EA023427B1 - Способ гидрокрекинга исходного сырья на основе тяжелой нефти - Google Patents

Способ гидрокрекинга исходного сырья на основе тяжелой нефти Download PDF

Info

Publication number
EA023427B1
EA023427B1 EA201170463A EA201170463A EA023427B1 EA 023427 B1 EA023427 B1 EA 023427B1 EA 201170463 A EA201170463 A EA 201170463A EA 201170463 A EA201170463 A EA 201170463A EA 023427 B1 EA023427 B1 EA 023427B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
heavy oil
catalyst
zone
stream
contacting
Prior art date
Application number
EA201170463A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201170463A1 (ru
Inventor
Жули Шабо
Бо Коу
Вивион Эндрю Бреннан
Эрин Марис
Шуу Янг
Брюс Рейнолдс
Гоутам Бисвас
Даруш Фаршид
Кайдун Чэнь
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
Priority claimed from US12/233,171 external-priority patent/US8372266B2/en
Priority claimed from US12/212,737 external-priority patent/US7931796B2/en
Priority claimed from US12/233,439 external-priority patent/US7938954B2/en
Priority claimed from US12/233,393 external-priority patent/US7935243B2/en
Priority claimed from US12/212,796 external-priority patent/US7897035B2/en
Priority claimed from US12/233,327 external-priority patent/US7897036B2/en
Application filed by Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. filed Critical Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк.
Publication of EA201170463A1 publication Critical patent/EA201170463A1/ru
Publication of EA023427B1 publication Critical patent/EA023427B1/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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • 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
    • C10G47/26—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • 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
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1044—Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °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
    • C10G2300/20—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
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • C10G2300/203—Naphthenic acids, TAN
    • 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
    • C10G2300/208—Sediments, e.g. bottom sediment and water or BSW
    • 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
    • C10G2300/302—Viscosity
    • 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
    • C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
    • 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
    • C10G2300/805—Water
    • 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
    • C10G2400/04—Diesel oil
    • 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
    • C10G2400/08—Jet fuel
    • 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
    • C10G2400/28—Propane and butane

Landscapes

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

Abstract

Системы и способы для гидропереработки исходного сырья на основе тяжелой нефти при уменьшенном образовании отложений в тяжелой нефти, при этом система использует множество зон введения в контакт и зон разделения в условиях проведения гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части исходного сырья на основе тяжелой нефти в более низкокипящие углеводороды с получением облагороженных продуктов, где в первую зону введения в контакт необязательно нагнетают воду и/или водяной пар в количестве от 1 до 25 мас.% от массы исходного сырья на основе тяжелой нефти. В одном варианте осуществления первая зона введения в контакт функционирует при температуре, по меньшей мере на 10°F (5,56°С) меньшей, чем в последующей зоне введения в контакт. Зоны введения в контакт функционируют в условиях проведения гидрокрекинга при использовании суспензионного катализатора для облагораживания исходного сырья на основе тяжелой нефти с получением облагороженных продуктов в виде более низкокипящих углеводородов. В зонах разделения подвергнутые облагораживанию продукты удаляют сверху и необязательно подвергают дополнительной обработке во встроенной в линию установке гидрообработки. По меньшей мере часть нелетучих фракций, извлеченных по меньшей мере из одной из зон разделения, отправляют на рецикл в первую зону введения в контакт в системе в количестве от 3 до 50 мас.% от исходного сырья на основе тяжелой нефти. В одном варианте осуществления по меньшей мере некоторое количество исходного сырья на основе тяжелой нефти подают по меньшей мере в одну зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт, и/или по меньшей мере некоторое количество

Description

Заявка на данный патент устанавливает приоритет патентных заявок США с регистрационными номерами 12/233171, 12/233393, 12/233439, 12/212796 и 12/212737, поданных 18 сентября 2008 г. Данная заявка устанавливает приоритет и преимущества вышеупомянутых документов, описания которых посредством ссылки включены в настоящий документ.
Изобретение относится к системам и способам обработки или облагораживания подаваемых потоков на основе тяжелой нефти и сырым продуктам, полученным при использовании таких систем и способов.
Уровень техники
Нефтяная промышленность все больше обращает внимание на потоки на основе тяжелой нефти, такие как тяжелая сырая нефть, мазуты, угли, битуминозные пески и т.п., в качестве источников исходного сырья. Данное исходное сырье характеризуется высокими концентрациями остатков, обогащенных асфальтенами, и низкими значениями плотностей в градусах АНИ, причем некоторые из них составляют менее 0° по АНИ.
В патентной публикации РСТ № νθ 2008/014947, патентной публикации США № 2008/0083650, патентной публикации США № 2005/0241993, патентной публикации США № 2007/0138057 и патенте США № 6660157 описываются способы, системы и катализаторы для переработки подаваемых потоков на основе тяжелой нефти. Исходное сырье на основе тяжелой нефти обычно характеризуется большими уровнями содержания тяжелых металлов. Некоторые из тяжелых металлов, таких как никель и ванадий, имеют тенденцию к быстрому вступлению в реакцию, что приводит к образованию отложений или захвату твердых веществ, обогащенных ванадием, в оборудовании, таком как реакторы. Образование отложений твердого вещества уменьшает доступный объем для реакции, сокращая продолжительность непрерывной работы.
Все еще сохраняется потребность в разработке улучшенных систем и способов для облагораживания/обработки технологических подаваемых потоков на основе тяжелой нефти при уменьшенном накоплении тяжелых металлов в технологическом оборудовании.
Краткое изложение изобретения
В одном аспекте данное изобретение относится к способу, по которому исходное сырье на основе тяжелой нефти может быть подвергнуто облагораживанию. Способ использует множество зон введения в контакт, зон разделения и по меньшей мере одну межстадийную установку деасфальтизации растворителем (ДАР). Способ включает а) объединение подаваемого потока водородсодержащего газа, исходного сырья на основе тяжелой нефти и суспендированного катализатора в первой зоне введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части исходного сырья на основе тяжелой нефти в облагороженные продукты; Ь) отправление смеси подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированного катализатора, водородсодержащего газа и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в зону разделения; с) в зоне разделения удаление подвергнутых облагораживанию продуктов совместно с водородсодержащим газом в виде верхнего потока и удаление суспендированного катализатора и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в виде потока нелетучих продуктов; й) отправление по меньшей мере части потока нелетучих продуктов в установку ДАР для отделения асфальтенов и суспендированного катализатора от деасфальтированной нефти; е) отправление деасфальтированной нефти и остальной части потока нелетучих продуктов из предшествующей зоны разделения в еще одну зону введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга вместе с дополнительным газообразным водородом и дополнительным суспендированным катализатором для превращения деасфальтированной нефти в облагороженные продукты; ί) отправление подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированного катализатора, водорода и непрореагировавшей деасфальтированной нефти в зону разделения, благодаря чему подвергнутые облагораживанию продукты удаляют вместе с водородом в виде верхнего потока, а суспендированный катализатор и непрореагировавшую деасфальтированную нефть удаляют в виде потока нелетучих продуктов; и §) отправление на рецикл по меньшей мере в одну из зон введения в контакт по меньшей мере части потока нелетучих продуктов, содержащего суспендированный катализатор и непрореагировавшую деасфальтированную нефть.
В еще одном аспекте предлагается способ, включающий множество зон введения в контакт, зон разделения и по меньшей мере одну межстадийную установку деасфальтизации растворителем (ДАР), по которому исходное сырье на основе тяжелой нефти может быть подвергнуто облагораживанию, и где по меньшей мере часть потока нелетучих продуктов по меньшей мере из одной зоны введения в контакт отправляют в установку ДАР для отделения асфальтенов от деасфальтированной нефти.
В одном аспекте данное изобретение относится к способу, по которому исходное сырье на основе тяжелой нефти может быть подвергнуто облагораживанию при уменьшенном образовании отложений тяжелых металлов в передних зонах введения в контакт. Способ использует множество зон введения в контакт и зон разделения, при этом способ включает а) объединение подаваемого потока водородсодержащего газа, исходного сырья на основе тяжелой нефти и суспендированного катализатора в первой зоне введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части исходного сырья на основе тяжелой нефти в облагороженные продукты, где в первую зону введения в кон- 1 023427 такт нагнетают воду и/или водяной пар в количестве от 1 до 25 мас.% от массы исходного сырья на основе тяжелой нефти; Ь) отправление смеси подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированного катализатора, водородсодержащего газа и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в зону разделения; с) в зоне разделения удаление подвергнутых облагораживанию продуктов вместе с водородсодержащим газом в виде верхнего потока и удаление суспендированного катализатора и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в виде потока нелетучих продуктов; б) отправление потока нелетучих продуктов в еще одну зону введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга вместе с дополнительным газообразным водородом, непрореагировавшим исходным сырьем на основе тяжелой нефти и, необязательно, свежим суспендированным катализатором для превращения непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в облагороженные продукты; ί) отправление подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированного катализатора, водорода и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в зону разделения, благодаря чему подвергнутые облагораживанию продукты удаляют вместе с водородом в виде верхнего потока, а суспендированный катализатор и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой нефти удаляют в виде потока нелетучих продуктов; и д) отправление на рецикл по меньшей мере в одну из зон введения в контакт по меньшей мере части потока нелетучих продуктов.
В еще одном аспекте изобретение относится к способу облагораживания исходного сырья на основе тяжелой нефти, включающему множество зон введения в контакт и зон разделения, по которому в первую зону введения в контакт нагнетают воду и/или водяной пар, и где по меньшей мере часть потока нелетучих продуктов из зоны разделения, отличной от первой зоны разделения, отправляют на рецикл в первую зону введения в контакт, где отправляемый на рецикл поток составляет от 3 до 50 мас.% от совокупного исходного сырья на основе тяжелой нефти в способе.
В одном аспекте данное изобретение относится к способу, по которому исходное сырье на основе тяжелой нефти может быть подвергнуто облагораживанию. Способ использует множество зон введения в контакт и зон разделения, при этом способ включает а) подачу исходного сырья на основе тяжелой нефти вместе по меньшей мере с частью исходного сырья на основе тяжелой нефти в зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт; Ь) объединение подаваемого потока водородсодержащего газа, части исходного сырья на основе тяжелой нефти и суспендированного катализатора в первой зоне введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части исходного сырья на основе тяжелой нефти в облагороженные продукты; с) отправление смеси подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированного катализатора, водородсодержащего газа и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в зону разделения; б) в зоне разделения удаление подвергнутых облагораживанию продуктов вместе с водородсодержащим газом в виде верхнего потока и удаление суспендированного катализатора и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в виде потока нелетучих продуктов; е) отправление потока нелетучих продуктов в еще одну зону введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга вместе с дополнительным газообразным водородом, по меньшей мере частью исходного сырья на основе тяжелой нефти и, необязательно, свежим суспендированным катализатором для превращения непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в облагороженные продукты; ί) отправление подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированного катализатора, водорода и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в зону разделения, благодаря чему облагороженные продукты удаляют вместе с водородом в виде верхнего потока, а суспендированный катализатор и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой нефти удаляют в виде потока нелетучих продуктов; и д) отправление на рецикл в первую зону введения в контакт по меньшей мере части потока нелетучих продуктов.
В еще одном аспекте способ использует множество зон введения в контакт и зон разделения, при этом способ включает а) подачу суспендированного катализатора, содержащего использованный суспендированный катализатор и необязательно подаваемый поток суспензии свежего катализатора; Ь) объединение подаваемого потока водородсодержащего газа, исходного сырья на основе тяжелой нефти и суспендированного катализатора в зоне введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части исходного сырья на основе тяжелой нефти в облагороженные продукты; с) отправление смеси, содержащей подвергнутые облагораживанию продукты, суспендированный катализатор, водородсодержащий газ и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой нефти, в зону разделения; б) в зоне разделения удаление подвергнутых облагораживанию продуктов вместе с водородсодержащим газом в виде верхнего потока и удаление суспендированного катализатора и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в виде потока нелетучих продуктов; е) отправление потока нелетучих продуктов в еще одну зону введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга вместе с дополнительным газообразным водородом и свежим суспендированным катализатором для превращения непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в облагороженные продукты; ί) отправление подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированного катализатора, водорода и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в зону разделения, благодаря чему подвергнутые облагораживанию продукты удаляют вместе с водородом в виде верхнего потока, а суспендированный катализатор и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой неф- 2 023427 ти удаляют в виде потока нелетучих продуктов; и д) отправление на рецикл в первую зону введения в контакт по меньшей мере части потока нелетучих продуктов.
В еще одном другом аспекте предлагается способ, включающий множество зон введения в контакт и зон разделения, по которому исходное сырье на основе тяжелой нефти может быть подвергнуто облагораживанию и где свежий суспендированный катализатор делят между зонами введения в контакт.
В одном аспекте способ использует множество зон введения в контакт и зон разделения, при этом способ включает а) объединение подаваемого потока водородсодержащего газа, исходного сырья на основе тяжелой нефти и суспендированного катализатора в первой зоне введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части исходного сырья на основе тяжелой нефти в облагороженные продукты; Ь) отправление смеси подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированного катализатора, водородсодержащего газа и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в зону разделения; с) в зоне разделения удаление подвергнутых облагораживанию продуктов вместе с водородсодержащим газом в виде верхнего потока и удаление суспендированного катализатора и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в виде потока нелетучих продуктов; ά) отправление потока нелетучих продуктов в еще одну зону введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга вместе с дополнительным газообразным водородом, непрореагировавшим исходным сырьем на основе тяжелой нефти и необязательно свежим суспендированным катализатором для превращения непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в облагороженные продукты; £) отправление подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированного катализатора, водорода и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в зону разделения, благодаря чему подвергнутые облагораживанию продукты удаляют вместе с водородом в виде верхнего потока, а суспендированный катализатор и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой нефти удаляют в виде потока нелетучих продуктов; и где первая зона введения в контакт функционирует при температуре, по меньшей мере на 10°Р (5,56°С) меньшей, чем в последовательно соединенной последующей зоне введения в контакт.
В еще одном другом аспекте изобретение относится к способу, по которому исходное сырье на основе тяжелой нефти может быть подвергнуто облагораживанию при уменьшенном образовании отложений тяжелых металлов в передних зонах введения в контакт. Способ использует множество зон введения в контакт и зон разделения, включая а) объединение подаваемого потока водородсодержащего газа, исходного сырья на основе тяжелой нефти и суспендированного катализатора в первой зоне введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части исходного сырья на основе тяжелой нефти в облагороженные продукты; Ь) отправление смеси подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированного катализатора, водородсодержащего газа и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в зону разделения; с) в зоне разделения удаление подвергнутых облагораживанию продуктов вместе с водородсодержащим газом в виде верхнего потока и удаление суспендированного катализатора и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в виде потока нелетучих продуктов; ά) отправление потока нелетучих продуктов в еще одну зону введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга вместе с дополнительным газообразным водородом, непрореагировавшим исходным сырьем на основе тяжелой нефти и, необязательно, свежим суспендированным катализатором для превращения непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в облагороженные продукты; £) отправление подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированного катализатора, водорода и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в зону разделения, благодаря чему подвергнутые облагораживанию продукты удаляют вместе с водородом в виде верхнего потока, а суспендированный катализатор и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой нефти удаляют в виде потока нелетучих продуктов; и где суспендированный катализатор, подаваемый в первую зону разделения, содержит по меньшей мере часть потока нелетучих продуктов из одной из зон разделения в качестве потока отправляемого на рецикл катализатора, и где поток отправляемого на рецикл катализатора составляет от 3 до 50 мас.% от совокупного исходного сырья на основе тяжелой нефти.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой блок-схему, которая схематически иллюстрирует один вариант осуществления системы гидропереработки для облагораживания исходного сырья на основе тяжелой нефти, включающей множество зон введения в контакт и зон разделения, где в переднюю зону введения в контакт нагнетают воду и/или водяной пар.
Фиг. 2 представляет собой блок-схему способа облагораживания подаваемых потоков на основе тяжелой нефти, включающего нагнетание воды.
Фиг. 3 представляет собой блок-схему способа облагораживания подаваемых потоков на основе тяжелой нефти, включающего нагнетание водяного пара непосредственно в переднюю зону введения в контакт.
Фиг. 4 представляет собой блок-схему еще одного варианта осуществления способа облагораживания подаваемых потоков на основе тяжелой нефти, включающего поток отправляемого на рецикл катализатора с расходом, достаточным для уменьшения накопления тяжелых металлов.
- 3 023427
Фиг. 5 представляет собой блок-схему, которая схематически иллюстрирует один вариант осуществления системы гидропереработки для облагораживания исходного сырья на основе тяжелой нефти, имеющей схему разделенного подаваемого потока свежего катализатора, схему разделенного подаваемого потока на основе тяжелой нефти и дополнительное межстадийное исходное сырье на основе углеводородного масла.
Фиг. 6 представляет собой блок-схему, которая схематически иллюстрирует еще один вариант осуществления системы гидропереработки для облагораживания исходного сырья на основе тяжелой нефти, включающей установку деасфальтизации растворителем для предварительной обработки исходного сырья на основе тяжелой нефти.
Фиг. 7 представляет собой блок-схему способа облагораживания подаваемых потоков на основе тяжелой нефти, включающего один вариант осуществления схемы разделенного подаваемого потока катализатора, где подаваемый поток свежего катализатора подают во все реакторы в способе.
Фиг. 8 представляет собой блок-схему способа облагораживания подаваемых потоков на основе тяжелой нефти, где подаваемый поток свежего катализатора отводят из первого реактора в другие реакторы в способе, и где в качестве исходного сырья в реакторы подают необязательное/дополнительное углеводородное масло.
Фиг. 9 представляет собой блок-схему еще одного варианта осуществления способа облагораживания подаваемых потоков на основе тяжелой нефти, где весь подаваемый поток свежего катализатора отправляют в последний реактор в способе.
Фиг. 10 представляет собой блок-схему еще одного варианта осуществления способа облагораживания подаваемых потоков на основе тяжелой нефти, где некоторую часть не подвергнутого обработке подаваемого потока на основе тяжелой нефти отводят из первого реактора и отправляют в другие реакторы в способе.
Подробное описание изобретения
Следующие далее термины будут использоваться по всему ходу изложения описания изобретения и будут иметь следующие далее значения, если только не будет указано другого.
В соответствии с использованием в настоящем документе подаваемый поток или исходное сырье на основе тяжелой нефти относятся к тяжелым и сверхтяжелым сырым нефтям, включая нижеследующее, но не ограничиваясь этим: мазуты, угли, битум, горючие сланцы, битуминозные пески и т.п. Исходное сырье на основе тяжелой нефти может быть жидким, полутвердым и/или твердым. Примеры исходного сырья на основе тяжелой нефти, которое может быть подвергнуто облагораживанию в соответствии с описанием в настоящем документе, включают нижеследующие, но не ограничиваются ими: битуминозные пески из Канады, остаток вакуумной перегонки из бразильских бассейнов Сантос и Кампос, египетского Суэцкого залива, Чада, венесуэльской Зулии, Малайзии и индонезийской Суматры. Другие примеры исходного сырья на основе тяжелой нефти включают донные осадки в бочке и остаток, оставшийся после проведения процессов на нефтеперерабатывающем предприятии, включая донные осадки в бочке и остаток (или мазут) - остатки кубовой части колонны атмосферной перегонки, которые имеют температуру выкипания, равную по меньшей мере 343°С (650°Р), или остатки кубовой части колонны вакуумной перегонки, которые имеют температуру выкипания, равную по меньшей мере 524°С (975°Р), или твердый битумный пек и гудрон, которые имеют температуру выкипания, равную 524°С (975°Р) или более.
Свойства исходного сырья на основе тяжелой нефти могут включать нижеследующие, но не ограничиваются ими: общее кислотное число, равное по меньшей мере 0,1, по меньшей мере 0,3 или по меньшей мере 1; вязкость, равная по меньшей мере 10 сСт; плотность в градусах АНИ, равная, максимальная, 15 в одном варианте осуществления и 10 в другом варианте осуществления. Один грамм исходного сырья на основе тяжелой нефти обычно содержит по меньшей мере 0,0001 г Νί/ν/Ре; по меньшей мере 0,005 г гетероатомов; по меньшей мере 0,01 г остатков; по меньшей мере 0,04 г С5 асфальтенов; по меньшей мере 0,002 г микроуглеродистого остатка; на 1 г сырой нефти; по меньшей мере 0,00001 г солей, полученных из щелочных металлов и одной или нескольких органических кислот; и по меньшей мере 0,005 г серы. В одном варианте осуществления исходное сырье на основе тяжелой нефти характеризуется уровнем содержания серы, равным по меньшей мере 5 мас.%, и плотностью в градусах АНИ в диапазоне от -6 до 6.
Термины обработка, подвергнутый обработке, облагораживать, облагораживание и подвергнутый облагораживанию в случае их использования в связи с исходным сырьем на основе тяжелой нефти описывают исходное сырье на основе тяжелой нефти, которое подвергают или подвергли гидропереработке, или получающийся в результате материал или сырой продукт, характеризующиеся уменьшением молекулярной массы исходного сырья на основе тяжелой нефти, уменьшением интервала выкипания исходного сырья на основе тяжелой нефти, уменьшением концентрации асфальтенов, уменьшением концентрации углеводородных свободных радикалов и/или уменьшением количества примесей, таких как сера, азот, кислород, галогениды и металлы.
- 4 023427
Облагораживание или обработку подаваемых потоков на основе тяжелой нефти в общем случае в настоящем документе называют гидропереработкой. Гидропереработка подразумевает любой способ, который реализуют в присутствии водорода, включающий нижеследующие, но не ограничивающийся ими: гидроконверсия, гидрокрекинг, гидрирование, гидрообработка, гидрообессеривание, гидроденитрификация, гидродеметаллизация, гидродеароматизация, гидроизомеризация, гидродепарафинизация и гидрокрекинг, в том числе селективный гидрокрекинг. Продукты гидропереработки могут иметь более низкие значения вязкости, индекса вязкости, уровней содержания насыщенных соединений, низкотемпературные свойства, летучести и деполяризацию и т.п.
В соответствии с использованием в настоящем документе водородом обозначают водород и/или соединение или соединения, которые в присутствии подаваемого потока на основе тяжелой нефти и катализатора вступают в реакцию с образованием водорода.
Ст. куб. фут/б (или ст. куб. фут/б.) обозначает единицу измерения стандартный кубический фут газа (Ν2, Н2 и т.п.) на один баррель углеводородного подаваемого потока.
Нм3/м3 обозначает нормальные кубические метры газа на один кубический метр подаваемого потока на основе тяжелой нефти.
Термины ВГО или вакуумный газойль относятся к углеводородам, характеризующимся распределением интервала выкипания в диапазоне от 343°С (650°Р) до 538°С (1000°Р) при 0,101 МПа.
ч./млн. (мас.) обозначает массовые части на миллион частей.
В соответствии с использованием в настоящем документе термин предшественник катализатора относится к соединению, содержащему один или несколько каталитически активных металлов, где из данного соединения, в конечном счете, получают катализатор. Необходимо отметить то, что предшественник катализатора может быть каталитически активным в качестве катализатора гидропереработки. В соответствии с использованием в настоящем документе предшественник катализатора в настоящем документе может быть назван катализатором в случае использования его в контексте подаваемого потока катализатора.
В соответствии с использованием в настоящем документе термин использованный катализатор обозначает катализатор, который использовали по меньшей мере в одном реакторе в операции гидропереработки, и активность которого, тем самым, была уменьшена. Например, в предположении равенства константы скорости реакции для свежего катализатора при конкретной температуре 100% константа скорости реакции для использованного катализатора составит 95% или менее в одном варианте осуществления, 80% или менее в еще одном варианте осуществления и 70% или менее в третьем варианте осуществления. Термин использованный катализатор может быть использован как синоним терминов отправляемый на рецикл катализатор, использованный суспендированный катализатор или отправляемый на рецикл суспендированный катализатор.
В соответствии с использованием в настоящем документе термин свежий катализатор обозначает катализатор или предшественник катализатора, которые не использовали в реакторе в операции гидропереработки. Термин свежий катализатор в настоящем документе также включает регенерированный или восстановленный катализаторы, т.е. катализатор, который использовали по меньшей мере в одном реакторе на стадии гидропереработки (использованный катализатор), но его каталитическую активность восстановили или по меньшей мере увеличили до уровня, значительно превышающего уровень активности использованного катализатора. Термин свежий катализатор может быть использован как синоним термина свежий суспендированный катализатор.
В соответствии с использованием в настоящем документе термин суспендированный катализатор (или иногда звучащий как суспензия или диспергированный катализатор) относится к жидкой среде, например, маслу, воде или их смесям, в которой диспергированы частицы катализатора и/или предшественника катализатора (дисперсные включения или кристаллиты), имеющие очень небольшие средние размеры.
В соответствии с использованием в настоящем документе подаваемый поток катализатора включает любой катализатор, подходящий для облагораживания исходного сырья на основе тяжелой нефти, например, один или несколько насыпных катализаторов и/или один или несколько катализаторов на носителе. Подаваемый поток катализатора может включать по меньшей мере только свежий катализатор, использованный катализатор или смеси по меньшей мере свежего катализатора и использованного катализатора. В одном варианте осуществления подаваемый поток катализатора имеет форму суспендированного катализатора.
В соответствии с использованием в настоящем документе термин насыпной катализатор может быть использован как синоним термину катализатор, не нанесенный на носитель в том смысле, что композиция катализатора не имеет обычную форму катализатора, которая включает, например, предварительно полученный сформованный носитель катализатора, в который после этого вводят металлы пропиткой или осаждением. В одном варианте осуществления насыпной катализатор получают в результате выделения в осадок. В еще одном варианте осуществления насыпной катализатор содержит связующее, введенное в композицию катализатора. В еще одном другом варианте осуществления насыпной катализатор получают из соединений металла и в отсутствие какого-либо связующего. В четвертом варианте
- 5 023427 осуществления насыпным катализатором является катализатор, относящийся к типу с диспергированием и предназначенный для использования в качестве диспергированных частиц катализатора в смеси с жидкостью (например, углеводородным маслом). В одном варианте осуществления катализатор включает один или несколько коммерчески известных катализаторов, например Мюгоса!™ от компании ЕххоиМоЬИ Согр.
В соответствии с использованием в настоящем документе термин зона введения в контакт относится к оборудованию, в котором подаваемый поток на основе тяжелой нефти подвергают обработке или облагораживанию в результате введения в контакт с подаваемым потоком суспендированного катализатора в присутствии водорода. В зоне введения в контакт по меньшей мере одно свойство сырого подаваемого потока может быть подвергнуто изменению или облагораживанию. Зона введения в контакт может представлять собой реактор, часть реактора, несколько частей реактора или их комбинации. Термин зона введения в контакт может быть использован как синоним термину зона проведения реакции.
В соответствии с использованием в настоящем документе термин зона разделения относится к оборудованию, в которое подвергнутый облагораживанию подаваемый поток на основе тяжелой нефти из зоны введения в контакт либо подают непосредственно, либо его в нем подвергают воздействию одного или нескольких промежуточных способов, а после этого подают непосредственно в зону разделения, например, испарительный барабан или сепаратор высокого давления, где газы и летучие жидкости отделяют от нелетучей фракции. В одном варианте осуществления поток нелетучей фракции содержит непрореагировавший подаваемый поток на основе тяжелой нефти, небольшое количество более тяжелых подвергнутых гидрокрекингу жидких продуктов (синтетических или менее летучих/нелетучих продуктов, подвергнутых облагораживанию), суспендированный катализатор и любые захваченные твердые вещества (асфальтены, кокс и т.п.).
В соответствии с использованием в настоящем документе термин стравливаемый поток или спускаемый поток обозначает поток, содержащий использованный (или отправленный на рецикл) катализатор, который стравливают или отводят из системы гидропереработки, что способствует предотвращению образования или смыванию аккумулирующихся металлических сульфидов и других нежелательных примесей из системы облагораживания.
Настоящее изобретение относится к улучшенной системе для обработки или облагораживания подаваемых потоков на основе тяжелой нефти, в частности исходного сырья на основе тяжелой нефти, характеризующегося высокими уровнями содержания тяжелых металлов.
В одной типичной системе гидропереработки предшествующего уровня техники, включающей множество последовательно соединенных зон введения в контакт (реакторов), согласно наблюдениям подаваемый поток во 2-ю зону введения в контакт в общем случае должен быть более чистым, чем подаваемый поток на основе тяжелой нефти в первую зону введения в контакт в системе, т.е. содержащим меньше примесей, таких как никель, ванадий, азот, сера и т.п., поскольку тяжелая нефть прошла через способ обработки в первой зоне введения в контакт. Также согласно наблюдениям подаваемый поток в последнюю зону введения в контакт в системе в общем случае должен быть более чистым, чем подаваемый поток в предшествующую зону (зоны) введения в контакт в системе.
Кроме того, в одной типичной системе гидропереработки согласно наблюдениям в схеме подаваемого потока катализатора предшествующего уровня техники подаваемые потоки в последующие зоны введения в контакт в системе обычно являются более концентрированными в том, что касается определенных примесей, например, микроуглеродистого остатка, уровней содержания С5 и С7 асфальтенов и т.п., что, таким образом, промотирует коксообразование в последних зонах введения в контакт в системе.
Также согласно наблюдениям подаваемый поток в последующих зонах введения в контакт в системе обладает свойствами, отличными от свойств подаваемого потока на основе тяжелой нефти в предшествующую зону (зоны) введения в контакт в системе, в том числе: а) меньшее общее кислотное число; Ь) вязкость; с) меньший уровень содержания остатка; ά) меньшая плотность в градусах АНИ; е) меньший уровень содержания металлов в металлических солях органических кислот и д) их комбинации. Однако также согласно наблюдениям, в общем случае труднее подвергнуть переработке подаваемый поток в последующие зоны введения в контакт в том, что касается степени превращения и/или свойств получающегося в результате сырого продукта. В дополнение к этому, в случае схемы подачи предшествующего уровня техники (свежий катализатор, поступающий в 1-ю зону введения в контакт) согласно наблюдениям имеет место более значительное коксообразование в последующих зонах введения в контакт, чем в 1-й зоне введения в контакт. Как предполагается, коксообразование, может быть, имеет какое-то отношение к труднее подвергаемому переработке подаваемому потоку в последующие зоны введения в контакт и/или пониженной активности подаваемого потока катализатора в последующие зоны введения в контакт.
В одном варианте осуществления способ облагораживания включает множество реакторов, использующихся в качестве зон введения в контакт, при этом реакторы имеют идентичные или различные конфигурации. Примеры реакторов, которые могут быть использованы в настоящем изобретении, включают реакторы со стопочной компоновкой слоя катализатора, реакторы с неподвижным слоем катализатора, реакторы с кипящим слоем катализатора, реакторы непрерывного действия с механическим перемеши- 6 023427 ванием, реакторы с псевдоожиженным слоем катализатора, распылительные реакторы, контакторы жидкость/жидкость, реакторы с суспендированным катализатором, реакторы с рециркуляцией жидкости и их комбинации. В одном варианте осуществления реактором является реактор с восходящим потоком. В еще одном варианте осуществления реактором является реактор с нисходящим потоком. В одном варианте осуществления зона введения в контакт обозначает по меньшей мере один реактор гидрокрекинга с суспендированным слоем катализатора, последовательно соединенный по меньшей мере с одним реактором гидрообработки с неподвижным слоем катализатора. В еще одном варианте осуществления по меньшей мере одна из зон введения в контакт дополнительно включает встроенную в линию установку гидрообработки, способную удалять более 70% серы, более 90% азота и более 90% гетероатомов в подвергаемом переработке сыром продукте.
В одном варианте осуществления зона введения в контакт включает множество последовательно соединенных реакторов, обеспечивающих общее время пребывания в диапазоне от 0,1 до 15 ч. Во втором варианте осуществления время пребывания находится в диапазоне от 0,5 до 5 ч. В третьем варианте осуществления общее время в зонах введения в контакт находится в диапазоне от 0,2 до 2 ч.
В зависимости от условий и местоположения зоны разделения в одном варианте осуществления количество более тяжелых подвергнутых гидрокрекингу продуктов в потоке нелетучей фракции является меньшим чем 50 мас.% (от совокупной массы потока нелетучих продуктов). Во втором варианте осуществления количество более тяжелых подвергнутых гидрокрекингу продуктов в потоке нелетучих продуктов из зоны разделения является меньшим чем 25 мас.%. В третьем варианте осуществления количество более тяжелых подвергнутых гидрокрекингу продуктов в потоке нелетучих продуктов из зоны разделения является меньшим чем 15 мас.%. Необходимо отметить, что по меньшей мере часть суспендированного катализатора остается вместе с подвергнутым облагораживанию исходным сырьем, поскольку подвергнутые облагораживанию материалы отбирают из зоны введения в контакт и подают в зону разделения, а суспендированный катализатор продолжает оставаться доступным в зоне разделения и выходит из зоны разделения совместно с нелетучей жидкой фракцией.
В одном варианте осуществления как зону введения в контакт, так и зону разделения объединяют в одной единице оборудования, например, реакторе, включающем внутренний сепаратор, или многостадийном реакторе-сепараторе. В данном типе конфигурации реактора-сепаратора паровой продукт выходит через верх оборудования, а нелетучие фракции выходят в оборудовании сбоку или снизу совместно с суспендированным катализатором и захваченной твердой фракцией в случае наличия таковой.
В одном варианте осуществления поток суспендированного катализатора включает свежий катализатор. В еще одном варианте осуществления поток суспендированного катализатора включает смесь по меньшей мере свежего катализатора и отправляемого на рецикл (использованного) катализатора. В третьем варианте осуществления поток суспендированного катализатора включает использованный катализатор. В еще одном варианте осуществления суспендированный катализатор включает хорошо диспергированную композицию предшественника катализатора, способную образовывать активный катализатор ίη 811и в нагревателях подаваемого потока и/или зоне введения в контакт. Частицы катализатора могут быть введены в среду (разбавитель) в виде порошка в одном варианте осуществления, предшественника в еще одном варианте осуществления или после проведения стадии предварительной обработки в третьем варианте осуществления. В одном варианте осуществления среда (или разбавитель) представляет собой углеводородное масло. В еще одном варианте осуществления жидкая среда представляет собой само исходное сырье на основе тяжелой нефти. В еще одном другом варианте осуществления жидкая среда представляет собой углеводородное масло, отличное от исходного сырья на основе тяжелой нефти, например среду или разбавитель ВГО.
В одном варианте осуществления спускаемый поток содержит нелетучие материалы из зоны разделения в системе, обычно последней зоны разделения, содержащие непрореагировавшие материалы, суспендированный катализатор, небольшое количество более тяжелых подвергнутых крекингу жидких продуктов, небольшие количества кокса, асфальтенов и т.п. В еще одном варианте осуществления спускаемым потоком является нижний поток из межстадийной установки деасфальтизации растворителем в системе. В вариантах осуществления, где спускаемый поток отводят от нижнего потока зоны разделения, стравливаемый поток обычно составляет от 1 до 35 мас.%, 3-20 мас.% или 5-15 мас.% от совокупного исходного сырья на основе тяжелой нефти системы. В вариантах осуществления в данном случае спускаемый поток отводят из низа установки деасфальтизации, спускаемый поток составляет от 0,30 до 5 мас.%, 1-30 мас.% или от 0,5 до 10 мас.% от исходного сырья на основе тяжелой нефти.
В одном варианте осуществления спускаемый поток содержит от 3 до 30 мас.% суспендированного катализатора. В еще одном варианте осуществления количество суспендированного катализатора находится в диапазоне от 5 до 20 мас.%. В еще одном другом варианте осуществления спускаемый поток содержит количество суспендированного катализатора в диапазоне от 1 до 15 мас.% по концентрации.
В некоторых вариантах осуществления вместо отправления всего свежего катализатора в первую зону введения в контакт, как и в способе предшествующего уровня техники по меньшей мере часть свежего катализатора отводят, направляя по меньшей мере в одну другую зону введения в контакт (отличную от 1-й зоны введения в контакт) в системе.
- 7 023427
Кроме того, в некоторых вариантах осуществления вместо отправления всего подаваемого потока на основе тяжелой нефти на облагораживание в первую зону введения в контакт по меньшей мере часть подаваемого потока на основе тяжелой нефти отводят, направляя по меньшей мере в одну другую зону введения в контакт в системе.
В других вариантах осуществления используют комбинированную схему подаваемого потока при отводе части подаваемого потока свежего катализатора и части подаваемого потока на основе тяжелой нефти по меньшей мере в одну другую зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт в системе облагораживания тяжелой нефти.
В одном варианте осуществления система облагораживания включает по меньшей мере два реактора с восходящим потоком, последовательно соединенные по меньшей мере с двумя сепараторами, при этом каждый сепаратор располагают непосредственно после каждого реактора, а межстадийную установку ДАР располагают по меньшей мере перед одним реактором в системе. В еще одном варианте осуществления система облагораживания включает по меньшей мере два реактора с восходящим потоком и по меньшей мере два последовательно соединенных сепаратора, причем каждый из сепараторов располагают непосредственно после каждого реактора, а межстадийную установку ДАР располагают после 1-го последовательно соединенного сепаратора. В четвертом варианте осуществления система облагораживания может включать комбинацию из отдельных сепараторов и отдельных сепараторов, последовательно соединенных с многостадийными реакторами-сепараторами, при этом установку ДАР располагают в качестве межстадийной системы обработки между любыми двумя последовательно соединенными реакторами.
Подаваемый поток на основе тяжелой нефти
Непрореагировавший подаваемый поток на основе тяжелой нефти в данном случае в настоящем документе может включать один или несколько различных подаваемых потоков на основе тяжелой нефти из различных источников в виде одного подаваемого потока или в виде раздельных подаваемых потоков на основе тяжелой нефти. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения по меньшей мере часть (подвергаемого облагораживанию) подаваемого потока на основе тяжелой нефти отделяют или отводят, направляя перед подачей в зону введения в контакт, по меньшей мере в одну другую зону введения в контакт в системе (отличную от первой зоны введения в контакт) или в межстадийную установку ДАР.
В одном варианте осуществления по меньшей мере часть обозначает отвод по меньшей мере 5% от облагораживаемого подаваемого потока на основе тяжелой нефти, направляя по меньшей мере в одну другую зону введения в контакт в системе, отличную от первой зоны введения в контакт. В еще одном варианте осуществления по меньшей мере 10%. В третьем варианте осуществления по меньшей мере 20%. В четвертом варианте осуществления по меньшей мере 30% от подаваемого потока на основе тяжелой нефти отводят, направляя по меньшей мере в одну зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт в системе. В одном варианте осуществления исходное сырье на основе тяжелой нефти предварительно нагревают перед перемешиванием с подаваемым потоком (потоками) суспендированного катализатора. В еще одном варианте осуществления смесь исходного сырья на основе тяжелой нефти и подаваемого потока суспендированного катализатора предварительно нагревают для создания исходного сырья, которое имеет достаточно низкую вязкость для обеспечения хорошего примешивания катализатора к исходному сырью. В одном варианте осуществления предварительное нагревание проводят при температуре, которая является по меньшей мере приблизительно на 100°С (180°Р) меньшей, чем температура гидрокрекинга в зоне введения в контакт. В еще одном варианте осуществления предварительное нагревание проводят при температуре, которая является приблизительно, по меньшей мере на 50°С меньшей, чем температура гидрокрекинга в зоне введения в контакт.
Дополнительный углеводородный подаваемый поток
В одном варианте осуществления в качестве части подаваемого потока на основе тяжелой нефти в любую из зон введения в контакт в системе необязательно может быть добавлен дополнительный подаваемый поток углеводородного масла, например ВГО (вакуумный газойль), лигроин, СРГ (средний рецикловый газойль), донор растворителя или другие ароматические растворители и т.п., в количестве от 2 до 40 мас.% от подаваемого потока на основе тяжелой нефти. В одном варианте осуществления дополнительный углеводородный подаваемый поток выполняет функцию разбавителя для уменьшения вязкости подаваемого потока на основе тяжелой нефти.
Варианты осуществления схемы с делением подаваемого потока на основе тяжелой нефти
В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть (подвергаемого облагораживанию) подаваемого потока на основе тяжелой нефти отделяют или отводят, направляя по меньшей мере в одну другую зону введения в контакт в системе (отличную от первой зоны введения в контакт).
В одном варианте осуществления по меньшей мере, часть обозначает по меньшей мере 5% от подвергаемого облагораживанию подаваемого потока на основе тяжелой нефти. В еще одном варианте осуществления по меньшей мере 10%. В третьем варианте осуществления по меньшей мере 20%. В четвертом варианте осуществления по меньшей мере 30% от подаваемого потока на основе тяжелой нефти
- 8 023427 отводят, направляя по меньшей мере в одну зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт в системе.
В одном варианте осуществления менее 90% от непрореагировавшего подаваемого потока на основе тяжелой нефти подают в первый реактор в системе, при этом 10% и более от непрореагировавшего подаваемого потока на основе тяжелой нефти отводят, направляя в другую зону (зоны) введения в контакт в системе. В еще одном варианте осуществления подаваемый поток на основе тяжелой нефти равным образом делят между зонами введения в контакт в системе. В еще одном другом варианте осуществления менее 80% от непрореагировавшего подаваемого потока на основе тяжелой нефти подают в первую зону введения в контакт в системе, а оставшийся подаваемый поток на основе тяжелой нефти отводят, направляя в последнюю зону введения в контакт в системе. В четвертом варианте осуществления менее 60% от подаваемого потока на основе тяжелой нефти подают в первую зону введения в контакт в системе, а оставшийся непрореагировавший подаваемый поток на основе тяжелой нефти равным образом делят между другими зонами введения в контакт в системе.
Непрореагировавший подаваемый поток на основе тяжелой нефти в настоящем документе может включать один или несколько различных подаваемых потоков на основе тяжелой нефти из различных источников в виде одного подаваемого потока или раздельных подаваемых потоков на основе тяжелой нефти. В одном варианте осуществления во все зоны введения в контакт проходит одна труба канала тяжелой нефти. В еще одном варианте осуществления для подачи входного потока на основе тяжелой нефти в различные зоны введения в контакт используют несколько каналов тяжелой нефти, при этом некоторое количество подаваемых потоков (потока) на основе тяжелой нефти поступает в одну или несколько зон введения в контакт, а некоторое количество других непрореагировавших подаваемых потоков (потока) на основе тяжелой нефти поступает в одну или несколько других зон введения в контакт.
В одном варианте осуществления исходное сырье на основе тяжелой нефти предварительно нагревают перед перемешиванием с подаваемым потоком суспендированного катализатора и/или перед введением в реакторы гидрокрекинга (зоны введения в контакт). В еще одном варианте осуществления смесь исходного сырья на основе тяжелой нефти и подаваемого потока суспендированного катализатора предварительно нагревают для создания исходного сырья, которое имеет достаточно низкую вязкость для обеспечения хорошего примешивания катализатора к исходному сырью.
В одном варианте осуществления предварительное нагревание проводят при температуре, которая является приблизительно на 100°С (180°Р) меньшей, чем температура гидрокрекинга в зоне введения в контакт. В еще одном варианте осуществления предварительное нагревание проводят при температуре, которая является приблизительно на 50°С меньшей, чем температура гидрокрекинга в зоне введения в контакт.
Подаваемый поток водорода
В одном варианте осуществления в способе предусматривается наличие водородсодержащего газа.
Водород также может быть добавлен к подаваемому потоку на основе тяжелой нефти перед поступлением последнего в предварительный нагреватель или после предварительного нагревателя. В одном варианте осуществления подаваемый поток водорода поступает в зону введения в контакт прямотоком по отношению к подаваемому потоку на основе тяжелой нефти в одном и том же канале. В еще одном варианте осуществления источник водорода может быть добавлен к зоне введения в контакт противотоком. В третьем варианте осуществления водород поступает в зону введения в контакт через газовый канал отдельно от объединенного подаваемого потока на основе тяжелой нефти и суспендированного катализатора. В четвертом варианте осуществления подаваемый поток водорода вводят непосредственно в объединенные катализатор и исходное сырье на основе тяжелой нефти перед введением в зону введения в контакт. В еще одном другом варианте осуществления газообразный водород и объединенный подаваемый поток на основе тяжелой нефти и катализатора вводят в низ реактора в виде отдельных потоков. В еще одном другом варианте осуществления газообразный водород может быть подан в несколько секций зоны введения в контакт.
В одном варианте осуществления источник водорода в способе предусматривают обеспечивающим расход (при расчете по соотношению между количествами источника газообразного водорода и сырого подаваемого потока) в диапазоне от 0,1 до приблизительно 100000 нм3/м3 (от 0,563 до 563380 ст. куб. фут/б.), от приблизительно 0,5 до приблизительно 10000 нм3/м3 (от 2,82 до 56338 ст. куб. фут/б.), от приблизительно 1 до приблизительно 8000 нм3/м3 (от 5,63 до 45070 ст. куб. фут/б.), от приблизительно 2 до приблизительно 5000 нм3/м3 (от 11,27 до 28169 ст. куб. фут/б.), от приблизительно 5 до приблизительно 3000 нм3/м3 (от 28,2 до 16901 ст. куб. фут/б.) или от приблизительно 10 до приблизительно 800 нм3/м3 (от 56,3 до 4507 ст. куб. фут/б.). В одном варианте осуществления некоторое количество водорода (25-75%) подают в первую зону введения в контакт, а остальное добавляют в качестве дополнительного водорода в другие зоны введения в контакт в системе.
В одном варианте осуществления система облагораживания обеспечивает получение объемного выхода, больше 100% (в сопоставлении с введенным количеством тяжелой нефти) подвергнутых облагораживанию продуктов, поскольку присоединенный водород увеличивает совокупный объем тяжелой
- 9 023427 нефти. Подвергнутые облагораживанию продукты, т.е. низкокипящие углеводороды, в одном варианте осуществления включают сжиженный нефтяной газ (СНГ), бензин, дизельное топливо, вакуумный газойль (ВГО) и реактивное и топливное масла. Во втором варианте осуществления система облагораживания обеспечивает получение объемного выхода, равного по меньшей мере 110%, в форме СНГ, лигроина, реактивных и топливных масел и ВГО. В третьем варианте осуществления объемный выход составляет свыше 115%.
В одном варианте осуществления системы облагораживания по меньшей мере 98 мас.% от подаваемого потока на основе тяжелой нефти превращаются в более легкие продукты. Во втором варианте осуществления в более легкие продукты превращаются по меньшей мере 98,5% от подаваемого потока на основе тяжелой нефти. В третьем варианте осуществления степень превращения составляет по меньшей мере 99%. В четвертом варианте осуществления степень превращения составляет по меньшей мере 95%. В пятом варианте осуществления степень превращения составляет по меньшей мере 80%. В шестом варианте осуществления степень превращения составляет по меньшей мере 60%. В соответствии с использованием в настоящем документе степень превращения относится к превращению исходного сырья на основе тяжелой нефти в материалы, имеющие температуру выкипания менее 1000°Р (538°С).
Источник водорода в некоторых вариантах осуществления объединяют с газообразным носителем (носителями) и отправляют на рециркуляцию через зону введения в контакт. Газообразный носитель может представлять собой, например, азот, гелий и/или аргон. Г азообразный носитель может облегчать течение сырого подаваемого потока и/или течение источника водорода в зону (зоны) введения в контакт. Газообразный носитель также может улучшить перемешивание в зоне (зонах) введения в контакт. В некоторых вариантах осуществления источник водорода (например, водород, метан или этан) может быть использован в качестве газообразного носителя и отправлен на рециркуляцию через зону введения в контакт.
Подаваемый поток катализатора.
В одном варианте осуществления весь подаваемый поток суспендированного катализатора подают в первую зону введения в контакт. В других вариантах осуществления по меньшей мере часть подаваемого потока катализатора отделяют или отводят, направляя по меньшей мере в одну другую зону введения в контакт в системе (отличную от первой зоны введения в контакт). В еще одном варианте осуществления все функционирующие зоны введения в контакт принимают подаваемый поток суспендированного катализатора (совместно с подаваемым потоком на основе тяжелой нефти). В еще одном другом варианте осуществления способ конфигурируют для получения гибкой схемы подаваемого потока катализатора, такой, чтобы свежий катализатор иногда мог быть полностью подан в последний реактор в системе для получения определенных технологических условий (для получения определенных желательных характеристик продукта) или на 50% - в первый реактор в системе для некоторых из технологических прогонов, или разделен равным образом или в соответствии с предварительно определенными соотношениями между всеми реакторами в системе, или разделен в соответствии с предварительно определенными соотношениями для подачи одного и того же свежего катализатора в различные реакторы при различных концентрациях.
Подаваемый поток суспендированного катализатора, использующийся в настоящем документе, может содержать один или несколько различных суспендированных катализаторов в виде одного подаваемого потока катализатора или раздельных подаваемых потоков. В одном варианте осуществления в зоны введения в контакт подают один подаваемый поток свежего катализатора. В еще одном варианте осуществления подаваемый поток катализатора содержит несколько различных типов катализатора, при этом определенный тип катализатора поступает в одну или несколько зон введения в контакт (например, первую зону введения в контакт) в виде отдельного потока, а другой суспендированный катализатор поступает в зону (зоны) введения в контакт, отличную от 1-ой зоны введения в контакт в системе, в виде другого потока катализатора.
В одном варианте осуществления по меньшей мере, часть обозначает по меньшей мере 10% от свежего катализатора. В еще одном варианте осуществления по меньшей мере 20%. В третьем варианте осуществления по меньшей мере 40%. В четвертом варианте осуществления по меньшей мере 50% от свежего катализатора отводят, направляя по меньшей мере в одну зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт в системе. В пятом варианте осуществления весь свежий катализатор отводят, направляя в зону введения в контакт, отличную от 1-й зоны введения в контакт.
В одном варианте осуществления в первый реактор в системе подают менее 20% от свежего катализатора, при этом 80% и более от свежего катализатора отводят, направляя в другую зону (зоны) введения в контакт в системе. В еще одном варианте осуществления свежий катализатор равным образом делят между зонами введения в контакт в системе. В одном варианте осуществления по меньшей мере часть подаваемого потока свежего катализатора отправляют по меньшей мере в одну из промежуточных зон введения в контакт и/или последнюю зону введения в контакт в системе. В еще одном варианте осуществления весь свежий катализатор отправляют в последнюю зону введения в контакт в системе, при этом первая зона введения в контакт в системе получает только отправляемый на рецикл катализатор из одного или нескольких способов в системе, например из одной из зон разделения в системе или из установки
- 10 023427 деасфальтизации растворителем.
В одном варианте осуществления, включающем межстадийную установку ДАР, по меньшей мере часть подаваемого потока свежего катализатора отправляют в зону введения в контакт непосредственно после межстадийной установки ДАР. В еще одном варианте осуществления весь свежий катализатор отправляют в зону (зоны) введения в контакт, отличную от 1-ой зоны введения в контакт в системе, при этом первая зона введения в контакт получает только кубовые осадки ДАР из установки ДАР и отправляемый на рецикл катализатор из одного или нескольких способов в системе, например из одной из зон разделения в системе.
В одном варианте осуществления свежий катализатор объединяют с потоком отправляемого на рецикл катализатора из одного из способов в системе, например зоны разделения, перегонной колонны, установки ДАР или испарительной емкости, а подаваемый поток объединенного катализатора после этого перемешивают с исходным сырьем на основе тяжелой нефти для подачи в зону (зоны) введения в контакт. В еще одном варианте осуществления потоки свежего катализатора и отправляемого на рецикл катализатора примешивают к исходному сырью на основе тяжелой нефти в виде раздельных потоков.
В одном варианте осуществления поток отправляемого на рецикл катализатора из одного из способов в системе, например зоны разделения, установки ДАР и т.п., объединяют со свежим суспендированным катализатором в виде одного единственного подаваемого потока катализатора. Подаваемый поток объединенного катализатора после этого перемешивают с потоком (потоками) (подвергнутого или не подвергнутого обработке) исходного сырья на основе тяжелой нефти для подачи в зону (зоны) введения в контакт. В еще одном варианте осуществления потоки свежего катализатора и отправляемого на рецикл катализатора примешивают к потоку (потокам) исходного сырья на основе тяжелой нефти в виде раздельных потоков.
В одном варианте осуществления способ конфигурируют для получения гибкой схемы подаваемого потока катализатора, такой, чтобы подаваемый поток катализатора иногда мог быть подан в полном объеме (100% от требуемого расхода катализатора) в первый реактор в системе в течение определенного периода времени, после этого разделен равным образом или в соответствии с предварительно определенными соотношениями между всеми реакторами в системе в течение предварительно определенной величины времени, или разделен в соответствии с предварительно определенными соотношениями для подачи подаваемого потока катализатора в различные реакторы при различных концентрациях.
В одном варианте осуществления отправление различных катализаторов в переднюю и заднюю зоны введения в контакт может оказаться подходящим для ослабления проблемы захвата ванадия и поддержания совокупных эксплуатационных характеристик облагораживания. В одном варианте осуществления для содействия уменьшению захвата ванадия в системе в передний реактор отправляют только Νί или суспендированный катализатор на основе сульфида ΝίΜο, обогащенный по Νί, в то время как другой катализатор, например сульфид Мо или катализатор на основе сульфида ΝίΜο, обогащенный по Мо, можно нагнетать в задний реактор (реакторы) для выдерживания совокупной высокой степени превращения, улучшения качества продукта и, возможно, уменьшения выхода газа в одном варианте осуществления. В соответствии с использованием в настоящем документе суспендированный катализатор, обогащенный по Νί, обозначает то, что соотношение количеств Νί/Μο является большим чем 0,15 (в мас.%). Наоборот, суспендированный катализатор, обогащенный по Мо, обозначает, что соотношение Νί/Μο является меньшим чем 0,05 (в мас.%).
В одном варианте осуществления подаваемый поток суспендированного катализатора сначала подвергают предварительному кондиционированию перед его поступлением в зоны введения в контакт или перед его введением в контакт с подаваемым потоком на основе тяжелой нефти перед поступлением в зоны введения в контакт. В одном примере катализатор поступает в установку предварительного кондиционирования совместно с водородом при расходе в диапазоне от 500 до 7500 ст. куб. фут/б. (б. в данном случае обозначает совокупный объем подаваемого потока на основе тяжелой нефти в систему) (от 88,8 до 1243 нм3/м3). Как представляется, вместо введения холодного катализатора в контакт с подаваемым потоком на основе тяжелой нефти стадия предварительного кондиционирования способствует адсорбированию водорода на активных центрах катализатора и, в конечном счете, обеспечивает требуемую степень превращения. В одном варианте осуществления в установке предварительного кондиционирования смесь суспендированный катализатор/водород нагревают до температуры в диапазоне от 300°Р до 1000°Р (от 149 до 538°С). В еще одном варианте осуществления катализатор подвергают предварительному кондиционированию в водороде при температуре в диапазоне от 500 до 725°Р (от 260 до 385°С). В еще одном другом варианте осуществления смесь нагревают под давлением в диапазоне от 300 до 3200 фунт/дюйм2 (от 2070 до 22100 кПа) в одном варианте осуществления; 500-3000 фунт/дюйм2 (3450-20700 кПа) во втором варианте осуществления и 600-2500 фунт/дюйм2 (4140-17200 кПа) в третьем варианте осуществления.
- 11 023427
Использующиеся катализаторы.
Суспендированный катализатор содержит активный катализатор в углеводородном масле. В одном варианте осуществления катализатором является сульфилированный катализатор, содержащий по меньшей мере металл из группы νίΒ или по меньшей мере металл из группы VIII или по меньшей мере металл из группы ΙΙΒ, например катализатор на основе сульфида трехвалентного железа, катализатор на основе сульфида цинка, сульфида никеля, сульфида молибдена или сульфида железа-цинка. В еще одном варианте осуществления катализатором является полиметаллический катализатор, содержащий по меньшей мере металл из группы νίΒ и по меньшей мере металл из группы VIII (в качестве промотора), где металлы могут присутствовать в элементарной форме или в форме соединения металла. В одном примере катализатором является катализатор на основе Мо82, промотированный по меньшей мере соединением металла из группы VIII.
В одном варианте осуществления катализатором является насыпной полиметаллический катализатор, содержащий по меньшей мере один неблагородный металл из группы VIII и по меньшей мере два металла из группы У1В, и где соотношение количеств по меньшей мере двух металлов из группы УТВ и неблагородного металла из группы VIII находится в диапазоне от приблизительно 10:1 до приблизительно 1:10. В еще одном варианте осуществления катализатор описывается формулой (М‘)а(Хи)ь(8¥)а(С”)е(Нх)£(Оу)6(М2)ь, где М представляет собой по меньшей мере один металл из группы ^В, такой как Мо, А и т.п. или их комбинацию; а X исполняет функцию промоторного металла, представляющего собой по меньшей мере один представитель из: неблагородного металла из группы VIII, такого как Νί, Со; металла из группы VIII, такого как Ре; металла из группы VIΒ, такого как Сг; металла из группы IVΒ, такого как Тг; металла из группы ИВ, такого как Ζη, и их комбинаций (X в настоящем документе обозначает промоторный металл). Кроме того, в уравнении 1, и, ν, №, х, у, ζ представляют собой совокупный заряд для каждого из компонентов (М, X, 8, С, Н, О и Ν, соответственно); Ια+ιι6+νύ+\\Ό+χΓ+\·β+ζ1ι=0. Соотношение между подстрочными индексами Ь и а имеет значение в диапазоне от 0 до 5 и (0<Ь/а<5). 8 представляет собой серу при значении подстрочного индекса ά в диапазоне от (а+0,5Ь) до (5а+2Ь). С представляет собой углерод при значении подстрочного индекса е в диапазоне от 0 до 11(а+Ь). Н представляет собой водород при значении Γ в диапазоне от 0 до 7 (а+Ь). О представляет собой кислород при значении д в диапазоне от 0 до 5 (а+Ь); а N представляет собой азот при значении й в диапазоне от 0 до 0,5 (а+Ь). В одном варианте осуществления подстрочный индекс Ь имеет значение 0 для катализатора на основе одного металлического компонента, например катализатор на основе только Мо (промотор отсутствует).
В одном варианте осуществления катализатор получают из композиций предшественников катализатора, включающих металлоорганические комплексы или соединения, например растворимые в масле соединения или комплексы переходных металлов и органических кислот. Примеры таких соединений включают нафтенаты, пентандионаты, октаноаты и ацетаты металлов из группы ΫΤΕ и группы VIII, таких как Мо, Со, А и т.п., такие как нафтенат молибдена, нафтенат ванадия, октаноат ванадия, гексакарбонил молибдена и гексакарбонил ванадия.
В одном варианте осуществления катализатором является катализатор на основе Мо82, промотированный по меньшей мере соединением металла из группы VIII. В еще одном варианте осуществления катализатором является насыпной полиметаллический катализатор, где упомянутый насыпной полиметаллический катализатор содержит по меньшей мере один неблагородный металл из группы VIII и по меньшей мере два металла из группы ΫΤΕ, и где соотношение количеств упомянутых по меньшей мере двух металлов из группы VIΒ и упомянутого по меньшей мере одного неблагородного металла из группы VIII находится в диапазоне от приблизительно 10:1 до приблизительно 1:10.
В одном варианте осуществления подаваемый поток катализатора включает суспендированный катализатор, характеризующийся средним размером частиц, равным по меньшей мере 1 мкм, в разбавляющем углеводородном масле. В еще одном варианте осуществления подаваемый поток катализатора содержит суспендированный катализатор, характеризующийся средним размером частиц в диапазоне 1-20 мкм. В третьем варианте осуществления суспендированный катализатор характеризуется средним размером частиц в диапазоне 2-10 мкм. В одном варианте осуществления подаваемый поток содержит суспендированный катализатор, характеризующийся средним размером частиц в диапазоне от коллоидального (нанометровый размер) до приблизительно 1-20 мкм. В еще одном варианте осуществления катализатор включает молекулы и/или чрезвычайно малые частицы катализатора, которые являются коллоидальными по размеру (например меньшими чем 100 нм, меньшими чем приблизительно 10 нм, меньшими чем приблизительно 5 нм и меньшими чем приблизительно 1 нм). При функционировании частицы коллоидального/нанометрового размера агрегируют в углеводородном разбавителе, образуя суспендированный катализатор, характеризующийся средним размером частиц в диапазоне 1-20 мкм. В еще одном другом варианте осуществления катализатор включает однослойные кластеры Мо82 нанометровых размеров, например 5-10 нм по ширине.
В одном варианте осуществления в зону (зоны) введения в контакт подают достаточное количество свежего катализатора и использованного катализатора для получения в каждой зоне введения в контакт концентрации суспендированного (твердого) катализатора в диапазоне от 2 до 30 мас.%. Во втором вари- 12 023427 анте осуществления концентрация (твердого) катализатора в реакторе находится в диапазоне от до 20 мас.%. В третьем варианте осуществления от 5 до 10 мас.%.
В одном варианте осуществления количество подаваемого потока свежего катализатора в зону (зоны) введения в контакт находится в диапазоне от 50 до 15000 ч./млн (мас.) Мо (концентрация в подаваемом потоке на основе тяжелой нефти). Во втором варианте осуществления концентрация подаваемого потока свежего катализатора находится в диапазоне от 150 до 2000 ч./млн (мас.) Мо. В третьем варианте осуществления от 250 до 5000 ч./млн (мас.) Мо. В четвертом варианте осуществления концентрация составляет менее 10000 ч./млн (мас.) Мо. Концентрация свежего катализатора в каждой зоне введения в контакт может варьировать в зависимости от зоны введения в контакт, использующейся в системе, поскольку катализатор может стать более концентрированным по мере удаления летучих фракций из нелетучей фракции мазута, что, таким образом, требует подстраивания концентрации катализатора.
Система необязательной обработки - ДАР.
В одном варианте осуществления изобретения для предварительной обработки исходного сырья на основе тяжелой нефти перед первой зоной введения в контакт используют установку деасфальтизации растворителем (ДАР). В еще одном другом варианте осуществления установку деасфальтизации растворителем используют в качестве промежуточной установки, расположенной после одной из промежуточных зон разделения.
Установки ДАР обычно используют на нефтеперерабатывающих предприятиях для экстрагирования дополнительных более легких углеводородов из потока тяжелых углеводородов, при этом экстрагированное масло обычно называют деасфальтированной нефтью (ДАН), после чего остается поток остатка, который является более концентрированным по тяжелым молекулам и гетероатомам, обычно известный под названием вара ДАР, кубовых осадков ДАР и т.п. Установкой ДАР могут быть отдельная установка или установка, встроенная в систему облагораживания.
В установке ДАР могут быть использованы различные растворители в диапазоне от пропанов до гексанов в зависимости от требуемого уровня деасфальтизации перед подачей в зону введения в контакт. В одном варианте осуществления установку ДАР конфигурируют для получения деасфальтированной нефти (ДАН) в целях перемешивания с подаваемым потоком катализатора или подачи непосредственно в зоны введения в контакт вместо подаваемого потока на основе тяжелой нефти или в дополнение к нему. Как таковые, тип растворителя и рабочие условия могут быть оптимизированы таким образом, чтобы получить ДАН в больших объемах и с приемлемым качеством и подать ее в зону введения в контакт. В данном варианте осуществления подходящий используемый растворитель включает нижеследующее, но не ограничивается только этим: гексан или подобный С6+ растворитель для вара ДАР в малых объемах и ДАН в больших объемах. Данная схема делает возможным облагораживание в последующей зоне введения в контакт подавляющего большинства подаваемых потоков на основе тяжелой нефти, в то время как наиболее тяжелые кубовые осадки из донных осадков в бочке, которые не приводят к получению благоприятных экономических параметров дополнительного превращения вследствие потребности в промышленном присоединении водорода, должны быть использованы каким-либо другим образом.
В одном варианте осуществления весь подаваемый поток на основе тяжелой нефти подвергают предварительной обработке в установке ДАР, а продукт ДАН подают в первую зону введения в контакт или подают в соответствии со схемой деления подаваемого потока при поступлении по меньшей мере части в зону введения в контакт, отличную от первой зоны при последовательном соединении. В еще одном варианте осуществления некоторое количество подаваемого потока на основе тяжелой нефти (в зависимости от источника) сначала подвергают предварительной обработке в установке ДАР, а некоторое количество исходного сырья подают непосредственно в зону (зоны) введения в контакт не подвергнутым обработке. В еще одном другом варианте осуществления ДАН объединяют с не подвергнутым обработке исходным сырьем на основе тяжелой нефти в виде одного подаваемого потока в зону (зоны) введения в контакт. В еще одном варианте осуществления ДАН и не подвергнутое обработке исходное сырье на основе тяжелой нефти подают в систему в каналах отдельных подаваемых потоков, при этом ДАН поступает в одну или несколько зон введения в контакт, а не подвергнутый обработке подаваемый поток на основе тяжелой нефти поступает в одну или несколько тех же самых или других зон введения в контакт.
В одном варианте осуществления, где установку ДАР используют в качестве промежуточной установки, в установку ДАР для обработки отправляют нелетучую фракцию, содержащую суспендированный катализатор и необязательно минимальные количества кокса/асфальтенов и т.п. по меньшей мере из одной из зон разделения. Из установки ДАР ДАН отправляют по меньшей мере в одну из зон введения в контакт в виде подаваемого потока самого по себе, в виде подаваемого потока в комбинации с исходным сырьем на основе тяжелой нефти или в виде подаваемого потока в комбинации с нижним потоком из одной из зон разделения. Кубовые осадки ДАН, содержащие асфальтены, отправляют на сторону для извлечения металла в любом унесенном суспендированном катализаторе или для областей применения, требующих использования асфальтенов, например перемешивают с топливным маслом, используют в асфальте или применяют в некоторых других областях применения.
- 13 023427
В одном варианте осуществления качество ДАН и кубовых осадков ДАН варьируют в результате подстраивания использующегося растворителя и желательного извлечения ДАН в сопоставлении с подаваемым потоком на основе тяжелой нефти. В установке необязательной предварительной обработки, такой как установка ДАР, чем больше будет нефти ДАН, которую извлекают, тем хуже будет совокупное качество ДАН, и тем хуже будет совокупное качество кубовых осадков ДАН. Что касается выбора растворителя, то, когда для установки ДАР используют более легкий растворитель, обычно будет получено меньше ДАН, но качество будет лучшим, в то время как в случае использования более тяжелого растворителя будет получено больше ДАН, но качество будет худшим. Помимо прочих факторов, это обуславливается растворимостью асфальтенов и других тяжелых молекул в растворителе.
Борьба с образованием отложений тяжелых металлов - необязательное нагнетание воды.
В соответствии с использованием в настоящем документе передняя зона введения в контакт (или первая зона введения в контакт) обозначает 1-ый реактор в системе, включающей три и менее зоны введения в контакт. В еще одном варианте осуществления системы, включающей более чем три зоны введения в контакт, первая передняя зона введения в контакт может включать как первый, так и второй реакторы. В еще одном другом варианте осуществления первая зона введения в контакт обозначает только 1-ый реактор.
В соответствии с использованием в настоящем документе термин вода используют для указания или на воду и/или на водяной пар. В одном варианте осуществления борьбы с образованием отложений тяжелых металлов в систему необязательно нагнетают воду. В одном варианте осуществления нагнетание проводят при доле в диапазоне приблизительно от 1 до 25 мас.% (в сопоставлении с исходным сырьем на основе тяжелой нефти). В одном варианте осуществления нагнетают достаточное количество воды для получения в системе концентрации воды в диапазоне от 2 до 15 мас.%. В третьем варианте осуществления нагнетают достаточное количество для получения концентрации воды в диапазоне от 4 до 10 мас.%.
Вода может быть добавлена к исходному сырью на основе тяжелой нефти до или после предварительного нагревания. В одном варианте осуществления существенное количество воды добавляют к смеси исходного сырья на основе тяжелой нефти, которую необходимо предварительно нагреть, и существенное количество воды добавляют непосредственно в переднюю зону (зоны) введения в контакт. В еще одном варианте осуществления воду добавляют в переднюю зону (зоны) введения в контакт только при использовании исходного сырья на основе тяжелой нефти. В еще одном другом варианте осуществления по меньшей мере 50% воды добавляют к нагреваемой смеси исходного сырья на основе тяжелой нефти, а оставшуюся воду добавляют непосредственно в переднюю зону (зоны) введения в контакт.
В одном варианте осуществления воду вводят в систему на стадии предварительного нагревания (перед предварительным нагреванием исходного сырья на основе тяжелой нефти) в количестве в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 25 мас.% от поступающего исходного сырья на основе тяжелой нефти. В одном варианте осуществления воду добавляют в виде части подаваемого потока на основе тяжелой нефти во все зоны введения в контакт. В еще одном варианте осуществления воду добавляют в подаваемый поток на основе тяжелой нефти только в первую зону введения в контакт. В еще одном другом варианте осуществления воду добавляют в подаваемый поток только в первые две зоны введения в контакт.
В одном варианте осуществления воду добавляют непосредственно в зону введения в контакт в нескольких позициях по длине зоны введения в контакт с долей в диапазоне от 1 до 25 мас.% от исходного сырья на основе тяжелой нефти. В еще одном другом варианте осуществления воду в способе добавляют непосредственно в первые несколько зон введения в контакт, которые в наибольшей степени подвержены образованию отложений тяжелых металлов.
В одном варианте осуществления некоторое количество воды в способ добавляют в форме разбавляющего водяного пара. В одном варианте осуществления по меньшей мере 30% воды добавляют в форме водяного пара. В вариантах осуществления, в которых воду добавляют в виде разбавляющего водяного пара, водяной пар может быть добавлен в способ в любой позиции. Например, он может быть добавлен в исходное сырье на основе тяжелой нефти до или после предварительного нагревания, к потоку смеси катализатор/тяжелая нефть и/или непосредственно в паровую фазу зон введения в контакт или в нескольких позициях по длине первой зоны введения в контакт. Поток разбавляющего водяного пара может включать технологический водяной пар и чистый водяной пар. Перед подачей в способ облагораживания водяной пар может быть нагрет или перегрет в печи.
Как представляется, присутствие воды в способе благоприятным образом изменяет молярное равновесие металлическое соединение-сера, таким образом, уменьшая образование отложений тяжелых металлов. В одном варианте осуществления добавление воды, как представляется, также способствует контролю/выдерживанию желательного температурного профиля в зонах введения в контакт. В еще одном другом варианте осуществления, как представляется, добавление воды в переднюю зону (зоны) введения в контакт уменьшает температуру реактора (реакторов). Как представляется, по мере уменьшения температуры реактора скорость реакции наиболее реакционно-способных соединений ванадия замедляется, что делает возможными формирование отложений ванадия на суспендированном катализаторе более
- 14 023427 контролируемым образом и вынос катализатором отложений ванадия из реактора, что, таким образом, ограничивает образование отложений твердого вещества в оборудовании реактора.
В одном варианте осуществления добавление воды уменьшает образование отложений тяжелых металлов в оборудовании реактора по меньшей мере на 25% по сравнению с функционированием без добавления воды в течение сопоставимого периода времени функционирования, например в течение по меньшей мере 2 мес. В еще одном варианте осуществления добавление воды уменьшает образование отложений тяжелых металлов,по меньшей мере на 50% по сравнению с функционированием без добавления воды. В третьем варианте осуществления добавление воды уменьшает образование отложений тяжелых металлов по меньшей мере на 75% по сравнению с функционированием без добавления воды.
Борьба с образованием отложений тяжелых металлов при использовании температуры реактора.
В одном варианте осуществления вместо добавления воды и/или в дополнение к добавлению воды в переднюю зону (зоны) введения в контакт температуру передней зоны (зон) введения в контакт, наиболее подверженной образованию отложений тяжелых металлов, уменьшают.
В одном варианте осуществления температуру первого реактора задают по меньшей мере на 10°Р (5,56°С) меньшей, чем в последовательно соединенном последующем реакторе. Во втором варианте осуществления температуру первого реактора задают по меньшей мере на 15°Р (8,33 °С) меньшей, чем в последовательно соединенном последующем реакторе. В третьем варианте осуществления температуру задают по меньшей мере на 20°Р (11,11 °С) меньшей. В четвертом варианте осуществления температуру задают по меньшей мере на 25°Р (13,89°С) меньшей, чем в последовательно соединенном последующем реакторе.
Борьба с образованием отложений тяжелых металлов при использовании потока отправляемого на рецикл катализатора/
В одном варианте осуществления для борьбы с образованием отложений тяжелых металлов по меньшей мере часть потока нелетучих продуктов по меньшей мере из одной из зон разделения и/или межстадийной установки деасфальтизации отправляют на рецикл обратно в переднюю зону (зоны) введения в контакт.
В одном варианте осуществления данный поток, отправляемый на рецикл, составляет от 3 до 50 мас.% от совокупного исходного сырья на основе тяжелой нефти в способе. Во втором варианте осуществления поток, отправляемый на рецикл, имеется в количестве в диапазоне от 15 до 45 мас.% от совокупного исходного сырья на основе тяжелой нефти в системе. В четвертом варианте осуществления поток, отправляемый на рецикл, составляет по меньшей мере 10 мас.% от совокупного исходного сырья на основе тяжелой нефти в системе. В пятом варианте осуществления поток, отправляемый на рецикл, составляет от 25 до 45 мас.% от совокупного подаваемого потока на основе тяжелой нефти. В шестом варианте осуществления поток, отправляемый на рецикл, составляет по меньшей мере 30 мас.%. В седьмом варианте осуществления поток, отправляемый на рецикл, составляет от 35 до 45 мас.%. В восьмом варианте осуществления поток, отправляемый на рецикл, составляет от 30 до 40 мас.%.
В одном варианте осуществления поток, отправляемый на рецикл, содержит нелетучие материалы из последней зоны разделения в системе, содержащие непрореагировавшие материалы, более тяжелые подвергнутые гидрокрекингу жидкие продукты, суспендированный катализатор, небольшие количества кокса, асфальтены и т.п. В одном варианте осуществления поток, отправляемый на рецикл, содержит от 3 до 30 мас.% суспендированного катализатора. В еще одном варианте осуществления количество катализатора находится в диапазоне от 5 до 20 мас.%. В еще одном другом варианте осуществления поток, отправляемый на рецикл, содержит от 1 до 15 мас.% суспендированного катализатора.
Как представляется, в некоторых вариантах осуществления благодаря дополнительному отправляемому на рецикл катализатору, подаваемому в потоке, отправляемом на рецикл, больше площади каталитической поверхности (вследствие суспендированного катализатора в потоке, отправляемом на рецикл) становится доступной для распределения отложений тяжелых металлов, таким образом, имеют место меньшие захват или образование отложений в оборудовании. Дополнительные площади каталитической поверхности, обеспечиваемые потоком, отправляемым на рецикл, способствуют сведению к минимуму перегрузки поверхности катализатора отложениями тяжелых металлов, которая приводит к образованию отложений на технологическом оборудовании (стенках, внутренней оснастке и т.п.).
Технологические условия
В одном варианте осуществления технологические условия контролируемо выдерживают более или менее постоянными по всем зонам введения в контакт. В еще одном варианте осуществления условия варьируют между зонами введения в контакт для продуктов облагораживания, обладающих специфическими свойствами.
В одном варианте осуществления систему облагораживания выдерживают в условиях проведения гидрокрекинга, например при минимальной температуре осуществления гидрокрекинга исходного сырья на основе тяжелой нефти. В одном варианте осуществления система функционирует при температуре в диапазоне от 400°С (752°Р) до 600°С (1112°Р), а давление находится в диапазоне от 10 МПа (1450 фунт/дюйм2) до 25 МПа (3625 фунт/дюйм2). В одном варианте осуществления техноло- 15 023427 гические условия контролируемо выдерживают более или менее постоянными по всем зонам введения в контакт. В еще одном варианте осуществления условия варьируют между зонами введения в контакт для продуктов облагораживания, обладающих специфическими свойствами.
В одном варианте осуществления технологическая температура зоны введения в контакт находится в диапазоне от приблизительно 400°С (752°Р) до приблизительно 600°С (1112°Р), является меньшей чем 500°С (932°Р) в еще одном варианте осуществления и большей чем 425°С (797°Р) в еще одном варианте осуществления. В одном варианте осуществления система функционирует при разности температур между впускным отверстием и выпускным отверстием зоны введения в контакт в диапазоне от 5 до 50°Р (от 2,8 до 28°С). Во втором варианте осуществления от 10 до 40°Р (от 5,56 до 22,2°С).
Температуру зоны разделения выдерживают в пределах ±90°Р (приблизительно ±50°С) от температуры зоны введения в контакт в одном варианте осуществления, в пределах ±70°Р (приблизительно ±38,9°С) во втором варианте осуществления, в пределах ±15°Р (приблизительно ±8,3°С) в третьем варианте осуществления и в пределах ±5°Р (приблизительно ±2,8°С) в четвертом варианте осуществления. В одном варианте осуществления разность температур между последней зоной разделения и непосредственно предшествующей зоной введения в контакт находится в пределах ±50°Р (приблизительно ±28°С).
Технологическое давление в зонах введения в контакт находится в диапазоне от приблизительно 10 МПа (1450 фунт/дюйм2) до приблизительно 25 МПа (3625 фунт/дюйм2) в одном варианте осуществления, от приблизительно 15 МПа (2175 фунт/дюйм2) до приблизительно 20 МПа (2900 фунт/дюйм2) во втором варианте осуществления, является меньшим чем 22 МПа (3190 фунт/дюйм2) в третьем варианте осуществления и большим чем 14 МПа (2030 фунт/дюйм2) в четвертом варианте осуществления. В одном варианте осуществления давление зоны разделения выдерживают в пределах от ±10 до ±50 фунт/дюйм2 (от ±68,9 до ±345 кПа) от давления в предшествующей зоне введения в контакт в одном варианте осуществления и в пределах от ±2 до ±10 фунт/дюйм2 (от ±13,8 до ±68,9 кПа) во втором варианте осуществления.
В одном варианте осуществления систему облагораживания конфигурируют для осуществления оптимального функционирования, например для достижения эффективности при намного меньших непроизводительных потерях времени вследствие закупоривания оборудования по сравнению с тем, что имело место на предшествующем уровне техники при падении давления, меньшем чем 100 фунт/дюйм2 (689 кПа). Оптимальную эффективность в одном варианте осуществления получают при минимальном падении давления в системе, где давление в зоне разделения выдерживают в пределах от ±10 до ±100 фунт/дюйм2 (от ±68,9 до ±689 кПа) от давления в предшествующей зоне введения в контакт в одном варианте осуществления, в пределах от ±20 до ±75 фунт/дюйм2 (от ±138 до ±517 кПа) во втором варианте осуществления и в пределах от ±50 до ±100 фунт/дюйм2 (от ±345 до ±689 кПа) в третьем варианте осуществления. В соответствии с использованием, в данном случае падение давления обозначает разность между давлением на выходе предшествующей зоны введения в контакт X и давлением на входе зоны разделения Υ, при этом значение (Х-Υ) является меньшим чем 100 фунт/дюйм2 (689 кПа).
Оптимальная эффективность также может достигаться при минимальной разности давлений при переходе от одной зоны введения в контакт к последующей зоне введения в контакт для системы, функционирующей последовательно, при этом падение давления выдерживают равным 100 фунт/дюйм2 (689 кПа) и менее в одном варианте осуществления и 75 фунт/дюйм2 (517 кПа) и менее во втором варианте осуществления, и меньшим чем 50 фунт/дюйм2 (345 кПа) в третьем варианте осуществления. Падение давления в данном случае обозначает разность между давлением на выходе одной зоны введения в контакт и давлением на входе последующей зоны введения в контакт.
В одном варианте осуществления для обеспечения минимального падения давления зона введения в контакт в непосредственно сообщается посредством текучей среды с последующими зоной разделения или зоной введения в контакт. В соответствии с использованием в настоящем документе непосредственное сообщение посредством текучей среды обозначает наличие свободного течения от зоны введения в контакт к последовательно соединенной последующей зоне разделения (или последующей зоне введения в контакт) без какого-либо ограничения потока. В одном варианте осуществления непосредственное сообщение посредством текучей среды получают без какого-либо ограничения потока, обусловленного присутствием клапанов, диафрагм (или подобного устройства) или изменениями диаметра трубы.
В одном варианте осуществления минимальное падение давления при переходе от зоны введения в контакт к последующим зоне разделения или зоне введения в контакт (при поступлении в зону разделения или зону введения в контакт) обусловлено наличием компонентов трубопровода, например колен, отводов, тройников в линии и т.п., но не использованием устройства понижения давления, такого как клапаны, регулирующие клапаны и т.п., чем вызывали падение давления на предшествующем уровне техники. Как предполагалось на предшествующем уровне техники, зона разделения исполняет функцию межстадийного сепаратора, использующего разность давлений.
- 16 023427
В одном варианте осуществления минимальное падение давления вызвано потерей напора на трение потока, трение о стенку, увеличение объема и изменение высоты по мере перетекания отходящих продуктов из зоны введения в контакт к последовательно соединенному последующему оборудованию. В случае использования в одноходовой системе клапанов клапаны выбирают/конфигурируют таким образом, чтобы падение давления при переходе от одного оборудования, например зоны введения в контакт, к последующему элементу оборудования выдерживалось бы равным 100 фунт/дюйм2 (689 кПа) и менее.
В одном варианте осуществления часовая объемная скорость жидкости (ЧОСЖ) для подаваемого потока на основе тяжелой нефти в общем случае будет находиться в диапазоне от приблизительно 0,025 до приблизительно 10 ч-1, от приблизительно 0,5 до приблизительно 7,5 ч-1, от приблизительно 0,1 до приблизительно 5 ч-1, от приблизительно 0,75 до приблизительно 1,5 ч-1 или от приблизительно 0,2 до приблизительно 10 ч-1. В некоторых вариантах осуществления значение ЧОСЖ составляет по меньшей мере 0,5 ч-1, по меньшей мере 1 ч-1, по меньшей мере 1,5 ч-1 или по меньшей мере 2 ч-1.
В некоторых вариантах осуществления значение ЧОСЖ находится в диапазоне от 0,025 до 0,9 ч-1. В еще одном варианте осуществления значение ЧОСЖ находится в диапазоне от 0,1 до 3. В еще одном варианте осуществления значение ЧОСЖ является меньше 0,5 ч-1.
В одном варианте осуществления, где весь поток нелетучих фракций по меньшей мере из одной зоны разделения отправляют в установку ДАР для деасфальтизации, образование отложений твердого вещества в последней зоне введения в контакт в системе уменьшается по меньшей мере на 10% (при выражении через объем отложений) по истечении подобной продолжительности непрерывной работы в сопоставлении с функционированием на предшествующем уровне техники в отсутствие деасфальтизации при использовании установки ДАР. Во втором варианте осуществления образование отложений твердого вещества уменьшается по меньшей мере на 20% в сопоставлении с функционированием без использования межстадийной установки ДАР. В третьем варианте осуществления образование отложений твердого вещества уменьшается по меньшей мере на 30%.
Как было установлено, в различных вариантах осуществления при отводе некоторого, если не всего, количества свежего катализатора в зону (зоны) введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт в системе, на общую эффективность крекинга исходного сырья на основе тяжелой нефти ощутимого или вообще хоть какого-либо воздействия не оказывается, если проводить сопоставление со схемой подаваемого потока предшествующего уровня техники, включающей поступление всего свежего катализатора в 1-ую зону введения в контакт. В одном варианте осуществления смещение позиции нагнетания свежего катализатора приводит к значительному увеличению совокупной каталитической активности при улучшенном качестве потока нелетучих продуктов из последней зоны разделения в системе (стравливаемого потока, остатка разгонки в отпарной колонне или ОРОК), в том, что касается плотности в градусах АНИ, вязкости, уровня содержания микроуглеродистого остатка, никеля, соотношения водород/углерод и уровня содержания асфальтенов, извлеченных в горячем гептане, (АГГ). В некоторых других вариантах осуществления также наблюдается и меньшее стравливание катализатора при совокупном улучшении каталитической активности.
В одном варианте осуществления улучшение продукта ОРОК включает уменьшение уровня содержания никеля по меньшей мере на 10%, во втором варианте осуществления уменьшение уровня содержания никеля по меньшей мере на 20%. В третьем варианте осуществления уровень содержания Νί является меньше 10 ч./млн.
В одном варианте осуществления уменьшение уровня содержания микроуглеродистого остатка в ОРОК составляет по меньшей мере 5%. В еще одном варианте осуществления уменьшение уровня содержания микроуглеродистого остатка составляет по меньшей мере 10%. В третьем варианте осуществления уровень содержания микроуглеродистого остатка является меньше 13 мас.%.
В одном варианте осуществления ОРОК демонстрирует улучшение вязкости по АНИ по меньшей мере на 15%. Во втором варианте осуществления улучшение вязкости по АНИ по меньшей мере на 30%. В третьем варианте осуществления улучшение вязкости по АНИ по меньшей мере на 50%, с переходом от 2,7 к 4,5. Согласно наблюдениям в некоторых вариантах осуществления улучшение по АНИ обусловлено совокупной улучшенной каталитической активностью, что, таким образом, приводит в результате к получению повышенного соотношения количеств Н/С.
Как было установлено в вариантах осуществления, включающих схему с делением подаваемого потока на основе тяжелой нефти, в результате отвода части исходного сырья на основе тяжелой нефти из первой зоны введения в контакт по меньшей мере с одной другой последовательно соединенной зоной введения в контакт совокупное коксообразование значительно уменьшается в сопоставлении с тем, что имеет место в схеме подаваемого потока предшествующего уровня техники при поступлении всего исходного сырья на основе тяжелой нефти в 1-ю зону введения в контакт. В дополнение к этому, в результате отвода по меньшей мере части исходного сырья на основе тяжелой нефти в зоны введения в контакт, отличные от 1-й в системе, в данных зонах введения в контакт имеет место некоторое разбавление жидкостью (которое отсутствовало бы в схеме предшествующего уровня техники). Разбавление жидкостью делает возможным получение более однородного профиля концентрации катализатора по всем ре- 17 023427 акторам в системе, что, таким образом, защищает последний реактор от резкого увеличения уровня содержания твердого вещества, которое могло бы привести к появлению проблем при функционировании.
В некоторых вариантах осуществления, включающих схему с делением подаваемого потока на основе тяжелой нефти, согласно наблюдениям совокупная эффективность системы также улучшается по мере увеличения степени превращения в реакторах (зонах введения в контакт), что делает возможными дополнительное испарение масла и соответствующее уменьшение пропускной способности по жидкости и увеличение концентрации катализатора. Это в особенности увеличило бы эффективность системы при меньшей пропускной способности по жидкости (или большем времени пребывания жидкости) и большей концентрации катализатора. В дополнение к этому, в случае стационарного расхода вторичного подаваемого потока на основе тяжелой нефти при подаче непосредственно в последний реактор, последний реактор защитят от возникновения нештатных условий, которые могли бы лишить данную емкость течения жидкости. Таким образом, схема с делением подаваемого потока на основе тяжелой нефти уменьшает или исключает вероятность появления событий чрезмерного превращения или сухих условий, зачастую наблюдаемых в реакторах гидропереработки. В системе облагораживания, функционирующей в сухих условиях, имеет место недостаточное течение жидкости, что, таким образом, приводит к накоплению твердого вещества/коксованию, нарушению схемы течения и/или гидродинамики, нарушению термометрии, утрате объема для реакции, в конечном счете, ухудшению эксплуатационных характеристик, стабильности и долговечности функционирования.
Фигуры, иллюстрирующие варианты осуществления
Для дополнительного иллюстрирования вариантов осуществления изобретения будет сделана ссылка на фигуры.
Фиг. 1 представляет собой блок-схему, схематически иллюстрирующую систему, предназначенную для облагораживания исходного сырья на основе тяжелой нефти при пониженном образовании отложений тяжелых металлов. Сначала исходное сырье на основе тяжелой нефти вводят в первую зону введения в контакт в системе совместно с подаваемым потоком суспендированного катализатора. На фигуре подаваемый поток суспендированного катализатора включает комбинацию свежего катализатора и суспензию отправляемого на рецикл катализатора в виде раздельных потоков. Водород может быть введен совместно с подаваемым потоком в одном и том же канале или, необязательно, в виде отдельного подаваемого потока. Совместно с подаваемым потоком и суспендированным катализатором в одном и том же канале или отдельным подаваемым потоком могут быть введены вода и/или водяной пар. Хотя это и не показано, смесь воды, подаваемого потока на основе тяжелой нефти и суспендированного катализатора перед подачей в зону введения в контакт может быть предварительно нагрета в нагревателе. Хотя это и не показано, в качестве части подаваемого потока в любую из зон введения в контакт в системе необязательно может быть добавлен дополнительный подаваемый поток на основе углеводородного масла, например ВГО, лигроин, в количестве от 2 до 30 мас.% от подаваемого потока на основе тяжелой нефти.
Хотя это и не показано на фигурах, система может включать каналы рециркуляции/отправления на рецикл и насосы для промотирования диспергирования реагентов, катализатора и исходного сырья на основе тяжелой нефти в зонах введения в контакт, в частности при высоком расходе при рециркуляции с подачей в первую зону введения в контакт для индуцирования турбулентного перемешивания в реакторе, таким образом, уменьшения образования отложений тяжелых металлов. В одном варианте осуществления насос рециркуляции обеспечивает циркуляцию через петлевой реактор, что, таким образом, обеспечивает выдерживание разности температур между позицией подачи в реактор и позицией выпуска из него в диапазоне от 1 до 50°Р (от 0,6 до 28°С), а предпочтительно 2-25°Р (1,1-14°С).
В зонах введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга по меньшей мере часть исходного сырья на основе тяжелой нефти (более высококипящих углеводородов) превращают в более низкокипящие углеводороды с получением облагороженного продукта. Вода/водяной пар в первой зоне введения в контакт предположительно сокращают образование отложений тяжелых металлов на оборудовании. Хотя это и не проиллюстрировано, температуру первой зоны введения в контакт можно выдерживать по меньшей мере на 5-25° Р (2,78-13,89°С) меньшей, чем температура последовательно соединенной последующей зоны введения в контакт.
Подвергнутый облагораживанию материал отбирают из 1-й зоны введения в контакт и отправляют в зону разделения, например горячий сепаратор, функционирующую при высокой температуре и высоком давлении, подобных тем, что и в зоне введения в контакт. Подвергнутый облагораживанию материал перед отправлением в горячий сепаратор в альтернативном варианте может быть введен в один или несколько дополнительных реакторов гидропереработки (не показаны) для дальнейшего облагораживания. Зона разделения вызывает или делает возможным отделение газа и летучих жидкостей от нелетучих фракций. Газообразные и летучие жидкие фракции отбирают из верха зоны разделения для дальнейшей переработки. Нелетучую (или менее летучую) фракцию отбирают снизу. Суспендированный катализатор и захваченные твердые вещества, кокс, углеводороды, вновь полученные в горячем сепараторе, и т.п. отбирают из низа сепаратора и подают в последовательно соединенную последующую зону введения в контакт. В одном варианте осуществления (не показан) часть потока нелетучих продуктов отправляют на
- 18 023427 рецикл в одну из зон введения в контакт, предшествующих зоне разделения, что обеспечивает использование отправляемого на рецикл катализатора в реакциях гидроконверсии.
В одном варианте осуществления (указанном пунктирными линиями) части подаваемого потока свежего катализатора и исходного сырья на основе тяжелой нефти подают непосредственно в зоны введения в контакт (реакторы), отличные от 1-й зоны введения в контакт в системе. В одном варианте осуществления, где части исходного сырья на основе тяжелой нефти подают непосредственно в зоны введения в контакт, отличные от 1-й зоны введения в контакт, в зоны введения в контакт в виде отдельного подаваемого потока также подают и воду и/или водяной пар или их вводят совместно с подаваемым потоком и суспендированным катализатором в одном и том же канале.
Жидкий поток из предшествующей зоны разделения объединяют с необязательным свежим катализатором, необязательным дополнительным подаваемым потоком на основе тяжелой нефти, необязательным исходным сырьем на основе углеводородного масла, таким как ВГО (вакуумный газойль), и необязательно отправляемым на рецикл катализатором (не показан) в качестве подаваемого потока для последовательно соединенной последующей зоны введения в контакт. Водород может быть введен вместе с подаваемым потоком в один и тот же канал или, необязательно, в виде отдельного подаваемого потока. Подвергнутые облагораживанию материалы совместно с суспендированным катализатором перетекают в последовательно соединенную последующую зону разделения для отделения газа и летучих жидкостей от нелетучих фракций. Газообразные и летучие жидкие фракции отбирают из верха зоны разделения и объединяют с газообразными и летучими жидкими фракциями из предшествующей зоны разделения для дальнейшей переработки. Поток нелетучей (или менее летучей) фракции отбирают и отправляют в последовательно соединенную последующую зону введения в контакт для облагораживания непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти.
В последней зоне введения в контакт водород добавляют вместе с непрореагировавшим исходным сырьем на основе тяжелой нефти, необязательным дополнительным исходным сырьем на основе тяжелой нефти, необязательным подаваемым потоком ВГО и необязательным свежим катализатором. Подвергнутые облагораживанию материалы перетекают в последующую зону разделения вместе с суспендированным катализатором, где подвергнутые облагораживанию продукты удаляют сверху, а часть нелетучих материалов отправляют на рецикл. В одном варианте осуществления отправляемый на рецикл поток отправляют в первую зону введения в контакт, обеспечивая использование некоторого количества отправляемого на рецикл катализатора в реакциях гидроконверсии. Во втором варианте осуществления отправляемый поток на рецикл делят между зонами введения в контакт, предшествующими последовательно соединенной последней зоне введения в контакт.
В одном варианте осуществления система необязательно может включать встроенную в линию установку гидрообработки (не показана) для обработки газообразных и летучих жидких фракций из зон разделения. Встроенная в линию установка гидрообработки в одном варианте осуществления использует обычные катализаторы гидрообработки и функционирует при подобном высоком давлении (в пределах 10 фунт/дюйм2 (изб.) (68,9 кПа (изб.))), как и остальная часть системы облагораживания, и способна удалять серу, Νί, V и другие примеси из подвергнутых облагораживанию продуктов. В еще одном варианте осуществления встроенная в линию установка гидрообработки функционирует при температуре в пределах 100°Р (55,6°С) от температуры зон введения в контакт.
Фиг. 2 представляет собой блок-схему способа облагораживания тяжелой нефти, включающего нагнетание воды. Как это продемонстрировано, воду 81 нагнетают в систему вместе с исходным сырьем на основе тяжелой нефти, при этом смесь предварительно нагревают в печи перед введением в зону введения в контакт. Воду/водяной пар также необязательно нагнетают в систему после предварительного нагревания в виде потока 82. В данном варианте осуществления подаваемый поток свежего катализатора делят между зонами введения в контакт. Поток отправляемого на рецикл катализатора 17, смесь вода/исходное сырье на основе тяжелой нефти и газообразный водород 2 подают в первую зону введения в контакт в виде подаваемого потока 3.
Поток 4, содержащий подвергнутое облагораживанию исходное сырье на основе тяжелой нефти, покидает зону введения в контакт К-10 и перетекает в зону разделения 40, где газы (в том числе водород) и подвергнутые облагораживанию продукты в форме летучих жидкостей отделяют от нелетучей жидкой фракции 7 и удаляют сверху в виде потока 6. Поток нелетучих продуктов 7 отправляют в последовательно соединенную последующую зону введения в контакт 20 для дальнейшего облагораживания. Поток нелетучих продуктов 7 содержит суспендированный катализатор в комбинации с непрореагировавшей нефтью и небольшими количествами кокса и асфальтенов в некоторых вариантах осуществления.
Способ облагораживания продолжается в продемонстрированных других зонах введения в контакт, где подаваемый поток в зону введения в контакт 20 содержит нелетучие фракции, подаваемый поток водорода, необязательный подаваемый поток ВГО и подаваемый поток свежего катализатора 32. Из зоны введения в контакт 20 поток 8, содержащий подвергнутое облагораживанию исходное сырье на основе тяжелой нефти, перетекает в зону разделения 50, где подвергнутые облагораживанию продукты объединяют с водородом и удаляют в виде верхнего продукта 9. Нижний поток 11, содержащий нелетучие фракции, например суспензию катализатора, непрореагировавшую нефть, содержащую кокс и асфальте- 19 023427 ны, перетекает в последовательно соединенную последующую зону введения в контакт 30.
В зоне введения в контакт 30 в поток нелетучих продуктов из предшествующей зоны разделения добавляют дополнительный водородсодержащий газ 16, свежий катализатор 33, необязательный подаваемый поток углеводорода, такой как ВГО (не показан), необязательный не подвергнутый обработке подаваемый поток на основе тяжелой нефти (не показан). Из зоны введения в контакт 30 подвергнутые облагораживанию продукты, непрореагировавшую тяжелую нефть, суспендированный катализатор, водород и т.п. удаляют сверху в виде потока 12 и отправляют в последующую зону разделения 60. Из сепаратора верхний поток 13, содержащий водород и подвергнутые облагораживанию продукты, объединяют с верхними потоками из предшествующих зон разделения и отправляют на сторону для последующей переработки в еще одной части системы, например в сепаратор высокого давления и/или контактор отбензиненного масла и/или встроенную в линию установку гидрообработки (не показана). Часть потока нелетучих продуктов 17 удаляют в виде стравливаемого потока 18. Остальное отправляют на рецикл по меньшей мере в одну из зон введения в контакт (продемонстрированную первую зону введения в контакт 10) в виде потока отправляемого на рецикл катализатора.
Фиг. 3 представляет собой блок-схему еще одного варианта осуществления способа облагораживания тяжелой нефти, при нагнетании водяного пара 91 вместо потока нагнетания воды 81 и/или в дополнение к нему.
Фиг. 4 представляет блок-схему еще одного варианта осуществления способа облагораживания тяжелой нефти, при этом поток отправляемого на рецикл катализатора 19 составляет от 3 до 50 мас.% от совокупного исходного сырья на основе тяжелой нефти в способе.
Фиг. 5 представляет собой блок-схему, схематически иллюстрирующую еще один вариант осуществления облагораживания исходного сырья на основе тяжелой нефти. Сначала исходное сырье на основе тяжелой нефти вводят в первую зону введения в контакт в системе совместно с подаваемым потоком суспендированного катализатора. Водород может быть введен совместно подаваемым потоком в одном и том же канале или, необязательно, в виде отдельного подаваемого потока. В одном варианте осуществления (не показан) в количестве в диапазоне от 2 до 30 мас.% от подаваемого потока на основе тяжелой нефти присутствует необязательное исходное сырье на основе углеводородного масла, такое как ВГО (вакуумный газойль), лигроин, СРГ (средний рецикловый газойль), донор растворителя или другие ароматические растворители и т.п. Дополнительное углеводородное исходное сырье может быть использовано для модифицирования концентрации металлов и примесей в системе. В зонах введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга по меньшей мере часть исходного сырья на основе тяжелой нефти (более высококипящие углеводороды) превращают в более низкокипящие углеводороды с получением облагороженного продукта.
Подвергнутый облагораживанию материал отбирают из 1-й зоны введения в контакт и отправляют в зону разделения, например горячий сепаратор. Подвергнутый облагораживанию материал перед поступлением в горячий сепаратор в альтернативном варианте может быть введен в один или несколько дополнительных реакторов гидропереработки (не показаны) для дальнейшего облагораживания. Зона разделения вызывает или делает возможным отделение газа и летучих жидкостей от нелетучих фракций. Газообразные и летучие жидкие фракции отбирают из верха зоны разделения для дальнейшей переработки. Нелетучую (или менее летучую) фракцию отбирают снизу. Суспендированный катализатор, небольшие количества более тяжелых подвергнутых гидрокрекингу жидких продуктов и захваченное твердое вещество, кокс, углеводороды, вновь полученные в горячем сепараторе, и т.п. отбирают из низа сепаратора и подают в последовательно соединенную последующую зону введения в контакт. В одном варианте осуществления (не показан) часть потока нелетучих продуктов отправляют на рецикл в зону введения в контакт, непосредственно предшествующую зоне разделения, в количестве, эквивалентном величине в диапазоне от 2 до 40 мас.% от совокупного подаваемого потока на основе тяжелой нефти.
Поток нелетучих продуктов из предшествующей зоны разделения, содержащий непрореагировавшее исходное сырье, объединяют с дополнительным свежим катализатором, необязательным дополнительным подаваемым потоком на основе тяжелой нефти и необязательно отправляемым на рецикл катализатором (не показан) в качестве подаваемого потока для последовательно соединенной последующей зоны введения в контакт.
В последующей зоне введения в контакт и в условиях проведения гидрокрекинга большее количество исходного сырья на основе тяжелой нефти подвергают облагораживанию для получения более низкокипящих углеводородов. Подвергнутые облагораживанию материалы вместе с суспендированным катализатором перетекают в последовательно соединенную последующую зону разделения для отделения газа и летучих жидкостей от нелетучих фракций. Поток нелетучих (или менее летучих) продуктов отбирают снизу. Газообразные и летучие жидкие фракции отбирают из верха зоны разделения (и объединяют с газообразными и летучими жидкими фракциями из предшествующей зоны разделения) в виде подвергнутых облагораживанию продуктов для дальнейших переработки или перемешивания, например для обеспечения удовлетворения конечными смесевыми продуктами техническим характеристикам, разработанным нефтеперерабатывающими предприятиями и/или транспортными перевозчиками.
- 20 023427
В одном варианте осуществления (не показан) нелетучий материал, содержащий непрореагировавшие материалы, отправляют в последовательно соединенную последующую зону введения в контакт. В еще одном варианте осуществления, как это продемонстрировано, нелетучий материал отправляют на рецикл в одну из зон ведения в контакт в системе при спуске части материала для дальнейшей переработки, например поступления в установку деасфальтизации растворителем, установку обезмасливания катализатора и впоследствии систему извлечения металлов. Отправляемый на рецикл нелетучий материал в одном варианте осуществления образует количество, эквивалентное величине в диапазоне от 2 до 50 мас.% от исходного сырья на основе тяжелой нефти в системе, что обеспечивает использование отправляемого на рецикл катализатора в реакциях гидроконверсии.
В зависимости от рабочих условий, типа катализатора, подаваемого в зону введения в контакт, и концентрации суспендированного катализатора в одном варианте осуществления поток на выходе из зон введения в контакт характеризуется соотношением количеств подвергнутых облагораживанию продуктов и непрореагировавшего подаваемого потока на основе тяжелой нефти в диапазоне о 20:80 до 60:40. В одном варианте осуществления количество подвергнутых облагораживанию продуктов из первой зоны введения в контакт находится в диапазоне 30-35%, а непрореагировавшего продукта на основе тяжелой нефти - 65-70%.
Хотя это и не показано на фигурах, система может включать каналы рециркуляции/отправления на рецикл и насосы для промотирования диспергирования реагентов, катализатора и исходного сырья на основе тяжелой нефти в зонах введения в контакт. В одном варианте осуществления насос рециркуляции обеспечивает циркуляцию через петлевой реактор при объемной кратности рециркуляции в диапазоне от 5:1 до 15:1 (соотношение количества, отправляемого на рециркуляцию, и величины подаваемого потока на основе тяжелой нефти), что, таким образом, позволяет выдерживать разность температур между позицией подачи в реактор и позицией выпуска из него в диапазоне от 10 до 50°Р (от 5,56 до 27,8°С), а предпочтительно 20-40°Р (11,1-22,2°С).
В одном варианте осуществления система необязательно может включать встроенную в линию установку гидрообработки (не показана) для обработки газообразных и летучих жидких фракций из зон разделения. Встроенная в линию установка гидрообработки в одном варианте осуществления использует обычные катализаторы гидрообработки и функционирует при подобном высоком давлении (в пределах 10 фунт/дюйм2 (изб.) (68,9 кПа (изб.)) в одном варианте осуществления и 50 фунт/дюйм2 (изб.) (345 кПа (изб.)) во втором варианте осуществления), как и остальная часть системы облагораживания, и способна удалять серу, Νί, V и другие примеси из подвергнутых облагораживанию продуктов.
Фиг. 6 представляет собой блок-схему, схематически иллюстрирующую еще один вариант осуществления системы облагораживания, где установку деасфальтизации растворителем используют для предварительной обработки некоторого, если не всего, количества подаваемого потока на основе тяжелой нефти в системе. Деасфальтированная нефть (ДАН) может быть подана непосредственно в зону (зоны) введения в контакт или объединена с подаваемым потоком на основе тяжелой нефти в качестве исходного сырья. В одном варианте осуществления с подаваемым потоком на основе тяжелой нефти и/или ДАН в качестве исходного сырья для некоторых из зон (зоны) введения в контакт также могут быть объединены и другие углеводородные материалы, например ВГО. Весь свежий катализатор может быть подан непосредственно в 1-ую зону введения в контакт в системе или отведен в последовательно соединенную другую зону (зоны) введения в контакт.
Фиг. 7 представляет собой блок-схему способа облагораживания тяжелой нефти, включающего схему с делением подаваемого потока свежего катализатора, где некоторое количество подаваемого потока свежего катализатора отводят из первого реактора, направляя в другие реакторы в способе. Как это продемонстрировано, подаваемый поток свежего катализатора делят между различными зонами введения в контакт в виде подаваемых потоков 31, 32 и 33. Подаваемый поток свежего катализатора 31 объединяют с потоком отправляемого на рецикл катализатора 17 и подают в первую зону введения в контакт в виде подаваемого потока суспендированного катализатора 3. Газообразный водород 2 и исходное сырье на основе тяжелой нефти 1 объединяют с суспендированным катализатором 3 в качестве подаваемого потока в первую зону введения в контакт 10. В данном варианте осуществления исходное сырье на основе тяжелой нефти предварительно нагревают в печи 80 перед его введением в зону введения в контакт в качестве нагретого подаваемого потока на основе нефти 4.
Поток 5, содержащий подвергнутое облагораживанию исходное сырье на основе тяжелой нефти, покидает зону введения в контакт 10 и перетекает в зону разделения 40, где газы (в том числе водород) и летучие подвергнутые облагораживанию продукты отделяют от нелетучих фракций 7 и удаляют сверху в виде потока 6. Поток нелетучих фракций 7 отправляют в последовательно соединенную последующую зону введения в контакт 20 для дальнейшего облагораживания. Поток 7 содержит суспендированный катализатор в комбинации с непрореагировавшей нефтью и небольшими количествами кокса и асфальтенов в некоторых вариантах осуществления.
- 21 023427
Способ облагораживания продолжается в продемонстрированных других зонах введения в контакт, где поток 7 объединяют с подаваемым потоком водорода 15 и свежим катализатором 32 в качестве подаваемого потока в зону введения в контакт 20. Хотя это и не показано, потоки также могут быть поданы в зону введения в контакт и в раздельных каналах. Поток 8, содержащий подвергнутое облагораживанию исходное сырье на основе тяжелой нефти, перетекает в зону разделения 50, где подвергнутые облагораживанию продукты объединяют с водородом и удаляют в виде верхнего продукта 9. Нижний поток 11, содержащий суспензию катализатора, непрореагировавшую нефть (плюс небольшие количества кокса и асфальтенов в некоторых вариантах осуществления), объединяют с потоком свежего катализатора 33 и свежей подачей водорода 16 в качестве подаваемого потока в последующую зону введения в контакт 30. Поток 12 покидает зону введения в контакт и перетекает в зону разделения 60, где подвергнутые облагораживанию продукты и водород удаляют сверху в виде потока 13. Некоторое количество нижнего потока 17 из зоны разделения, который содержит суспензию катализатора, непрореагировавшую нефть плюс небольшие количества кокса и асфальтенов в некоторых вариантах осуществления, отправляют на рецикл в 1-ую зону введения в контакт 10 в виде отправляемого на рецикл потока 19. Оставшуюся часть нижнего потока 17 удаляют в виде спускаемого потока 18 и отправляют в другие способы в системе для обезмасливания катализатора, извлечения металлов и т.п. Хотя это и не показано, паровой поток 14, содержащий подвергнутые облагораживанию продукты и водород в одном варианте осуществления, после этого перерабатывают в другой части системы, например в сепараторе высокого давления и/или контакторе отбензиненного масла.
Фиг. 8 иллюстрирует еще один вариант осуществления изобретения, где используют реакторы, включающие внутренние сепараторы, таким образом, отдельные горячие сепараторы/испарительные барабаны для фазового разделения не требуются. В данной системе облагораживания используют систему управления реактором по разности давления (не показана), регулируя поток продуктов из верха каждого реактора-сепаратора. Для содействия диспергированию суспендированного катализатора в системе и способствования управлению температурой в системе могут быть использованы внешние насосы (не показаны).
В продемонстрированном варианте осуществления фиг. 8 весь свежий катализатор отводят, направляя во 2- и 3-ю зоны введения в контакт в системе. Поток отправляемого на рецикл катализатора 19 формирует подаваемый поток суспендированного катализатора в первую зону введения в контакт и, необязательно, в другие зоны (зону) введения в контакт в системе. Как это также продемонстрировано, в качестве части подаваемого потока в любую из зон введения в контакт в системе необязательно может быть подан дополнительный подаваемый поток углеводородного масла, например ВГО, лигроин, в количестве от 2 до 30 мас.% от подаваемого потока на основе тяжелой нефти.
Фиг. 9 иллюстрирует один вариант осуществления изобретения, где весь подаваемый поток свежего катализатора 99 подают непосредственно в последнюю зону введения в контакт в системе облагораживания, при этом другие зоны (зона) введения в контакт в системе просто получают часть потока отправляемого на рецикл катализатора 19.
Фиг. 10 иллюстрирует один вариант осуществления схемы с делением подаваемого потока на основе тяжелой нефти. Как это продемонстрировано, некоторое количество подаваемого потока на основе тяжелой нефти отводят из 1-го реактора и подают непосредственно во 2-ю зону введения в контакт в системе в виде подаваемого потока на основе тяжелой нефти 42. Отправляемый на рецикл катализатор необязательно отправляют во 2-ю зону введения в контакт в системе совместно с частями свежего катализатора в виде потока 32.
Следующие далее примеры представлены в качестве неограничивающей иллюстрации аспектов настоящего изобретения.
Сравнительный пример 1. Эксперименты по облагораживанию тяжелой нефти проводили в полупромышленной системе, включающей три газожидкостных реактора с суспензионной фазой, последовательно соединенные с тремя горячими сепараторами, при этом каждый из них последовательно соединен с реакторами. Система облагораживания непрерывно функционировала в течение приблизительно 50 дней.
Использовавшийся свежий суспендированный катализатор получали в соответствии с положениями патента США № 2006/0058174, т.е. соединение Мо сначала перемешивали с водным аммиаком для получения водной смеси соединения Мо, сульфидировали соединением водорода, промотировали соединением Νί, после этого переводили в углеводородное масло (отличное от исходного сырья на основе тяжелой нефти) при температуре, равной по меньшей мере 350°Р (177°С), и давлении, равном по меньшей мере 200 фунт/дюйм2 (изб.) (1380 кПа (изб.)), для получения активного суспендированного катализатора и отправления его в первый реактор.
Условия гидропереработки представляли собой нижеследующее: температура реактора (в трех реакторах), равная приблизительно 825°Р (440,6°С); совокупное давление в диапазоне от 2400 до 2600 фунт/дюйм2 (изб.) (от 16500 до 17900 кПа (изб.)); соотношение количеств свежий Мо/свежий подаваемый поток на основе тяжелой нефти (мас.%) 0,20-0,40; соотношение количеств свежий катализатор на
- 22 023427 основе Мо/совокупный катализатор на основе Мо 0,125-0,250; значение ЧОСЖ для совокупного подаваемого потока в диапазоне приблизительно от 0,070 до 0,15 и расход газообразного Н2 (ст. куб.фут/б.) в диапазоне от 7500 до 20000 ((нм3/м3) в диапазоне от 1330 до 3550).
Отходящие продукты, отбираемые из каждого реактора, отправляли в (последовательно соединенный) сепаратор и разделяли на горячий паровой поток и поток нелетучих продуктов. Паровые потоки удаляли из верха сепараторов высокого давления и собирали для последующего проведения анализа (ВПВД или верхние потоки высокого давления). Поток нелетучих продуктов, содержащий суспендированный катализатор и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой нефти, удаляли из сепаратора и отправляли в последовательно соединенный последующий реактор.
Часть потока нелетучих продуктов из последнего сепаратора отправляли на рецикл в количестве 30 мас.% от исходного сырья на основе тяжелой нефти (ОРОК), а остальное удаляли в виде стравливаемого потока (в количестве, равном приблизительно 15 мас.% от исходного сырья на основе тяжелой нефти). Поток ОРОК содержит приблизительно от 10 до 15 мас.% суспендированного катализатора.
Смесь подаваемого потока в систему представляла собой тяжелую сырую нефть, характеризующуюся высоким уровнем содержания металлов и обладающую свойствами, приведенными в табл. 1.
Таблица 1
Подаваемый поток ОВП
Плотность в градусах АНИ при 60/60 -
Относительная плотность 1,0760
Сера (% (масс.)) 5,27015
Азот (ч./млн.) 7750
Никель (ч./млн.) 135,25
Ванадий (ч./млн.) 682,15
Углерод {% (масс.)) 83, 69
Водород (% (масс.)) 9,12
Соотношение количеств Н/С 0,109
По истечении 50 дней функционирование прекращали. Реактор, распределитель и внутреннее гнездо для термопары подвергали визуальному осмотру. Все три элемента продемонстрировали значительное накопление отложений, при этом приблизительно 28,5% от объема переднего (1-го) реактора утратили вследствие образования отложений тяжелых металлов. Анализ использовавшегося суспендированного катализатора в стравливаемом потоке по истечении 50-дневного периода продемонстрировал нарастающий недостаток ванадия, предполагая, что накопление отложений внутри переднего реактора не только происходило, но фактически усугублялось в ходе прогона. Вследствие утраты объема для реакции также пострадали и эксплуатационные характеристики способа.
Пример 2. Повторяли пример 1 за исключением уменьшения температуры 1-го реактора на 20°Р (11,1°С) (от приблизительно 825°Р (440,6°С) до приблизительно 805°Р (429,4°С)), увеличения доли отправляемого на рецикл катализатора от 30 мас.% (в примере 1) до приблизительно 40 мас.% от расхода при подаче подаваемого потока на основе тяжелой нефти и добавления воды в передний реактор при доле, эквивалентной 5 мас.% от расхода при подаче подаваемого потока на основе тяжелой нефти. Перед прекращением функционирования система функционировала в течение 54 дней.
Нагнетание воды проводили в результате добавления воды к свежему катализатору, после этого смесь вода-катализатор добавляли в автоклав вместе с подаваемым потоком на основе тяжелой нефти и водородом, при этом смесь предварительно нагревали до температуры, равной приблизительно 350°Р (177°С).
Анализ использовавшегося суспендированного катализатора в стравливаемом потоке по истечении 54-дневного периода продемонстрировал довольно близкое соответствие между количеством ванадия, ожидаемым на выходе из способа, и количеством ванадия в катализаторе в стравливаемом потоке, предполагая значительное уменьшение захвата ванадия и, таким образом, образования отложений тяжелых металлов в оборудовании.
Результаты анализа дополнительно подтвердили визуальным осмотром внутренней оснастки реактора, распределителя и внутреннего гнезда для термопары. Оборудование было значительно более чистым в примере 2, при этом только 6,6% от объема переднего реактора утратили вследствие образования отложений тяжелых металлов.
Сравнительный пример 3. Эксперименты по облагораживанию тяжелой нефти проводили в полупромышленной системе, включающей три газожидкостных реактора с суспензионной фазой, последовательно соединенные с двумя горячими сепараторами. Горячие сепараторы последовательно соединяли с 1- и 3-м реакторами соответственно при отсутствии горячего сепаратора после 2-го реактора. Газожидкостными реакторами с суспензионной фазой являлись реакторы непрерывного действия с механическим перемешиванием. Система облагораживания непрерывно функционировала в течение приблизительно 70
- 23 023427 дней.
Использовавшийся свежий суспендированный катализатор получали в соответствии с положениями патента США № 2006/0058174, т.е. соединение Мо сначала перемешивали с водным аммиаком для получения водной смеси соединения Мо, сульфидировали соединением водород/сера, промотировали соединением Νί, после этого переводили в углеводородное масло (отличное от исходного сырья на основе тяжелой нефти) при температуре, равной по меньшей мере 350°Р (177°С), и давлении, равном по меньшей мере 200 фунт/дюйм2 (изб.) (1380 кПа (изб.)), для получения активного суспендированного катализатора.
В сравнительном примере 3 всю суспензию свежего катализатора отправляли в первый реактор в системе для получения концентрации свежего суспендированного катализатора в тяжелой нефти в диапазоне от 2000 до 5000 ч./млн при выражении через массу металла (молибдена) в расчете на массу подаваемого потока на основе тяжелой нефти. Условия гидропереработки представляли собой нижеследующее: температура реактора в диапазоне 815-825°Р (435,0-440,6°С); совокупное давление в диапазоне от 2400 до 2600 фунт/дюйм2 (изб.) (от 16500 до 17900 кПа (изб.)); соотношение количеств свежий Мо/свежий подаваемый поток на основе тяжелой нефти (мас.%) 0,20-0,40; соотношение количеств свежий катализатор на основе Мо/совокупный катализатор на основе Мо 0,1; значение ЧОСЖ для совокупного подаваемого потока в диапазоне от 0,10 до 0,15; и расход газообразного Н2 (ст. куб.фут/б.) в диапазоне от 10000 до 15000 ((нм3/м3) в диапазоне от 1775 до 2660).
Отходящие продукты, отбираемые из 1-го и 3-го реакторов, вводили в горячие сепараторы, последовательно соединенные с реакторами, и разделяли на горячий паровой поток и поток нелетучих продуктов. Паровые потоки удаляли из верха сепараторов высокого давления и собирали для последующего проведения анализа (ВПВД или верхние потоки высокого давления). Поток нелетучих продуктов, содержащий суспендированный катализатор и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой нефти, удаляли из низа 1-го сепаратора и отправляли в последовательно соединенный 2-й реактор. Отходящие продукты из 2-го реактора отправляли непосредственно в 3-й реактор в качестве исходного сырья.
Часть потока нелетучих продуктов из последнего сепаратора в количестве 5-15 мас.% от исходного сырья на основе тяжелой нефти удаляли в виде спускаемого потока при совокупной степени превращения в дистиллятные продукты в диапазоне от 98 до 98,5% от подаваемого потока на основе тяжелой нефти. Оставшуюся часть потока нелетучих продуктов - продукт остатка разгонки в отпарной колонне или ОРОК, содержащую основное количество катализатора (в количестве в диапазоне от 80 до 95% от совокупного суспендированного катализатора, поступающего в систему), отправляли на рецикл в первый реактор для поддержания течения катализатора через систему облагораживания. Поток ОРОК содержит приблизительно от 7 до 20 мас.% суспендированного катализатора. ОРОК также проанализировали для оценки совокупных эксплуатационных характеристик системы.
Смесь подаваемого потока в систему представляла собой подаваемый поток на основе тяжелой нефти, обладающий свойствами, приведенными в табл. 2.
Таблица 2
Свойства ОВП
Плотность в градусах АНИ при 60/60 %б
Относительная плотность 1,04
Сера (% (масс.)) 1,48
Азот (ч./млн.) 11069
Никель (ч./млн.) 118,8
Ванадий (ч./млн.) 108,7
Углерод (ΐ (масс.)) 83,57
Водород (% (масс.)) 10,04
Микроуглеродистый остаток (% (масс.)) 20,7
Вязкость при 100°С (сСт) 20796
Асфальтены, извлеченные в пентане, (% (масс.)) 13,9
Фракция, кипящая выше 1000°Г (538°С), (% (масс.)) 100%
- 24 023427
Пример 4. По истечении 70 дней при подаче всего свежего катализатора в 1-й реактор (в сравнительном примере 3) позицию подачи свежего катализатора смещали от 1- к 3-му реактору, при этом в течение 28 дней первые два реактора полагались исключительно на подаваемый поток отправляемого на рецикл катализатора. Все другие технологические условия оставались теми же самыми. Продукты ВПВД и ОРОК собирали, анализировали и сопоставляли с результатами сравнительного примера 3. Какое-либо значительное изменение качества продукта ВПВД отсутствовало. Что касается продукта ОРОК, то результаты представляли собой нижеследующее:
Таблица 3
Свойства продукта ОРОК Сравнительный пример 3 Пример 4
% (масс.) ОВП (температура выкипания 1000°Г (538°С)) 15, 9 15,3
% (масс.) ТВГО [температура выкипания 800°Г (427°С)) 49, 8 48,6
% (масс.) ВГО (температура выкипания 650°Р (343°С)) 79,8 80,0
Плотность в градусах АНИ 2,7 4,5
Сера (% (масс.)) 0,12 0,16
Азот (ч./млн.) 12711 12335
Микроуглеродистый остаток (% (масс.}) 14,7 12,4
Соотношение количеств водород/углерод 0,098 0, 102
Νί (ч./млн.) 10, 8 7,9
Асфальтены, извлеченные в горячем гептане, ч./млн. 174255 119713
Вязкость при 70°С, сСт 68,4 47,3
Как демонстрируют результаты, отвод свежего катализатора в последнюю зону введения в контакт в системе не становился причиной появления изменений уровней содержания азота в продукте. Однако имело место изменение уровня содержания серы, что могло быть обусловлено неожиданно низким уровнем содержания серы в подаваемом потоке на основе тяжелой нефти в системе и высоким уровнем содержания серы в масле ВГО, использующемся в подаваемом потоке суспендированного катализатора. Поэтому, возможно, нагнетание свежего катализатора в последний реактор оказывало негативное воздействие на уровень содержания серы в продукте вследствие обеспечения меньшего времени для реакции носителя масла ВГО (в суспендированном катализаторе), что в результате приводило к получению более высокого уровня содержания серы в продукте. Кроме того, следует отметить, что в результате отвода свежего катализатора в последний реактор получали продукт ОРОК, обладающий улучшенными свойствами, включающими плотность в градусах АНИ, вязкость, уровень содержания микроуглеродистого остатка, значение АГГ, уровень содержания никеля и соотношение количеств Н/С. Улучшение плотности продукта ОРОК в градусах АНИ не коррелировало с улучшением перегонки продукта ОРОК. Другими словами, плотность продукта ОРОК в градусах АНИ улучшалась не вследствие дополнительного крекинга при перегонке более легких продуктов, а вследствие улучшенной каталитической активности, что в результате приводило к получению повышенного соотношения количеств Н/С.
Что касается функционирования системы в 28-дневном прогоне, то отсутствовали какие-либо признаки нарастания падения давления или закупоривания в области передних реакторов, предполагающие какое-либо коксование или накопление твердого вещества. Какое-либо измеримое отрицательное воздействие на совокупную степень превращения отсутствовало. Как предполагают результаты, использующийся катализатор сохранял достаточную активность при гидрировании для ослабления коксования даже в присутствии свежего/не подвергнутого обработке исходного сырья на основе тяжелой нефти, что свидетельствует о все еще надлежащем подавлении коксования схемой с делением свежего катализатора.
Пример 5. Повторяют сравнительный пример 3 за исключением отвода 20% исходного сырья на основе тяжелой нефти из 1-го реактора в 3-й реактор, в то время как другие технологические условия остаются идентичными.
Как можно себе представить, исходя из сопоставления стабильности способа, эксплуатационных характеристик реактора и условий в реакторе между примерами, в сравнительном примере 3 третий реактор характеризуется пониженной пропускной способностью по жидкости (при отсутствии подаваемого потока на основе тяжелой нефти) и повышенной концентрацией катализатора, что является особенно
- 25 023427 выгодным для целей превращения. Однако данные условия также имеют тенденцию к приведению последнего реактора в состояние большей подверженности возникновению нештатных условий при функционировании, ведущих к недостаточной пропускной способности по жидкости и, следовательно, повышенному накоплению твердого вещества, нарушению термометрии и сокращению продолжительности непрерывной работы в способе.
Как можно предположить, в примере 5 при подаче части исходного сырья на основе тяжелой нефти непосредственно в последний реактор предшествующие реакторы (1- и 2-й), характеризующиеся уменьшением пропускной способности по жидкости (поскольку часть исходного сырья на основе тяжелой нефти отводят) и соответствующим увеличением концентрации катализатора, будут функционировать более эффективно и при большей степени превращения. В дополнение к этому, при большем разбавлении жидкостью в 3-м реакторе имеет место более однородный профиль концентрации катализатора по всем трем реакторам.
Кроме того, как можно предположить, поскольку последний реактор в последовательности получает часть подаваемого потока на основе тяжелой нефти, предотвращается возникновение сухих условий, связанных с недостаточным течением жидкости. Поскольку последний реактор защищен от появления событий чрезмерного превращения или сухих условий, имеют место меньшие накопление твердого вещества или образование отложений кокса. Как также ожидается, последний реактор является менее подверженным возникновению нештатных условий при функционировании, например появлению больших амплитуд изменений температуры, давления, расходов и т.п.
Для целей данного описания изобретения и прилагаемой формулы изобретения, если только не будет указано другого, то все числа, выражающие количества, процентные величины или доли, и другие численные значения, использующиеся в описании изобретения и формуле изобретения, должны восприниматься как во всех случаях модифицированные термином приблизительно. В соответствии с этим, если только не будет указано иного, все численные параметры, представленные в следующем далее описании изобретения и прилагаемой формуле изобретения, будут представлять собой приближения, которые могут варьировать в зависимости от желательных свойств, требуемых для получения, и/или точности прибора для измерения величины, таким образом, включая среднеквадратическое отклонение в виде погрешности устройства или метода, использующихся для определения величины. Использование термина или в формуле изобретения предназначено для обозначения и/или, если только однозначно не будет указано на обращение только к альтернативам, или альтернативы не будут взаимоисключающими, хотя описание изобретения обосновывает определение, которое относится к единственным альтернативам и и/или. Использование слова один или некий в случае использования в связи с термином включающий в формуле изобретения и/или описании изобретения может обозначать один, но оно также согласуется и со значением один и несколько, по меньшей мере, один и один и более чем один. Кроме того, все диапазоны, описывающиеся в настоящем документе, являются включающими граничные точки и независимо комбинируемыми. В общем случае, если только не будет указано иного, то элементы в единственном числе могут быть во множественном числе и, наоборот, без утраты общности. В соответствии с использованием в настоящем документе термин включать и его грамматические варианты предполагают отсутствие ограничения, так что перечисление позиций в перечне не предполагает исключения других подобных позиций, которые могут быть замещены или добавлены к перечисленным позициям.
Как предполагается, любой аспект изобретения, обсуждавшийся в контексте одного варианта осуществления изобретения, может быть реализован или применен по отношению к любому другому варианту осуществления изобретения. Подобным образом, любая композиция изобретения может представлять собой результат или может быть использована в любых методе или способе изобретения. В данном тексте описания изобретения примеры используют для описания изобретения, в том числе наилучшего варианта, а также предоставления любому специалисту в соответствующей области техники возможности сделать и использовать изобретение. Патентуемый объем определяется формулой изобретения и может включать другие примеры, которые существуют для специалистов в соответствующей области техники. Такие другие примеры предполагают попадание их в объем формулы изобретения в случае наличия у них структурных элементов, которые не отличаются от буквальной формулировки формулы изобретения, или в случае включения в них эквивалентных структурных элементов при несущественных отличиях от буквальных формулировок формулы изобретения. Все цитаты, перечисленные в настоящем документе, посредством ссылки включены в настоящий документ.

Claims (19)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ гидрокрекинга исходного сырья на основе тяжелой нефти, использующий множество зон введения в контакт и зон разделения, при этом способ включает стадии, на которых объединяют исходное сырье на основе тяжелой нефти, водородсодержащий газ, суспендированный катализатор и воду в первой зоне введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части исходного сырья на основе тяжелой нефти в более низкокипящие углеводороды с получением облагороженных продуктов, причем вода присутствует в количестве от 1 до 25 мас.% от совокупного исходного сырья на основе тяжелой нефти;
    подают смесь, содержащую подвергнутые облагораживанию продукты, суспендированный катализатор, водородсодержащий газ и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой нефти, в первую зону разделения, благодаря чему подвергнутые облагораживанию продукты удаляют вместе с водородсодержащим газом из первой зоны разделения в виде первого верхнего потока, а суспендированный катализатор, более тяжелые подвергнутые гидрокрекингу жидкие продукты и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой нефти удаляют из первой зоны разделения в виде первого потока нелетучих продуктов;
    подают первый поток нелетучих продуктов в зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт, которую выдерживают в условиях проведения гидрокрекинга при использовании дополнительного подаваемого потока водородсодержащего газа для превращения по меньшей мере части исходного сырья на основе тяжелой нефти в более низкокипящие углеводороды с получением дополнительных облагороженных продуктов;
    подают смесь, содержащую дополнительные подвергнутые облагораживанию продукты, суспендированный катализатор, дополнительный водородсодержащий газ и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой нефти, в зону разделения, отличную от первой зоны разделения, благодаря чему подвергнутые облагораживанию продукты удаляют вместе с дополнительным водородсодержащим газом в виде верхнего потока, а суспендированный катализатор и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой нефти удаляют в виде второго потока нелетучих продуктов; и где суспендированный катализатор, подаваемый в первую зону контакта, содержит по меньшей мере часть потока нелетучих продуктов из одной из зон разделения в качестве потока отправляемого на рецикл катализатора и где поток отправляемого на рецикл катализатора составляет от 3 до 50 мас.% от исходного сырья на основе тяжелой нефти.
  2. 2. Способ по п.1, где подают достаточное количество подаваемого потока водородсодержащего газа для получения в способе объемного выхода больше 100% по подвергнутым облагораживанию продуктам, включающим сжиженный нефтяной газ, бензин, дизельное топливо, вакуумный газойль и реактивное и топливное масла.
  3. 3. Способ по п.1, где поток отправляемого на рецикл катализатора составляет по меньшей мере 10 мас.% от совокупного исходного сырья на основе тяжелой нефти.
  4. 4. Способ по п.1, где по меньшей мере часть второго потока нелетучих продуктов отправляют на рецикл по меньшей мере в одну из зон введения в контакт в виде потока, отправляемого на рецикл, а оставшуюся часть второго потока нелетучих продуктов удаляют из способа в виде спускаемого потока.
  5. 5. Способ по п.4, где поток, отправляемый на рецикл, подают в первую зону введения в контакт.
  6. 6. Способ по п.4, где удаляют достаточное количество спускаемого потока для получения в способе степени превращения, равной по меньшей мере 98%.
  7. 7. Способ по п.1, где зоны введения в контакт выдерживают в условиях проведения гидрокрекинга при температуре в диапазоне от 410 до 600°С и давлении в диапазоне от 10 до 25 МПа и первая зона введения в контакт функционирует при температуре по меньшей мере на 10°Р (5,56°С) меньшей, чем в последующей зоне введения в контакт.
  8. 8. Способ по п.7, где часть суспендированного катализатора предназначена для подачи в зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт.
  9. 9. Способ по п.1, дополнительно включающий стадии, на которых подают входной поток свежего суспендированного катализатора, где по меньшей мере часть подаваемого потока свежего суспендированного катализатора предназначена для подачи в зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт;
    подают суспендированный катализатор, содержащий использованный суспендированный катализатор и необязательно часть подаваемого потока суспензии свежего катализатора;
    где на стадии, на которой первый поток нелетучих продуктов подают в зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт, упомянутую другую зону введения в контакт выдерживают в условиях проведения гидрокрекинга при использовании дополнительного подаваемого потока водородсодержащего газа и по меньшей мере части свежего суспендированного катализатора для превращения по меньшей мере части непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в более низкокипящие углеводороды с получением дополнительных облагороженных продуктов.
    - 27 023427
  10. 10. Способ по п.1, где по меньшей мере часть исходного сырья на основе тяжелой нефти предназначена для подачи в зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт.
  11. 11. Способ по п.10, где по меньшей мере 5% от исходного сырья на основе тяжелой нефти предназначено для подачи в зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт.
  12. 12. Способ по п.1, где по меньшей мере часть воды добавляют в первую зону введения в контакт нагнетанием водяного пара.
  13. 13. Способ по п.1, где первая зона введения в контакт имеет давление на выходе X, первая зона разделения имеет давление на входе Υ и между давлением на выходе X первой зоны введения в контакт и давлением на входе Υ первой зоны разделения падение давления Ζ является меньшим чем 100 фунт/дюйм2 (689 кПа).
  14. 14. Способ по п.1, где суспендированный катализатор характеризуется средним размером частиц в диапазоне 1-20 мкм.
  15. 15. Способ по п.1, где суспендированный катализатор включает кластеры из частиц коллоидального размера, по размеру меньших чем 100 нм, и где кластеры характеризуются средним размером частиц в диапазоне 1-20 мкм.
  16. 16. Способ по п.1, где в любую из зон введения в контакт добавляют дополнительный подаваемый поток углеводородного масла, отличный от исходного сырья на основе тяжелой нефти, в количестве от 2 до 30% (об.) от исходного сырья на основе тяжелой нефти.
  17. 17. Способ по п.1, дополнительно включающий отправление на рецикл по меньшей мере в одну из зон введения в контакт по меньшей мере части потока нелетучих продуктов.
  18. 18. Способ гидрокрекинга исходного сырья на основе тяжелой нефти, использующий множество зон введения в контакт и зон разделения, при этом способ включает стадии на которых объединяют исходное сырье на основе тяжелой нефти, водородсодержащего газа и суспендированного катализатора в первой зоне введения в контакт в условиях проведения гидрокрекинга для превращения по меньшей мере части исходного сырья на основе тяжелой нефти в более низкокипящие углеводороды с получением облагороженных продуктов;
    подают смесь подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированного катализатора, водородсодержащего газа и непрореагировавшего исходного сырья на основе тяжелой нефти в зону разделения, благодаря чему летучие подвергнутые облагораживанию продукты удаляют вместе с водородсодержащим газом из зоны разделения в виде первого верхнего потока, а суспендированный катализатор, нелетучие подвергнутые облагораживанию продукты и непрореагировавшее исходное сырье на основе тяжелой нефти удаляют из зоны разделения в виде первого потока нелетучих продуктов;
    подают по меньшей мере часть первого потока нелетучих продуктов в установку деасфальтизации растворителем;
    получают из установки деасфальтизации растворителем два потока - поток, содержащий деасфальтированную нефть, и поток, содержащий асфальтены и суспендированный катализатор;
    подают деасфальтированную нефть в зону введения в контакт, отличную от первой зоны введения в контакт, где данную зону введения в контакт выдерживают в условиях проведения гидрокрекинга при использовании дополнительного подаваемого потока водородсодержащего газа и дополнительного подаваемого потока суспендированного катализатора для превращения по меньшей мере части деасфальтированной нефти в более низкокипящие углеводороды с получением дополнительных облагороженных продуктов;
    подают смесь дополнительных подвергнутых облагораживанию продуктов, суспендированный катализатор, дополнительный водородсодержащий газ и непрореагировавшую деасфальтированную нефть во вторую зону разделения, где летучие дополнительные подвергнутые облагораживанию продукты и дополнительный водородсодержащий газ удаляют в виде второго верхнего потока, а суспендированный катализатор, нелетучие дополнительные подвергнутые облагораживанию продукты и непрореагировавшую деасфальтированную нефть удаляют в виде второго потока нелетучих продуктов; и отправляют на рецикл по меньшей мере в одну из зон введения в контакт поток, отправляемый на рецикл и содержащий по меньшей мере один представитель из а) части потока, содержащего асфальтены и суспендированный катализатор; Ь) части первого потока нелетучих продуктов; с) части второго потока нелетучих продуктов и Л) их смесей.
  19. 19. Способ по п.18, в котором дополнительно отправляют на рецикл по меньшей мере в одну из зон введения в контакт по меньшей мере часть потока нелетучих продуктов.
EA201170463A 2008-09-18 2009-09-15 Способ гидрокрекинга исходного сырья на основе тяжелой нефти EA023427B1 (ru)

Applications Claiming Priority (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/233,171 US8372266B2 (en) 2005-12-16 2008-09-18 Systems and methods for producing a crude product
US12/212,737 US7931796B2 (en) 2008-09-18 2008-09-18 Systems and methods for producing a crude product
US12/233,439 US7938954B2 (en) 2005-12-16 2008-09-18 Systems and methods for producing a crude product
US12/233,393 US7935243B2 (en) 2008-09-18 2008-09-18 Systems and methods for producing a crude product
US12/212,796 US7897035B2 (en) 2008-09-18 2008-09-18 Systems and methods for producing a crude product
US12/233,327 US7897036B2 (en) 2008-09-18 2008-09-18 Systems and methods for producing a crude product
PCT/US2009/056915 WO2010033480A2 (en) 2008-09-18 2009-09-15 Systems and methods for producing a crude product

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201170463A1 EA201170463A1 (ru) 2011-10-31
EA023427B1 true EA023427B1 (ru) 2016-06-30

Family

ID=42040088

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201170463A EA023427B1 (ru) 2008-09-18 2009-09-15 Способ гидрокрекинга исходного сырья на основе тяжелой нефти

Country Status (9)

Country Link
EP (1) EP2331657B1 (ru)
JP (1) JP5661038B2 (ru)
KR (1) KR101700224B1 (ru)
CN (1) CN102197116B (ru)
BR (1) BRPI0918085A2 (ru)
CA (1) CA2737367C (ru)
EA (1) EA023427B1 (ru)
MX (1) MX2011002970A (ru)
WO (1) WO2010033480A2 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2700689C1 (ru) * 2019-02-11 2019-09-19 Керогойл Зрт. Способ облагораживания тяжелых углеводородов и установка для его осуществления
RU2760454C1 (ru) * 2021-04-30 2021-11-25 Роман Лазирович Илиев Способ гидрокрекинга мазута

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012078838A2 (en) * 2010-12-10 2012-06-14 Shell Oil Company Process for treating a hydrocarbon-containing feed
CN106029840A (zh) * 2013-11-25 2016-10-12 沙特阿拉伯石油公司 通过向提质工艺添加加氢处理步骤来增强重油提质的方法
CN106133119B (zh) * 2014-02-25 2022-02-25 沙特基础工业公司 用于将高沸烃原料转化为较轻沸烃产物的方法
CA3037670A1 (en) * 2016-09-30 2018-04-05 Hindustan Petroleum Corporation Limited A process for upgrading heavy hydrocarbons
US10760013B2 (en) * 2017-11-14 2020-09-01 Uop Llc Process and apparatus for recycling slurry hydrocracked product
KR102327609B1 (ko) * 2018-10-31 2021-11-17 단국대학교 산학협력단 수소공여용매를 이용한 초중질유 경질화 방법
CN111575049A (zh) * 2020-04-26 2020-08-25 洛阳瑞华新能源技术发展有限公司 溶剂脱沥青油在重油上流式加氢裂化过程的用法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0450997B1 (fr) * 1990-03-29 1993-12-15 Institut Français du Pétrole Procédé d'hydrotraitement d'un résidu pétrolier ou d'une huile lourde en vue de les raffiner et de les convertir en fractions plus légères
JPH0790282A (ja) * 1993-09-27 1995-04-04 Asahi Chem Ind Co Ltd 重質油分解・水素化処理方法
JP2002177796A (ja) * 2000-12-15 2002-06-25 Nippon Mitsubishi Oil Corp 重質油の水素化処理触媒及び重油基材の製造方法

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4591426A (en) * 1981-10-08 1986-05-27 Intevep, S.A. Process for hydroconversion and upgrading of heavy crudes of high metal and asphaltene content
JPS6023483A (ja) * 1983-07-16 1985-02-06 Res Assoc Petroleum Alternat Dev<Rapad> 重質油の処理方法
US5094991A (en) * 1983-08-29 1992-03-10 Chevron Research Company Slurry catalyst for hydroprocessing heavy and refractory oils
CN100513532C (zh) * 2002-05-23 2009-07-15 中国石油天然气股份有限公司 重油悬浮床加氢裂化工艺
EP1753844B1 (en) * 2004-04-28 2016-06-08 Headwaters Heavy Oil, LLC Hydroprocessing method and system for upgrading heavy oil
FR2875509B1 (fr) * 2004-09-20 2006-11-24 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydroconversion d'une charge lourde avec un catalyseur disperse
US7431822B2 (en) * 2005-12-16 2008-10-07 Chevron U.S.A. Inc. Process for upgrading heavy oil using a reactor with a novel reactor separation system
US7390398B2 (en) * 2005-12-16 2008-06-24 Chevron U.S.A. Inc. Process for upgrading heavy oil using a highly active slurry catalyst composition
US7708877B2 (en) * 2005-12-16 2010-05-04 Chevron Usa Inc. Integrated heavy oil upgrading process and in-line hydrofinishing process

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0450997B1 (fr) * 1990-03-29 1993-12-15 Institut Français du Pétrole Procédé d'hydrotraitement d'un résidu pétrolier ou d'une huile lourde en vue de les raffiner et de les convertir en fractions plus légères
JPH0790282A (ja) * 1993-09-27 1995-04-04 Asahi Chem Ind Co Ltd 重質油分解・水素化処理方法
JP2002177796A (ja) * 2000-12-15 2002-06-25 Nippon Mitsubishi Oil Corp 重質油の水素化処理触媒及び重油基材の製造方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
EP -A1-0131912 *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2700689C1 (ru) * 2019-02-11 2019-09-19 Керогойл Зрт. Способ облагораживания тяжелых углеводородов и установка для его осуществления
RU2760454C1 (ru) * 2021-04-30 2021-11-25 Роман Лазирович Илиев Способ гидрокрекинга мазута
WO2022231479A1 (en) * 2021-04-30 2022-11-03 Iliev Roman Method of fuel oil hydrocracking

Also Published As

Publication number Publication date
CN102197116B (zh) 2014-05-14
EP2331657A2 (en) 2011-06-15
EP2331657B1 (en) 2023-10-18
EP2331657A4 (en) 2012-05-16
CA2737367C (en) 2018-03-06
JP5661038B2 (ja) 2015-01-28
BRPI0918085A2 (pt) 2019-09-24
CN102197116A (zh) 2011-09-21
EA201170463A1 (ru) 2011-10-31
CA2737367A1 (en) 2010-03-25
WO2010033480A3 (en) 2010-06-03
JP2012503071A (ja) 2012-02-02
MX2011002970A (es) 2011-04-11
KR20110059881A (ko) 2011-06-07
WO2010033480A2 (en) 2010-03-25
KR101700224B1 (ko) 2017-01-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8048292B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
US8435400B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
EA023427B1 (ru) Способ гидрокрекинга исходного сырья на основе тяжелой нефти
US7897035B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
KR101592856B1 (ko) 원유제품의 제작 시스템 및 방법
US8372266B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
US7943036B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
US7938954B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
US20110017637A1 (en) Systems and Methods for Producing a Crude Product
CN108699451B (zh) 具有增加的转化产物的生产率的升级的沸腾床反应器
CN101553555A (zh) 重质原料全部转化为蒸馏物的方法
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
CN118028017A (zh) 使用机会原料的升级的沸腾床反应器
US7931797B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
RU2662437C2 (ru) Способ переработки тяжелого углеводородного сырья, включающий селективную деасфальтизацию с повторным использованием деасфальтированного масла
US8236169B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
US7897036B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
US7935243B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
US7931796B2 (en) Systems and methods for producing a crude product
CN110003948B (zh) 包括夹带床加氢转化步骤和脱沥青油的再循环的用于转化重质烃进料的方法
WO2021045885A1 (en) Hydroconverted compositions
WO2021045883A1 (en) Slurry hydroconversion process for upgrading heavy hydrocarbons
WO2021045884A1 (en) Synthetic crude composition
WO2021045881A1 (en) Apparatus and process for upgrading heavy hydrocarbons
EA040322B1 (ru) Двойная каталитическая система для обогащения кипящего слоя для производства продукта вакуумных остатков более высокого качества

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 KZ KG MD TJ TM