CN102652169A - 用于生产烃燃料和组合物的方法和设备 - Google Patents

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Abstract

将重质烃进料进行淤浆加氢裂化生产HVGO料流和沥青料流。使至少一部分沥青料流经受SDA以制备贫含金属的DAO料流。将DAO与至少一部分HVGO料流混合以提供具有燃气轮机中燃烧或船用燃料品级的可接受性能的涡轮机或船用燃料。

Description

用于生产烃燃料和组合物的方法和设备
早期国家申请的优先权要求
本申请要求均为2009年12月11日提交的美国申请Nos.12/636,135；12/636,137和12/636,142的优先权。
发明领域
本发明涉及用于通过淤浆加氢裂化(SHC)和溶剂脱沥青(SDA)制备烃燃料的方法和设备。
相关技术描述
由于常规原油的储量下降，必须将重油升级(upgrade)以满足需求。在升级中，将较重的材料转化成较轻馏分并且必须除去大部分硫、氮和金属。通常首先将原油在常压原油蒸馏塔中加工以提供包括石脑油、煤油和柴油的燃料产品。通常取得常压原油蒸馏塔底部产物流至真空蒸馏塔中以得到减压瓦斯油(VGO)，所述减压瓦斯油可以为FCC装置的原料或其它用途。VGO通常在300℃(572℉)-524℃(975℉)的范围内沸腾。
SHC用于由原油蒸馏得到的重质烃原料，包括来自常压塔或减压塔蒸馏的烃残渣或瓦斯油的初级升级。在SHC中，将这些液体原料与氢气和固体催化剂颗粒如颗粒状金属化合物如金属硫化物混合以提供淤浆相。典型SHC方法例如描述于US 5,755,955和US 5,474,977中。SHC方法产生石脑油、柴油、瓦斯油如VGO，和低价值耐熔沥青料流。通常将VGO料流在催化加氢裂化或流化床催化裂化(FCC)中进一步精制以提供可销售产品。为防止在SHC反应器中过渡焦化，可使重VGO(HVGO)再循环至SHC反应器中。
SDA一般地指使用在溶剂的存在下萃取而升级例如上述烃馏分的精炼方法。SDA容许在较低温下实际回收较重油，而不使重质烃裂化或降解。与蒸馏中的挥发度相反，SDA将烃根据它们在液体溶剂中的溶解度分离。较低分子量和更多链烷烃组分优先被萃取。最小可溶的材料为高分子量和最极性(most polar)芳族组分。
燃气轮机具有许多用途，包括航空推进、发电和船舶推进。由于燃气轮机材料技术发展，燃烧段温度已提高数百度，容许布莱顿循环中的效率巨大改进。最高效率的燃气轮机可具有在1093℃(2000℉)以上操作的热段，因此具有比较老一代涡轮机高得多的循环效率。较高效率的燃气轮机已产生对更严密燃料规格的需要。
根据文章Svensson，DNV Approves Siemens Gas Turbine for HFO，61Royal Belgian Institute of Marine Engineers 55(2007)，17MW型SGT-500燃气轮机成功地经受综合试验，使用满足IF180规格的燃料油并获得挪威政府关于航海用品的DNV(Det Norske Veritas)认可。在该文章的时候，IFO180重燃料油比船用燃气轮机中通常燃烧的中间馏分油便宜$US200-250。IFO 180规格也称为RME 180规格，其适用于非涡轮机如通常在船舶系统中发现的低RPM柴油机中所用的残余船用燃料。
存在对这种燃料的需要，因为涡轮机比在小至中规模应用中用于发电，例如用于电网的峰值功率、用于快船如渡船、军用运输船和其它应用的船舶推进的许多其它动力源更有效。回收涡轮机的废热以制备蒸汽或提供其它低水平热的热电联产设备是实现高总循环效率，但需要适于涡轮机的燃料的系统的其它实例。
先前已作了许多努力，由低价值烃残渣制备合适的燃气轮机燃料。一种方法涉及加氢处理石油残渣，其中调整条件以除去仅小部分的硫和氮，但大多数金属在“抛光方法”中经脱金属催化剂除去。该方法的实例作为Japan Gasoline Corporation的GEFINERY已知。认为该方法的成本基于有限的升级限度是不合理地高的。
其它方法建议通过加氢处理将来自煤溶解或“溶剂精制”煤产物的残渣提升价值(valorize)以产生减压馏出物。该方法的实例为SRC(溶剂精制煤)方法和Japan New Energy Development Organization的Hypercoal方法。在另一方法中，使残余石油经受SDA，其中脱沥青油(DAO)的收率保持为相对低的以避免将任何有机金属化合物拉入DAO中。最后一种方法结合了SDA与DAO的下游提纯或加氢处理以除去金属。这三种方法实例被认为是不利的，因为它们生产满足可应用规格的合适燃料的能力有限。
特殊燃料(为本发明主题)会比典型的船用柴油或煤油生产更便宜。即使由于需要下游污染控制以从排气中除去SOx和NOx，但它对于涡轮机中这种燃料燃烧而言是有利的。
目前需要可便宜地制备且用于燃气轮机和船用发动机中的烃燃料组合物。
发明概述
在典型实施方案中，本发明涉及制备烃燃料的方法，所述方法包括将重质进料进行淤浆加氢裂化以提供淤浆加氢裂化产物。分离淤浆加氢裂化产物以提供沥青料流和HVGO料流。将至少一部分沥青料流与溶剂混合以将一部分沥青溶于溶剂中。将溶解部分的沥青与至少一部分HVGO料流共混以得到共混产物。在这方面，共混产物包含不多于5wppm钠，不多于50wppm钒且至少80体积%的共混产物在426℃(800℉)或以上的温度下沸腾。
在另一典型实施方案中，本发明涉及制备烃燃料的方法，所述方法包括将重质进料进行淤浆加氢裂化以提供淤浆加氢裂化产物。分离淤浆加氢裂化产物以提供沥青料流和HVGO料流。将至少一部分沥青料流溶剂脱沥青以提供DAO。将DAO与至少一部分HVGO料流共混以提供共混产物。
在另一典型实施方案中，本发明涉及制备烃燃料的设备，所述设备包含用于重质进料和氢气在催化剂作用下反应以产生淤浆加氢裂化产物的淤浆加氢裂化反应器。与淤浆加氢裂化反应器连通的分馏段将至少一部分淤浆加氢裂化产物分馏。分馏段具有用于排放HVGO料流的侧出口或HVGO出口和用于排放沥青料流的底部出口或沥青出口。与沥青出口连通SDA塔产生DAO料流。其从DAO出口排放。与侧出口和DAO出口连通的容器或管线将至少一部分HVGO料流和DAO料流共混。
在又一典型实施方案中，该设备包含与SHC反应器连通的用于将氢气从淤浆加氢裂化产物中分离的分离器。
在甚至另一典型实施方案中，设备的分馏段还包含用于排放柴油料流的侧出口和用于排放轻VGO(LVGO)料流的侧出口。
在甚至又一典型实施方案中，本发明涉及包含不少于73重量%芳烃、不多于5重量%庚烷不溶物和不多于50wppm钒的烃组合物。至少80体积%的组合物在426℃(800℉)以上的温度下沸腾。在其它方面，组合物可包含不少于75重量%芳烃，可包含不多于5重量%己烷不溶物或不多于5重量%戊烷不溶物。在另一方面，至少90体积%的组合物在426℃以上的温度下沸腾。在另一方面，组合物具有不多于30wppm或不多于10wppm钒。在另一方面，组合物具有在50℃下不大于180cSt的粘度。在又一方面，组合物具有不多于5wppm钠。
本发明涉及的这些和其它方面和实施方案由详述获悉。定义
术语“芳烃”意指如通过ASTM D 2549测定包含含环分子的物质。
术语“连通”意指在操作上容许材料在所列组件之间流动。
术语“下游连通”意指至少一部分流入下游连通主体中的材料可在操作上流自它连通的主体。
术语“上游连通”意指至少一部分来自上游连通主体的材料可在操作上流入它连通的主体中。
如本文所用，术语“沸点温度”意指由观察到的沸点温度和蒸馏压力计算，如使用标题为“Practice for Converting Observed VaporTemperatures to Atmospheric Equivalent Temperatures”的ASTM D1160附录A7所计算的常压等效沸点(AEBP)。
如本文所用，“沥青”意指如通过任何标准气相色谱模拟蒸馏方法如ASTM D2887、D6352或D7169(其全部由石油工业使用)测定沸点在538℃(975℉)AEBP以上的烃材料。
如本文所用，“沥青转化率”意指将沸点为524℃(975℉)以上的材料转化成沸点在524℃(975℉)或以下的材料的转化率。
如本文所用，“重减压瓦斯油”意指如通过任何标准气相色谱模拟蒸馏方法如ASTM D2887、D6352或D7169(其全部由石油工业使用)测定沸点在427℃(800℉)-538℃(975℉)AEBP的烃材料。
如本文所用，溶剂“不溶物”意指不溶于所述溶剂中的材料。
术语“液时空速”意指每反应器容积的液体进料的体积流速，其中溶剂涉及16℃的标准温度。
附图简述
附图为本发明方法和设备的示意图。
发明详述
淤浆加氢裂化能赋予将许多低价值减压塔底产物流转化成524℃(975℉)和更轻馏出物和少量沥青的至多80-95重量%的转化率。在524℃(975℉)或更高温度下沸腾的SHC产物的甲苯可溶性部分具有相对低的分子量，例如根据ASTM D 2503通过蒸气渗透压法测量700-900，且被一些镍和钒污染。在20.7MPa(3000psig)以下的压力下在铁基催化剂作用下淤浆加氢裂化具有打开金属卟啉环的有限能力。令人惊讶的是，得知来自以80重量%以上的转化率在铁基催化剂作用下淤浆加氢裂化的在524℃以上沸腾的沥青残渣的戊烷可溶性部分含有非常低的镍和钒浓度。这与含有充分量的可溶性有机金属镍和钒且不可能在最新一代涡轮机中运行的溶剂脱沥青直馏油相反。这些载有金属的燃料仅可使用某些技术如金属钝化添加剂和脱机水(offline water)洗涤以除去叶片沉积物而在冷却涡轮机中运行。
还得知通过以80重量%以上的转化率在铁基催化剂作用下将524+℃残渣进行淤浆加氢裂化而制备的在426-524℃(800-975℉)常压等效沸点下沸腾的减压瓦斯油馏出物的最重部分(称为HVGO)不包含可测量的镍和钒。该材料还含有一些C30-C45范围内的链烷烃以及多环芳烃和杂原子材料。该材料具有优异的燃料性能且在室温下可倾倒。来自淤浆加氢裂化的在343-426℃(650-800℉)常压等效沸点范围内沸腾的减压瓦斯油馏出物的较轻部分(称为LVGO)适于作为涡轮机燃料直接燃烧，但通常需要将该油在进一步加工中升级成石脑油和柴油以赋予该料流更好的价值。
因此，由SHC得到的HVGO和溶剂脱沥青的沥青可共混在一起以提供满足RME 180和IFO 180燃料规格的烃燃料。因此，烃燃料可在燃气轮机和船用发动机中燃烧而不需要进一步升级。通过本发明方法和设备制备的烃燃料的具体组合物可直接使用或以与其它燃料成批混合的共混物或在使用时混合的共混物使用。
本发明的实施方案涉及将重质烃原料进行淤浆加氢裂化以初级升级成燃料。根据一个实施方案，例如重质烃原料包含减压塔残渣。重质烃原料的代表性其它组分包括在566℃(1050℉)以上沸腾的渣油、焦油、地沥青、煤油和页岩油。地沥青也称为天然沥青、焦油砂或油砂。地沥青定义为含有比10,000cSt更粘的烃的岩石，或可从开采或采石岩石提取的这类烃。一些天然地沥青为固体的，例如硬沥青、脆沥青和地蜡，其通过条纹、熔性和溶解度区别。其它含沥青烯材料也可用作通过SHC加工的组分。除沥青烯外，重质烃原料的这些其它可能组分，在其它属性中，一般性地还含有显著的金属污染物，例如镍、铁和钒、高含量的有机硫和氮化合物，和高康拉逊残碳值。这类组分的金属含量可例如为100-1,000重量ppm，总硫含量可以为1-7重量%，且API比重可以为-5至35°。这类组分的康拉逊残碳值一般性地为至少5重量%，通常为10-30重量%。
如附图所示，用于将重质烃转化成烃燃料的本发明通过SHC单元10和溶剂脱沥青单元110例示。
管线12中的重质进料流显示为如附图所示SHC单元10的进料。可将管线14中的重质产物再循环料流与重质进料流12混合。将管线16中的焦炭抑制添加剂或催化剂的粒状材料与管线12中的进料流混合在一起以形成均匀淤浆。多种固体催化剂颗粒可用作粒状材料。特别有用的催化剂颗粒为US 4,963,247中所述那些。因此，颗粒通常为具有小于45μm的粒度且一方面，大部分，即至少50重量%具有小于10μm的粒度的硫酸亚铁。硫酸亚铁一水合物是优选的催化剂。也可以优选铝土矿催化剂。一方面，将基于新原料为0.01-4.0重量%的焦炭抑制催化剂颗粒加入进料混合物中。可作为选择或另外使用油溶性焦炭抑制添加剂。油溶性添加剂包括基于具有钼、钨、钌、镍、钴或铁的新原料为50-1000wppm的金属环烷酸盐或金属辛酸盐。
可将管线18中的催化剂和重质烃进料的淤浆与管线20中的氢气混合并经由管线24转移至火焰加热器22中。将组合进料在加热器22中加热，通过入口管线26流入管式SHC反应器30底部的入口中。在加热器22中，从管线16中新加入的铁基催化剂颗粒通常转化形成具有催化活性的硫化铁。在SHC反应器30中发生一些分解。例如，硫酸铁一水合物会转化成硫化亚铁且当离开加热器22时具有小于0.1或甚至0.01μm的粒度。SHC反应器30可采取不具有固定固体床的三相如固-液-气反应器的形式，催化剂、氢气和油进料以纯向上运动移动通过其中，同时具有一些程度的回混。许多其它混合和泵送配置可适于将进料、氢气和催化剂输送至反应器30中。
在SHC反应器30中，重质进料和氢气在上述催化剂的存在下反应以产生淤浆加氢裂化产物。SHC反应器30可在3.5-24MPa范围内的非常温和压力下操作而不形成焦炭。反应器温度通常为350-600℃，优选400-500℃的温度。LHSV基于新鲜进料通常为4hr-1以下，优选0.1-3hr-1，特别优选0.2-1hr-1。沥青转化率可以为至少80重量%，合适地至少85重量%，优选至少90重量%。氢气进料速率为674-3370Nm3/m3(4000-20,000SCF/bbl)油。SHC特别适于进料和气体向上移动通过的管式反应器。因此，SHC反应器30的出口在入口上方。尽管附图中仅显示一个，但是可并联或串联地使用一个或多个SHC反应器30。由于升高的气体速度，SHC反应器30中可发生起泡。也可将消泡剂加入SHC反应器30中以降低产生泡沫的倾向。合适的消泡剂包括如US 4,969,988所公开的硅酮。另外，可将来自管线32的氢骤冷料注入SHC反应器30的顶部以在离开反应器时冷却淤浆加氢裂化产物。
将包含气-液混合物的淤浆加氢裂化产物流通过管线34从SHC反应器30的顶部取出。淤浆加氢裂化料流由几种产物组成，包括VGO和沥青，可以以大量不同方式将其分离。将来自SHC反应器30的顶部的淤浆加氢裂化流出物一方面在保持在200-470℃(392-878℉)的分离温度下，一方面在SHC反应的压力下的热高压分离器36中分离。热高压分离器与SHC反应器30下游连通。管线32中的任选骤冷料可帮助将反应产物骤冷至热高压分离器36中所需的温度。在热高压分离器36中，将管线34中的来自SHC反应器30的流出物分离成包含氢气与气化产物的气流和包含淤浆加氢裂化产物的液流。气流为在热高压分离器的温度和压力下的闪蒸气化产物。同样，液流为在热高压分离器36的温度和压力下的闪蒸液体。将气流在顶部通过管线38从热高压分离器36中取出，同时将液体馏分在热高压分离器36的底部通过管线40取出。
将管线40中的液体馏分在与热高压分离器36相同的温度但在690-3,447kPa(100-500psig)的压力下输送至热闪蒸罐42中。将管线44中的蒸气顶部产物在冷却器46中冷却并与管线48中的来自冷高压分离器的液体底部产物结合并进入管线50中。液体馏分在管线52中离开热闪蒸罐。
将管线38中的来自热高压分离器36的顶部料流在冷却器54代表的一个或多个冷却器中冷却至较低的温度。在管线38上的水洗涤(未显示)通常用于洗涤出盐如二硫化铵或氯化铵。水洗涤会从管线38中的料流中除去几乎所有氨和一些硫化氢。将管线38中的料流输送至与SHC反应器30和热高压分离器36下游连通的冷高压分离器56中。一方面，冷高压分离器56在比热高压分离器36更低的温度，但在相同的压力下操作。冷高压分离器56保持在10-93℃(50-200℉)的温度和SHC反应器30的压力下。在冷高压分离器56中，将热高压分离器36的顶部产物分离成管线58中的包含氢气的气流和管线48中的包含淤浆加氢裂化产物的液流。气流为在冷高压分离器56的温度和压力下的闪蒸气化馏分。同样，液流为在冷高压分离器56的温度和压力下的闪蒸液体产物。通过使用这类分离器，所得出口气流主要含有氢与一些杂质如硫化氢、氨和轻质烃气体。
管线58中的富氢料流可经过填充洗涤塔60，在那里将它通过管线62中的洗涤液洗涤以除去硫化氢和氨。管线64中的废洗涤液可再生并再循环，且通常为胺。洗涤的富氢料流经由管线66从洗涤器中排出并通过循环气体压缩机68和管线20再循环回SHC反应器30中。再循环氢气可与通过管线70加入的新鲜补充氢气结合。
管线48中的液体馏份运送液体产物以邻近在管线44中离开冷却器46的冷却的热闪蒸罐顶部产物以产生管线50，所述管线50在与冷高压分离器56相同的温度和如热闪蒸罐42中690-3,447kPa(100-500psig)的较低压力下进料给冷闪蒸罐72。管线74中的顶部气体可以为包含C4-材料的燃料气体，可将其回收和利用。管线76中的来自冷闪蒸罐72的液体底部产物和来自热闪蒸罐42的底部产物管线52各自流入分馏段80中。
分馏段80与SHC反应器30下游连通以将至少一部分所述淤浆加氢裂化产物分馏。分馏段80可包含一个或数个容器，尽管图中仅显示一个容器。分馏段80可包含常压汽提分馏塔和减压闪蒸罐塔，但在一个方面仅为单一减压塔。在一方面，可将惰性气体如中压蒸汽在管线82中供入分馏段80底部附近以从较重组分中汽提较轻组分。分馏段80产生在管线84中从顶部出口83排放的顶部气体产物、在管线86中从侧出口85排放的石脑油产物流、在管线90中从侧出口88排放的柴油产物流、在管线92中从侧出口91排放的LVGO料流、在管线94中从侧出口93排放的HVGO料流和在底部产物管线98中从底部出口96排放的沥青料流。
底部产物管线98中的来自底部出口96的SHC沥青产物流为重芳烃且含有SHC催化剂。沥青通常在524℃(975℉)以上沸腾。管线98中的沥青分离成进入SDA单元110的管线100和用于再循环回SHC反应器30的管线102。管线94中的来自侧出口的HVGO产物流分离成用于共混的管线106和用于再循环回SHC反应器3中的管线108。管线102和108中的料流可在管线14中结合。HVGO产物流在427℃(800℉)以上沸腾且小于沥青的沸程。至少80重量%的HVGO料流在427℃以上沸腾。在另一方面，至少80重量%的HVGO料流在524℃(975℉)以下沸腾。管线106运送至少一部分来自管线94的HVGO料流。
管线100中的沥青料流进入SDA单元110中。在SDA方法中，在作为管线112中的进料进入第一萃取塔120中以前，将管线100中的沥青进料流泵送并与管线116中的再循环溶剂和管线118中的补充溶剂混合。可将其它溶剂，例如再循环溶剂经由管线122加入萃取塔120的下端。轻质链烷烃溶剂，通常为丙烷、丁烷、戊烷、己烷、庚烷或其混合物溶解溶剂中一部分沥青。溶于溶剂中的沥青上升到塔120的顶部。轻质烃溶剂的溶解能力的决定性品质为它的密度，所以相当于特殊溶剂的溶剂具有相等的密度。例如，在一个实施方案中，庚烷为最稠密的溶剂，其可不在DAO中提升高浓度的钒而使用。具有比庚烷更低的密度的溶剂也适于在DAO中提升(lift)较低浓度的钒。具体而言，溶剂溶解沥青进料中的链烷烃和较小极性的芳族化合物。正戊烷是合适的溶剂。进料流112的较重部分是不可溶的并作为在管线124中的来自沥青出口123的沥青质或沥青料流沉降，并将第一DAO料流在管线126中从DAO出口127排放的萃取物中萃取。管线126中的DAO料流为溶解部分的沥青。萃取塔120通常在93-204℃(200-400℉)和3.8-5.6MPa(550-850psi)下操作。萃取塔120的温度和压力通常在溶剂的临界点以下，但可在临界点以上或以下，条件是良好地控制密度。管线126中的DAO料流具有比管线112中的进料流更低的金属浓度。将第一DAO料流在换热器128和火焰加热器129或其它换热器中通过与溶剂再循环管线136中的热溶剂间接热交换而加热至溶剂的超临界温度。将超临界加热的溶剂在与第一萃取塔120的顶部下游连通的DAO分离塔130中与DAO分离。溶剂再循环料流在溶剂再循环管线136中离开DAO分离塔130。溶剂再循环料流通过在换热器128中与管线126中的萃取物间接热交换和冷凝器154而冷凝。DAO分离塔130通常在177-287℃(350-550℉)和3.8-5.2MPa(550-750psi)下操作。管线124中的萃取器底部产物流含有比管线112中的进料更大的金属浓度。将管线124中的底部产物流在火焰加热器140中或通过其它热交换方式加热并在沥青汽提塔150中汽提以得到底部产物管线152中的贫溶剂沥青料流和管线134中的第一溶剂回收料流。来自管线133的蒸汽可在沥青汽提塔150中用作汽提液。沥青汽提塔150与所述溶剂脱沥青塔120的沥青出口123下游连通以将溶剂与沥青分离。沥青汽提器150通常在204-260℃(400-500℉)和344-1,034kPa(50-150psi)下操作。贫溶剂DAO料流在管线132中离开DAO分离塔130并进入与DAO分离塔130的底部和所述DAO出口127下游连通的DAO汽提塔160中。DAO汽提塔160通过在低压下将DAO从夹带的溶剂中汽提而进一步将第二溶剂回收料流162与DAO料流132分离。来自管线163的蒸汽可在DAO汽提塔160中用作汽提液。DAO汽提塔160通常在149-260℃(300-500℉)和344-1,034kPa(50-150psi)下操作。第二溶剂回收料流在管线162中离开并在通过冷却器164冷凝和储存于溶剂储罐166中以前结合到管线134中的第一溶剂回收料流中。回收的溶剂根据需要从储罐166通过管线168再循环以补充管线136中的溶剂以与管线100中的沥青料流混合。在管线172中提供基本不含溶剂的DAO，其为至少一部分从DAO出口127排放的DAO。
将管线172中为沥青的溶解部分的DAO在如图所示容器或管线180与管线106中的HVGO共混以提供共混产物，其具有包含不少于73重量%芳烃，优选不少于75重量%芳烃的烃组合物。管线180或未显示的容器与HVGO侧出口93、沥青出口96和DAO出口127下游连通。该组合物可具有不多于5重量%庚烷不溶物和不多于50wppm钒。在另一实施方案中，烃组合物可具有不多于5重量%己烷不溶物和不多于30wppm钒。在又一实施方案中，烃组合物可具有不多于5重量%戊烷不溶物和不多于10wppm钒。至少80体积%，优选90体积%的组合物在426℃(800℉)或以上的温度下沸腾。在一个实施方案中，烃组合物包含不多于3.5重量%硫，合适地不多于1.0重量%硫，优选不多于0.5重量%硫。在另一实施方案中，共混烃组合物具有在50℃下不多于180cSt的粘度和不大于500的平均分子量。在一个实施方案中，烃组合物具有不多于5wppm的钠，优选不多于2wppm，所以它可以为合适的涡轮机燃料。
实施例
进行以下实施例以证明本发明的有用性。
实施例1
使用SHC反应器以80和90重量%的沥青转化水平转化来自Alberta，加拿大的Peace River岩层的地沥青的减压渣油。分离相应的SHC产物以提供沥青产物和HVGO产物。通过ASTM D2549-02(2007)标准试验方法(其用于通过洗脱色谱法分离高沸点油的典型芳烃和非芳烃馏分)测定SHC产物馏分的芳烃浓度。离开SHC反应器的沥青在80重量%以上的所有转化率水平下舒适地呈现为100%芳族分子。对于各HVGO馏分测定的芳烃浓度在表I中给出。
表I
  SHC产物   转化率，重量%   沸程，℃   芳烃，重量%
  HVGO   80   425-524   71.3
  HVGO   90   425-524   70.8
  沥青   全部   524+   100
实施例2
使用SHC反应器以87重量%的沥青转化水平转化来自Alberta，加拿大的Peace River岩层的地沥青的减压渣油。分离相应的SHC产物以提供沥青产物和HVGO产物。然后使沥青产物经受使用正戊烷溶剂而溶剂分离以萃取DAO。进行共混计算以测定烃组合物与所选择比例的HVGO产物和戊烷萃取的DAO的共混物的性能。与RME180/IFO180规格相比，共混烃组合物的性能显示于表II中。RME180/IF180规格从ISO标准8217:2005(E)表2：Requirements for Marine Residual Oils中取得。表II中共混物的芳烃浓度作为表I中HVGO和沥青馏分中的芳烃浓度的重均测定。
表II
Figure BDA00001749122400121
预期所有共混物基于根据Procedure 2B8.1 of the API PetroleumRefining Technical Handbook，第1卷(1987)的其物理性能均具有小于30℃的倾点。根据API Petroleum Refining Handbook，第1卷(1987)中的程序2B2.1和2B2.3，在30℃的温度下计算HVGO:戊烷可溶性沥青之比等于79:21的共混物具有1201Cst的粘度，计算HVGO:戊烷可溶性沥青之比等于88:12的共混物具有349cSt的粘度。因此，预期表中的所有组合物在小于30℃下可倾倒。
HVGO:戊烷可溶性沥青之比等于79:21的共混物为SHC产物的所制备组合物。HVGO:戊烷可溶性沥青之比等于85:15的共混物具有满足在50℃下的粘度规格，但稍微太稠密而不满足密度规格的组成。HVGO:戊烷可溶性沥青之比等于88:12的共混物具有满足所有RME180/IF180规格的组成。
测量HVGO:戊烷可溶性沥青之比等于88:12的共混物具有小于2wppm钠。预期所有共混物具有小于2wppm的钠浓度。
实施例3
使用SHC反应器以87重量%的沥青转化水平转化来自Peace River，Alberta，加拿大的地沥青的减压渣油。分离相应的SHC产物以提供沥青产物。沥青产物具有表III给出的性能。
表III
  沥青密度，g/cc   1.185
  镍，wppm   120
  钒，wppm   109
然后使沥青产物经受使用数种溶剂溶剂分离以萃取DAO。检查通过不同溶剂提升的沥青的金属浓度和密度并显示于表IV中。
表IV
Figure BDA00001749122400131
在该实验中，发现萃取油中的镍和钒浓度与溶剂密度或重量%收率成线性关系。实际上不测试己烷，但性能因此基于溶剂密度在戊烷与庚烷之间内推。令人惊讶的是这种很少镍和钒存在于由沥青萃取的油中。
没有进一步描述，相信本领域技术人员可使用先前的描述，最完整程度地使用本发明。因此，前述优选的具体实施方案应理解为仅是说明性的，且不以任何方式限制公开内容的其余部分。
在前文中，除非另有指出，所有温度以℃描述，所有份和百分数以重量计。
由先前描述中，本领域技术人员可容易地确定本发明的主要特征，且可不偏离其精神和范围地作出本发明的各种变化和改进以使它适于各种用途和条件。

Claims (10)

1.制备烃燃料的方法，其包括：
将重质进料进行淤浆加氢裂化以提供淤浆加氢裂化产物；
分离所述淤浆加氢裂化产物以提供沥青料流和重VGO料流；
将至少一部分所述沥青料流与溶剂混合以将一部分沥青溶于溶剂中；和将溶解部分的沥青与至少一部分重VGO料流共混以得到共混产物。
2.根据权利要求1的方法，其进一步包括在所述共混步骤以前将溶解部分的沥青与溶剂分离。
3.根据权利要求1的方法，其中将所述重质进料进行淤浆加氢裂化包括至少85重量%的沥青转化率。
4.根据权利要求1的方法，其中所述溶剂具有不大于庚烷的密度。
5.制备烃燃料的设备，其包含：
用于使重质进料和氢气在催化剂作用下反应以产生淤浆加氢裂化产物的淤浆加氢裂化反应器；
与所述淤浆加氢裂化反应器连通的用于将氢气从淤浆加氢裂化产物中分离的分离器；
与所述淤浆加氢裂化反应器连通的用于将至少一部分所述淤浆加氢裂化产物分馏的分馏段，所述分馏段具有用于排放重VGO料流的侧出口和用于排放沥青料流的底部出口；
与所述沥青料流连通的用于生产来自脱沥青油出口的脱沥青油料流的溶剂脱沥青塔；和
与所述侧出口和所述脱沥青油出口连通的用于将至少一部分所述重VGO料流和所述脱沥青油料流共混的容器或管线。
6.烃组合物，其包含：
不少于73重量%的芳烃；
不多于5重量%的庚烷不溶物；和
不多于50wppm的钒；
其中至少80体积%的所述组合物在426℃(800℉)以上的温度下沸腾。
7.根据权利要求6的烃组合物，其进一步包含不多于5重量%的己烷不溶物。
8.根据权利要求6的烃组合物，其进一步包含不多于5重量%的庚烷不溶物。
9.根据权利要求6的烃组合物，其进一步包含少于10wppm钒。
10.根据权利要求6的烃组合物，其中至少90体积%的所述组合物在426℃(800℉)以上的温度下沸腾。
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