CN101068908B - 重质进料例如重质原油和蒸馏渣油转化的方法 - Google Patents

重质进料例如重质原油和蒸馏渣油转化的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN101068908B
CN101068908B CN200580041259XA CN200580041259A CN101068908B CN 101068908 B CN101068908 B CN 101068908B CN 200580041259X A CN200580041259X A CN 200580041259XA CN 200580041259 A CN200580041259 A CN 200580041259A CN 101068908 B CN101068908 B CN 101068908B
Authority
CN
China
Prior art keywords
section
hydrotreatment
sda1
diasphaltene
logistics
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN200580041259XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN101068908A (zh
Inventor
R·蒙塔纳里
M·玛奇昂纳
S·罗西
N·帕那里蒂
A·迪尔彼安科
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Snamprogetti Joint Stock Co Ltd
SnamProgetti SpA
Eni SpA
Original Assignee
Snamprogetti Joint Stock Co Ltd
Eni SpA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Snamprogetti Joint Stock Co Ltd, Eni SpA filed Critical Snamprogetti Joint Stock Co Ltd
Publication of CN101068908A publication Critical patent/CN101068908A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101068908B publication Critical patent/CN101068908B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only
    • C10G65/18—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only including only cracking steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
    • C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
    • C10G67/0454—Solvent desasphalting
    • C10G67/049—The hydrotreatment being a hydrocracking
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1033—Oil well production fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1077—Vacuum residues
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • C10G2300/206—Asphaltenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081—Recycling aspects
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/44—Solvents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/70—Catalyst aspects
    • C10G2300/706—Catalytic metal recovery

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Working-Up Tar And Pitch (AREA)

Abstract

通过联用至少以下三个的工艺单元：脱沥青(SDA1)单元、用淤浆相催化剂的加氢转化(HT1)单元、蒸馏或闪蒸(D)单元来转化重质进料的方法，所述的重质进料选自重质和超重质原油、蒸馏渣油、来自催化过程的“重油”、“热焦油”、来自“油砂”、不同性质煤的沥青和其它称为黑油的烃源高沸点进料，其特征包括以下阶段：将重质进料送入有溶剂存在的脱沥青段(SDA1)，得到两股物流：一股物流为脱沥青油(来自SDA1的DAO1)，另一股物流含有沥青质；将包括脱沥青油(来自SDA1的DAO1)的物流与适合的加氢催化剂混合，然后将如此制得的混合物送入加氢处理段(HT1)，并将氢气或含氢气和H2S的混合物送入；将来自脱沥青段(SDA1)的包括沥青质的物流与适合的加氢催化剂混合，然后将如此制得的混合物送入第二加氢处理段(HT2)，并将氢气或含氢气和H2S的混合物送入；将包含加氢处理段(HT1)反应产物和分散相催化剂的物流和包含第二加氢处理段(HT2)反应产物和分散相催化剂的物流都送入一个或多个蒸馏或闪蒸段(D)，将包含两个加氢处理反应(HT1和HT2)过程中所产生气体的最挥发馏分与蒸馏渣油(焦油)或闪蒸单元出来的液体分离；将含有分散相催化剂、具有进料脱金属过程产生的高含量金属硫化物且可能含有焦炭的蒸馏渣油(焦油)或闪蒸单元出来的液体送入有溶剂存在的第二脱沥青段(SDA2)，制得两股物流：一股物流包括脱沥青油(来自SDA2的DAO2)，而另一物流包括沥青质，除非有一些排放掉，否则将其一部分循环回加氢处理段(HT1)，而另一部分物流循环回第二加氢处理段(HT2)。

Description

重质进料例如重质原油和蒸馏渣油转化的方法 
描述
本发明涉及一种采用至少三个工艺单元：脱沥青单元、用分散相催化剂将原料加氢转化单元和蒸馏单元的重质进料转化的方法，这些重质进料中有重质和超重质原油、“油砂”沥青和蒸馏渣油。 
重质原油、“油砂”沥青和渣油转化生成液体产品的过程主要可用两种方法来实施：一是仅采用热法，而另一方法是加氢处理法。 
目前，因为热法涉及到副产物特别是象焦炭这样的副产物(其所得量甚至大于进料的30wt％)的处置和转化产品质量差的问题，所以研究工作主要侧重于加氢处理法。 
加氢法是在氢气和适合的催化剂存在下处理进料。 
现在工业化加氢法使用固定床反应器或沸腾床反应器，并使用通常由一种或多种负载在氧化硅/氧化铝(或等价材料)上的过渡金属(Mo、W、Ni、Co、Ru等)组成的催化剂。 
固定床技术在处理特别是含高百分数的醚原子、金属和沥青质的重质进料时有相当大的问题，因为所述的杂质使催化剂迅速失活。 
为了处理所述的进料，已开发出具有引人注目性能的沸腾床技术，但却复杂且费用高。 
用分散相催化剂操作的加氢处理技术可能对使用固定床或沸腾床技术出现的问题是一种有吸引力的解决方法。的确，淤浆法将进料方面充分灵活的优点与转化率和改质方面的高性能结合起来，至少原则上，从技术的观点来看会更加简单。 
淤浆技术的特征是存在平均直径很小且有效分散在介质中的催化剂颗粒物，由于这一点，加氢过程在反应器的每一个部分变得更容易和更快速。焦炭的生成量大大减少，而原料改质程度更高。 
催化剂可以足够小尺寸的粉末(US-4303664)或以可溶性前体 (US-5288681)形式送入。在所述的后一情况中，催化剂的活性形式(通常为金属硫化物)是通过将所用化合物在反应自身过程中或适当预处理后发生热分解而就地制成的(US-4470295)。 
构成分散相催化剂的金属通常为一种或多种过渡金属(优选Mo、W、Ni、Co或Ru)。钼和钨无疑地比镍、钴或钌甚至比钒或铁有更满意的性能(N.Panaritietal.，Appl.Catal.A：Gen.2000，204，203)。 
但是，分散催化剂的应用，即使解决了上述技术发现的主要问题时，仍存在一些主要与催化剂寿命和制得产品的质量有关的缺点。 
从经济观点和环境影响两方面考虑，所述催化剂的使用方式(前体的类型、浓度等)的确十分重要。 
在“单程式”工艺布局中，可使用低浓度(数百ppm)的催化剂，但在这样的情况下，产品的改质程度因此而不够高(N.Panaritietal.，Appl.Catal.A：Gen.2000，204，203 and 215)。通过使用很高活性的催化剂(例如钼)和更高催化剂浓度(数千ppm金属)进行操作，产品的质量得到提高，但必需要将催化剂循环。 
排出反应器的催化剂可通过用传统方法(例如沉降、离心分离或过滤法)从加氢处理所得产物(优选从反应器下游的蒸馏塔底部)中分离出来的方法进行回收(US-3240718、US-4762812)。可将一部分所述的催化剂不经进一步处理就循环回加氢过程中。但是，用已知的加氢处理法回收的催化剂的活性通常比新鲜催化剂低。因此，必须要有适当的再生阶段来恢复催化剂活性并将至少一部分所述催化剂循环回加氢处理反应器。并且，所述催化剂的回收方法是昂贵的，且从技术的观点看是极为复杂的。 
就转化过程的化学描述而言，引入稳定性概念是很有用的，对原油或渣油来说，该稳定性涉及其因操作条件变化或者原油和/或沥青质化学组成的变化而沉淀出其沥青质组分的倾向(不相容性)，接着用烃类馏分进行稀释或者通过裂化、加氢等方法进行化学转化。 
传统上，这些通过用碳数3-7的链烷烃进行处理，例如在规范 IP-143所述的标准条件下用正庚烷进行处理而从原油或渣油中沉淀出来的烃类被称为沥青质。 
定性地说，当混合物由软沥青或非沥青质组分的性质上具有很大特性差异的产物组成时，可以称为发生不相容性情况，如将石蜡族原油与芳族原油混合时的情况或者将沥青稀释油进行稀释时的情况(典型的情况是将来自减粘处理的焦油用低芳烃含量的柴油进行稀释)。 
在原油渣油、“油砂”沥青和重质或超重质原油的蒸馏转化过程中，最高转化率受限于产物渣油的稳定性。的确，所述的方法改善了油品和沥青质的化学性质，造成稳定性随改善程度的提高而逐步下降。超过某一极限，进料中的沥青质可发生相分离(或沉积)，从而引起生焦过程。 
从化学-物理观点出发，以下事实可解释相分离的出现：当进行转化反应时，沥青质相因脱烷基反应和缩合反应而变得越来越芳族化。 
所以，超过某一程度，沥青质就不再溶于软沥青相，也是因为后者同时会变得更加“石蜡族化”。 
所以，在热转化过程和/或催化转化过程中，为了获得最高转化率而又不出现生焦或结垢问题，控制重质进料稳定性的丧失是很重要的。 
在“单程式”方法中，最佳操作条件(主要是反应温度和停留时间)可简单地通过直接测量未转化渣油的方法(P值、热过滤试验、点滴试验等)由反应器流出物的稳定性数据来确定。 
所有述及的方法都能根据进料或所用技术的类型达到或高或低的转化率，但无论何种方法都会产生处于不稳定性边缘的我们称为焦油的未转化渣油，视具体情况，可为原料的30％到85％不等。所述的产物用于生产燃料油、沥青或可用作气化过程的原料。 
已提出了各种流程图，其中包括在或多或少的大份额焦油裂化单元中进行循环来提高渣油裂化过程的总转化率。 
在使用淤浆相中分散的催化剂的加氢转化法的情况下，焦油循环也能回收催化剂，因为在申请书IT-95A001095中其申请人描述了一种能使所回收的催化剂无需另外再生阶段就循环回加氢处理反应器，同 时在不生成渣油的条件下得到好品质产品(“零渣油精炼”)的方法。 
所述的方法包括以下阶段： 
·将重质原油或蒸馏渣油与适合的加氢催化剂混合，然后将制得的混合物送入加氢处理反应器并将氢气或含氢气和H2S的混合物送入； 
·将含有加氢处理反应产物和分散相催化剂的物流送入蒸馏区，分离出最挥发性馏分； 
·将蒸馏段得到的高沸点馏分送入脱沥青段，从而得到两股物流，一股物流由脱沥青油(DAO)组成，而另一股物流由沥青、分散相催化剂组成且可包含焦炭及富集来自原料的金属； 
·将至少60％、可以是80％的由沥青、分散相催化剂组成的且可包含高金属含量的焦炭的物流送入加氢处理段。 
在后续申请书IT-MI2001A001438中，所述申请人描述了与上述不同的工艺流程。 
本文所要求的联用下列三个工艺单元：用淤浆相催化剂的加氢转化(HT)单元、蒸馏或闪蒸(D)单元、脱沥青(SDA)单元的方法的特征是通过以下阶段对由新鲜原料和循环物流组成的混合物流进行三个单元的操作： 
·将至少一部分重质原料送入存在溶剂的脱沥青段(SDA)，制得两股物流，一股物流由脱沥青油(DAO)组成，另一股物流由沥青组成； 
·将沥青与适合的加氢催化剂且可与未送入脱沥青段的重质进料残留馏分进行混合，然后将得到的混合物送入加氢处理反应器(HT)，并将氢气或含氢气和H2S的混合物送入； 
·将含有加氢处理反应产物和分散相催化剂的物流送入一个或多个闪蒸蒸馏(D)段，从而使最挥发性馏分分离出来，其中包括加氢处理反应生成的气体； 
·将包含分散相催化剂、进料脱金属生成的高含量金属硫化物和可能包含有焦炭的蒸馏渣油(焦油)或闪蒸单元的液体流出物的至少60wt％送入脱沥青段。 
通过所述的工艺布置，可得到以下好处： 
·可蒸馏产物(常压和减压两个蒸馏过程得到的产物)和脱沥青油(DAO)的转化效率最大化，在大多数情况下可高于95％； 
·原料改质程度的最大化，即脱除现存毒物(金属、硫、氮、残炭)，焦炭生成量最少； 
·对烃类组分的性质(密度)和杂质含量不同的进料有最大的灵活性； 
·加氢催化剂无需再生就可全部循环。 
重质烃类进料通过溶剂脱沥青的处理能使传统上称为脱沥青油(DAO)和沥青质Cn(其中n表示脱沥青处理所用链烷烃的碳原子数，通常为3-6)的两种拟组分分离开来。 
我们惊奇地发现，用两个分开的不同条件下操作的加氢处理过程对脱沥青单元出来的两股物流DAO和沥青质进行处理，能获得比目前优化条件下处理进料可得到的更高转化率和改质程度。 
本发明的目标是通过联用至少以下三个工艺单元：脱沥青单元(SDA)、用淤浆相催化剂的加氢转化(HT1)单元和蒸馏或闪蒸(D)单元来转化重质进料的方法，其特征是包含以下阶段： 
·将重质进料在溶剂存在下送入脱沥青段(SDA1)，得到两股物流：一股物流由脱沥青油(来自SDA1的DAO 1)组成，而另一股物流含有沥青质； 
·将脱沥青油(来自SDA1的DAO1)构成的物流与适合的加氢催化剂混合，然后将如此制得的混合物送入加氢处理段(HT1)，并将氢气或含氢气和H2S的混合物送入； 
·将来自脱沥青段(SDA1)的沥青质构成的物流与适合的加氢催化剂混合，然后将如此制得的混合物送入第二加氢处理段(HT2)，并将氢气或含氢气和H2S的混合物送入； 
·将包含加氢处理段(HT1)产物和分散相催化剂的物流和包含第二加氢处理段(HT2)产物和分散相催化剂的物流都送入一个或多个蒸馏或闪蒸段(D)，将最挥发性馏分与蒸馏渣油(焦油)或闪蒸单元出来的液体分离。这些馏分中有在两个加氢处理反应(HT1和HT2)过程中产生的气体； 
·将含有分散相催化剂、具有进料脱金属过程产生的高含量金属硫化物且可能含有焦炭的蒸馏渣油(焦油)或闪蒸单元出来的液体送入有溶剂存在的第二脱沥青段(SDA2)，制得两股物流：一股物流由脱沥青油(来自SDA2的DAO2)组成，而另一物流由沥青质组成，若不排放的话，则将其一部分循环回加氢处理段(HT1)，而另一部分物流循环回第二加氢处理段(HT2)。 
重质进料可能有不同的性质：它们可选自重质和超重质原油、蒸馏渣油、来自催化过程的“重油”如来自固定床或沸腾床加氢处理过程的“未转化油”、来自催化裂化过程的“重质循环油”、“热焦油”(例如来自减粘过程或类似的热过程)、来自“油砂”、各种性质的“煤”的沥青和任何其它本领域熟知的称为“黑油”的高沸点烃源进料。 
特别是，循环回加氢处理段(HT1)的部分与循环回第二加氢处理段(HT2)的部分之重量比优选为8/1至1/1范围、更优选从4/1至2/1、最优选约为3/1。 
两个加氢处理段(HT1和HT2)中使用的催化剂可选自易从油溶性前体(金属环烷酸盐、膦酸的金属衍生物、金属羰基化合物等)分解得到的催化剂或选自基于一种或多种过渡金属例如Ni、Co、Ru、W和Mo的预制化合物，后者因其催化活性高而优选。 
优选在两个加氢处理段(HT1和HT2)中都使用相同类型的催化剂。 
按加氢处理反应器(HT1和HT2)中存在的金属浓度计，催化剂的浓度在350-100000ppm、优选5000-30000ppm、更优选8000-15000ppm范围。 
优选将加氢处理段(HT1)保持为温度在380-470℃、优选390-440℃和压力在3-30MPa、优选10-20MPa范围。 
第二加氢处理段((HT2)优选在360-450℃、优选390-420℃的温度和3-30MPa、优选10-20MPa的压力下操作。
将氢气送入以下流式且优选上流式操作的反应器。所述气体可在不同区段送入反应器。 
蒸馏段优选在0.001-0.5MPa、优选0.01-0.3MPa范围的低压下操作。 
加氢处理段(HT1)和第二加氢处理段(HT2)可由一个或多个在上述条件范围内操作的反应器组成。第一个反应器中生成的部分馏分可循环回同段的下一反应器。 
用烃类溶剂或非烃类溶剂进行萃取的脱沥青段(SDA1)通常在40-200℃范围的温度和0.1-7MPa的压力下进行。 
所述脱沥青段也可由一个或多个用相同溶剂或不同溶剂操作的区段构成；溶剂回收过程可在亚临界条件或超临界条件下多段操作，从而使脱沥青油和渣油之间进一步分馏。 
适合的是，所述脱沥青段的溶剂选自C3-C6、优选C4-C5、更优选C5轻质链烷烃。 
用烃类溶剂或非烃类溶剂进行萃取的第二脱沥青段(SDA2)通常在40-160℃的温度和1-60Atm的压力下进行。 
适合的是，所述脱沥青段的溶剂选自C3-C6、优选C3-C4、更优选C3轻质链烷烃。 
由脱沥青油(DAO)组成的物流可按其现有状态用作合成原油，还可与馏分油混合，或可用作流化床催化裂化过程或加氢裂化过程的进料。 
在本发明的方法中，可进一步存在一个在蒸馏之前对高压分离器出来的C2-500℃馏分、优选C5-350℃馏分进行后加氢处理的二级段。 
在所述的情况下，含有加氢处理反应(HT1)产物与分散相催化剂的物流和/或含有第二加氢处理反应(HT2)产物与分散相催化剂的物流在送入一个或多个蒸馏或闪蒸段之前要在高压操作的预备段进行分离，以得到一种轻质馏分和一种重质馏分，仅将所述的重质馏分送入所述的一或多个蒸馏段(D)。 
可将高压分离段制得的轻质馏分送入加氢处理段，从而产出含有C1-C4气体和H2S的轻馏分以及含有加氢处理石脑油和柴油的次轻馏分。 
加氢处理反应器之一可引进对C2-500℃馏分、优选C5-350℃馏分进行后加氢处理的二级段的做法使所述馏分与压力较高氢气得以利用，得到以下优点： 
·以硫含量极高的油进料为起始原料，可以获得符合最苛刻硫含量技术规格(<10-50ppm硫)的燃料油，相比柴油燃料的其它特性例如密度、多环芳烃含量和十六烷值方面都得到改进； 
·生产的馏分油没有稳定性问题。 
固定床加氢后处理过程包括将加氢处理反应器(HT1和/或HT2)的反应流出物借助一个或多个分离器进行预分离，是在高压和高温下操作的。 
底部取出的重质部分送入主蒸馏单元，而顶部取出的C5-350℃馏分的部分送入高压氢气存在下进行处理的二级段，其中反应器为固定床反应器，装有脱硫/脱芳烃催化剂，以便制得硫含量大幅度降低且同时十六烷值比柴油燃料馏分高的产物。 
通常，加氢处理段由一个或多个串联的反应器组成。然后可将所述系统的产物用蒸馏法进一步分馏，按燃料技术规格制得完全脱硫的石脑油和柴油燃料。 
用于柴油燃料加氢脱硫的固定床加氢脱硫段通常使用典型的固定床催化剂，所述催化剂或催化剂混合物或是有不同性质的不同催化剂的多个反应器使轻质馏分深度精制，显著降低了硫和氮含量，提高了进料的加氢程度，因而使柴油燃料馏分的密度下降、十六烷值升高且同时使焦炭生成量减少。 
通常，催化剂基本由氧化铝、氧化硅、氧化硅-氧化铝和各种无机氧化物的混合物的无定形部分组成，其上沉积由加氢脱硫组分与加氢组分。用于所述操作的典型催化剂为钼催化剂或钨催化剂，此外还有沉积于无定形矿物上的镍和/或钴。 
后加氢处理反应在绝对压力稍低于一级加氢处理段的压力下，通 常在7-14MPa、优选9-12MPa范围下进行。加氢脱硫的温度范围为250-500℃、优选280-420℃。温度通常随所需的脱硫程度变化。为了控制所得产品的质量，空速为另一个重要变量。它可为0.1-5hr-1、优选0.2-2hr-1。 
与进料混合送入的氢气量为流速100-5000Nm3/m3、优选330-1000Nm3/m3。 
除了可存在的加氢后处理二级段外，还可有另一个用于排放物流的二级后处理段。 
所述的二级段包括将排放物流进行后处理，以便大大减少其实体和使至少一部分仍有活性的催化剂循环回加氢处理反应器。 
在所述的情况下，将来自第二脱沥青段(SDA2)并称为排放物流的含有沥青质物流的馏分与适合的溶剂一起送入处理段，以便将产物分离成固体馏分和液体馏分，然后可从所述的液体馏分中除去所述的溶剂。 
可存在的排放流出物、优选其量为新鲜进料的0.5-10vol％的处理段由使用溶剂(甲苯或柴油或其它富含芳香化合物的物流)的脱油段和将液体馏分与固体馏分进行分离的段构成。 
可将至少一部分所述液体馏分送入： 
·“燃料油池”，以其现有状态或与溶剂分离后和/或加入适合稀释剂后； 
·和/或加氢处理反应器(HT1)和/或第二加氢处理反应器(HT2)，以其现有状态。 
在一些特定情况下，溶剂和稀释剂可为相同的物质。 
固体馏分可以其现有状态处置，或更方便地可送入选择性回收过渡金属或过渡金属催化剂所含金属(例如钼)(相对于原料渣油中所含的其它金属如镍和钒而言)的过程和可以循环回加氢处理反应器(HT1)和/或富含过渡金属(钼)物流的第二加氢处理反应器(HT2)。 
与传统方法相比，所述的联用法提供以下的优点： 
·排放馏分的数量大大减少；
·通过分离出金属和焦炭的方法使相当部分的排放馏分改质成燃料油； 
·在一级加氢处理过程中加入到进料中的新鲜催化剂部分减少，因为至少一部分通过选择性回收而提取出的钼被循环使用。 
脱油段包括对重质进料一级加氢处理装置的第二脱沥青段(SDA2)出来的分数很少的沥青质物流的排放物流进行处理，所用溶剂能使最大可能量的有机化合物转化为液相，而金属硫化物、焦炭和较难熔的残炭(“不溶性甲苯”和类似物)则留在固相。 
适合在惰性气氛中进行操作，尽可能有少量氧和水气，因为很干燥时金属性质的组分会变得能自燃。 
在所述的脱油段可有目的性地使用不同的溶剂。其中我们提到芳族溶剂例如甲苯和/或二甲苯的混合物，装置中可得到的烃类进料如其中所生产的或来自炼油厂的燃料油，例如FCC单元的轻质循环油或减粘/热裂化单元出来的热瓦斯油。 
在一定范围内增加反应温度和反应时间能加速操作。但由于经济性原因，不允许过分增加。 
操作温度取决于所用的溶剂和压力条件，不管如何，适合的温度为80-150℃；反应时间为0.1-12hr、优选0.5-4hr不等。 
还应考虑的一个重要变量是溶剂/排放物流的体积比：它可在1-10(v/v)、优选1-5、更优选1.5-3.5之间变动。 
当溶剂与排放物流相间完全成混合相时，将一直处于搅拌条件的流出物送入液相与固相分离段。 
所述操作可为典型用于工业实践的方法之一，例如沉降、离心分离或过滤法。 
然后可将液相送入汽提和溶剂回收阶段，将液相循环回处理排放物流的第一段(脱油段)。剩余的重质馏分可用作炼油厂进料得以利用，它实际上不含金属，硫含量相当低。例如，如果用柴油进行操作，那么所述柴油的一部分可留在重质产物中，以达到“燃料油池”的技术规格。
或者，可将液相循环回加氢反应器。 
固体部分可按其现有状态处置，或可经进一步处理来选择性回收催化剂(钼)，以便循环回加氢处理过程。 
通过将不含金属的重质进料例如装置本身的脱沥青单元出来的一部分脱沥青油(DAO2)(仅作为例子)加到上述固体相中并将所述体系与酸化水(通常与无机酸)混合的方法，几乎所有的钼都保持在有机相中，而主要量的其它金属则迁移到水相中。两相很容易分离，然后可很好地将有机相循环回加氢处理反应器(HT1)和/或第二加氢处理反应器(HT2)。 
将固相分散于足量有机相中(例如来自同一过程的脱沥青油)，向其中加入酸化水。 
水相和有机相之间的比可为0.3-3。水相的pH值可在0.5-4、优选1-3间变动。 
下文借助附图1来描述实现本发明的方法，不管怎样都不能将它看成是对所述发明范围的限制。 
在图1中，将重质进料(1)送入脱沥青单元(SDA1)。通过溶剂萃取来进行所述操作。 
由脱沥青单元(SDA1)得到两股物流：一股物流(2)由脱沥青油(DAO1)组成，另一股物流含有沥青质(3)。 
由脱沥青油组成的物流(2)与新鲜催化剂(初始催化剂)及补加催化剂(5)(必需要补足随物流(19)损失的催化剂，正如另处描述的)和来自第二脱沥青单元(SDA2)的物流(20)(另处描述)混合，以制成物流(6)，将它送入加氢处理反应器(HT1)，引入氢气(或含氢气和H2S的混合物)(7)。 
从反应器(HT1)出来的物流(8)包含加氢产物和分散相催化剂，将其在蒸馏塔或闪蒸塔(D)中进行分馏。 
含沥青质的物流(3)与新鲜催化剂(初始催化剂)混合，并送入第二加氢处理反应器(HT2)，出来的产物(16)送入蒸馏塔或闪蒸塔(D)。
来自所述蒸馏塔或闪蒸塔(D)的最轻馏分(9)和可蒸馏产物(10)、(11)和(12)与含分散相催化剂和焦炭的蒸馏渣油(13)分离开来。 
所述的称为焦油的物流(13)被送入第二脱沥青段(SDA2)，从中制得两股物流：一股物流(17)为脱沥青油(DAO2)，而另一股物流为含沥青质的物流(18)。 
除非有排放物流(19)，否则将所述物流(18)(称为焦油)部分作为物流(20)循环回加氢处理单元(HT1)，而部分作为物流(21)循环回第二加氢处理单元(HT2)。 
为了更好地说明本发明，下文描述了一些实施例，应当认识到本发明不受限于或不限于所述的实施例。 
实施例1
按照图1的流程图，进行以下的实验： 
·进料：250g来自乌拉尔原油的减压渣油(表1) 
·脱沥青试剂：约2.51正戊烷 
·温度：180℃ 
·压力：16atm 
将减压渣油与等于渣油8-10倍体积的正戊烷一起装入高压釜。将进料和溶剂的混合物加热到180℃，用机械叶轮搅拌(800rpm)30min时间。操作结束时，进行沉降，分离成两相：沉积于高压釜底部的沥青相和溶剂稀释的脱沥青油相。沉降过程持续约2hr。随后借助适合的回收系统，将DAO-溶剂相转移到第二贮罐。然后回收DAO-戊烷相，接着蒸发除去溶剂。 
采用所述方法得到的回收料等于原料减压渣油中脱沥青油的82％。 
乌拉尔减压渣油进料和脱沥青油(DAO C5)的特性在下表1中描述：
表1：乌拉尔500℃+减压渣油和萃取的DAO n-C5的特性 
  
    进料 C           (wt％) H         (p％) N           (wt％) S           (wt％) CCR         (wt％) d<sup>20</sup>           (g/cm<sup>3</sup>) V         (ppm) Ni        (ppm)
乌拉尔减        压渣油      84.82      10.56     0.69     2.60     18.9       1.0043    262   80
DAOC<sub>5</sub> 85.40 11.40 0.43 2.33 9.78 0.9760 71 23
实施例2
按照图1的流程图，进行以下的实验： 
进料脱沥青段(SDA)
按照实施例1的描述进行。 
加氢处理段
·反应器：装有磁搅拌的钢制3500cc反应器 
·催化剂：按3000ppm Mo/进料加入，使用含15wt％金属的油溶性有机金属前体。 
·温度：430℃ 
·压力：16MPa的氢气 
·停留时间：3hr 
使用脱沥青段生产的DAO，按下文描述的方法进行一些加氢处理试验。将DAO和含钼化合物一起装入反应器并用氢气加压。反应在所述的操作条件下进行。试验完成以后，进行急冷。将高压釜减压，将气体收集在取样袋中进行气相色谱分析。回收存在于反应器中的液体产物，然后进行蒸馏，用这样的方法将500℃+渣油与其它蒸馏馏分分离开来。将含催化剂的蒸馏渣油(500℃+)再装入反应器，与适当的和预制量的DAO C5混合，用这样的方法使进料总量保持不变。重复所述的过程，直到所得渣油数量稳定为止，换句话说，直到达到稳态条件为止。 
蒸馏段
·用实验室设备进行原油进料的蒸馏
加氢渣油(SDA2)的脱沥青段
·进料：g，上面步骤中制备的加氢蒸馏渣油 
·脱沥青试剂：丙烷 
·温度：85℃ 
·压力：30a tm 
将加氢渣油与体积数等于8倍渣油体积的丙烷一起装入高压釜。将进料和溶剂的混合物加热到85℃，用机械叶轮搅拌(800rpm)30min时间。操作结束时，进行沉降，以便分离成两相：沉降在高压釜底部的沥青相和溶剂稀释的脱沥青油。沉降过程持续约2hr。随后借助适合的回收系统，将DAO-溶剂相转移到第二个贮罐。丙烷以气相与DAO分离，借助阀门对贮罐减压。然后回收无溶剂的脱沥青油，同时丙烷不溶相沉降在负载高压釜的底部。 
实验结果
按照上述方法，进行了6次连续试验，将DAO 5加氢处理，之后用丙烷脱沥青，并将含分散相钼的不溶于丙烷的相进行循环。在所述操作条件下所达到的回收料量与新鲜进料量之间的比为0.38。 
下面我们示出在最后一个循环后相应排放物流的数据(按进料的wt％计)： 
□气体：4％ 
□石脑油(C5-170℃)：7％ 
□常压柴油：(AGO，170-350℃)：31％ 
□减压柴油：(VGO，350-500℃)：36％ 
□DAO C3：22％ 
表2例示出所得产物的特性。 
表2：实施例2试验中所得反应产物的特性 
  硫  (wt％)   氮  (ppm)   比重  (g/cm<sup>3</sup>)
  石脑油C5-170℃   0.03   290   0.7412
  AGO 170-350℃   0.10   1650   0.8437
  VGO 350-500℃   0.39   4120   0.9215
实施例3
按照图1的流程图，进行以下的实验： 
沥青质的加氢处理段(HT2)
按照下面通用操作程序，用一个带搅拌的30cm3微型高压釜进行催化试验： 
-将约10g进料送入反应器； 
-然后用氢气将系统加压，并用电炉加温； 
-在反应过程中，在转速900rpm下操作的旋转毛细管系统来搅拌体系；而且，用自动补加所消耗氢气的系统使总压保持不变； 
-试验完成以后，进行反应急冷；然后将高压釜减压，气体收集在取样袋中；然后将气体样品送去气相色谱分析； 
-用四氢呋喃回收反应产物。然后过滤溶液，分理出催化剂。溶于四氢呋喃的液体馏分在除去溶剂后用正戊烷进行冷脱沥青处理，来分离出C5沥青质。溶于戊烷的馏分经蒸发除去溶剂后进行分析。 
通过将实施例1中所生产的、在炉中对可能存在的微量溶剂进行适当处理而净化的固定份数C5沥青质与实施例2中经加氢渣油脱沥青段(SDA2)所生产的一定数量的DAO进行混合来制成实验所用进料。将包含已分散于DAO C3的催化剂的混合物(1∶1)装入反应器，用氢气加压后进行热处理。 
在表3所示操作条件下进行反应，其中列出反应产物分配数据。 
表3：实施例3反应产物的特性 
  wt％   410℃；4hr   420℃；3hr
  气体(C1-4)   2.6   3.2
  石脑油C5-170℃   2.3   4.4
  AGO 170-350℃   14.7   17.1
  VGO 350-500℃   29.9   33.8
  DAO C5   35.9   31.2
  沥青C5   14.6   10.3

Claims (29)

1.通过联用至少以下三个工艺单元：脱沥青(SDA1)单元、用淤浆相催化剂的加氢转化(HT1)单元和蒸馏或闪蒸(D)单元来转化重质进料的方法，所述重质进料选自重质和超重质原油、蒸馏渣油、来自催化过程的“重油”、“热焦油”、来自“油砂”的沥青、不同性质煤和其它称为黑油的烃源高沸点进料，其特征为包括以下阶段：
-将重质进料送入有溶剂存在的脱沥青段(SDA1)，得到两股物流：一股物流由脱沥青油(DAO 1(来自SDA1))组成，另一股物流含有沥青质；
-将来自脱沥青段(SDA1)的由脱沥青油(DAO 1(来自SDA1))组成的物流与适合的加氢催化剂混合，然后将如此获得的混合物送入加氢处理段(HT1)，并将氢气或含氢气和H2S的混合物送入该段；
-将来自脱沥青段(SDA1)的由沥青质构成的物流与适合的加氢催化剂混合，然后将如此获得的混合物送入第二加氢处理段(HT2)，并将氢气或含氢气和H2S的混合物送入该段；
-将包含加氢处理段(HT1)反应产物和分散相催化剂的物流和包含第二加氢处理段(HT2)反应产物和分散相催化剂的物流都送入一个或多个蒸馏或闪蒸段(D)，通过该段将挥发性较大的馏分与蒸馏渣油或闪蒸单元出来的液体分离，所述挥发性较大的馏分中包括在两个加氢处理反应(HT1和HT2)过程中产生的气体；
-将具有通过进料脱金属过程产生的高含量金属硫化物的含有分散相催化剂且可能含有焦炭的蒸馏渣油或闪蒸单元出来的液体送入有溶剂存在的第二脱沥青段(SDA2)，制得两股物流：一股物流由脱沥青油(DAO2(来自SDA2))组成，而另一物流由沥青质组成，若不排放的话，则将其一部分循环回加氢处理段(HT1)，而另一部分循环回第二加氢处理段(HT2)。
2.根据权利要求1的方法，其中由第二脱沥青段(SDA2)得到的循环回加氢处理段(HT1)的沥青质部分与循环回第二加氢处理段(HT2)的部分之重量比为8/1至1/1。
3.根据权利要求2的方法，其中循环回加氢处理段(HT1)的部分和循环回第二加氢处理段(HT2)的部分之重量比为4/1至2/1。
4.根据权利要求3的方法，其中循环回加氢处理段(HT1)的部分和循环回第二加氢处理段(HT2)的部分之重量比为约3/1。
5.根据权利要求1的方法，其中蒸馏段在0.001-0.5MPa的条件下进行。
6.根据权利要求5的方法，其中蒸馏段在0.01-0.3MPa的条件下进行。
7.根据权利要求1的方法，其中加氢处理段(HT1)在380-470℃的温度和3-30MPa的压力下进行。
8.根据权利要求7的方法，其中加氢处理段(HT1)在390-440℃的温度和10-20MPa的压力下进行。
9.根据权利要求1的方法，其中脱沥青段(SDA1)在40-200℃的温度和0.1-7MPa的压力下进行。
10.根据权利要求1的方法，其中脱沥青段(SDA1)的溶剂为C3-C6轻质链烷烃。
11.根据权利要求1的方法，其中脱沥青段(SDA1)的溶剂为C4-C5轻质链烷烃。
12.根据权利要求1的方法，其中脱沥青段(SDA1)是通过超临界条件下操作的溶剂萃取法进行的。
13.根据权利要求1的方法，其中脱沥青段(SDA1)是用超临界相溶剂回收法进行的。
14.根据权利要求12或13的方法，其中脱沥青段(SDA1)在40-160℃的温度和0.1-6MPa的压力下进行。
15.根据权利要求1的方法，其中第二脱沥青段(SDA2)的溶剂为C3-C6轻质链烷烃。
16.根据权利要求15的方法，其中第二脱沥青段(SDA2)的溶剂为C3-C4轻质链烷烃。
17.根据权利要求1的方法，其中第二脱沥青段(SDA2)是用超临界相溶剂回收法来进行的。
18.根据权利要求16或17的方法，其中第二脱沥青段(SDA2)在40-160℃的温度和0.1-6MPa的压力下进行。
19.根据权利要求1的方法，其中第二加氢处理段(HT2)在360-450℃的温度和3-30MPa的压力下进行。
20.根据权利要求19的方法，其中第二加氢处理段(HT2)在390-420℃的温度和10-20MPa的压力下进行。
21.根据权利要求1的方法，其中加氢催化剂为基于一或多种过渡金属的易分解的前体或预制化合物。
22.根据权利要求21的方法，其中过渡金属为钼。
23.根据权利要求1的方法，其中按存在的金属计，两个加氢处理段(HT1和HT2)中催化剂的浓度为350-100000ppm。
24.根据权利要求23的方法，其中两个加氢处理段(HT1和HT2)中催化剂的浓度为5000-30000ppm。
25.根据权利要求24的方法，其中所述两个加氢处理段(HT1和HT2)中催化剂的浓度为8000-15000ppm。
26.根据权利要求1的方法，其中两个加氢处理段(HT1和HT2)使用相同的加氢催化剂。
27.根据权利要求1的方法，其中包含加氢处理段(HT1)反应产物和分散相催化剂的物流和/或包含第二加氢处理段(HT2)反应产物和分散相催化剂的物流在送入一个或多个蒸馏或闪蒸段之前要先经高压操作的预分离段处理，用这样的方法制得一种轻质馏分和一种重质馏分，仅将所述的重质馏分送入所述的一个或多个蒸馏段(D)。
28.根据权利要求27的方法，其中将高压分离段制得的轻质馏分送入二级加氢后处理段，从而生产含有C1-C4气体和H2S的较轻馏分和包含加氢处理石脑油和燃料油的次轻馏分。
29.根据权利要求28的方法，其中加氢后处理反应在7-14MPa的压力下进行。
CN200580041259XA 2004-12-22 2005-12-19 重质进料例如重质原油和蒸馏渣油转化的方法 Active CN101068908B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
ITMI2004A002445 2004-12-22
IT002445A ITMI20042445A1 (it) 2004-12-22 2004-12-22 Procedimento per la conversione di cariche pesanti quali greggi pesanti e residui di distillazione
PCT/EP2005/013842 WO2006066911A1 (en) 2004-12-22 2005-12-19 Process for the conversion of heavy charges such as heavy crude oils and distillation residues

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101068908A CN101068908A (zh) 2007-11-07
CN101068908B true CN101068908B (zh) 2010-12-08

Family

ID=34956691

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200580041259XA Active CN101068908B (zh) 2004-12-22 2005-12-19 重质进料例如重质原油和蒸馏渣油转化的方法

Country Status (13)

Country Link
US (1) US7691256B2 (zh)
JP (1) JP4891259B2 (zh)
CN (1) CN101068908B (zh)
AU (1) AU2005318406B2 (zh)
BR (1) BRPI0518717B1 (zh)
CA (1) CA2530894C (zh)
EG (1) EG24829A (zh)
IT (1) ITMI20042445A1 (zh)
MX (1) MX2007006166A (zh)
NO (1) NO20071892L (zh)
PL (1) PL206827B1 (zh)
RU (1) RU2380397C2 (zh)
WO (1) WO2006066911A1 (zh)

Families Citing this family (92)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ITMI20011438A1 (it) * 2001-07-06 2003-01-06 Snam Progetti Procedimento per la conversione di cariche pesanti quali i graggi pesanti e i residui di distillazione
ITMI20032207A1 (it) * 2003-11-14 2005-05-15 Enitecnologie Spa Procedimento integrato per la conversione di cariche contenenti carbone in prodotti liquidi.
US7972499B2 (en) 2004-09-10 2011-07-05 Chevron U.S.A. Inc. Process for recycling an active slurry catalyst composition in heavy oil upgrading
US7678732B2 (en) 2004-09-10 2010-03-16 Chevron Usa Inc. Highly active slurry catalyst composition
US7938954B2 (en) * 2005-12-16 2011-05-10 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7931796B2 (en) 2008-09-18 2011-04-26 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US8435400B2 (en) * 2005-12-16 2013-05-07 Chevron U.S.A. Systems and methods for producing a crude product
US7431822B2 (en) 2005-12-16 2008-10-07 Chevron U.S.A. Inc. Process for upgrading heavy oil using a reactor with a novel reactor separation system
US8372266B2 (en) * 2005-12-16 2013-02-12 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US8048292B2 (en) 2005-12-16 2011-11-01 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7943036B2 (en) 2009-07-21 2011-05-17 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
ITMI20061512A1 (it) * 2006-07-31 2008-02-01 Eni Spa Procedimento per la conversione totale di cariche pesanti a distillati
ITMI20061511A1 (it) * 2006-07-31 2008-02-01 Eni Spa Procedimento per la conversione totale a distillati di cariche pesanti
JP5879038B2 (ja) * 2008-03-13 2016-03-08 中国石油化工股▲ふん▼有限公司 低品質の原料から軽質燃料を得るための方法
US7964090B2 (en) * 2008-05-28 2011-06-21 Kellogg Brown & Root Llc Integrated solvent deasphalting and gasification
US20100038288A1 (en) * 2008-08-12 2010-02-18 MR&E, Ltd. Refining coal-derived liquid from coal gasification, coking, and other coal processing operations
US8236169B2 (en) * 2009-07-21 2012-08-07 Chevron U.S.A. Inc Systems and methods for producing a crude product
US7897035B2 (en) 2008-09-18 2011-03-01 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7935243B2 (en) 2008-09-18 2011-05-03 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7931797B2 (en) * 2009-07-21 2011-04-26 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7897036B2 (en) * 2008-09-18 2011-03-01 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US20100122934A1 (en) * 2008-11-15 2010-05-20 Haizmann Robert S Integrated Solvent Deasphalting and Slurry Hydrocracking Process
US8110090B2 (en) * 2009-03-25 2012-02-07 Uop Llc Deasphalting of gas oil from slurry hydrocracking
US8287720B2 (en) * 2009-06-23 2012-10-16 Lummus Technology Inc. Multistage resid hydrocracking
US20100329936A1 (en) * 2009-06-30 2010-12-30 Mark Van Wees Apparatus for integrating slurry hydrocracking and deasphalting
US9284499B2 (en) * 2009-06-30 2016-03-15 Uop Llc Process and apparatus for integrating slurry hydrocracking and deasphalting
US9068132B2 (en) 2009-07-21 2015-06-30 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
US8927448B2 (en) 2009-07-21 2015-01-06 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
US8759242B2 (en) 2009-07-21 2014-06-24 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
WO2011071705A2 (en) * 2009-12-11 2011-06-16 Uop Llc Process and apparatus for producing hydrocarbon fuel and composition
US9074143B2 (en) * 2009-12-11 2015-07-07 Uop Llc Process for producing hydrocarbon fuel
US8133446B2 (en) * 2009-12-11 2012-03-13 Uop Llc Apparatus for producing hydrocarbon fuel
US8193401B2 (en) * 2009-12-11 2012-06-05 Uop Llc Composition of hydrocarbon fuel
WO2011091193A2 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Nano-tetrathiometallate or nano-tetraselenometallate material
US8956585B2 (en) * 2010-01-21 2015-02-17 Shell Oil Company Process for producing a thiometallate or a selenometallate material
EP2526175A2 (en) * 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Process for cracking a hydrocarbon-containing feed
WO2011091201A2 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CA2785762C (en) * 2010-01-21 2018-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for treating a hydrocarbon-containing feed
SG181824A1 (en) * 2010-01-21 2012-07-30 Shell Int Research Process for treating a hydrocarbon-containing feed
EP2526165A2 (en) * 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
US8940268B2 (en) * 2010-01-21 2015-01-27 Shell Oil Company Process for producing a thiometallate or a selenometallate material
SG181825A1 (en) 2010-01-21 2012-07-30 Shell Int Research Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8491784B2 (en) * 2010-01-21 2013-07-23 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CA2784140C (en) * 2010-01-21 2018-01-09 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing a copper thiometallate or a selenometallate material
US8597608B2 (en) 2010-01-21 2013-12-03 Shell Oil Company Manganese tetrathiotungstate material
EP2526167A2 (en) * 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
US8562817B2 (en) 2010-01-21 2013-10-22 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
CA2732919C (en) 2010-03-02 2018-12-04 Meg Energy Corp. Optimal asphaltene conversion and removal for heavy hydrocarbons
US8728300B2 (en) 2010-10-15 2014-05-20 Kellogg Brown & Root Llc Flash processing a solvent deasphalting feed
EP2648843A1 (en) 2010-12-10 2013-10-16 Shell Oil Company Hydrocracking of a heavy hydrocarbon feedstock using a copper molybdenum sulfided catalyst
EP2649159A2 (en) 2010-12-10 2013-10-16 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8858784B2 (en) 2010-12-10 2014-10-14 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8809222B2 (en) 2010-12-30 2014-08-19 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
RU2619931C2 (ru) * 2011-06-09 2017-05-22 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ получения газойлевой фракции
CN103781880B (zh) 2011-07-29 2015-11-25 沙特阿拉伯石油公司 选择性串流式加氢处理系统和方法
EP2736616A2 (en) * 2011-07-29 2014-06-04 Saudi Arabian Oil Company Selective two-stage hydroprocessing system and method
KR101945570B1 (ko) 2011-07-29 2019-02-07 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 선택적 직렬-흐름 수소화처리 시스템 및 방법
KR102045361B1 (ko) * 2011-07-29 2019-11-15 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 선택적인 중간 유분 수소화 처리 공정
CN103781881A (zh) * 2011-07-29 2014-05-07 沙特阿拉伯石油公司 选择性单一阶段加氢处理系统和方法
US9145521B2 (en) * 2011-07-29 2015-09-29 Saudi Arabian Oil Company Selective two-stage hydroprocessing system and method
US8932451B2 (en) 2011-08-31 2015-01-13 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated crude refining with reduced coke formation
US9150794B2 (en) 2011-09-30 2015-10-06 Meg Energy Corp. Solvent de-asphalting with cyclonic separation
US9200211B2 (en) 2012-01-17 2015-12-01 Meg Energy Corp. Low complexity, high yield conversion of heavy hydrocarbons
US9321037B2 (en) 2012-12-14 2016-04-26 Chevron U.S.A., Inc. Hydroprocessing co-catalyst compositions and methods of introduction thereof into hydroprocessing units
US9687823B2 (en) 2012-12-14 2017-06-27 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing co-catalyst compositions and methods of introduction thereof into hydroprocessing units
US20140221713A1 (en) * 2013-02-04 2014-08-07 Lummus Technology Inc. Residue hydrocracking processing
CA2844000C (en) 2013-02-25 2016-02-02 Meg Energy Corp. Improved separation of solid asphaltenes from heavy liquid hydrocarbons using novel apparatus and process ("ias")
US9650312B2 (en) 2013-03-14 2017-05-16 Lummus Technology Inc. Integration of residue hydrocracking and hydrotreating
ITMI20131137A1 (it) 2013-07-05 2015-01-06 Eni Spa Procedimento per la raffinazione del greggio
MX2016007064A (es) * 2013-12-16 2016-09-06 Dow Global Technologies Llc Metodo de analisis de niveles de traza de aditivos quimicos en fluidos de produccion de recuperacion de aceite.
FR3021326B1 (fr) * 2014-05-21 2017-12-01 Ifp Energies Now Procede de conversion d'une charge hydrocarbonee lourde integrant un desasphaltage selectif en amont de l'etape de conversion.
US9783748B2 (en) * 2014-09-09 2017-10-10 Uop Llc Process for producing diesel fuel
CA2993442A1 (en) * 2015-07-24 2017-02-02 Exxonmobil Research And Engineering Company Fixed bed hydroprocessing of deasphalter rock
CU24639B1 (es) 2016-04-25 2023-01-16 Sherritt Int Corporation Proceso para mejora parcial de petróleo pesado
FR3052368A1 (fr) 2016-06-09 2017-12-15 Rhodia Operations Procede de preparation d'un catalyseur a base de sulfure de molybdene
CN114437810B (zh) 2016-10-18 2024-02-13 马威特尔有限责任公司 配制的燃料
MA51768B1 (fr) 2016-10-18 2023-12-29 Mawetal Llc Méthode de réduction des émissions au port
MX2018014994A (es) 2016-10-18 2019-05-13 Mawetal Llc Combustible de turbina pulido.
IT201600122525A1 (it) 2016-12-02 2018-06-02 Eni Spa Procedimento per la produzione di lipidi e altri composti organici da biomassa
WO2018119249A1 (en) * 2016-12-22 2018-06-28 Lummus Technology Inc. Multistage resid hydrocracking
US10577546B2 (en) * 2017-01-04 2020-03-03 Saudi Arabian Oil Company Systems and processes for deasphalting oil
ES2904318T3 (es) * 2017-02-02 2022-04-04 Sabic Global Technologies Bv Proceso integrado de hidrotratamiento y pirólisis por vapor para el procesamiento directo de un petróleo crudo para producir productos petroquímicos olefínicos y aromáticos
CA2963436C (en) 2017-04-06 2022-09-20 Iftikhar Huq Partial upgrading of bitumen
EP3635077A1 (en) 2017-06-05 2020-04-15 SABIC Global Technologies B.V. Conversion of crude oil into lower boiling point chemical feedstocks
US11078434B2 (en) 2017-09-11 2021-08-03 China Petroleum & Chemical Corporation Process and system for upgrading low-quality oils
WO2019115919A1 (fr) 2017-12-13 2019-06-20 Rhodia Operations Composition à base de molybdène
KR101941933B1 (ko) 2018-01-03 2019-01-24 한국화학연구원 오일분산계 촉매용 유기금속 포스핀 화합물, 이의 제조방법, 이를 포함하는 중질유 개질용 수첨분해 촉매 및 이를 이용한 중질유의 수첨분해 방법
FR3084371B1 (fr) * 2018-07-24 2020-08-07 Ifp Energies Now Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee lourde comprenant un hydrotraitement en lit fixe, un desasphaltage et un hydrocraquage en lit bouillonnant de l'asphalte
FR3084372B1 (fr) * 2018-07-24 2020-08-07 Ifp Energies Now Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee lourde comprenant un hydrotraitement en lit fixe, deux desasphaltages et un hydrocraquage en lit bouillonnant de l'asphalte
WO2020065522A1 (en) * 2018-09-25 2020-04-02 Eni S.P.A. Process for the hydroconversion of heavy oil products with recycling
FR3113062B1 (fr) 2020-07-30 2023-11-03 Ifp Energies Now Procédé d’hydroconversion de résidus à plusieurs étages d’hydroconversion intégrant une étape de désasphaltage
CN114381300A (zh) * 2020-10-19 2022-04-22 中国石油大学(北京) 重油轻质化方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4334976A (en) * 1980-09-12 1982-06-15 Mobil Oil Corporation Upgrading of residual oil
US5124026A (en) * 1989-07-18 1992-06-23 Amoco Corporation Three-stage process for deasphalting resid, removing fines from decanted oil and apparatus therefor
CN1398953A (zh) * 2001-07-06 2003-02-26 艾尼股份公司 重质原料如重质原油和蒸馏残渣的转化方法

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3816295A (en) * 1972-12-14 1974-06-11 Texaco Inc Production of lubricating oils
NL7610511A (nl) * 1976-09-22 1978-03-28 Shell Int Research Werkwijze voor het omzetten van koolwater- stoffen.
FR2480773A1 (fr) * 1980-04-21 1981-10-23 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion d'huiles lourdes d'hydrocarbures, contenant des asphaltenes, en fractions plus legeres, comportant un recyclage des fractions lourdes non converties
NL8105660A (nl) * 1981-12-16 1983-07-18 Shell Int Research Werkwijze voor de bereiding van koolwaterstofoliedestillaten.
US4686028A (en) * 1985-04-05 1987-08-11 Driesen Roger P Van Upgrading of high boiling hydrocarbons
IT1275447B (it) * 1995-05-26 1997-08-07 Snam Progetti Procedimento per la conversione di greggi pesanti e residui di distillazione a distillati
BR0317365B1 (pt) * 2002-12-20 2013-11-19 Processo para a conversão de cargas de alimentação pesadas
AU2002358182B8 (en) * 2002-12-30 2009-04-23 Eni S.P.A. Process for the conversion of heavy charges such as heavy crude oils and distillation residues
US7214308B2 (en) * 2003-02-21 2007-05-08 Institut Francais Du Petrole Effective integration of solvent deasphalting and ebullated-bed processing

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4334976A (en) * 1980-09-12 1982-06-15 Mobil Oil Corporation Upgrading of residual oil
US5124026A (en) * 1989-07-18 1992-06-23 Amoco Corporation Three-stage process for deasphalting resid, removing fines from decanted oil and apparatus therefor
CN1398953A (zh) * 2001-07-06 2003-02-26 艾尼股份公司 重质原料如重质原油和蒸馏残渣的转化方法

Also Published As

Publication number Publication date
AU2005318406A1 (en) 2006-06-29
RU2007119430A (ru) 2009-01-27
MX2007006166A (es) 2007-07-09
PL382651A1 (pl) 2007-10-29
JP4891259B2 (ja) 2012-03-07
US20060157385A1 (en) 2006-07-20
EG24829A (en) 2010-09-28
ITMI20042445A1 (it) 2005-03-22
BRPI0518717B1 (pt) 2015-07-28
CN101068908A (zh) 2007-11-07
US7691256B2 (en) 2010-04-06
RU2380397C2 (ru) 2010-01-27
AU2005318406B2 (en) 2010-11-25
PL206827B1 (pl) 2010-09-30
WO2006066911A1 (en) 2006-06-29
NO20071892L (no) 2007-09-24
JP2008524413A (ja) 2008-07-10
BRPI0518717A2 (pt) 2008-12-02
CA2530894A1 (en) 2006-06-22
CA2530894C (en) 2010-06-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101068908B (zh) 重质进料例如重质原油和蒸馏渣油转化的方法
CN100489061C (zh) 含煤原料转化为液体产物的一体化方法
CN101558139B (zh) 重质原料全部转化为蒸馏物的方法
CN101098949B (zh) 用于重质原料例如重质原油和蒸馏渣油转化的方法
CN101553555B (zh) 重质原料全部转化为蒸馏物的方法
RU2352616C2 (ru) Способ переработки тяжелого сырья, такого как тяжелая сырая нефть и кубовые остатки
JP7048728B2 (ja) 低品質油の改質方法および改質システム
CN105765036B (zh) 将选择性级联脱沥青与脱沥青馏分的再循环集成的重质烃原料的转化方法
AU2003293938B2 (en) Process for the conversion of heavy feedstocks such as heavy crude oils and distillation residues
CN101045884B (zh) 一种由渣油和重馏分油生产清洁柴油和低碳烯烃的方法
CN100497548C (zh) 重质原料例如重质原油和蒸馏渣油转化的方法
CN102821852A (zh) 利用浆料技术加氢转化油原料以采用萃取步骤从催化剂和原料中回收金属的工艺
CN106574192A (zh) 生产沥青、石油生焦以及液体和气体焦化单元产物的集成方法
KR20190018465A (ko) 개선된 품질의 진공 잔사 생성물을 생성하기 위해 에뷸레이티드 베드를 업그레이드하기 위한 이원 촉매 시스템
CN104995284A (zh) 将选择性脱沥青与脱沥青油再循环整合以转化重质烃进料的方法
CN115916928A (zh) 利用氢和水的重油提质工艺
CN101007966A (zh) 重油加氢转化工艺
CN103339232B (zh) 通过去杂质、在沸腾床中加氢转化和通过常压蒸馏分馏的转化包含页岩油的烃原料的方法
CN110003948A (zh) 包括夹带床加氢转化步骤和脱沥青油的再循环的用于转化重质烃进料的方法
CN109486517A (zh) 一种实现金属回用的低品质油改质方法和系统
CN109486519A (zh) 一种由低品质油生产高辛烷值汽油的改质方法和系统
CN110776954A (zh) 包括固定床加氢处理、脱沥青操作和沥青的沸腾床加氢裂化的处理重质烃基原料的方法
CN112745952A (zh) 一种加工富芳馏分油的方法和系统
CN114058405B (zh) 一种劣质油临氢转化反应方法和系统
CN109486522A (zh) 一种生产燃料油、航空煤油和柴油的方法及系统

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant