EA011976B1 - Способ переработки тяжелой нефти с рециркуляцией суспензии активной каталитической композиции - Google Patents

Способ переработки тяжелой нефти с рециркуляцией суспензии активной каталитической композиции Download PDF

Info

Publication number
EA011976B1
EA011976B1 EA200700610A EA200700610A EA011976B1 EA 011976 B1 EA011976 B1 EA 011976B1 EA 200700610 A EA200700610 A EA 200700610A EA 200700610 A EA200700610 A EA 200700610A EA 011976 B1 EA011976 B1 EA 011976B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
reactor
catalyst
oil
oils
heavy oil
Prior art date
Application number
EA200700610A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200700610A1 (ru
Inventor
Каидонг Чен
Жули Шабо
Original Assignee
Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк.
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 Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. filed Critical Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк.
Publication of EA200700610A1 publication Critical patent/EA200700610A1/ru
Publication of EA011976B1 publication Critical patent/EA011976B1/ru

Links

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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J27/00—Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
    • B01J27/02—Sulfur, selenium or tellurium; Compounds thereof
    • B01J27/04—Sulfides
    • B01J27/047—Sulfides with chromium, molybdenum, tungsten or polonium
    • B01J27/051—Molybdenum
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J27/00—Catalysts comprising the elements or compounds of halogens, sulfur, selenium, tellurium, phosphorus or nitrogen; Catalysts comprising carbon compounds
    • B01J27/28—Regeneration or reactivation
    • B01J27/30—Regeneration or reactivation of catalysts comprising compounds of sulfur, selenium or tellurium
    • B01J35/27—
    • 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
    • C10G2300/1003—Waste materials
    • 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
    • C10G2300/1022—Fischer-Tropsch products
    • 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
    • C10G2300/1074—Vacuum distillates
    • 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
    • C10G2300/1088—Olefins
    • 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
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/06—Gasoil

Abstract

Настоящее изобретение направлено на осуществление способа гидропереработки тяжелых нефтей, в котором применяют каталитическую композицию в виде суспензии. Каталитической композиции в виде суспензии не дают возможности оседать, что могло бы привести к возможной дезактивации. Суспензию рециркулируют для повторного использования в реактор переработки, и продукты не требуют никаких дальнейших процедур по их разделению с целью удаления катализатора.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу переработки тяжелых нефтей, в котором используют каталитические композиции в виде суспензии для улучшения качества тяжелых нефтей. Такие нефти характеризуются низкими отношениями водорода к углероду и высокими углеродистыми остатками, кроме того, высокими содержаниями асфальтенов, азота, серы и металлов.
Уровень техники
Каталитические композиции в виде суспензии, используемые для улучшения качества тяжелой нефти, обычно не рециркулируют из-за размера частицы, которая имеет тенденцию находиться в диапазоне от 1 до 20 мкм. Способы, которыми пытаются рециркулировать указанные каталитические частицы, имеют склонность требовать при этом проведения многочисленных стадий отделения и концентрирования катализатора из конечных продуктов. Используемые стадии хорошо известны квалифицированным специалистам в данной области техники. Они включают в себя, но этим не ограничены, следующие стадии: деасфальтирование растворителем, центрифугирование, фильтрацию, осаждение, дистилляцию и высушивание. Используемое на этих стадиях другое оборудование может включать, без ограничений, использование гидроциклонов, экструдеров и пленочных испарителей.
Указанные частицы катализатора имеют склонность к потере каталитической активности во время протекания технологических стадий отделения и концентрирования. Потеря при этом каталитической активности противоречит основной цели рециркуляции. Как полагают, отмеченная потеря каталитической активности происходит из-за осаждения на катализаторах продуктов поликонденсации и кокса. Продукты поликонденсации и кокс образуются в результате снижения температуры и давления во время стадий разделения и концентрирования катализатора. При проведении гидроочистки с помощью катализатора в виде суспензии, затраты на новый катализатор должны сравниваться с затратами на разделение катализатора, концентрирование катализатора и восстановление катализатора.
В патенте США 5298152 (который включен в качестве ссылки) описано, что рециркуляция в зону гидрогенизации активного катализатора, полученного с использованием предшественника катализатора, без регенерации или дальнейшей обработки приводит к увеличению активности. В то время, будучи отделенным от продукта, активный катализатор сохраняют в условиях, по существу, тех же самых, соответствующих условиям, которые имеют место в зоне гидрогенизации с целью избежать осаждения продуктов поликонденсации и кокса. Таким образом, катализатор быстро не дезактивируется, как это часто случается, когда катализатор отделяют из продукта. В отличие от настоящего изобретения, Крамер (Кгатег) установил, что сепаратор высокого давления может действовать как отстойник, находящийся под высоким давлением. В патенте США 5374348 раскрыт способ гидрокрекинга тяжелых углеводородных масел, в котором масло смешивают с фракционированным рециркулированным потоком тяжелой нефти, содержащим присадочные частицы сульфата железа. Смесь после этого направляют снизу вверх через реактор. Поток из реактора поступает в нагретый резервуар сепаратора с целью получить продукты и жидкий углеводородный поток, включающий в себя тяжелые углеводороды и частицы сульфата железа. Тяжелый углеводородный поток затем фракционируют для получения тяжелой нефти, кипящей выше 450°С, которая содержит присадочные частицы. Это полученное вещество рециркулируют обратно в реактор, в котором осуществляют гидрокрекинг.
В отличие от способов, раскрытых в патентах США 5298152 и 5374348, в настоящем изобретении катализатору не дают возможности осаждаться.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение направлено на осуществление способа гидропереработки тяжелых нефтей, в котором применяют каталитическую композицию в виде суспензии.
Предлагаемый способ, направленный на улучшение качества тяжелых нефтей, в котором применяется каталитическая композиция в виде суспензии, которой не дают возможности осаждаться, включающий в себя следующие стадии:
(a) совмещение, в реакторе переработки в условиях, соответствующих процессу гидроочистки, подачи тяжелой нефти, газообразного водорода, свежей каталитической композиции в виде суспензии и рециркулированной композиции в виде суспензии;
(b) поступление потока из реактора переработки в зону разделения, в которой продукты, кипящие при температурах до 900°Р, передаются в верхний погон;
(c) поступление вещества, остающегося в зоне разделения со стадии (Ь), в постоянно перемешиваемый резервуар катализатора; и (ά) поступление по меньшей мере части вещества из постоянно перемешиваемого резервуара катализатора обратно в реактор переработки на стадию (а).
К преимуществам настоящего изобретения относится следующее.
Предотвращение агломерации катализатора (т. е. причины, приводящей к дезактивации катализатора), поскольку возможность осаждения катализатора полностью исключена.
Удаление верхнего погона среднего продукта перегонки из гидрогенизационной зоны (в виде газового пара из нагретого сепаратора высокого давления).
Продукт, не содержащий катализатора, извлекаемый из гидрогенизационной зоны (не требуется от
- 1 011976 стаивание, фильтрация, центрифугирование и т.д.).
Отсутствует значительная дезактивация катализатора в условиях, когда происходит значительное понижение давления и/или температура вследствие 100%-го превращения.
Образование очень малых количеств суперконденсатов (асфальтенов) и кокса, которые практически не влияют на активность каталитической композиции.
Концентрирование катализатора на стадии разделения - никакого дальнейшего концентрирования не требуется.
Краткое описание чертежа
На фигуре изображены стадии способа, осуществляемые согласно настоящему изобретению.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение направлено на осуществление способа гидропереработки тяжелых нефтей, в котором применяют каталитическую композицию в виде суспензии, такие композиции раскрыты в совместно поданных заявках, находящихся в стадии рассмотрения Т-6344 (§.N2007265157) и Т-6393 (§.N2007179055). Указанные заявки на изобретения включены в качестве ссылки. Указанные каталитические композиции включают в себя соединение металла У!В группы, такого как молибден. Каталитическая композиция в виде суспензии может быть рециркулирована с использованием при этом только единственной стадии разделения, без появления признаков значительной дезактивации катализатора. На единственной стадии разделения предпочтительно использует обогреваемый сепаратор высокого давления.
Каталитическая композиция в виде суспензии применима для улучшения качества углеродсодержащего сырья, которое включает в себя атмосферные газойли, вакуумные газойли, деасфальтированные нефти, олефины, нефти, полученные из битуминозного песка или асфальта, нефти, полученные из каменноугольных, тяжелых сырых нефтей, синтетические нефти, полученные по технологии ФишераТропша, и нефти, полученные из переработанных нефтяных отходов и полимеров. Каталитическая композиция применима, но не ограничена улучшением качества гидрогенизационных технологий, таких как термический гидрокрекинг, гидроочистка, гидродесульфуризация, гидроденитрация и гидродеметаллизация. Катализатор может использоваться в технологиях, использующих как неподвижные, так и кипящие слои.
Способ, согласно настоящему изобретению, может использоваться либо на одной, либо на двух технологических стадиях. Модернизированный реактор 10 (см. фигуру) представлен только на первой стадии. Вторая стадия (если она присутствует) может осуществляться в интегрированном (в систему) гидроочистителе, не показанном на фигуре. При использовании способа на первой стадии подаваемая тяжелая нефть (технологическая линия 25) контактирует с активной каталитической композицией в виде суспензии и водородсодержащим газом (технологическая линия 5) в условиях повышенных температуры и давления в непрерывно перемешиваемых емкостных реакторах или каталитических реакторах с кипящем слоем. Активный катализатор в виде суспензии содержит до 95 мас.% рециркулированного вещества (технологическая линия 30) и 5 мас.% свежего катализатора (технологическая линия 15). Подаваемое сырье, катализатор в виде суспензии и водородсодержащий газ смешивают в реакторе переработки 10 в течение времени пребывания и при температуре, достаточной для достижения умеренных скоростей теплового крекинга.
Поток из реактора переработки 10 проходит по линии 35 к обогреваемому сепаратору высокого давления 40. Полученную легкую нефть отделяют от твердого катализатора и непреобразованной тяжелой нефти в обогреваемом сепараторе высокого давления 40, и она проходит по линии 45 в резервуар хранения средних дистиллятов. С другой стороны, легкая нефть может быть направлена в реактор второй стадии (не показан). Этот реактор является обычно реактором с неподвижным слоем, используемым для гидроочистки нефти с целью дальнейшего удаления серы и азота и улучшения сортности продукта. Полученный продукт не содержит катализатор и не требуется его отстаивания, фильтрации, центрифугирования и т. д.
В нагретом сепараторе высокого давления 40, по существу все улучшенные продукты, полученные из зоны 10, в которой происходит гидропереработка тяжелой нефти, идут верхним погоном в виде газопарового потока 45. Жидкость на дне обогреваемого сепаратора высокого давления 40, состоящая первоначально из непереработанной нефти и активного катализатора, поступает по линии 70 в резервуар для рециркулированного катализатора 60. В этом резервуаре постоянно проводят перемешивание, что показано с помощью смесителя 55, и постоянно поддерживают восстановительную атмосферу с помощью добавления водорода (линия 65). Избыточный водород может быть удален в виде выходящего потока 50. Катализатор в виде суспензии рециркулируют обратно в модернизованный реактор 10 по мере необходимости (через технологическую линию 30). Продукт рецикла может составить до 95 мас.% катализатора, используемого в модернизованном реакторе.
Каталитическую активность поддерживают, проводя процесс переработки со 100%-ым превращением, поддержанием, по меньшей мере, минимальной восстановительной атмосферы во время осуществления процесса переработки, разделения и хранения и полным исключением осаждения катализатора в любой момент времени. После разделения в обогреваемом сепараторе высокого давления нет никакой
- 2 011976 необходимости в осуществлении дальнейших стадий разделения. Во время осуществления способа существенные флуктуации температуры и давления приводили к образованию только небольших количеств суперконденсатов и кокса. В ранее известных способах, в которых использовался рецикловый продукт, каталитическая композиция в виде суспензии была подвержена существенным загрязнениям и дезактивации.
Условия осуществления способа
На первой стадии, которая осуществляется в реакторе переработки 10, температуры тяжелого нефтяного сырья обычно составляют более чем примерно 700°Р (371,1°С), предпочтительно более чем 750°Е (398,9°С) и наиболее предпочтительно более чем 800°Е (426,7°С) для достижения высокой степени превращения. Парциальные давления водорода находятся в диапазоне от 350 (2,41 МПа) до 4500 (31,03 МПа) фунтов на квадратный дюйм и отношение водорода к нефти составляет от 500 (89,05 м3/м3) до 10000 (178,1076 м3/м3) 8СЕВ (стандартных кубических футов на баррель). Концентрация активного катализатора в виде суспензии в тяжелой нефти обычно составляет примерно от 100 до 20000 промиль, что характеризует массу металла (молибдена) к массе тяжелого нефтяного сырья. Обычно более высокое соотношение катализатора к нефти приводит к более высокому превращению серы, азота и удалению металлов, так же, как и более высокому преобразованию нефти при крекировании. Температура в сепараторе высокого давления может быть повышена до 800°Е. Близкая к 100% деметаллизация и 1000°Р (537,8°С) + крекинг-преобразование тяжелой нефти могут быть достигнуты при соответствующих условиях осуществления способа, в то время как выход кокса может составить менее чем примерно 1%.
Условия осуществления способа на второй стадии (не показанной на фигуре) типичны для условия гидроочистки тяжелой нефти. Реактором второй стадии может быть или реактор с неподвижным или кипящим слоем катализатора, или реактором с подвижным слоем катализатора. Катализатор, используемый в реакторе второй стадии, является катализатором гидроочистки таким, который содержит металлы У1В группы и/или VIII группы, осажденные на оксид тугоплавкого металла. В результате использования такого интегрированного процесса гидроочистки, содержание серы и азота в нефтепродукте может стать очень малым, и также будет улучшено качество нефтепродукта.
Примеры
Пример 1.
Данный пример иллюстрирует улучшение качества тяжелой нефти (вакуумного углеводородного остатка из месторождения Атабаска) в виде рециклового продукта. Катализатор активирован с использованием способа, раскрытого в совместно поданной заявке, находящейся в стадии рассмотрения 8.Ν. (Т6393). Указанный катализатор активирован с использованием только одного нефтепродукта.
Катализатор, полученный с помощью способа согласно Т-6393, использовали для улучшения качества подаваемого кубового остатка вакуумной перегонки нефти из месторождения Атабаска (νΚ) и вакуумного газойля (νΟΟ) в установке, в которой использованы два непрерывно перемешиваемых емкостных реактора. Катализатор рециркулировали с непревращенной тяжелой нефтью. Использовали подаваемую смесь, содержащую 97% Атабаска νΚ и 3% Атабаска νΟΟ.
Свойства подаваемого вещества Атабаска νΚ указаны в приведенной ниже таблице:
Плотность в градусах Американского нефтяного института 3,9
при 60/60
Сера (масс. %) 5,58
Азот (промиль) 5770
Никель (промиль) 93
Ванадий (промиль) 24
Углерод (масс. %) 83,57
Водород (масс. %) 10,04
МСКТ (масс. %)содержание микроуглеродистого остатка 17,2
Вязкость при 212°Е(100°С) (сантистокс) 3727
Пентановые асфальтены (масс. %) 13, 9
Фракция, кипящая при температуре свыше 1050°!? (масс. %) 81
Свойства подаваемого вещества Атабаска νΟΟ указаны в приведенной ниже таблице:
- 3 011976
Плотность в градусах Американского нефтяного института при 60/60 15,6
Сера (масс. %) 3,28
Азот (промиль) 1177
Углерод (масс. %) 85,29
Водород (масс. %) 11,01
МСВТ (масс. %) содержание микроуглеродистого остатка 0, 04
Фракция, кипящая при температуре свыше 650°?(343, 3°С) (масс. %) 85
Условия осуществления способа, использованные для улучшения качества тяжелой нефти, описаны ниже:
Общее давление (фунтов на кв. дюйм) 2500(17,2МПа)
Отношение свежий Мо/свежая нефть(%),где Момолибден 0,24
Отношение свежий Мо/общее количество Мо 0, 1
Отношение свежая нефть/общее количество нефти 0,75
Общее количество подаваемого ЬНЗУ (часовая объемная скорость) 0,21
Температура реактора (°?) 825(440,5°С)
Скорость подачи газа Н2 (ЗСГ/’В) 9100(1620м3/м3)
Выход продукта, свойства и степень преобразование указаны в приведенной ниже таблице:
С4-газ (масс. %) 12, 1
С5-180°?(82,2°С) (масс. %) 7,5
180-350°? (82,2°С-176,7°С) (масс. %) 15,5
350-500°? (176,7°С-260°С) (масс. %) 20,8
500-650°? (260°С-343,3°С) (масс. %) 22,2
650-800°? (343,3°С-42б,7°С) (масс. %) 14,8
800-1000°? (426,7°С-537,8°С) (масс. %) 3, 9
1000°?+(537,8сС+) (масс. %) 0,3
Степень денитрации ΒΟΝ(%) 62
Степень гидробессеривания НОЗ(%) 94
Степень деметаллизации ΗϋΜ(%) 99
Плотность жидкого продукта в градусах Американского нефтяного института 33
Средние продукты перегонки составляют 58,5 мас.% продукта и существенно снижено содержание гетероатомов.
Пример 2.
Данный пример иллюстрирует улучшение качества тяжелой нефти (вакуумного углеводородного остатка из месторождения Хамака) в виде рециклового продукта. Катализатор активирован с использованием способа, раскрытого в совместно поданной заявке, находящейся в стадии рассмотрения 8.Ν. 2007179055 (Т-6393). Указанный катализатор активирован с использованием только одного нефтепродукта.
Катализатор, полученный с помощью способа согласно Т-6393, использовался для улучшения качества подаваемого кубового остатка вакуумной перегонки нефти вакуума из месторождения Хамака (УК.) и вакуумного газойля (УСО) в установке, в которой использованы два непрерывно перемешиваемых
- 4 011976 корпусных реактора и часть рециклового продукта, которая позволяет осуществлять рециркулирование катализатора с непреобразованной тяжелой нефтью. Использовали подаваемую смесь, содержащую 90% Хамака УК и 10% Хамака У60.
Свойства подаваемого вещества Хамака УК указаны в приведенной ниже таблице:
Плотность в градусах Американского нефтяного института при 60/60 1,7
Сера (масс. %) 4,56
Азот (промиль) 9222
Никель (промиль) 168
Ванадий (промиль) 714
Углерод (масс. %) 83, 85
Водород (масс. %) 9,46
Вязкость при 266°Г(130°С) (сантистокс) 19882
Пентановые асфальтены (масс. %) 32
Фракция, кипящая при температуре свыше 1050°Г(565,5°С) (масс. %) 91
Свойства подаваемого вещества Хамака УС0 указаны в приведенной ниже таблице:
Плотность в градусах Американского нефтяного института при 60/60 14,2
Сера (масс. %) 3,53
Азот (промиль) 2296
Углерод (масс. %) 84, 69
Водород (масс. %) 11,58
Фракция, кипящая при температуре свыше 650°Г(343,3°С) (масс. %) 89
Условия осуществления способа, используемые для улучшения качества тяжелой нефти, описаны ниже:
Общее давление (фунтов на кв. дюйм) 2600(17,93МПа)
Отношение свежий Мо/свежая нефть(%), где Момолибден 0,55
Отношение свежий Мо/общее количество Мо 0,25
Отношение свежая нефть/общее количество нефти 0,75
Общее количество подаваемого ЬН8У(часовая объемная скорость) 0, 16
Температура реактора (°?) 825(440,5сС)
Скорость подачи газа Н2 (ЗСЕ/В) 9400(1674м3/мЪ
Выход продукта, свойства и степень преобразования указаны в приведенной ниже таблице:
- 5 011976
С4-газ (масс. %) 14
С'.180°Р:82, 2°С) (масс. %} 6, 6
180-350°? (82,2°С-176,7°С) (масс. %) 15, 4
350-500°? (176,7°С-260°С) (масс. %) 21,1
500-650°? (260°С-343,3°С) (масс. %) 22,4
650-800°? (343,3°С-426,7°С) (масс. %) 12,6
800-1000°? (426,7°С-537,8°С) (масс. %) 4
1000°?+(537,8°С+) (масс. %) 1,5
Степень денитрации ΗϋΝ(%) 63
Степень гидрообессериания Ηϋ3(%) 96
Степень деметаллизации ΗϋΜ(%) 99
Плотность жидкого продукта в градусах Американского нефтяного института 33
Средние продукты перегонки составляют 58,5 мас.% продукта, и существенно снижено содержание гетероатомов.

Claims (15)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ переработки тяжелой нефти, в котором используют каталитическую композицию в виде суспензии, исключая ее осаждение, включающий в себя следующие стадии:
    (a) подачу тяжелой нефти, газообразного водорода, суспензии свежей и рециркулируемой каталитической композиции в реактор (10) и обработку нефти в реакторе (10) с получением потока, содержащего легкую нефть, твердый катализатор и не прореагировавшую тяжелую нефть;
    (b) направление потока продуктов реакции из реактора (10) в зону (40) разделения, в которой нефтепродукты, кипящие при температуре до 900°Е (482,2°С), отделяют от суспензии активной каталитической композиции, поступившей в зону разделения вместе с нефтепродуктами из реактора (10), и передают в верхний погон;
    (c) транспортирование суспензии активной каталитической композиции из зоны (40) разделения, не допуская ее отстаивания в этой зоне, в резервуар (60) для катализатора и ее постоянное перемешивание в этом резервуаре в восстановительной атмосфере; и (ά) поступление по меньшей мере части каталитической композиции из резервуара (60) для катализатора обратно в реактор (10) для обработки на стадии (а).
  2. 2. Способ по п.1, в котором подаваемая в реактор (10) тяжелая нефть выбрана из группы, состоящей из атмосферных газойлей, вакуумных газойлей, деасфальтированных нефтей, олефинов, нефтей, полученных из битуминозного песка или асфальта, нефтей, полученных из каменноугольных, тяжелых сырых нефтей, синтетических нефтей, полученных по технологии Фишера-Тропша, и нефтей, полученных из переработанных нефтяных отходов и полимеров.
  3. 3. Способ по п.1, в котором процесс переработки нефти на стадии (а) выбран из группы, состоящей из термического гидрокрекинга, гидроочистки, гидродесульфуризации, гидроденитрации и гидродеметаллизации.
  4. 4. Способ по п.1, в котором зона (40) разделения представляет собой обогреваемый сепаратор высокого давления.
  5. 5. Способ по п.1, в котором по меньшей мере 50 мас.% продукта обрабатывают в зоне (40) разделения при температуре в диапазоне от 180°Е (82,2°С) до 650°Е (343,3°С).
  6. 6. Способ по п.1, в котором реактор (10) переработки представляет собой емкостной реактор с постоянным перемешиванием или с кипящим слоем.
  7. 7. Способ по п.1, в котором рециркулированный катализатор в виде суспензии составляет до 95 мас.% катализатора, используемого в реакторе (10).
  8. 8. Способ по п.1, в котором условия проведения процесса в реакторе (10) включают в себя температуры, большие чем 750°Е (398,8°С), парциальные давления водорода в диапазоне от 350 (2,41 МПа) до 4500 (31,03 МПа) фунтов на квадратный дюйм и отношение водорода к нефти в диапазоне от 500 (89,05 м3/м3) до 10000 (178,1076 м3/м3) БСЕВ (стандартных кубических футов на баррель).
  9. 9. Способ по п.1, в котором массовая концентрация активного катализатора в виде суспензии в тяжелой нефти преимущественно составляет примерно от 100 до 20000 промиль.
  10. 10. Способ по п.1, в котором продукты, кипящие ниже 900°Е (482,2°С), не требуют дальнейшей обработки для их разделения с целью удаления катализатора.
    - 6 011976
  11. 11. Способ по п.1, в котором продукты, кипящие ниже 900°Р (482,2°С), после обработки в зоне (40) разделения улучшают путем удаления гетероатомов, в частности серы и азота.
  12. 12. Способ по п.11, в котором улучшение осуществляют в реакторе, выбранном из группы, состоящей из реакторов с подвижным слоем, реакторов с кипящим слоем и реакторов с неподвижным слоем.
  13. 13. Способ по п.12, в котором улучшение осуществляют в реакторе с неподвижным слоем.
  14. 14. Способ по п.1, в котором степень деметаллизации составляет примерно 99%.
  15. 15. Способ по п.1, в котором выход кокса составляет менее чем примерно 1%.
EA200700610A 2004-09-10 2005-09-07 Способ переработки тяжелой нефти с рециркуляцией суспензии активной каталитической композиции EA011976B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/938,438 US7431824B2 (en) 2004-09-10 2004-09-10 Process for recycling an active slurry catalyst composition in heavy oil upgrading
PCT/US2005/031892 WO2006031571A2 (en) 2004-09-10 2005-09-07 Process for recycling an active slurry catalyst composition in heavy oil upgrading

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200700610A1 EA200700610A1 (ru) 2007-10-26
EA011976B1 true EA011976B1 (ru) 2009-06-30

Family

ID=36032745

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200700610A EA011976B1 (ru) 2004-09-10 2005-09-07 Способ переработки тяжелой нефти с рециркуляцией суспензии активной каталитической композиции

Country Status (11)

Country Link
US (1) US7431824B2 (ru)
EP (1) EP1794265A4 (ru)
JP (1) JP4874977B2 (ru)
KR (1) KR100930991B1 (ru)
CN (1) CN101300325B (ru)
BR (1) BRPI0515100A (ru)
CA (1) CA2579139C (ru)
EA (1) EA011976B1 (ru)
MX (1) MX2007002672A (ru)
NO (1) NO20071781L (ru)
WO (1) WO2006031571A2 (ru)

Families Citing this family (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8435400B2 (en) 2005-12-16 2013-05-07 Chevron U.S.A. Systems and methods for producing a crude product
US7585404B2 (en) * 2006-12-06 2009-09-08 Chevron U.S.A. Inc. Decomposition of waste products formed in slurry catalyst synthesis
US7771584B2 (en) * 2006-12-06 2010-08-10 Chevron U.S.A. Inc. Integrated unsupported slurry catalyst preconditioning process
US20080139380A1 (en) * 2006-12-06 2008-06-12 Chevron U.S.A. Inc. Concentration of active catalyst slurry
ITMI20071044A1 (it) 2007-05-23 2008-11-24 Eni Spa Sistema e procedimento per l'idroconversione di oli pesanti
ITMI20071198A1 (it) * 2007-06-14 2008-12-15 Eni Spa Procedimento migliorato per l'idroconversione di oli pesanti con sistemi a letto ebullato
US8722556B2 (en) * 2007-12-20 2014-05-13 Chevron U.S.A. Inc. Recovery of slurry unsupported catalyst
JP2009214013A (ja) * 2008-03-11 2009-09-24 Ihi Corp フィッシャー・トロプシュ合成触媒の連続再生方法及び装置
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
US9068132B2 (en) * 2009-07-21 2015-06-30 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
EP2526167A2 (en) * 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
CA2784208C (en) * 2010-01-21 2018-06-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Nano-tetrathiometallate or nano-tetraselenometallate material
EP2526169A2 (en) * 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Process for cracking a hydrocarbon- containing feed
WO2011091211A2 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
EP2526062B1 (en) * 2010-01-21 2020-03-18 Shell Oil Company Process for producing a copper thiometallate or a selenometallate material
EP2526165A2 (en) * 2010-01-21 2012-11-28 Shell Oil Company Hydrocarbon composition
EP2526166A2 (en) 2010-01-21 2012-11-28 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
WO2011091199A1 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Process for producing a thiometallate or a selenometallate material
SG181720A1 (en) * 2010-01-21 2012-08-30 Shell Int Research Process for cracking a hydrocarbon-containing feed
SG182265A1 (en) * 2010-01-21 2012-08-30 Shell Int Research Process for cracking a hydrocarbon-containing feed
WO2011091210A2 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CA2785453C (en) 2010-01-21 2018-09-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Manganese tetrathiotungstate material
WO2011091208A2 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US8815184B2 (en) 2010-08-16 2014-08-26 Chevron U.S.A. Inc. Process for separating and recovering metals
KR101210397B1 (ko) * 2010-09-17 2012-12-10 한국화학연구원 합성가스로부터 탄화수소를 제조하기 위한 반응장치
CA2820274A1 (en) 2010-12-10 2012-06-14 Stanley Nemec Milam Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CA2820269A1 (en) 2010-12-10 2012-06-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Hydrocracking of a heavy hydrocarbon feedstock using a copper molybdenum sulfided catalyst
US8858784B2 (en) 2010-12-10 2014-10-14 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
US9139782B2 (en) 2011-02-11 2015-09-22 E I Du Pont De Nemours And Company Targeted pretreatment and selective ring opening in liquid-full reactors
BR112014006174A2 (pt) * 2011-09-15 2017-04-04 Chevron Usa Inc catalisadores de hidroprocessamento e métodos para fabricação dos mesmos
CN102698815B (zh) * 2012-05-11 2014-06-18 上海华畅环保设备发展有限公司 沸腾床渣油加氢外排催化剂的处理方法和装置
US9028674B2 (en) 2013-01-17 2015-05-12 Lummus Technology Inc. Conversion of asphaltenic pitch within an ebullated bed residuum hydrocracking process
US8815185B1 (en) 2013-03-04 2014-08-26 Chevron U.S.A. Inc. Recovery of vanadium from petroleum coke slurry containing solubilized base metals
CN109694733B (zh) * 2017-10-23 2021-02-09 中国石油化工股份有限公司 沸腾床渣油加氢裂化的方法和系统
TW202117027A (zh) 2019-07-08 2021-05-01 美商雪維隆美國有限公司 自廢催化劑回收金屬
US11389790B2 (en) 2020-06-01 2022-07-19 Saudi Arabian Oil Company Method to recover spent hydroprocessing catalyst activity

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5298152A (en) * 1992-06-02 1994-03-29 Chevron Research And Technology Company Process to prevent catalyst deactivation in activated slurry hydroprocessing
US6620313B1 (en) * 1997-07-15 2003-09-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroconversion process using bulk group VIII/Group VIB catalysts

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4485004A (en) * 1982-09-07 1984-11-27 Gulf Canada Limited Catalytic hydrocracking in the presence of hydrogen donor
US4719002A (en) * 1986-04-21 1988-01-12 Exxon Research And Engineering Company Slurry hydroconversion process
CA1305467C (en) * 1986-12-12 1992-07-21 Nobumitsu Ohtake Additive for the hydroconversion of a heavy hydrocarbon oil
US5374348A (en) 1993-09-13 1994-12-20 Energy Mines & Resources - Canada Hydrocracking of heavy hydrocarbon oils with heavy hydrocarbon recycle
US5871638A (en) * 1996-02-23 1999-02-16 Hydrocarbon Technologies, Inc. Dispersed anion-modified phosphorus-promoted iron oxide catalysts

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5298152A (en) * 1992-06-02 1994-03-29 Chevron Research And Technology Company Process to prevent catalyst deactivation in activated slurry hydroprocessing
US6620313B1 (en) * 1997-07-15 2003-09-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydroconversion process using bulk group VIII/Group VIB catalysts

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI0515100A (pt) 2008-07-08
JP2008512557A (ja) 2008-04-24
EA200700610A1 (ru) 2007-10-26
US7431824B2 (en) 2008-10-07
KR100930991B1 (ko) 2009-12-10
MX2007002672A (es) 2007-05-16
WO2006031571A2 (en) 2006-03-23
CA2579139C (en) 2010-12-14
CA2579139A1 (en) 2006-03-23
EP1794265A4 (en) 2010-09-08
WO2006031571A3 (en) 2007-06-21
JP4874977B2 (ja) 2012-02-15
NO20071781L (no) 2007-04-04
CN101300325A (zh) 2008-11-05
EP1794265A2 (en) 2007-06-13
KR20070051892A (ko) 2007-05-18
CN101300325B (zh) 2012-04-18
US20060054533A1 (en) 2006-03-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA011976B1 (ru) Способ переработки тяжелой нефти с рециркуляцией суспензии активной каталитической композиции
US4192735A (en) Hydrocracking of hydrocarbons
KR101696017B1 (ko) 멀티스테이지 리지드 하이드로크랙킹
US7214308B2 (en) Effective integration of solvent deasphalting and ebullated-bed processing
US4370221A (en) Catalytic hydrocracking of heavy oils
US4564439A (en) Two-stage, close-coupled thermal catalytic hydroconversion process
RU2525470C2 (ru) Каталитическая система и способ гидропереработки тяжелых масел
KR102505534B1 (ko) 오염 침전물이 적은 업그레이드된 에뷸레이티드 베드 반응기
US20020112987A1 (en) Slurry hydroprocessing for heavy oil upgrading using supported slurry catalysts
KR102622236B1 (ko) 기회 공급원료와 함께 사용된 업그레이드된 에뷸레이티드 베드 반응기
KR102327288B1 (ko) 다단 잔유(resid) 수소첨가분해
US9687804B2 (en) Conversion of asphaltenic pitch within an ebullated bed residuum hydrocracking process
KR20160052435A (ko) 낮은 침강물 함량을 갖는 연료유의 생산을 위한 부유상 수소분해 단계, 침강물의 성숙 단계 및 분리 단계를 포함하는 석유 공급원료의 변환 방법
US4176048A (en) Process for conversion of heavy hydrocarbons
GB1602640A (en) Process for hydrotreating heavy hydrocarbon oil
US7972499B2 (en) Process for recycling an active slurry catalyst composition in heavy oil upgrading
US20150329790A1 (en) Systems and methods for producing a crude product
KR20190018465A (ko) 개선된 품질의 진공 잔사 생성물을 생성하기 위해 에뷸레이티드 베드를 업그레이드하기 위한 이원 촉매 시스템
EP3328968A1 (en) Integrated ebullated-bed hydroprocessing, fixed bed hydroprocessing and coking process for whole crude oil conversion into hydrotreated distillates and petroleum green coke
US5362382A (en) Resid hydrocracking using dispersed metal catalysts
JP3875001B2 (ja) 石油系重質油の水素化分解方法
US4659452A (en) Multi-stage hydrofining process
CN108473885A (zh) 在淤浆加氢裂化方法中分级引入添加剂
US4510038A (en) Coal liquefaction using vacuum distillation and an external residuum feed
US4396495A (en) Reduction of foaming in a slurry catalyst hydrocarbon conversion process

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ