CN101553555A - 重质原料全部转化为蒸馏物的方法 - Google Patents

重质原料全部转化为蒸馏物的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN101553555A
CN101553555A CNA2007800340675A CN200780034067A CN101553555A CN 101553555 A CN101553555 A CN 101553555A CN A2007800340675 A CNA2007800340675 A CN A2007800340675A CN 200780034067 A CN200780034067 A CN 200780034067A CN 101553555 A CN101553555 A CN 101553555A
Authority
CN
China
Prior art keywords
district
hydrotreatment
distillation
catalyzer
materials flow
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.)
Granted
Application number
CNA2007800340675A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101553555B (zh
Inventor
M·玛奇昂纳
S·梅里
L·帕特隆
A·迪尔彼安科
N·帕纳利蒂
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.)
Eni SpA
Original Assignee
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 Eni SpA filed Critical Eni SpA
Publication of CN101553555A publication Critical patent/CN101553555A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101553555B publication Critical patent/CN101553555B/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
    • 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
    • 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
    • C10G2300/80—Additives
    • C10G2300/802—Diluents
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02—Gasoline
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/06—Gasoil

Abstract

用于转化重质原料的方法，包括以下步骤：·混合所述重质原料与适合的加氢催化剂并将所获得的混合物送至第一加氢处理区(HT1)，向该第一加氢处理区中引入氢气或氢气和H2S的混合物；·将来自所述第一加氢处理区(HT1)的流出物料流，其含有所述加氢处理反应产物和分散相形式的催化剂，送至具有一个或多个闪蒸步骤和/或常压蒸馏和/或减压蒸馏的第一蒸馏区(D1)，借此将来自所述加氢处理反应的各种馏分分开；·将第一蒸馏区(D1)蒸馏渣油(焦油)或离开所述的闪蒸单元的液体的至少一部分，其含有分散相形式的催化剂，富含由所述原料的脱金属作用产生的金属硫化物和任选的最小量的焦炭，送至溶剂存在下的脱沥青区(SDA)或送至物理分离区，在脱沥青区的情况下获得两股料流，一股由脱沥青油(DAO)组成，将含有沥青质的另一股至少部分再循环至所述第一加氢处理区，在物理分离区的情况下获得分离出的固体和液体料流；·将由脱沥青油(DAO)组成的料流或在所述物理分离区中分离出的液体料流送至第二加氢处理区(HT2)，向该第二加氢处理区中引入氢气或氢气与H2S的混合物和适合的加氢催化剂；·将来自所述第二加氢处理区(HT2)的流出物料流，其含有所述加氢处理反应产物和分散相形式的所述催化剂，送至具有一个或多个闪蒸和/或蒸馏步骤的第二蒸馏区(D2)，借此将来自所述第二加氢处理区的多种馏分分开；·将所述第二蒸馏区(D2)的蒸馏渣油或离开闪蒸单元的液体的至少一部分，其含有分散相形式的所述催化剂，再循环至所述第二加氢处理区(HT2)。

Description

重质原料全部转化为蒸馏物的方法
本发明涉及重质原料全部转化为仅蒸馏物而不伴随产生燃料油和焦炭的高生产能力方法，其中重质原料有：也具有高金属含量的重质原油、蒸馏渣油，来自催化处理的重油、减粘裂化炉焦油、热焦油、来自可能由开采获得的油砂的沥青、来自不同来源的煤的液体和被称为“黑油”的其它烃来源的高沸点原料。
燃料油和焦炭是重质原料转化工艺中的不想要的副产物，由于其中积累了大量的污染物，因此大大限制了它们的使用的可能性或者甚至迫使它们被送去处理(焦炭)。当前使用的改质方案包括生产燃料油、焦炭、或预定用于热用途或被气化的侧流。除以上经济和环境原因外，当每桶使用的原料需要最大可能的产物体积时，作为非生产性的收率的结果，这些方法似乎对于蒸馏物是不够的。
将这些重质原料转化为液体产物可基本上以两种方式实施：一种是热转化，和另一种是通过加氢处理。
当前的研究主要针对加氢处理，因为热方法(仍然广泛使用)具有固有的限制，该限制与焦炭或重质沥青的产生有关，与随后的蒸馏物的低收率有关。
通过加氢转化的渣油改质方法在于在氢气和合适的催化剂存在下处理原料，遵循不同的目的：
·破坏高分子量沥青质结构并有利于脱除Ni和V(加氢脱金属作用，HDM)并且同时降低所述原料中的沥青质的含量。
·通过加氢和氢解反应脱除S和N(分别是加氢脱硫HDS和加氢脱氮HDN)。
·通过加氢裂化(HC)反应和加氢脱芳烃(HDA)反应降低CCR(康拉逊残炭)。
·通过加氢裂化反应(HC)将高分子量分子转化为轻分子(蒸馏物)。
当前采用的加氢转化技术使用固定床或沸腾床反应器并且使用通常由负载在二氧化硅/氧化铝或其它氧化物载体上的一种或多种过渡金属(Mo、W、Ni、Co等)组成的催化剂。
固定床技术，还在最先进的方案中，具有很大的限制：
·它们不能加工Ni+V含量高于250ppm的原料，因为这意味着催化剂的过于频繁的再生循环。
·它们不能加工上述重质原料，由于在所述催化剂上形成过多的沥青。
·它们不允许高于30-40％的重质原料转化程度。
这些限制的结果是，固定床加氢转化技术完全不足以构建重质原料完全转化为蒸馏物的方案。
为部分克服这些限制，开发了沸腾床方法，尽管该方法中催化床层被限制在反应器的特定区域内，但它是移动的并且作为反应物在液相和气相中的流动的结果可以膨胀。这允许所述反应器装配有机械装置用来移出废催化剂并连续地加入新鲜的催化剂而不中断该反应器的运行。由于这种连续地替换废催化剂的可能性，沸腾床技术可以加工具有多达1200ppmNi+V的金属含量的重质原料。球形催化剂实际上可以达到多达其重量的100％的金属(Ni+V)吸收水平。尽管所述沸腾床技术获益于所述催化剂的连续再生给予的改进，但它只允许获得多达最大60％的向蒸馏物的转化水平。通过在高度苛刻的条件下操作并且循环定额的产物，有可能将转化率提高到80％，然而，由于未转化的沥青质相的分离而产生的燃料油的稳定性问题，也在这种情况下，仍是问题的核心。由于这些原因，即使所述沸腾床技术导致燃料油的大量产生，它也不适合于完全转化为蒸馏物的方法。
作为基于固定床或沸腾床负载型催化剂的使用的加氢转化方法的备选，已经提出了一些方法，这些方法使用在反应介质中均匀分散的催化剂(浆料)。这些浆料法的特征在于存在具有非常小的平均尺寸并且均匀地分散在所述烃相中的催化剂颗粒。
因此所述催化剂的活性很难受到金属或来自沥青质降解的残炭的存在的影响。这与限定的催化剂的高效率一起，形成用于构建如专利申请IT-95A001095中描述的重质原料转化方法的前提，该重质原料转化方法允许它们(包括所述沥青质部分)完全转化(零渣油炼油厂)为如此高品质的蒸馏物和烃料流(脱沥青油)以至于它们可以进料至炼油厂催化裂化装置，例如加氢裂化和流化床催化裂化(FCC)。
所述专利申请IT-95A001095更具体地描述了一种方法，其允许回收的催化剂再循环至所述加氢处理反应器而不需要其它的再生步骤。通常需要对再循环的料流实施冲洗以防止作为脱金属作用的结果而产生的金属硫化物积累至如此高的水平以至于妨碍所述方法(加氢处理反应器、塔底、分离器、泵和管道)的效率。所述冲洗料流的体积因此取决于所述原料中的金属含量和所述再循环的料流可以容忍的固体量，并且根据我们的经验，该冲洗料流的体积可以为所述原料本身的0.3～4％。所述催化剂也明显注定与冲洗一起从所述反应循环中减去，并且因此必须连续地恢复至相等的程度。
由于明显的经济原因并且为了大大简化所述精炼循环，该方法的想要的发展应该以只获得蒸馏物(这具体地是本发明所提出的)以及其它目标为目标。
允许重质原料完全转化为蒸馏物的转化方法的定义迄今为止仍未解决。主要的障碍由可操作性限制组成，主要是焦炭的形成，当为了完成重油向蒸馏物的转化，所述加氢反应器(无论其有或没有负载型催化剂)的条件变得苛刻时会遇到这种情况。
更具体地，在渣油处理领域中的理想方法(目前没有获得)应该针对的目标是以下：
·转化率最大化，而不生产焦炭或燃料油；
·蒸馏物的生产最大化；
·考虑到用于改质超重油或沥青砂的所述技术不得不具有相当大的潜力，任选地操控所述体系的反应性(向蒸馏物的转化反应的动力学和导致副产物的形成的反应的动力学)以使反应体积最小并且因此降低投资成本。
因此吃惊地发现了用于处理重质原料的基于两步法的方法配置，其中在第一步中所述重质原料在具有分散的催化剂的浆料反应器内被有效地加氢处理。该操作的目的是破坏高分子量沥青质结构以有利于Ni和V的脱除(加氢脱金属作用，HDM)并且同时降低所述原料中沥青质的含量，通过快速脱烷基化方法将其一部分转化为蒸馏物。
分离出所述气体流出物之后，在第一加氢处理反应器的出口使含有所述分散的催化剂和Ni和V硫化物的液体流出物经过单一的分离操作(蒸馏和脱沥青或包含所述催化剂的固体的可能的物理分离)以回收所述HDM反应和伴随它的加氢处理反应(HDS、HDN、HDA和HC)所产生的产物。
将含有分散相形式的固体(催化剂和Ni和V硫化物)的渣油再循环至第一加氢处理反应器。为维持与所述反应循环的操作性相容的Ni和V硫化物的水平，对含有所述固体的所述料流实施至少部分冲洗，从该料流中不可避免地减掉定额的催化剂，这必须是集成的。通过用相对低浓度的催化剂进行操作可以保持该定额适当地低。
然后将获得的脱金属的油状产物送至第二步，在那里它可以在高催化剂浓度条件和高温下被处理以直接获得最终产物，同时限制不想要的焦炭的产生，该焦炭妨碍所述催化剂的再循环。
我们已经发现，生成焦炭的趋势既取决于基于过渡金属的加氢催化剂的浓度(使用高浓度的催化剂，该生成事实上在宽温度范围内被抑制，而当所述催化剂以低浓度存在时，在类似苛刻的条件下该生成是明显的)，又取决于软沥青质相对于体系中所存在的沥青质的性质和数量(软沥青质/沥青质的比例增加可事实上产生不稳定性的情形，这可导致沥青质的沉淀并随后导致焦炭的生成)。
就第一方面而言，在高温下用高浓度的催化剂进行操作允许达到高生产率，并良好地控制焦炭的生成。在常规工艺中，这是不可能的，因为就冲洗程度而言，高催化剂浓度对应于高消耗，这会危害经济方面，然而在本发明中，该缺陷被克服，因为进行了有效的预防性的脱金属作用。
然而，本方法的一个重要的积极方面涉及以下事实：在体系中进行高强度反应(即导致原料全部转变为蒸馏物的那些反应)而没有一定数量的轻质链烷烃和软沥青质(即，所述第一步骤的蒸馏物)，和因此它们可在相对高的温度下运行而不遇到所述沥青质的不稳定性问题。
总之，该方法的具体特征在于设计了在不同苛刻度条件下操作的两个加氢处理步骤：
＊所述第一反应器可以在足够温和的条件下操作，以避免不想要的焦炭的生成，并有利于想要的反应(得到有效的脱金属作用，存在于所述重芳族结构上的烷基侧链大量加氢裂化，随后产生蒸馏物，和沥青质的部分还原)。使用充分缩减的停留时间允许达到高生产率；
＊另一方面，所述第二反应器，可在强化的条件(高温和高催化剂浓度)下操作，因此得到高生产率，同时可增强加氢能力，现在免除与其它金属和焦炭的存在有关的冲洗方面，以及免除与沥青质的不稳定性有关的问题。
通过以最佳可能的方式将不同的反应功能分开，本方法一方面允许以工业上对于高能力方法可接受的反应速率直接生产市场所需的半成品蒸馏物，且另一方面，避免了焦炭的生成，而没有进行冲洗(至少对于所述第二加氢处理反应器来说)的必要，否则冲洗在迄今已知的方案中是要设计的。
更具体地，本发明的目标，用于转化重质原料的方法，所述重原料选自重质原油、来自原油或来自催化处理的蒸馏渣油、减粘裂化炉焦油、热焦油、来自油砂的沥青、来自不同来源的煤的液体和其它称作“黑油”的烃来源的高沸点原料，包括以下步骤：
·混合所述重质原料与适合的加氢催化剂并将所获得的混合物送至第一加氢处理区(HT1)，向该第一加氢处理区中引入氢气或氢气和H2S的混合物；
·将来自所述第一加氢处理区(HT1)的流出物料流，其含有所述加氢处理反应产物和分散相形式的催化剂，送至具有一个或多个闪蒸步骤和/或常压蒸馏和/或减压蒸馏的第一蒸馏区(D1)，借此将来自所述加氢处理反应的各种馏分分开；
·将所述第一蒸馏区(D1)的蒸馏渣油(焦油)或离开闪蒸单元的液体的至少一部分，其含有分散相形式的所述催化剂，富含由所述原料的脱金属作用产生的金属硫化物和任选的最小量的焦炭，送至溶剂存在下的脱沥青区(SDA)或送至物理分离区，在脱沥青区的情况下获得两股料流，一股由脱沥青油(DAO)组成，将含有沥青质的另一股至少部分再循环至所述第一加氢处理区，在物理分离区的情况下获得分离出的固体和液体料流；
·将由脱沥青油(DAO)组成的料流或在所述物理分离区中分离出的液体料流送至第二加氢处理区(HT2)，向该第二加氢处理区中引入氢气或氢气与H2S的混合物和适合的加氢催化剂；
·将来自所述第二加氢处理区(HT2)的流出物料流，其含有所述加氢处理反应产物和分散相形式的所述催化剂，送至具有一个或多个闪蒸和/或蒸馏步骤的第二蒸馏区(D2)，借此将来自所述第二加氢处理区的各种馏分分开；
·将所述第二蒸馏区(D2)的蒸馏渣油或离开闪蒸单元的液体的至少一部分，其含有分散相形式的所述催化剂，再循环至所述第二加氢处理区(HT2)。
在使用脱沥青区的情况下，将在所述脱沥青步骤(SDA)中获得的含有沥青质的料流，其含有分散相形式的所述催化剂并且富含来自起始原料的金属但是基本不含焦炭，优选以至少80％、更优选至少95％的量再循环至所述第一加氢处理区(HT1)。
在使用物理分离区的情况下：
·可通过加入适合的溶剂促进所述固体的分离；
·可优选以至少80％、更优选至少95％的量将含有所分离出的固体的料流再循环至第一加氢处理区(HT1)。
所述第一蒸馏区(D1)优选由常压蒸馏塔和减压蒸馏塔组成，所述常压蒸馏塔的塔底馏分进料至所述减压蒸馏塔。在所述常压蒸馏塔之前可以任选地增加一个或多个闪蒸步骤。
从所述减压蒸馏塔获得两股料流，由蒸馏渣油组成的塔底料流，基本上由真空瓦斯油(VGO)组成的另一股，该另一股可以任选地被至少部分地送至第二加氢处理区(HT2)。
所述第二蒸馏区(D2)优选由一个或多个闪蒸步骤和常压蒸馏塔组成，即便在某些情况下可以设计操作在减压下的额外的塔的存在。
优选将基本上所有的蒸馏渣油(焦油)再循环至所述第二加氢处理区(HT2)。
所处理的重原料可以具有不同的性质：它们可选自重质原油、蒸馏渣油、来自催化处理的重油(例如来自催化裂化处理的重循环油、来自固定床和/或沸腾床加氢转化处理的渣油产物)、热焦油(例如来自减粘裂化或类似的热工艺)、来自油砂的沥青、来自不同来源的煤的液体和其它称作“黑油”的烃来源的高沸点原料。
所使用的催化剂可选自由基于一种或多种过渡金属(例如Ni、Co、Ru、W和Mo)的可原位分解的前体(各种金属羧酸盐，例如环烷酸盐、辛酸盐等、金属的磷酸衍生物、金属羰基化物、杂多酸等)或预形成的化合物得到的那些：后者是优选的，因为其催化活性高。
进料到所述第一加氢处理区的催化剂中所含的过渡金属的浓度为50-20000ppm，优选200-3000ppm。
进料到所述第二加氢处理区的催化剂中所含的过渡金属的浓度为1000-30000ppm，优选3000-20000ppm。
所述第一加氢处理区可由一个或多个反应器组成：可将在所述第一反应器中产生的蒸馏物的一部分送至后续的反应器。
所述第一加氢处理区优选操作在360-480℃的温度下，更优选380-440℃，操作在3-30MPa的压力下，更优选10-20MPa，和停留时间为0.1-5小时，优选0.5-3.5小时。
所述第二加氢处理区可由一个或多个反应器组成：可将在所述区的所述第一反应器中产生的蒸馏物的一部分送至所述区的后续的反应器。
所述第二加氢处理区优选操作在400-480℃的温度下，更优选420-460℃，操作在3-30MPa的压力下，更优选10-20MPa，和停留时间为0.5-6小时，优选1-4小时。
将氢气进料到所述反应器，这既可以以下降流模式操作又优选以上升流操作。可以将所述气体进料到该反应器的数个段。
所述第一蒸馏区的减压段优选操作在0.005-1atm的减压下，更优选0.015-0.1atm。
所述第二蒸馏区的减压段，当存在时，优选操作在0.005-1atm的减压下，更优选0.015-0.1atm。
通过用溶剂(要么是烃要么是非烃，优选用具有3-6个、优选4-5个碳原子的链烷烃或异链烷烃)萃取而实施的所述脱沥青步骤，通常在40-230℃的温度和0.1-7MPa的压力下实施。它也可由用同样的溶剂或不同的溶剂操作的一个或多个段组成；可以在亚临界或超临界条件下用一个或多个步骤进行溶剂的回收，由此允许在所述脱沥青油(DAO)和树脂之间的进一步分离。
通过将专利申请IT-MI2003A-000692中所描述的方法并入本专利申请中，可任选地存在进一步的第二段，用于对C2-500℃馏分、优选C5-350℃馏分进行加氢后处理，所述馏分来自设计在所述第一和第二蒸馏区的上游和所述加氢处理段(HT1)和加氢处理段(HT2)的下游的高压分离器段。
由在高压下对所述加氢处理反应产物(HT1和HT2)所进行的分离预步骤所得到的轻质馏分的固定床加氢处理段可以被共享。
通过将专利申请IT-MI2003A-000693中所描述的方法并入本专利申请中，除了可能的第二加氢后处理段之外，还可任选地具有所述冲洗料流的进一步的第二后处理段。
现在在所附的图1的帮助下提供本发明的优选的实施方案，然而不应该认为该实施方案限制本发明本身的范围。
将重质原料(1)与新鲜催化剂(2)混合并送至由一个或多个串联和/或并联的反应器组成的第一加氢处理区(HT1)，向其中充入氢气或氢气/H2S的混合物(3)。将离开反应段HT1的料流(4)，其含有反应产物和分散相形式的所述催化剂，送至由常压蒸馏塔(D1A)和减压蒸馏塔(D1V)组成的第一蒸馏区(D1)。
在所述常压蒸馏塔(D1A)中，将较轻的馏分(D11、D12、D13、...、D1n)与较重的塔底馏分(5)分开，该较重的馏分进料至所述减压蒸馏塔(D1V)，分成两股料流，一股基本上由真空瓦斯油(6)组成，另一股(7)是塔底残油，其由所述第一蒸馏区的蒸馏渣油组成，其被送至所述脱沥青段(SDA)，通过溶剂萃取来实施的一个操作。
从所述脱沥青单元获得两股料流：一股(8)由DAO组成，另一股(9)含有沥青质。
含有沥青质的料流(9)，不包括冲洗(10)，与为再次恢复随冲洗料流(10)损失的催化剂所必需的新鲜的补充催化剂(2)混合，与所述重质原料(1)混合形成料流(11)，将该料流(11)进料至第一加氢处理区的加氢处理反应器(HT1)。
将由DAO组成的料流(8)送至由加氢处理反应器组成的第二加氢处理区(HT2)，向该加氢处理反应器中充入氢气或氢气/H2S的混合物(3)。料流(12)离开所述反应器(HT2)，其含有反应产物和分散相形式的所述催化剂，将其送至由常压蒸馏塔组成的第二蒸馏区(D2)，以将较轻的馏分(D21、D22、D23、...、D2n)与较重的塔底馏分(13)分开，将该较重的馏分再循环至所述第二加氢处理区(HT2)。
在备选的配置中，所述脱沥青段可以被所述催化剂和固体的物理分离段(倾析、过滤)代替，其中可任选地通过加入适合的稀释剂(通常是蒸馏物)来促进所述固体与所述液体的分离。在这种情况下，可部分地将所分离出的固体再循环至所述加氢反应器HT1或部分地送去处理，而所述液体料流，如果其已经被完全脱金属了，则被送到所述加氢处理段HT2。
下文提供了一些实施例以更好地说明本发明，这些实施例不应以任何方式被认为是限制在那里的或在那附近的。
实施例1
遵循图1所表示的方案，参考所述HT1处理，实施以下实验。
根据以下一般操作程序，使用30cm3搅拌的微型高压釜进行催化测试：
-将约10g原料和钼基催化剂前体装入所述反应器；
-然后用氢气对该系统进行加压，并通过电加热炉升至想要的温度(反应条件下的总压：16MPa)；
-反应过程中，通过操作在900rpm转速下的旋转(swinging)毛细管系统使所述系统保持在搅拌下；通过消耗的氢气的自动恢复系统使总压保持恒定；
-在测试结束时，对反应进行猝灭；然后对高压釜进行卸压并将气体收集在取样袋内；该气体样品随后送去用于气相色谱分析；
-回收并过滤反应产物以分离所述催化剂。分析液体部分以确定产物的产率和品质。
使用表1所示原料进行该测试。
表1：减压渣油的性质
原料   CCR(w％)   d20(g/cm3)   C(w％)   H(w％)   N(w％)   S(w％)  V(ppm)   Ni(ppm)
  减压渣油   18.9   1.0043   84.82   10.56   0.69   2.60   262   80
表2表明了反应条件和获得的产物的分布。
表2：操作条件、收率和产物品质
Figure A20078003406700161
实施例2
遵循图1中表示的方案，参考所述HT1、蒸馏1和SDA处理，实施以下实验。
加氢处理步骤1
反应器：3500cc，钢制，配有磁力搅拌器
催化剂：6000ppm的Mo/加入的原料，使用含有15w％的金属的油溶性的有机金属前体。
温度：420℃
压力：氢气，16MPa
反应时间：3小时
该原料的性质是在实施例1的表1中所示的那些。根据下述程序进行测试。将反应器充以所述渣油和钼化合物，并用氢气加压。在所示操作条件下进行反应。当测试结束时，进行猝灭；对高压釜进行卸压，并将气体收集在取样袋内用于气相色谱分析。
使所述反应器中存在的液体产物经过蒸馏并且随后用不同的溶剂脱沥青。
蒸馏步骤：
使用用于蒸馏油原料的实验设备实施该步骤：
脱沥青步骤(SDA)：
原料：由加氢反应产生的渣油
脱沥青试剂：丙烷、正丁烷、正戊烷
温度：80～180℃
将待脱沥青的产物和体积等于渣油体积8-10倍的溶剂装入高压釜。将原料和溶剂混合物加热到80-180℃的温度并通过机械搅拌器进行搅拌(800rpm)，持续30分钟。在操作结束时，进行倾析和两相分离，沥青质相沉积在高压釜的底部，和脱沥青油相稀释在所述溶剂中。该倾析持续约2小时。通过适宜的回收系统将DAO-溶剂相转移到第二个箱内。然后回收该DAO-溶剂相，和随后通过蒸发除去所述溶剂。
实验结果
遵循上述步骤，获得表3中表明的结果。
表3：收率和产物品质
Figure A20078003406700181
实施例3
遵循附图1中表示的方案，参考所述HT2反应步骤，实施以下实验。
加氢处理步骤2
根据以下一般的操作程序，使用30cm3的搅拌微型高压釜进行所述催化测试：
-将约10g原料和钼基催化剂前体加入所述反应器中；
-然后用氢气使所述体系加压并通过电加热炉升至想要的温度；
-反应过程中，通过操作在900rpm转速下的旋转毛细管系统使所述系统保持在搅拌下；通过消耗的氢气的自动恢复系统使总压保持恒定；
-在测试结束时，对反应进行猝灭；然后对高压釜进行卸压并将气体收集在取样袋内；该气体样品随后送去用于气相色谱分析；
-回收并过滤所述反应产物以分离所述催化剂。分析所述液体部分以测定产物的收率和品质。
用于该测试的原料从实施例2制备，并具体由用正丁烷对在分散的催化剂的存在下通过加氢反应产生的渣油进行脱沥青而得到的DAO来制备。
表4表明所述产物的分布数据和获得的产物混合物中含有的硫和残炭的含量。
表4：根据实施例2由正丁烷由DAO得到的反应产物分布。
Figure A20078003406700191

Claims (33)

1.用于重质原料转化的方法，其中所述重质原料选自重质原油、来自原油或来自催化处理的蒸馏渣油、减粘裂化炉焦油、热焦油、来自油砂的沥青、来自不同来源的煤的液体和其它被称为“黑油”的烃性质的高沸点原料，
包括以下步骤：
.混合所述重质原料与适合的加氢催化剂并将所获得的混合物送至第一加氢处理区(HT1)，向该第一加氢处理区中引入氢气或氢气和H2S的混合物；
.将来自所述第一加氢处理区(HT1)的流出物料流，其含有所述加氢处理反应产物和分散相形式的催化剂，送至具有一个或多个闪蒸步骤和/或常压蒸馏和/或减压蒸馏的第一蒸馏区(D1)，借此将来自所述加氢处理反应的各种馏分分开；
.将所述第一蒸馏区(D1)的蒸馏渣油(焦油)或离开闪蒸单元的液体的至少一部分，其含有分散相形式的所述催化剂，富含由所述原料的脱金属作用产生的金属硫化物和任选的最小量的焦炭，送至溶剂存在下的脱沥青区(SDA)或送至物理分离区，在脱沥青区的情况下获得两股料流，一股由脱沥青油(DAO)组成，将含有沥青质的另一股至少部分再循环至所述第一加氢处理区，在物理分离区的情况下获得分离出的固体和液体料流；
.将由脱沥青油(DAO)组成的料流或在所述物理分离区中分离出的液体料流送至第二加氢处理区(HT2)，向该第二加氢处理区中引入氢气或氢气与H2S的混合物和适合的加氢催化剂；
.将来自所述第二加氢处理区(HT2)的流出物料流，其含有所述加氢处理反应产物和分散相形式的所述催化剂，送至具有一个或多个闪蒸和/或蒸馏步骤的第二蒸馏区(D2)，借此将来自所述第二加氢处理区的各种馏分分开；
.将所述第二蒸馏区(D2)的蒸馏渣油或离开闪蒸单元的液体的至少一部分，其含有分散相形式的所述催化剂，再循环至所述第二加氢处理区(HT2)。
2.根据权利要求1的方法，其中所述第一蒸馏区(D1)由常压蒸馏塔和减压蒸馏塔组成，所述常压蒸馏塔的塔底馏分进料到所述减压蒸馏塔中。
3.根据权利要求2的方法，其中在所述常压蒸馏塔之前加入一个或多个闪蒸步骤。
4.根据权利要求2或3的方法，其中从所述减压蒸馏塔中获得两股料流，即由第一蒸馏区的蒸馏渣油组成的塔底料流，基本上由真空瓦斯油(VGO)组成的另一股料流。
5.根据权利要求4的方法，其中将所述基本上由真空瓦斯油(VGO)组成的料流的至少一部分再循环至所述第二加氢处理区(HT2)。
6.根据权利要求1～3中的至少一项的方法，其中将至少80％的所述含有沥青质的料流，该料流也含有分散相形式的催化剂并富含来自所述起始原料的金属，再循环至所述第一加氢处理区(HT1)。
7.根据权利要求6的方法，其中将至少95％的所述含有沥青质的料流再循环至所述第一加氢处理区(HT1)。
8.根据权利要求1～3中的至少一项的方法，其中通过加入合适的稀释剂来促进所述物理分离区中的固体的分离。
9.根据权利要求1的方法，其中将至少80％的含有所分离出的固体的料流再循环至所述第一加氢处理区(HT1)。
10.根据权利要求9的方法，其中将至少95％的含有所分离出的固体的料流再循环至所述第一加氢处理区(HT1)。
11.根据权利要求1的方法，其中所述第二蒸馏区(D2)由一个或多个闪蒸步骤和常压蒸馏塔组成。
12.根据权利要求1的方法，其中将基本上所有的所述第二蒸馏区(D2)的蒸馏渣油(焦油)或离开闪蒸单元的液体再循环至所述第二加氢处理区(HT2)。
13.根据权利要求1的方法，其中所述第一蒸馏区的减压段在0.005～1atm的减压下操作。
14.根据权利要求13的方法，其中所述第一蒸馏区的减压段在0.015～0.1atm的减压下操作。
15.根据权利要求1的方法，其中所述第二蒸馏区的减压段在0.005～1atm的减压下操作。
16.根据权利要求15的方法，其中所述第二蒸馏区的减压段在0.015～0.1atm的减压下操作。
17.根据权利要求1的方法，其中所述第一加氢处理步骤(HT1)在360℃～480℃的温度和3～30MPa的压力下进行。
18.根据权利要求17的方法，其中所述第一加氢处理步骤(HT1)在380℃～440℃的温度和10～20MPa的压力下进行。
19.根据权利要求1的方法，其中所述第二加氢处理步骤(HT2)在400℃～480℃的温度和3～30MPa的压力下进行。
20.根据权利要求19的方法，其中所述第二加氢处理步骤(HT2)在420℃～460℃的温度和10～20MPa的压力下进行。
21.根据权利要求1的方法，其中所述脱沥青步骤在40℃～200℃的温度和0.1～7MPa的压力下进行。
22.根据权利要求1的方法，其中所述脱沥青溶剂是具有3～6个碳原子的轻质链烷烃。
23.根据权利要求22的方法，其中所述脱沥青溶剂是具有4～5个碳原子的轻质链烷烃。
24.根据权利要求1的方法，其中所述脱沥青步骤在亚临界或超临界条件下用一个或多个步骤进行。
25.根据权利要求1的方法，其中所述加氢催化剂是基于一种或多种过渡金属的可分解的前体或预形成的化合物。
26.根据权利要求25的方法，其中所述过渡金属是钼。
27.根据权利要求1的方法，其中进料至所述第一加氢处理区的催化剂中含有的所述过渡金属的浓度为50～20000ppm。
28.根据权利要求27的方法，其中进料至所述第一加氢处理区的催化剂中含有的所述过渡金属的浓度为200～3000ppm。
29.根据权利要求1的方法，其中进料至所述第二加氢处理区的催化剂中含有的所述过渡金属的浓度为1000～30000ppm。
30.根据权利要求29的方法，其中进料至所述第二加氢处理区的催化剂中含有的所述过渡金属的浓度为3000～20000ppm。
31.根据权利要求1～3之一的方法，其中在将来自所述第一加氢处理区的流出物料流，其含有所述加氢处理反应的产物和分散相形式的所述催化剂，送至所述第一蒸馏区(D1)之前，使其经过高压分离步骤以获得轻质馏分和重质馏分，只将所述重质馏分送到所述第一蒸馏区(D1)。
32.根据权利要求31的方法，其中将通过所述高压分离步骤获得的所述轻质馏分送到第二加氢后处理段，产生含有C1-C4气体和H2S的较轻馏分和含有加氢处理的石脑油和瓦斯油的较重馏分。
33.根据权利要求1～3中的至少一项的方法，其中用合适的溶剂将来自所述脱沥青段(SDA)、被称为冲洗料流的含有沥青质的料流的一部分送至处理段，来将所述产物分成固体部分和随后能从其中分离出所述溶剂的液体部分。
CN200780034067.5A 2006-07-31 2007-07-27 重质原料全部转化为蒸馏物的方法 Active CN101553555B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
IT001512A ITMI20061512A1 (it) 2006-07-31 2006-07-31 Procedimento per la conversione totale di cariche pesanti a distillati
ITMI2006A001512 2006-07-31
PCT/EP2007/006708 WO2008014947A1 (en) 2006-07-31 2007-07-27 Process for the total conversion of heavy feedstocks to distillates

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101553555A true CN101553555A (zh) 2009-10-07
CN101553555B CN101553555B (zh) 2013-07-31

Family

ID=37964722

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200780034067.5A Active CN101553555B (zh) 2006-07-31 2007-07-27 重质原料全部转化为蒸馏物的方法

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8147675B2 (zh)
EP (1) EP2046921A1 (zh)
CN (1) CN101553555B (zh)
BR (1) BRPI0715219A2 (zh)
CA (1) CA2593813C (zh)
IT (1) ITMI20061512A1 (zh)
MX (1) MX2009001165A (zh)
RU (1) RU2430958C2 (zh)
WO (1) WO2008014947A1 (zh)

Families Citing this family (34)

* 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
FR2933709B1 (fr) * 2008-07-10 2011-07-22 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion comprenant une hydroconversion d'une charge, un fractionnement, puis un desasphatage de la fraction residu sous vide
FR2933711B1 (fr) * 2008-07-10 2010-08-27 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion comprenant une viscoreduction de residu, puis un desasphaltage et une hydroconversion
FR2933710B1 (fr) * 2008-07-10 2012-12-07 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion comprenant un desasphaltage et une conversion de residu
US8287720B2 (en) * 2009-06-23 2012-10-16 Lummus Technology Inc. Multistage resid hydrocracking
US9074143B2 (en) 2009-12-11 2015-07-07 Uop Llc Process for producing hydrocarbon fuel
CA2773584C (en) * 2009-12-11 2016-04-05 Uop Llc Process and apparatus for producing hydrocarbon fuel and composition
US8597608B2 (en) 2010-01-21 2013-12-03 Shell Oil Company Manganese tetrathiotungstate material
EP2525906A2 (en) 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Nano-tetrathiometallate or nano-tetraselenometallate material
US8679319B2 (en) 2010-01-21 2014-03-25 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
SG181824A1 (en) 2010-01-21 2012-07-30 Shell Int Research Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8409541B2 (en) 2010-01-21 2013-04-02 Shell Oil Company Process for producing a copper thiometallate or a selenometallate material
CA2785580A1 (en) 2010-01-21 2011-07-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CA2785600A1 (en) 2010-01-21 2011-07-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for treating a hydrocarbon-containing feed
WO2011091206A2 (en) 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
SG181796A1 (en) 2010-01-21 2012-07-30 Shell Int Research Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CA2785518A1 (en) 2010-01-21 2011-07-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for treating a hydrocarbon-containing feed
WO2011091212A2 (en) 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CA2784595C (en) 2010-01-21 2017-04-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing a thiometallate or a selenometallate material
US8562817B2 (en) 2010-01-21 2013-10-22 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
EP2526060B1 (en) 2010-01-21 2014-06-18 Shell Oil Company Process for producing a thiometallate or a selenometallate material
US8691080B2 (en) * 2010-06-10 2014-04-08 Uop Llc Slurry hydrocracking apparatus or process
SG190425A1 (en) 2010-12-10 2013-07-31 Shell Int Research 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
MX2011009116A (es) 2011-08-31 2013-02-28 Mexicano Inst Petrol Proceso de hidroconversion-destilacion de aceites crudos pesados y/o extra-pesados.
CN103059918B (zh) * 2011-10-21 2015-04-01 中国石油化工股份有限公司 渐次气化分段进料的减压蒸馏方法
CN103059920B (zh) * 2011-10-21 2015-04-01 中国石油化工股份有限公司 一种原油减压深拔方法及装置
WO2014131040A1 (en) * 2013-02-25 2014-08-28 Foster Wheeler Usa Corporation Increased production of fuels by integration of vacuum distillation with solvent deasphalting
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
US20160177200A1 (en) * 2014-12-23 2016-06-23 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
WO2017185166A1 (en) 2016-04-25 2017-11-02 Sherritt International Corporation Process for partial upgrading of heavy oil
FR3050735B1 (fr) * 2016-04-27 2020-11-06 Ifp Energies Now Procede de conversion comprenant des lits de garde permutables d'hydrodemetallation, une etape d'hydrotraitement en lit fixe et une etape d'hydrocraquage en reacteurs permutables
IT201600122525A1 (it) 2016-12-02 2018-06-02 Eni Spa Procedimento per la produzione di lipidi e altri composti organici da biomassa

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4176048A (en) * 1978-10-31 1979-11-27 Standard Oil Company (Indiana) Process for conversion of heavy hydrocarbons
WO2005047425A1 (en) * 2003-11-14 2005-05-26 Eni S.P.A. Integrated process for the conversion of feedstocks containing coal into liquid products

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3905892A (en) * 1972-03-01 1975-09-16 Cities Service Res & Dev Co Process for reduction of high sulfur residue
NL7510465A (nl) * 1975-09-05 1977-03-08 Shell Int Research Werkwijze voor het omzetten van koolwaterstoffen.
US5013427A (en) * 1989-07-18 1991-05-07 Amoco Corportion Resid hydrotreating with resins
IT1275447B (it) 1995-05-26 1997-08-07 Snam Progetti Procedimento per la conversione di greggi pesanti e residui di distillazione a distillati
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
DE60306422T2 (de) 2002-12-20 2006-12-28 Eni S.P.A. Krackverfahren für schwere aufgaben wie schwere rohöle und destillationsreststoffe
MXPA05006708A (es) 2002-12-20 2005-09-30 Eni Spa Proceso para la conversion de materiales de alimentacion pesados como petroleos crudos pesados y residuos de destilacion.
ITMI20030693A1 (it) 2003-04-08 2004-10-09 Enitecnologie Spa Procedimento di conversione di cariche pesanti quali i greggi pesanti e i residui di distillazione
ITMI20042445A1 (it) 2004-12-22 2005-03-22 Eni Spa Procedimento per la conversione di cariche pesanti quali greggi pesanti e residui di distillazione
ITMI20042446A1 (it) 2004-12-22 2005-03-22 Eni Spa Procedimento per la conversione di cariche pesantyi quali i greggi pesanti e i residui di distillazione

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4176048A (en) * 1978-10-31 1979-11-27 Standard Oil Company (Indiana) Process for conversion of heavy hydrocarbons
WO2005047425A1 (en) * 2003-11-14 2005-05-26 Eni S.P.A. Integrated process for the conversion of feedstocks containing coal into liquid products

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI0715219A2 (pt) 2013-06-18
ITMI20061512A1 (it) 2008-02-01
WO2008014947A8 (en) 2008-04-17
US8147675B2 (en) 2012-04-03
RU2009103561A (ru) 2010-09-10
CN101553555B (zh) 2013-07-31
RU2430958C2 (ru) 2011-10-10
MX2009001165A (es) 2009-04-14
EP2046921A1 (en) 2009-04-15
WO2008014947A1 (en) 2008-02-07
CA2593813A1 (en) 2008-01-31
US20090261016A1 (en) 2009-10-22
CA2593813C (en) 2014-11-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101553555B (zh) 重质原料全部转化为蒸馏物的方法
CN101558139B (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
JP4891259B2 (ja) 重質原油および蒸留残渣のような重質投入物の転換方法
EP1753845B1 (en) Fixed bed hydroprocessing methods and systems and methods for upgrading an existing fixed bed system
KR101716989B1 (ko) 잔유물의 하이드로크랙킹
US8551323B2 (en) Systems and methods for hydroprocessing a heavy oil feedstock
US20180134974A1 (en) Method for converting feedstocks comprising a hydrocracking step, a precipitation step and a sediment separation step, in order to produce fuel oils
CN111819268B (zh) 将脱沥青油再循环的转化重质烃原料的方法
TWI486435B (zh) 殘餘物加氫裂解處理技術
US9925532B2 (en) Method of processing heavy oils and residua
CN100497548C (zh) 重质原料例如重质原油和蒸馏渣油转化的方法
US20150329790A1 (en) Systems and methods for producing a crude product
CN109563416B (zh) 用于沸腾床升级以生产改进质量的减压渣油产物的双催化剂体系
CN111788286A (zh) 包括深度加氢转化步骤和脱沥青步骤的改善的渣油转化方法
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
US20140238897A1 (en) Reconfiguration of recirculation stream in upgrading heavy oil
CN110776954B (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
CN110776953A (zh) 包括固定床加氢处理、两次脱沥青操作和沥青的加氢裂化的用于处理重质烃原料的方法
CN117616105A (zh) 包括将重质烃原料与有机添加剂预混合的所述原料的混合沸腾-夹带床加氢转化
CA2920054C (en) A method of processing heavy oils and residua
KR20240048528A (ko) 분산 촉매를 순차적으로 첨가한 중유의 효율적인 수소화 처리 및 용매 탈아스팔트화
CN117616104A (zh) 包括将重质烃原料与有机添加剂预混合的所述原料的浆态床加氢转化
CN117616106A (zh) 包括将所述原料与含有有机添加剂的催化剂前体混合的重质烃原料的混合沸腾-夹带床加氢转化

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