> 0,., 12 <SEP> 0.28 <SEP> 2.39 <SEP> 0.14 <SEP> 0.20 < SEP> 2.59 <SEP> 0.12
<tb> Nitrogen:% <SEP> 0.046 <SEP> - <SEP> 0.12 <SEP> 0.12 <SEP> 0.036 <SEP> 0.11 <SEP> 0.12 <SEP> 0.052 <SEP> 0.11
<tb> <SEP> type of hydrocarbon.percentage
<tb> in <SEP> volume
<tb> Aromatic <SEP> body <SEP> 31.3 <SEP> - <SEP> 30.5 <SEP> 37.3 <SEP> 33.7 <SEP> 32.3 <SEP> 32.7 < SEP> 37.6 <SEP> 22.6
<tb> Olefins <SEP> 27.7 <SEP> - <SEP> 12.6 <SEP> 6, b <SEP> 29.0 <SEP> 11.3 <SEP> 9.2 <SEP> 29, 2 <SEP> 3.6
<tb> Saturated <SEP> products <SEP> 41.0 <SEP> - <SEP> 56.9 <SEP> 56, <SEP> 37.3 <SEP> 56.4 <SEP> 58.1 <SEP > 33.2 <SEP> 73.8
<tb> <SEP> index of <SEP> bromine <SEP> 31.7 <SEP> - <SEP> 13.3 <SEP> 5.0 <SEP> 50.2 <SEP> 3.9.

   <SEP> 4.1 <SEP> 38.4 <SEP> 7.7
<tb> Aniline <SEP> point: <SEP> C <SEP> 55.2 <SEP> - <SEP> 53.2 <SEP> 55.1 <SEP> 54.3 <SEP> 53.8 <SEP> 54.1 <SEP> 50.1 <SEP> 53.8
<tb> Heavy fuel <SEP> <SEP> (354 -538 C)
<tb> Yields: <SEP> Percentage <SEP> in <SEP> volume
<tb> of <SEP> hydrodesulfurization <SEP> feed <SEP> 12.1 <SEP> - <SEP> 32.1 <SEP> 36.4 <SEP> .22.1 <SEP> 31.4 <SEP> 33.6 <SEP> 26.4 <SEP> 33.9
<tb> Properties:
<tb> Density <SEP> 0.937 <SEP> - <SEP> 0.933 <SEP> 0.941 <SEP> 0.937 <SEP> 0.931 <SEP> 0.944 <SEP> 0.954 <SEP> 0.951
<tb> Viscosity <SEP> SUV, <SEP> Sec;
<tb> 38 C <SEP> @ <SEP> 213 <SEP> 194 <SEP> - <SEP> 317 <SEP> 274 <SEP> - <SEP> 258 <SEP> 346
<tb> 54 C <SEP> - <SEP> - <SEP> - <SEP> 140 <SEP> - <SEP> - <SEP> 131 <SEP> -
<tb> 99'C <SEP> 45.2 <SEP> - <SEP> 55.8 <SEP> 49.7 <SEP> 42.7 <SEP> 48.1 <SEP> 48.5 <SEP> 47.0 <SEP> 50.9
<tb> Sulfur:

  % <SEP> 3.57 <SEP> - <SEP> 0.47 <SEP> 0.67 <SEP> 3.35 <SEP> 0.51 <SEP> 0.68 <SEP> 3.68 <SEP > 0.88
<tb> Nitrogen:% <SEP> 0.272 <SEP> - <SEP> 0.27 <SEP> 0.33 <SEP> 0.121 <SEP> 0.23 <SEP> 0.32 <SEP> 0.25 < SEP> 0.32
<tb> Carbonaceous <SEP> residue: <SEP>% <SEP> 0.26 <SEP> - <SEP> 0.53 <SEP> 0.52 <SEP> 0.46 <SEP> 0.13 <SEP > 0.26 <SEP> 0.82 <SEP> 0.45
<tb> Aniline <SEP> point: <SEP> C <SEP> 65.1 <SEP> - <SEP> 74.5 <SEP> 75.5 <SEP> 63.5 <SEP> 69.8 <SEP> 72.3 <SEP> 62.1 <SEP> 66.2
<tb> Vanadium <SEP>: PPM <SEP> - <SEP> - <SEP> 0.1 <SEP> 0.1 <SEP> 0.2 <SEP> 0.1 <SEP> <<SEP> 0.1 <SEP> 0.1 <SEP> <<SEP> 0.1
<tb> Nickel <SEP>:

   <SEP> PPM <SEP> - <SEP> - <SEP> 0.3 <SEP> 0.1 <SEP> 0.5 <SEP> 0.1 <SEP> 0.1 <SEP> 0.6 <SEP> 0.4
<tb> Factor <SEP> K <SEP> @ <SEP> 11.46 <SEP> - <SEP> 11.66 <SEP> 11.48 <SEP> 11.42 <SEP> 11.60 <SEP> 11.43 <SEP> 11.28 <SEP> 11.47
<tb>
<tb>
 

 <Desc / Clms Page number 15>

   TABLE VI
 EMI15.1
 
<tb> Source <SEP> of <SEP> residue <SEP> Column <SEP> 1 <SEP> Column <SEP> 2 <SEP> Column <SEP> 3 <SEP> Column <SEP> Column
<tb> Table <SEP> V <SEP> Table <SEP> V <SEP> Table <SEP> V <SEP> Table <SEP> V <SEP> Table <SEP> V <SEP>
<tb>
 
 EMI15.2
 Cut point of the residue: # # # # # ¯¯¯¯¯ ¯ #
 EMI15.3
 
<tb> C <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538
<tb> Yield:

   <SEP> percentage <SEP> 354
<tb> in <SEP> volume <SEP> of <SEP> the <SEP> load
<tb>
 
 EMI15.4
 hydrodesulfurization 91.6 77.0 88.6 --- 77 45.4 56.6 20.2 90.1 68.0; Properties: ?? '5 45'4 2> 2 90 ,! 68.0: Density: SUV, Sec. 1.038 1.090 (d). 1000 # 0.989 1.024 0.991 l, III (d) 1.080 1.083 (d) Viscosity SUV, Sec.



  38 C 322.584 --- 17.065 37.091 7.225 54C ¯¯¯ 17J.O6S 37.091 # 7.225 # --- Point freezing 5.083 20.279 l # 5fa --- 405 5.941 146 t3SOri (e) 4.526 35.112
 EMI15.5
 
<tb> Freezing <SEP> point <SEP> <SEP> C <SEP> 43 <SEP> 46 <SEP> 27 <SEP> --- <SEP> 10 <SEP> 46 <SEP> 27 <SEP> - - <SEP> 35 <SEP> 46
<tb> sulfur: <SEP>% <SEP> 4.57 <SEP> 4.76 <SEP> 2.16 <SEP> --- <SEP> 1.56 <SEP> 1.82 <SEP> 1, 11 <SEP> 1.94 <SEP> 4.88 <SEP> 5.14
<tb>
 
 EMI15.6
 Nitrogen: 0.5 0 0.55 0.62 --- 0.45 0.775 0.52 0.81 0.55 0.65 Carbon residue:% 25.8 28.2 18.1 --- 15.6 27.4 15.5 41.2 26.8 35.9 Insolubles in npentane: 210 2ÇQ Ic Insolubles in 21.0 25.9 13.5 --- Il, 3 19.4 15.4 42 , 5 24.9 38.1% Insoluble in 0.11 0.06 0.09 --- 0.17 0.67 0.44 1.68 0.26 0.21 Nickel a PPM 174 199 78.9 60.0 93.3 21.1 73.1 163.2 224.3 Nickel:

   : PPM 46, 5 2, 0 27, 4 --- 24, 41.5 14.5 45, S si'l 65.5 Sediment by extraction: '24'6 41'5 14.5 45.5 51, 1655 percent 0.019 ¯¯- ¯¯¯ - "- ¯¯¯ ¯¯¯ 0.015 --- --- ¯- (d) a solid state density, 25/25 C.



  Have S-14 (e) = outside the scope of the test

 <Desc / Clms Page number 16>

   TABLE VI (continued) @
 EMI16.1
 
<tb> Source <SEP> of <SEP> residue <SEP> Column <SEP> 6 <SEP> Column <SEP> 7 <SEP> Column <SEP> 8 <SEP> Column <SEP> 9
<tb> Table <SEP> V <SEP> Table <SEP> V <SEP> Table <SEP> V <SEP> Table <SEP> V
<tb> Point <SEP> of <SEP> cuts <SEP> of <SEP> residue <SEP> * C <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 <SEP> 354 <SEP> 538 < SEP> 354 <SEP> 538
<tb> Yield <SEP>:

   <SEP> percentage <SEP> in <SEP>. <SEP>, <SEP>
<tb> <SEP> volume of <SEP> the <SEP> load <SEP> @
Hydrodesulphurization <tb> <SEP> 74.4 <SEP> 43.0 <SEP> 56.2 <SEP> 22.6 <SEP> 81.3 <SEP> 55.2 <SEP> 67.8 <SEP > 33.9 <SEP> @
<tb> Properties:
<tb> Density <SEP> 1.003 <SEP> 1.057 <SEP> 1.002 <SEP> 1.096 (d) <SEP> 1.09Q <SEP> 1.147 (d) <SEP> 1.034 <SEP> 1.112 (d)
<tb> Viscosity <SEP> SUV, <SEP> Sec. <SEP> @
<tb>
 
 EMI16.2
 38.c SUV, Sec. ## # 15,818 --- --- 339,464 --¯ 54 C --- --- --- --- --- --- -
 EMI16.3
 
<tb> 54 C <SEP> 520 <SEP> 25,040 <SEP> 182 <SEP> BSOM (e) <SEP> 63,424 --- <SEP> 893 <SEP> --Point <SEP> of <SEP> freezing < SEP> C <SEP> 21 <SEP> 46 <SEP> 21 <SEP> --- <SEP> --- <SEP> 48 <SEP> 24 <SEP> 46
<tb> Sulfur: <SEP>% <SEP> 1.37 <SEP> 1.85 <SEP> 1.20 <SEP> 1.96 <SEP> 5.22 <SEP> 5.97 <SEP> 1, 69 <SEP> 2.41
<tb> Nitrogen <SEP>:

   <SEP>% <SEP> 0.51 <SEP> 0.63 <SEP> 0.55 <SEP> 0.82 <SEP> 0.65 <SEP> 0.86 <SEP> 0.61 <SEP> 0 , 86
<tb> Carbonaceous <SEP> residue: <SEP>% <SEP> 18.1 <SEP> 32.0 <SEP> 19.3 <SEP> 43.6 <SEP> 34.4 <SEP> 47.6 < SEP> 24.9 <SEP> 46.2
<tb> Insolubles <SEP> in <SEP> the <SEP> n-pentane:% <SEP> 15.0 <SEP> 26.7 <SEP> 20.3 <SEP> 44.8 <SEP> 38.9 <SEP> 53.9 <SEP> 7.6 <SEP> 45.1
<tb> Insolubles <SEP> in <SEP> the <SEP> benzene:% <SEP> 0.18 <SEP> 0.57 <SEP> 0.32 <SEP> 1.47 <SEP> 6.75 <SEP > 7.71 <SEP> 1.74 <SEP> 2.13
<tb> Vanadium <SEP>: PPM <SEP> 68.3 <SEP> 123 <SEP> 27.4 <SEP> 75.8 <SEP> 231 <SEP> 313 <SEP> 78.9 <SEP> 139
<tb> Nickel <SEP>: <SEP> PPM <SEP>. <SEP> 29.3 <SEP> 47.9 <SEP> 19.2 <SEP> 49.5 <SEP> 59.6 <SEP> 87.2 <SEP> 35.4 <SEP> 63.4
<tb> Sediment <SEP> by <SEP> extraction <SEP>:

   <SEP>
<tb>
 
 EMI16.4
 percentage .- # - # 0.55 ¯¯¯ ¯¯¯ ¯¯¯ -¯¯
 EMI16.5
 
<tb>
<tb>
   (d) solid state density 25/25 C (e) outside the scope of the test

 <Desc / Clms Page number 17>

 
The foregoing data shows that the invention provides high yields of gasoline, boiler oil and No. 6 fuel oil having low sulfur content. These data also show that the invention provides a high yield of distillates and a low yield of No. 6 fuel oil and coke when compared to other processes.

   For example, it will be noted on examination of the foregoing data that, in the case of a reduction in viscosity followed by hydrodesulfurization or destructive hydrogenation under more severe conditions, corresponding to a temperature ranging from 399 at 42L * C, no increase in coke formation occurs.



  This should be compared with the noticeable increase in coke deposit which is obtained when a feed which has undergone a severe reduction in viscosity is subjected to hydrodesulfurization at 399 ° C. (column 9 of Table V). This result will also be compared with Table II, in which the deposit of coke from a straight-run feed increases considerably for a temperature rise from 3990 to 421 C. Research has also shown that the temperature The amount of cyclic products obtained with this process is higher than that provided by other known processes.



   The term "barrel" as used herein denotes an amount corresponding to 159 liters.



   Modifications can be made to the embodiments described, in the field of technical equivalences, without departing from the invention. j
CLAIMS.

** ATTENTION ** end of DESC field can contain start of CLMS **.
Claims

1.- Process for the treatment of heavy hydrocarbons, characterized in that a hydrocarbon feed formed by a reduced crude oil or a crude oil which has undergone distillation, having a density greater than 0.934, is subjected to a moderate reduction in viscosity ¯our produce less <Desc / Clms Page number 18> 20% gasoline, and in that at least the non-gasoline fraction of the viscosity-reduced material is subjected to a treatment with hydrogen in the presence of a destructive hydrogenation catalyst , under a pressure of between 35 and 350 kg / cm2 approximately, at a temperature of between 343 and 438 * C, with a space velocity (relative hourly volumetric flow rate) of between 0.2 and 10 approximately,
and with a hydrogen recycle flow rate of between 28 and 566 m 3 standard (measured under normal temperature and pressure conditions) approximately, per barrel of hydrocarbon feedstock having undergone the reduction in viscosity.
2. - Process according to claim 1, characterized in that the heavy hydrocarbon is treated so as to produce 1 to 15% gasoline and in that at least the fraction containing no gasoline is subjected to the material which has undergone the reduction in viscosity by treatment with hydrogen in the presence of a catalyst formed by oxides and sulphides of a metal from the left column of Group VI or of the iron group, under a pressure of within between 70 and 140 kg / cm2 approximately.
3. - Process according to claim 1, characterized in that the heavy hydrocarbon is treated so as to produce 1 to 15% gasoline, and in that at least the fraction not containing gasoline is subjected. of the material which has undergone the reduction in viscosity to a treatment with hydrogen in the presence of a catalyst selected from the group comprising the oxides and sulphides of the left column of group VI and of the iron group, under a pressure of between 140 and 245 kg / cm2 approximately.
4. A process according to claim 1, characterized in that the hydrocarbon is treated to produce 3 to 12% <Desc / Clms Page number 19> gasoline and in that at least the non-gasoline fraction of the material having undergone the reduction in viscosity is subjected to a treatment with hydrogen in the presence of a catalyst formed essentially by a mixture of a oxide and a sulphide of group VI with an oxide or sulphide of iron, cobalt or nickel, deposited on a porous support under a pressure of between 35 and 350 kg / cm2 approximately, at a temperature of between 399 and 42l * C approximately and with a space velocity (relative hourly volumetric flow rate) ranging from approximately 0.5 to 4.0.
5. A process according to claim 4, characterized in that the hydrocarbon is treated to give approximately 12% gasoline. 6. A process for the treatment of heavy hydrocarbons, in substance, as described above, notably in the example.