CN1784482A - 由加氢转化过程的重质残渣制备可管道输送的调和油的方法 - Google Patents

由加氢转化过程的重质残渣制备可管道输送的调和油的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN1784482A
CN1784482A CNA200480012568XA CN200480012568A CN1784482A CN 1784482 A CN1784482 A CN 1784482A CN A200480012568X A CNA200480012568X A CN A200480012568XA CN 200480012568 A CN200480012568 A CN 200480012568A CN 1784482 A CN1784482 A CN 1784482A
Authority
CN
China
Prior art keywords
heavy
mixed oil
residue
oil
component
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
CNA200480012568XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN100473713C (zh
Inventor
F·G·A·范登伯格
S·J·弗赖尔
M·G·莱茨
M·R·马吉拉姆
W·J·鲍尔
O·K·Y·西
L·瓦多里
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.)
Shell Internationale Research Maatschappij BV
Original Assignee
Shell Internationale Research Maatschappij BV
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 Shell Internationale Research Maatschappij BV filed Critical Shell Internationale Research Maatschappij BV
Publication of CN1784482A publication Critical patent/CN1784482A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN100473713C publication Critical patent/CN100473713C/zh
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/58—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • 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
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • 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

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)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

公开了由在高转化率(60－80％)下操作的催化加氢转化工艺的重质残渣生产稳定的可管道输送的调和油的方法，该方法通过共混该重质残渣与新鲜沥青，如由加拿大Alberta的Peace River或Cold Lake油砂沉积物生产的沥青，和/或Wabasca新鲜重质原油，其中控制调和油中524℃+馏分，以便：1)调和油包括小于40vol％的重质524℃+组分，即在大气压下在高于约524℃的温度下沸腾的组分；和2)在调和油内的524℃+组分包括小于约80vol％来自加氢转化工艺的重质残渣。

Description

由加氢转化过程的重质残渣制备 可管道输送的调和油的方法
技术领域
本发明涉及由加氢转化过程的重质残渣制备可管道输送的调和油的方法和通过该方法生产的调和油。
背景技术
近年来，对于将大量储备的加拿大油砂和Northern Alberta的自然环境下的沥青改良成可销售的原油的积极性和兴趣逐渐增加。(通过仅仅采用用于管道输送的缩合物稀释沥青)的最小改良和(使用复杂且昂贵的精制改良工艺)的最大改良二者被视为不同的项目。当选择残渣改良工艺时，由于不同的原因，可在各种精制位置选择拒碳和加氢路线。焦化、脱沥青、热裂解和气化是拒碳路线的实例。LC-Fining和H-Oil是加氢路线的实例。
各种技术、经济和环境的因素影响选择改良沥青和未转化烃残渣的合适方法的决定。例如，焦化选择将生成焦炭，而焦炭必须堆放或输送到市场上。气化选择必须解决二氧化碳排放的环境问题。LC-Fining选择将制造未转化的残渣，这些未转化的残渣需要输送给最终用户。
在加氢路线或“加氢转化”工艺的情况下，当在高转化率下进行时，例如LC-Fining和H-Oil是最经济的。但转化率目前受到不能利用未转化的残渣制造稳定产品且需要将它们输送到市场上的限制。若需要将未转化的残渣长距离地输送到市场上，则要求大量的稀释剂来满足管道密度和粘度要求。但与大量稀释剂混合可能会反过来使包含在未转化的残渣内的沥青质不稳定，这可引起它们沉淀和使罐、管道和最终用户使用的任何设备结垢。
加拿大专利申请2354734和美国专利6355159公开了通过往回添加稀释剂改性的沥青本身，而由“温和的加氢转化”工艺使热转化沥青溶解和稳定的方法(定义为525℃+馏分的残渣在40-60％转化率下的部分改良)。这便于降低使得沥青适合于从生产场地管道输送到精制中心所要求的石脑油和天然气缩合物量。但该方法没有解决由较高转化率的加氢转化工艺如LC-Fining和H-Oil(60-80％的残渣转化率)生成的不同类型未转化残渣。这些商用工艺在构造和催化剂类型方面不同于“温和的加氢转化”工艺，且产生苛刻得多的沥青质的不稳定性和不相容性问题。此外，这些工艺通常位于主精制中心处，在此通常得不到特殊的“稀释剂改性的沥青或稀释剂改性的重质烃”。大多数重质原油或稀释的沥青以满足管道技术规格的可销售材料形式原样到达管道终端。组成的任何变化都将是额外的成本。尽管在上述加拿大专利中研究了甲苯当量数的概念，但在最终用户处结垢的问题没有得到解决。
因此，需要由未转化的残渣生产可管道输送的原油的方法，所述可管道输送的原油在管道系统内是稳定的且在最终用户外不会引起过度结垢。这是本发明的主题。该方法由于更好的经济性，将解决在比温和加氢转化转化率更高的情况下与加氢转化有关的不稳定性和不相容性问题，且将通过允许残渣改良工艺在更高的转化率下操作而突破瓶颈。
发明内容
将来自高转化率下操作的残渣加氢转化工艺的重质烃残渣共混成可管道输送的调和油的本发明的方法，包括共混重质烃残渣与用稀释剂稀释的新鲜沥青和/或新鲜重质原油，以便在所生产的调和油内：
1)维持重质组分的含量低于预定的最大值；和
2)控制在调和油内重质组分的组成，以便维持包含在所述重质组分内的来自于所述残渣转化工艺的重质烃残渣的量低于预定的最大值。
优选共混步骤包括控制在调和油内的重质524℃+组分，以便调和油包括小于40vol％的重质524℃+组分，更特别地，优选控制调和油中重质524℃+组分的含量，以便调和油包括30-36vol％的重质524℃+组分。
当在本说明书和权利要求中使用时，术语524℃+组分是指在大气压下在高于524℃的温度下沸腾的组分。
此外，优选共混步骤包括控制调和油内包含在重质烃残渣内的重质524℃+组分与包含在用稀释剂稀释的新鲜沥青和/或新鲜重质原油内的新鲜重质524℃+组分之间的比例，以便调和油内的重质524℃+组分包括小于80vol％来自于残渣加氢转化工艺的重质524℃+烃残渣。
更特别地，优选调和油内的重质524℃+组分包括45-75vol％来自于残渣加氢转化工艺的未转化的重质524℃+烃残渣。
在新鲜沥青用作共混剂的情况下，优选用烃缩合物作为稀释剂稀释新鲜沥青。合适的新鲜沥青是来自于加拿大的Peace River和/或Cold Lake油砂沉积物的沥青。
可基于称为ASTM热滤试验、P值试验和结垢试验的试验方案，确定未转化的重质烃残渣与用稀释剂稀释的新鲜沥青和/或新鲜原油之间的共混比。
在这种情况下，优选确定共混比，以便在ASTM热滤试验中，共混物具有HFT＜0.15wt，和在P值试验中，共混物具有P值＞1。P值是胶溶能力或可获得的芳烃与絮凝比之间的测量比值，该比值是保持沥青质在溶液内所要求的芳烃。于2000年9月24-29日在澳大利亚的Graz召开的Stability and Handling of Liquid Fuels的第7次国际会议(IASH-2000)上由F.G.A.van den Berg提交的论文‘Developmentin oil blending’中描述了P值试验。
本发明的方法可用于生产具有稳定化沥青质的稳定的调和油，所述稳定的调和油可在管线外部温度可能远低于0℃或甚至低于-30℃的寒冷气候中，通过长度超过100km或甚至超过1000km的长距离陆上或海底管道输送。
在本发明方法中所使用的重质烃残渣可来自于在60-80％转化率下操作的高转化率的催化加氢转化工艺，如称为LC-Fining和H-Oil(HRI)的工艺。为了降低获得可管道输送的调和油所要求的新鲜沥青和/或新鲜原油的体积百分含量，调和油可包括至多5vol％的LC-Fining原料的SR旁路流。
因此，本发明的方法涉及在主精制中心处可商购重油或稀释沥青稳定来自未转化重质残渣的沥青质的用途。
可使用上述HFT、P值和结垢试验方案确定对于任何给定类型的未转化残渣来说潜在的重油或沥青的适用性。所述试验方案确定给定的重油或沥青是否具有在给定的未转化残渣内稳定沥青质所要求的“稳定性保留”和“结垢抑制剂”特征。所述方案可由一系列试验组成，以确定诸如热滤(目标＜0.15wt％)、P值(目标＞1)和结垢试验之类的性能。
为了解决不稳定性和不相容性问题，在本发明的优选实施方案中，可使用约1体积的(就地热生产的)常规可管道输送的重油或商用稀释沥青，以与约1-2.5体积来自残渣加氢转化工艺的“重质材料混合物”混合。这种来自催化剂加氢转化改良单元的“重质材料混合物”是含有30-40％未转化残渣和余量为加氢处理或未加氢处理的轻油的混合物。在所得最终重质粗调和油内524℃+含量应当优选在30-36vol％范围内。所要求的常规重油/稀释沥青与改良装置的“重质材料混合物”的体积比可随着重油或稀释的沥青的有效性/来源、在加氢转化工艺内的转化率以及轻油稀释被加氢处理或未加氢处理而变化。所得最终的重质粗调和油是可管道输送的重质原油，以便重质524℃+组分(定义为524℃+馏分)的大部分、优选25-55vol％的524℃+馏分是“天然来源”或“新鲜”残渣(即来自于所使用的常规重油或稀释沥青的未裂解残渣)。若一些内真空残渣可直接旁路流到共混组分内(在所得最终重质粗调和油内不大于5vol％)，则可降低常规重油或稀释沥青的体积，只要保持相同当量％的新鲜524℃+即可。
本发明还涉及可通过本发明方法获得的稳定的可管道输送的调和油。可管道输送的调和油包括低于预定最大值的适量重质组分和低于预定最大值的适量在所述重质组分内包含的来自于所述残渣加氢转化工艺的未转化的重质烃残渣。优选地，共混物包括小于40vol％的重质524℃+组分，和所述重质524℃+组分包括小于80vol％来自于加氢转化工艺的重质524℃+烃残渣。
根据下述实施例、权利要求、摘要和详细说明，并参考附图，本发明方法的这些和其它特征、优点和实施方案将变得显而易见。
附图说明
参考附图，更详细地且以实施例的方式描述本发明，其中：
图1是根据本发明生产的可管道输送的调和油组成的示意图，它包括＜40vol％524℃+馏分，和其中524℃+馏分包括＜80vol％的加氢转化工艺的重质残渣；
图2说明了在本身不具有高HFT的不相容组分的不稳定的调和油成为具有高HFT的调和油中如何形成颗粒，从而形成在其内发生沥青质沉淀的不可管道输送的调和油；和
图3说明了根据ALCOR Rig按序温度结垢试验获得的基准原油线，以确定与常规的新鲜原油相比，含改良装置重质残渣的原油的等级。
具体实施方式
图1说明了可通过共混重质残渣与新鲜沥青，如由加拿大的Alberta的Peace River或Cold Lake油砂沉积物生产的沥青，和/或新鲜重质原油，如由Wabasca重油沉积物生产的重质原油，通过控制调和油内524℃+馏分，由加氢转化工艺的重质残渣生产稳定的可管道输送的调和油，以便：
1.调和油包括小于40vol％524℃+组分，即在大气压下在高于约524℃的温度下沸腾的组分；和
2.在调和油内的524℃+馏分包括小于80vol％来自加氢转化工艺的重质残渣。
本发明可用于已经历过“高转化率”催化残渣加氢转化工艺的重油或沥青。
术语“高转化率”用于指代被ABB Lummus Global(LC-Fining)或HRI(H-Oil)批准的在氢气存在下进行的催化残渣加氢转化工艺，其中约60％-85％的524℃+馏分转化成较低粘度和密度的产物。优选地，在400℃-450℃的温度范围内，在1500psig-2500psig的氢气分压范围内，和在0.1-0.5L/L/Hr的液时空速范围内，进行高转化率的残渣加氢转化工艺。在残渣加氢转化工艺的反应器内正常使用并沸腾催化剂(单一或复合系统)。这种催化剂可商购于催化剂供应商如Criterion和Grace。典型地，将催化剂间歇地加入到该工艺中，且以每天约1-5％反应器内藏量的流量采出。
作为“高转化率”的加氢转化工艺构造的实例，首先在大气和真空单元内处理稀释沥青，回收稀释剂、石脑油、汽油和真空汽油以供下游的加氢处理。真空残渣(一般定义为524℃+馏分)被输送到一组LC-Fining反应器内，在其中在高温、高的氢气压力和催化剂存在下将其转化成轻油产品。反应器的流出液通常被分离成轻油和重油物流(一些单元还具有真空塔)。轻油和真空汽油在下游进一步被加氢处理，产生无残渣的合成原油。若没有现场焦化装置或附近的燃料油市场，则必须输送(含有未转化残渣的)重油，以便通过往回添加一些轻油作为稀释剂，共混到可管道输送的重质原油内。目前用于重质原油的工业管道的技术规格是：
-在15℃下的密度：最大940Kg/m3
-在6℃下的粘度：在冬季月份最大350cSt
-BS&W＜0.5％v
但这些基本性能没有描述制造稳定的重质粗调和油面临的挑战。不稳定性和不相容性的定义可描述为“因一起共混轻油和重油导致形成颗粒”。这在图2中进行了说明，当共混各自本身不具有高HFT的组分时，将导致具有高HFT的调和油。尽管对于不稳定性和不相容性的表征，不存在可接受的工业标准，但此处可采用来自热裂解器的残渣共混的重质燃料油的一些知识，且当满足如下条件时，通常是明显的不稳定性信号：
-P值＜1
-共混物的ASTM HFT＞＞单独的组分的ASTM HFT。
在早期公开的IASH-2000的论文中公开了“P值”技术，且该技术是测量油样品胶溶能力以保持沥青质在溶液内，以防在该油内沥青质絮凝倾向使沥青质去稳定的方法。这一技术最初被开发为表征并允许计算/预测燃料油的不稳定性，和最近已用于评估不相容的原油混合物。存在类似但不相同的被Wiehe称为溶解共混数和不溶解数的方法，正如I.A.Wiehe在由Division of Petroleum Chemical Society组织、于2001年4月1-5日在San Diego召开的关于Heavy Oil and ResidCompatibility and Stability的学术会议上提交的标题为“Foulingof Nearly Incompatible Oils”的论文中所述。这两种方法在所使用的溶剂和工序上不同。根据P值确定方法，对于其中沥青质沉淀出来的不稳定油来说，P值小于1。
ASTM HFT和P值确定方法仅仅解决了重质原油的输送和储存方面的问题，但是没有解决在用户的精制原油换热器和加热器内这些原油的加工方面的问题。因此，稳定的重质原油的定义需要扩展到包括评价在换热器和加热器内的结垢特征，以便除了HFT和P值以外，“不稳定”的原油还意味着：
-比常规原油更易结垢。
这一额外标准的原因是，加氢转化材料的结垢特征不可能容易地与HFT或P值相关联。
由于经济原因，残渣加氢转化工艺总是被推到反应器稳定性或下游共混产物稳定性的范围内。在高转化率下，(仍含有许多沥青质的)未转化的残渣与加氢处理的轻油的混合物不具有残留的许多“固有的稳定性保留剂”。因此这一重质材料混合物的稳定性常常处于边缘状态，如果不是已经不稳定的话。因此，在本发明以前，没有商用单元能共混稳定的重质原油，将其与未转化的残渣一起放入输送管道。
当评价目前的轻质、中等和重质原油的ASTM HFT和P值时，显然的是，常规和重质原油具有低的HFT和P值＞1，参见表1。
表1：加拿大常规和重质原油的评价
  原油   密度   HFT   P值
  MSW   0.830   0.01-0.08   1.39-1.81
  LSB   0.853   ＜0.01   1.20
  SLE   0.846   0.01   1.80
  SHE   0.849   0.01   2.12
  Midale   0.898   0.01-0.03   1.62-1.77
  Bow   0.934   ＜0.01   2.56
  Cold Lake调和油   0.927   0.01-0.03   2.05
  Peace River调和油   0.933   0.01   2.05-2.42
  Wabasca   0.935   ＜0.01   2.79
  Lloyd调和油   0.936   0.01   2.58
此外，这些原油已经在已有的精炼厂内加工，和用目前的方式可控制任何结垢。这暗含常规原油、尤其是重质原油中的一些残渣，具有本发明可利用的“稳定性保留剂”。因此，本发明的理念是使用可商购的常规原油作为共混组分，由改良装置改进边缘(或甚至不)稳定的重质粗调和油的HFT和P值。但并非所有的残渣具有相同的“稳定性保留剂”特征。轻质和中等原油残渣倾向于不如芳烃，且通常不是共混组分的良好候选物。因此，重质原油残渣是更合适的候选物。
此外，由于这一共混组分是(已经满足粘度和密度规格要求的)可管道输送的重质原油，因此不要求来自改良装置的用作稀释剂的额外轻油。
加氢转化工艺的隐含意义对本发明来说是重要的。不仅可消除对未转化残渣的最终用户(焦化装置、气化器、燃料油市场)的邻近要求的限制，而且可向上推进转化率，以改进残渣改良的经济性。
作为未转化残渣和轻油的改良装置重质混合物用的共混组分，可商购的重质原油的恰当候选物的选择方法如下所述。
质量目标和试验方案
为了引导理解在试验程序内粗调和油的稳定性行为和对溶液的研究，本发明采用下述主要的质量目标和试验方案，以确保由未转化的残渣改良装置生产稳定的可管道输送的原油：
-热滤试验(ASTM D4870-已有)＜0.15wt％
-自动P值(Shell方法)＞1
-结垢试验结果：在基准原油当中。
应当注意，上述试验无一是管道技术规格。HFT＜0.15WT％和P值＞1均基于采用燃料油和原油混合物的户内实验。P值是户内Shell方法。存在由Wiehe提出的类似技术，但P值＞1的定义需要基于原油和燃料油所要求的类似数据库来换算。随后进一步描述结垢试验。
(a)共混方案
在实验室共混试验中，观察到组分放置在一起的顺序对于确保不因相对用量的一些组分的不相容性导致过早出现不稳定性非常重要。这会影响输出的调和油质量。因此，检验共混体系的设计的指导原理是：“应当以重度顺序(以密度、粘度、沸点范围和芳烃性质表达)添加各组分，最重的组分应当首先放入和最轻的组分最后放入”。这有助于维持沥青质在最终的重质粗调和油内的溶解度/稳定性。推荐下述顺序：
-开始添加来自反应器流出液分离器(汽提器或真空单元)的重油样品；
-仅仅在可行的情况下，旁路添加一些新鲜真空残渣；
-添加可商购的共混组分：稀释沥青或重油；和
-以最高到最低的芳香性和密度的顺序添加轻油组分。
(b)结垢试验方案
使用标准的ALCOR结垢用具进行结垢试验。进行这一试验的基本理念是，流体样品流过耐热的管壳式换热器，同时监控流量、温度和压力。样品在加热器管道及其外部不锈钢外壳之间的环形空间内垂直上升。低压、高电流的AC信号流过加热器管道，以提供耐热性。使用温度控制器控制加热器管道的温度。使用所得温度曲线和有关的入口与出口温度，以获得结垢因子，所述结垢因子是计算的传热系数的变化百分数。该设备在过去已广泛用于户内评价原油的结垢。这类测试还另外用于工业上，且在于1996年11月出版的杂志HydrocarbonProcessing第107-110页上，由L.J.Wachel撰写的标题为“ExchangeSimulator：Guide to Less Fouling”的文章中进行了描述。它是加速的换热器结垢模拟，因为与商用速度(1-2m/s)相比，该液体速度相当低(～0.0014m/s)。另外，由于试验的苛刻，相比通常允许在商用换热器内使用的温度50-60℃，在管表面温度和本体流体温度之间的温差Δ通常较大，为～100-200℃(对于250-400℃的管道温度)，以最小化结垢。但对于实验室实验来说，加速试验确实使得可测量在短时间内的结垢。因此，试验结果可用于与基准相比的比较目的。
本发明所使用的结垢试验是“按序温度”结垢试验。这是模拟油样品首先在大气压蒸馏塔的预热部分中，然后在原油加热器中按序结垢。每一油样品经历2种结垢温度。在第一次试验中，试样接受在新鲜管道中250℃的管道温度设定值。在第一次试验最后，回收所得液体用于下一步实验，在下一步实验中，再次使用新鲜管道，使所得液体接受400℃的管道温度设定值。对于每一次试验来说，连同在每一温度下的结垢百分数一起报道起始液体的出口温度。
为了首先建立基准原油的数据库，在ALCOR用具中，在检验其按序温度结垢行为的试验程序中，使用大量的常规轻质和重质原油。在不同的管道终端(Edmonton、Hardisty、Cromer和Kerrobert)对这些原油采样。在夏季末对重油采样，因此在6℃下的粘度可略大于350cSt：
-所测试的轻质原油：Brent和Husky合成调和油
-所测试的中等原油：LSB、SLE、Midale
-所测试的重质原油：Lloyd Hardisty调和油，Cold Lake调和油，Peace River调和油，Wabasca和Bow River。
在目前的研究中使用图3中的基准原油线，以评定各种改良装置重质粗调和油，以便：
-PASS意味着低于该线，在常规的原油区域当中；
-FAIL意味着高于该线，比常规原油更易结垢。
稳定性标杆
为了使用以上所述的试验方案满足对稳定可管道输送的原油的质量目标，发现下述两个重要的共混参数在控制稳定性和结垢方面有效：
-在所得最终重质原油内524℃+馏分中的％新鲜残渣。为了便于定义，未转化或裂解的残渣来自于反应器流出液分离器中的重油，和新鲜残渣来自于购买的重油/稀释沥青或真空残渣旁路流。实验室试验表明，大于1/3的524℃+残渣需要为新鲜来源，为的是保持HFT低于目标的0.15wt％和P值＞1。此外，残渣的来源非常重要，因为一些稀释的沥青或重质原油比其它在HFT和结垢结果这两方面来说更有效。因此，一些重质原油或沥青所要求的新鲜残渣％将会高于1/3，更可能在40-50vol％范围内(参见下部分的实施例)。另一方面，从转化单元旁路流到共混料中的一些真空残渣可有助于降低HFT。但同样取决于来源，过量的真空残渣旁路流(在最重的重质粗调和油内＞5vol％当量)显示出引起新的结垢问题。因此，最终的重质粗调和油的配方必须意识到新鲜残渣来源的差别。
-在最终的重质粗调和油内524℃+残渣含量应当在30-36vol％范围内。这意味着就524℃+含量来说，最终的重质粗调和油不可能太重或太轻，以便对结垢标准来说合格。另外，如果制造具有较少残渣含量的调和油来满足小于0.15wt％的HFT目标，则实验室试验是不成功的。
可商购的共混组分的候选物可以是重油类Wabasca(典型的自然环境内的重油)或获自Peace River或Cold Lake的稀释沥青(常规的自然环境内生产的沥青)。以下列出了一些性能：
-Wabasca夏季样品：密度＝935Kg/m3，6℃下的粘度＝494cSt，P值＝2.79，35-37vol％的524℃+残渣，S＝3.5wt％。
-Peace River稀释沥青调和油：密度＝935Kg/m3，6℃下的粘度＝329cSt，P值＝2.42，35-37vol％的524℃+残渣，S＝4.5wt％。
-Cold Lake稀释沥青夏季调和油：密度＝928Kg/m3，6℃下的粘度＝566cSt，P值＝2.08，35-38vol％的524℃+残渣，S＝3.68wt％。
在下述实施例中阐述了这些重油和稀释沥青在稳定改良装置未转化残渣以制造稳定可管道输送的重质粗调和油方面的有效性。
实施例
在实验室中测试数种调和油配方，并证实通过了稳定性和结垢标准。为了阐述目的，作为实例，本发明使用基于LC-Fining在高转化率下的Shell Scotford Upgrader和9wt％C5沥青质的Athabasca沥青改良装置原料。这是获自于特殊的渣滓处理工艺的沥青质减少的Athabasca沥青。使用真空残渣，在高温和高的氢气压力下，在催化剂存在下，进行LC-Fining沸腾的中试装置程序，获得不同转化率水平的产物以用于共混程序。还测试具有高C5沥青质含量的不同改良装置原料，以检验本发明的可靠性。蒸馏从中试装置试验中收集的重油，获得427℃+重油汽提器底部馏分的等价物(此处称为“HOSBottoms”)。这种HOS Bottoms含有未转化的残渣。在独立的下游中试装置单元中加氢处理轻油(427℃-)，以除去硫和氮。加氢处理轻油以及一些未加氢处理的轻油作为稀释剂构成满足管道粘度和密度要求的最后的重质粗调和油。该试验方案用于评估重质粗调和油的稳定性和寻找合适的共混组分(即可商购的Wabasca重油或PeaceRiver/Cold Lake稀释沥青)。
(a)实施例1
在没有添加可商购的重油或稀释沥青作为共混组分以稳定沥青质的情况下，改良装置重质粗调和油不稳定，这通过在LC-Fining中3种不同的转化率水平的主要质量作为例证。HFT非常高，和P值介于边缘到不稳定之间(＜1)。请注意，所使用的轻油是加氢处理和未加氢处理材料的组合。
  共混组分的vol％  在77％转化率下的重质粗调和油   在73％转化率下的重质粗调和油   在64％转化率下的重质粗调和油   在64％转化率下的重质粗调和油
  样品ID  3171   4111   3091   4171
  轻油  38vol％的unHT&HT   38.5vol％的HT′ed   38vol％的unHT&HT   34.5vol％的unHT&HT
  HOS Bottoms  62vol％   61.5vol％   62vol％   65.5vol％
  总计  100vol％   100vol％   100vol％   100vol％
  主要质量
  密度，Kg/m3  936   923   917   941
  在6℃下的粘度cSt  272   245   201   429
  HFT，wt％  0.36   0.20   0.24   0.29
  共混组分的vol％   在77％转化率下的重质粗调和油   在73％转化率下的重质粗调和油   在64％转化率下的重质粗调和油   在64％转化率下的重质粗调和油
  P值   1.00   不稳定   1.00   不稳定
  结垢试验   合格   没有做   失败   失败
  ％524℃+的体积   34   34   34   36
  ％新鲜524℃+   0   0   0   0
在该实施例中生产的最终的重质粗调和油没有一种被视为稳定的原油。
(b)实施例2
该实施例说明了对于在LC-Fining中77％的转化率的情况下，各种重油和稀释沥青(即新鲜524℃+源)稳定来自改良装置未转化残渣的沥青质的有效性。还测试直接旁路流到共混料中的真空残渣LC-Fining原料(称为来自9wt％C5沥青质Athabasca沥青的SR旁路流)的情况。轻油是加氢处理和未加氢处理的材料的组合。
  共混组分的vol％   在2∶1PR下重质粗调和油   在2∶1Wab下重质粗调和油   在1.75∶1Wab下重质粗调和油   在2∶1CL下重质粗调和油   具有12％SR旁路流的重质粗调和油
  样品ID   3171/PR2∶1   3171/Wab2∶1   3171/Wab1.75∶1   3171/CL2∶1   3175
  轻油   25.4vol％的unHT&HT   25.4vol％的unHT&HT   24.2vol％的unHT&HT   25.4vol％的unHT&HT   47.1的unHT&HT
  HOS Bottoms   41.3   41.3   39.4   41.3   41.4
  Peace River   33.3   0   0   33.3   0
  Wabasca   0   33.3   36.4   0   0
  Cold Lake   0   0   0   0   0
  SR旁路流   0   0   0   0   11.5
  总计   100vol％   100vol％   100vol％   100vol％   100vol％
  主要质量
  密度，Kg/m3   937   934   934   937   918
  在6℃下的粘度cSt   298   276   274   358   111
  HFT.wt％   0.04   0.07   0.04   0.08   0.19
 共混组分的vol％   在2∶1PR下重质粗调和油   在2∶1Wab下重质粗调和油   在1.75∶1Wab下重质粗调和油   在2∶1CL下重质粗调和油   具有12％SR旁路流的重质粗调和油
 P值   1.17   ＜1   1.04   1.12   1.03
 结垢试验   合格   失败   合格   失败   失败
 ％524℃+的体积   34   34   34   35   34
 ％新鲜524℃+   34   34   37   36   34
可看出，Peace River稀释的沥青作为共混组分在辅助满足稳定性目标，以稳定在改良装置重质粗调和油内的沥青质方面比Wabasca和Cold Lake更有效。所要求的共混比为约2体积改良装置材料对1体积的Peace River稀释的沥青，以便在最终的重质粗调和油内得到～34％新鲜Peace River 524℃+。若使用Wabasca，则需要比Peace River情况更多的用量(参见第3栏：～37％新鲜Wabasca 524℃+)。因此，所要求的共混比为约1.75体积的改良装置材料对1体积的Wabasca重质原油。Cold Lake不如Wabasca好(参见第4栏)，和实施例3中示出了进一步的试验结果。旁路流一些LC-Fining真空残渣原料到共混料，即最终的重质原油(相当于11.5％v)中，并往回添加更多的(加氢处理和未加氢处理的)轻油不如其它选择有效，即使新鲜524℃+的％用量范围与其它情况相同。
(c)实施例3
此处阐述了对于在LC-Fining中77％的转化率的情况下，对重油和稀释沥青(即新鲜524℃+源)所要求的比例的进一步优化，以稳定来自改良装置未转化残渣的沥青质。应当注意，在该实施例中的轻油只是加氢处理材料的组合，从而导致要求比实施例2略多的Wabasca。在该实施例中，共混比为1.65体积的改良装置材料对1体积的Wabasca。
 共混组分的vol％   在1.65∶1Wab下重质粗调和油   在1.65∶1CL下重质粗调和油   在1∶1CL下重质粗调和油   在1.75∶1的Wab75/PR25下重质粗调和油   在1.65∶1的Wab60/CL40下重质粗调和油
 样品ID   4146   4147   41471   41411B   41481
 轻油   25.2vol％的HT′ed   25.2vol％的HT′ed   20.3vol％的HT′ed   25.8vol％的HT′ed   25.2vol％的HT′ed
 HOS Bottoms   37.0   37   29.7   37.8   37
 Peace River稀释沥青   0   0   0   9.1   0
 Wabasca   37.8   0   0   27.3   22.7
 Cold Lake稀释沥青   0   37.8   50   0   15.1
 总计   100vol％   100vol％   100vol％   100vol％   100vol％
 主要质量
 密度，Kg/m3   939   941   935   940   940
 共混组分的vol％   在1.65∶1Wab下重质粗调和油   在1.65∶1CL下重质粗调和油   在1∶1CL下重质粗调和油   在1.75∶1的Wab75/PR25下重质粗调和油   在1.65∶1的Wab60/CL40下重质粗调和油
 在6℃下的粘度cSt   349   488   362   350   372
 HFT，wt％   0.04   0.04   0.02   0.11   0.04
 P值   1.02   1.07   1.34   1.04   1.15
 结垢试验   合格   失败   合格   合格   合格
 ％524℃+的体积   33   34   34   33   34
 ％新鲜524℃+   40   40   52   38   40
可看出，在3种作为共混组分的候选物当中，Cold Lake稀释的沥青在辅助满足稳定性目标，以稳定在改良装置重质粗调和油内的沥青质方面的有效性最低(需要～50％+新鲜Cold Lake 524℃+)。所要求的共混比为约1体积改良装置材料对1体积的Cold Lake稀释的沥青。也示出了共混比，其中Wabasca/Peace River和Wabasca/Cold Lake的组合用作共混组分而不是单一的候选物。可看出，Peace River辅助降低所要求的购买量：1.75体积的改良装置材料对1体积的组合75/25Wabasca/Peace River(与利用单独的Wabasca时的1.65∶1相比)。即使单独的Cold Lake不那么有效，但与第2和3栏相比，一些Wabasca可起到弥补作用，如第5栏所示。可使用这一方案寻找合适的比例，若所有这3种候选物一起使用的话(例如，由1.65体积的改良装置材料与1体积的50/25/25Wab/PR/CL的组合组成的最终的重质粗调和油，将产生稳定的可管道输送的原油)。
(d)实施例4
尽管LC-Fining原料SR旁路流到共混料中本身不会很好地起作用(如实施例2的第5栏所示)，但当存在到达LC-Fining的过量原料时，它仍可用于替代一定体积的购买重油/稀释沥青用于共混料。对于在LC-Fining中77％转化率的情况下，此处对其进行了说明。在这一实施例中的轻油只是加氢处理材料的组合。
  共混组分的vol％  在5％SR旁路流和3∶1Wab下的重质粗调和油   在5％SR旁路流和3∶1Wab70/CL30下的重质粗调和油   在5％SR旁路流和2∶1CL下的重质粗调和油
  样品ID  4203   41414   41415
  轻油  31.7vol％的HT′ed   31.7vol％的HT′ed   28.7vol％的HT′ed
  HOS Bottoms  37.8   37.8   33.3
  Peace River稀释沥青  0   0   0
  Wabasca  25.5   17.9   0
  Cold Lake稀释沥青  0   7.7   33
  SR旁路流  5   5   5
  总计  100vol％   100vol％   100vol％
  主要质量
  密度，Kg/m3  935   940   940
  在6℃下的粘度cSt  357   393   465
  HFT，wt％  0.02   0.03   0.02
  P值  1.30   1.09   1.33
  结垢试验  合格   合格   合格
  ％524℃+的体积  33   35   35
  ％新鲜524℃+  40   40   48
与实施例3相比，要求购买较少的Wabasca或Cold Lake稀释沥青作为共混组分，若存在某些过量的SR旁路流的话，所述SR旁路流可通过在最终的重质粗调和油内保持大致相同％的新鲜524℃+，从而直接导入到共混料内。因此，在5％当量的内部SR旁路流的情况下，共混比为3体积的改良装置材料对1体积的Wabasca重油。对于采用具有约5％当量的内部SR旁路流的Cold Lake可看到类似的要求降低。但不推荐使用超过5％当量的SR旁路流，因为过量会引起结垢问题，如实施例2的第5栏中所看到的。
(e)实施例5
证明在较低转化率的LC-Fining的未转化残渣的情况下的共混操作。以下示出了结果。在该实施例中的轻油只是加氢处理的材料的组合。
  共混组分的vol％   在65％转化率和2.4∶1Wab下的重质粗调和油   在73％转化率和2∶1Wab下的重质粗调和油   在73％转化率和5％SR旁路流&4∶1Wab下的重质粗调和油
  样品ID   4172   4116   41162
  轻油   27.7vol％的unHT&HT   26.41的HT′ed   33.2vol％的HT′ed
  HOS Bottoms   43.2   40.1   41.8
  Peace River稀释沥青   0   0   0
  Wabasca   29.2   33.5   20
  Cold Lake稀释沥青   0   0   0
  SR旁路流   0   0   5
  总计   100vol％   100vol％   100vol％
  主要质量
  密度，Kg/m3   937   926   925
  在6℃下的粘度cSt   463   256   249
  HFT，wt％   0.03   0.01   0.02
  P值   1.14   1.43   1.43
  结垢试验   合格   合格   合格
  ％524℃+的体积   33   35   35
  ％新鲜524℃+   30   35   35
可看出，降低转化率会稍微减轻稳定性问题(要求较少的％新鲜524℃+)，但不会消除稳定性问题(同样参见表1)。因此，需要较少的共混组分(重油或稀释沥青)。在LC-Fining中65％转化率下，只需要30％新鲜Wabasca 524℃+，相比之下，在LC-Fining中77％转化率下，需要40％新鲜Wabasca 524℃+。因此，在65％转化率下共混比为2.4体积改良装置材料对1体积Wabasca。在73％转化率下，共混比为2体积改良装置材料对1体积Wabasca。若存在5％当量的内部SR旁路流，则在73％转化率下，共混比为4体积改良装置材料对1体积Wabasca。
(f)实施例6
该实施例说明了所购买的重油或稀释沥青共混组分概念也可用于其它改良装置原料上。在此情况下，Cold Lake稀释沥青作为改良装置的替代原料。在采用Cold Lake时，在LC-Fining内可实现的转化率水平较低，和以下示出了共混操作的结果。在该实施例中的轻油只是加氢处理材料的组合。
  共混组分的vol％   在60％转化率下的重质粗调和油   在60％转化率和2.4∶1CL下的重质粗调和油   在60％转化率和3.5∶1Wab下的重质粗调和油
  样品ID   50911   50972   50963
  轻油   39.1vol％的HT′ed   27.7vol％的HT′ed   30.5vol％的HT′ed
  HOS Bottoms   60.9   42.1   47.3
  Peace River稀释沥青   0   0   0
  Wabasca   0   0   22.2
  Cold Lake稀释沥青   0   29.2   0
  总计   100vol％   100vol％   100vol％
  主要质量
  密度，Kg/m3   917   921   921
  在6℃下的粘度cSt   240   257   240
  HFT，wt％   0.70   0.08   0.04
  P值   不稳定   1.18   1.20
  结垢试验   失败   合格   合格
  ％524℃+的体积   33   34   34
  ％新鲜524℃+   0   30   23
采用其它改良装置原料的情况下，这一概念和方案同样很好地起作用，从而发现最有效的重油或稀释沥青作为共混组分，以辅助稳定在最终重质粗调和油内的沥青质。可看到较低的转化率，和这一原料类型要求购买的重油或稀释沥青共混组分比实施例5少。此外，再次表明Wabasca原油比Cold Lake沥青作为候选共混组分更有效。

Claims (14)

1.一种将来自残渣加氢转化工艺的重质烃残渣共混成可管道输送的调和油的方法，该方法包括共混重质烃残渣与用稀释剂稀释的新鲜沥青和/或新鲜重质原油，以便在所生产的调和油内：
1)维持重质组分的含量低于预定的最大值；和
2)控制在调和油内所述重质组分的组成，以便维持包含在所述重质组分内的来自于所述残渣加氢转化工艺的重质烃残渣的量低于预定的最大值。
2.权利要求1的方法，其中共混包括控制调和油内的重质524℃+组分的组成，以便调和油包括小于40vol％的重质524℃+组分，所述重质524℃+组分在大气压下在高于约524℃的温度下沸腾。
3.权利要求2的方法，其中共混包括控制在调和油内的重质524℃+组分的组成，以便调和油包括30-36vol％的重质524℃+组分。
4.权利要求1、2或3的方法，其中共混包括控制包含在重质烃残渣内的未转化的重质524℃+组分和包含在用稀释剂稀释的新鲜沥青和/或新鲜重质原油内的新鲜524℃+组分之间的比例，以便在调和油内的重质524℃+组分包括小于80vol％来自残渣加氢转化工艺的未转化的重质524℃+烃残渣。
5.权利要求4的方法，其中共混包括控制包含在重质烃残渣内的未转化的重质524℃+组分和包含在用稀释剂稀释的新鲜沥青和/或新鲜重质原油内的新鲜524℃+组分之间的比例，以便在调和油内的重质524℃+组分包括45-75vol％来自残渣加氢转化工艺的未转化的重质524℃+烃残渣。
6.前述任一项权利要求的方法，其中调和油包括新鲜重质原油和/或用烃的缩合物作为稀释剂稀释的新鲜沥青。
7.权利要求6的方法，其中调和油包括来自于加拿大的PeaceRiver和/或Cold Lake油砂沉积物的新鲜沥青和/或来自于加拿大的Wabasca油田的新鲜重质原油。
8.前述任一项权利要求的方法，其中基于诸如被称为ASTM热滤试验、P值试验和结垢试验的试验方案，确定在未转化的重质烃残渣和用稀释剂稀释的新鲜沥青和/或新鲜原油之间的共混比。
9.权利要求8的方法，其中确定共混比，以便调和油在ASTM热滤试验内具有HFT＜0.15wt，和在P值试验内具有P值＞1。
10.前述任一项权利要求的方法，其中使用该方法生产具有稳定化沥青质的稳定调和油，所述调和油可在寒冷气候中通过长度大于100km的长距离陆上或海底管线来输送。
11.前述任一项权利要求的方法，其中重质烃残渣来自于高转化率的催化加氢转化工艺，如在60-80％转化率下操作的称为LC-Fining或H-Oil的工艺。
12.前述任一项权利要求的方法，其中调和油包括至多5vol％LC-Fining原料的SR旁路流。
13.一种可通过前述任一项权利要求的方法获得的可管道输送的调和油，该调和油包括含量低于预定最大值的重质组分，和含量低于预定最大值的包含在所述重质组分内的来自于所述残渣加氢转化工艺的未转化的重质烃残渣。
14.权利要求13的调和油，其中调和油包括小于40vol％的重质524℃+组分，和所述重质524℃+组分包括小于80vol％来自于加氢转化工艺的重质524℃+烃残渣。
CNB200480012568XA 2003-05-09 2004-05-07 由加氢转化过程的重质残渣制备可管道输送的调和油的方法 Expired - Fee Related CN100473713C (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA2,428,369 2003-05-09
CA2428369A CA2428369C (en) 2003-05-09 2003-05-09 Method of producing a pipelineable blend from a heavy residue of a hydroconversion process

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1784482A true CN1784482A (zh) 2006-06-07
CN100473713C CN100473713C (zh) 2009-04-01

Family

ID=33426218

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CNB200480012568XA Expired - Fee Related CN100473713C (zh) 2003-05-09 2004-05-07 由加氢转化过程的重质残渣制备可管道输送的调和油的方法

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7799206B2 (zh)
EP (1) EP1620530A1 (zh)
CN (1) CN100473713C (zh)
AU (1) AU2004236441B2 (zh)
BR (1) BRPI0410096B1 (zh)
CA (1) CA2428369C (zh)
EA (1) EA008392B1 (zh)
WO (1) WO2004099349A1 (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104039891A (zh) * 2012-01-12 2014-09-10 贝克休斯公司 制备具有已知稳定性能的沥青共混物的方法
CN104565824A (zh) * 2014-12-22 2015-04-29 山东东明石化集团有限公司 一种长距离管道常温掺输玛瑞原油的方法

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8002968B2 (en) 2005-11-14 2011-08-23 Statoil Canada Ltd. Process for treating a heavy hydrocarbon feedstock and a product obtained therefrom
US7837855B2 (en) * 2006-08-21 2010-11-23 Exxonmobil Research & Engineering Company High-solvency-dispersive-power (HSDP) crude oil blending for fouling mitigation and on-line cleaning
US7901564B2 (en) * 2006-08-21 2011-03-08 Exxonmobil Research & Engineering Company Mitigation of refinery process unit fouling using high-solvency-dispersive-power (HSDP) resid fractions
US8062504B2 (en) * 2007-08-06 2011-11-22 Exxonmobil Research & Engineering Company Method for reducing oil fouling in heat transfer equipment
US8440069B2 (en) * 2007-08-06 2013-05-14 Exxonmobil Research And Engineering Company Methods of isolating and using components from a high solvency dispersive power (HSDP) crude oil
US8425761B2 (en) * 2008-12-11 2013-04-23 Exxonmobil Research And Engineering Company Non-high solvency dispersive power (non-HSDP) crude oil with increased fouling mitigation and on-line cleaning effects
US8916041B2 (en) * 2011-12-23 2014-12-23 Shell Oil Company Blending hydrocarbon streams to prevent fouling
KR101287300B1 (ko) 2012-04-17 2013-07-17 에스케이에너지 주식회사 안정화된 탄화수소 오일 블렌드의 제조방법
US9773097B2 (en) * 2014-08-06 2017-09-26 Yokogawa Electric Corporation System and method of optimizing blending ratios for producing product
MX2018008283A (es) * 2016-01-06 2019-05-13 Oren Tech Llc Transportador con sistema integrado de recoleccion de polvo.
RU2743698C1 (ru) * 2020-06-23 2021-02-24 Публичное акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез", (ПАО "Славнефть-ЯНОС") Способ переработки непревращенных остатков переработки нефти

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4411768A (en) * 1979-12-21 1983-10-25 The Lummus Company Hydrogenation of high boiling hydrocarbons
US4728412A (en) * 1986-09-19 1988-03-01 Amoco Corporation Pour-point depression of crude oils by addition of tar sand bitumen
US5320741A (en) * 1992-04-09 1994-06-14 Stone & Webster Engineering Corporation Combination process for the pretreatment and hydroconversion of heavy residual oils
US5871634A (en) * 1996-12-10 1999-02-16 Exxon Research And Engineering Company Process for blending potentially incompatible petroleum oils
US5807478A (en) * 1997-05-16 1998-09-15 Exxon Research And Engineering Company Bitumen modification using fly ash derived from bitumen coke
US6096192A (en) * 1998-07-14 2000-08-01 Exxon Research And Engineering Co. Producing pipelinable bitumen
US6355159B1 (en) 2000-08-04 2002-03-12 Exxonmobil Research And Engineering Company Dissolution and stabilization of thermally converted bitumen

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104039891A (zh) * 2012-01-12 2014-09-10 贝克休斯公司 制备具有已知稳定性能的沥青共混物的方法
CN104565824A (zh) * 2014-12-22 2015-04-29 山东东明石化集团有限公司 一种长距离管道常温掺输玛瑞原油的方法
CN104565824B (zh) * 2014-12-22 2016-03-02 山东东明石化集团有限公司 一种长距离管道常温掺输玛瑞原油的方法

Also Published As

Publication number Publication date
EA008392B1 (ru) 2007-04-27
BRPI0410096A (pt) 2006-05-16
CA2428369A1 (en) 2004-11-09
AU2004236441B2 (en) 2007-08-16
BRPI0410096B1 (pt) 2013-09-24
CA2428369C (en) 2012-10-30
CN100473713C (zh) 2009-04-01
EA200501769A1 (ru) 2006-04-28
AU2004236441A1 (en) 2004-11-18
WO2004099349A1 (en) 2004-11-18
EP1620530A1 (en) 2006-02-01
US20070023323A1 (en) 2007-02-01
US7799206B2 (en) 2010-09-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9212313B2 (en) Methods, apparatus, and systems for incorporating bio-derived materials into oil sands processing
CN104774656B (zh) 用于生产烃燃料和组合物的方法和设备
CN1784482A (zh) 由加氢转化过程的重质残渣制备可管道输送的调和油的方法
JP2010532419A (ja) 別々に生成したブレンドストックに由来する航空機グレードのケロシン
CN107022383A (zh) 用于可再生燃料的系统和方法
CN1539928A (zh) 用合成石脑油燃料的方法生产的合成石脑油燃料
US7345211B2 (en) Synthetic hydrocarbon products
WO2016111956A1 (en) Characterization of crude oil and its fractions by fluorescence spectroscopy analysis
US9169451B2 (en) Jet fuels having superior thermal stability
US10550345B2 (en) Natural gas condensates in fuel compositions
Robinson et al. Introduction to petroleum technology
Dimitriadis et al. Impact of hydrogenation on miscibility of fast pyrolysis bio-oil with refinery fractions towards bio-oil refinery integration
Bridjanian et al. BOTTOM OF THE BARREL, AN IMPORTANT CHALLENGE OF THE PETROLEUM REFINING INDUSTRY.
CN1297635C (zh) 一种用费托合成产物生产乙烯装置专用石脑油原料的方法
US11441089B2 (en) High napthenic content distillate fuel compositions
CN102597180B (zh) 汽油精馏、骤冷水系统和产物回收区中的沉积物减少法
EP3243065A1 (en) Characterizatin of crude oil by ultraviolet visible spectroscopy
Speight Refinery Feedstocks
US20220243066A1 (en) Upgrading asphalt by incorporation of bio-oils
WO2013177601A1 (en) Fischer-tropsch derived heavy hydrocarbon diluent
Buechele et al. Co-feeding of vacuum gas oil and pinewood-derived hydrogenated pyrolysis oils in a fluid catalytic cracking pilot plant to generate olefins and gasoline
Veith Performance of a Heavy to Light Crude Oil Upgrading Process
Speight Refinery Products and Product Improvement Processes
WO2023037049A1 (en) A marine fuel blend
RU2510643C2 (ru) Способ переработки битуминозных нефтей

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
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20090401