EA032845B1 - Новый интегрированный способ обработки нефтяных фракций для получения мазутов с низким содержанием серы и осадков - Google Patents

Новый интегрированный способ обработки нефтяных фракций для получения мазутов с низким содержанием серы и осадков Download PDF

Info

Publication number
EA032845B1
EA032845B1 EA201691264A EA201691264A EA032845B1 EA 032845 B1 EA032845 B1 EA 032845B1 EA 201691264 A EA201691264 A EA 201691264A EA 201691264 A EA201691264 A EA 201691264A EA 032845 B1 EA032845 B1 EA 032845B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fraction
stage
oil
hydroconversion
hydrocarbon
Prior art date
Application number
EA201691264A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201691264A1 (ru
Inventor
Изабелль Мердриньяк
Вильфрид Вайсс
Жером Мажше
Original Assignee
Ифп Энержи Нувелль
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ифп Энержи Нувелль filed Critical Ифп Энержи Нувелль
Publication of EA201691264A1 publication Critical patent/EA201691264A1/ru
Publication of EA032845B1 publication Critical patent/EA032845B1/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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
    • C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
    • C10G67/0454—Solvent desasphalting
    • C10G67/049—The hydrotreatment being a hydrocracking
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/003—Solvent de-asphalting
    • 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
    • C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
    • C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C10L1/08—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons for compression ignition
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1077—Vacuum residues
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/202—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
    • C10G2300/205—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
    • 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
    • C10G2400/06—Gasoil
    • 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
    • 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
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/04—Organic compounds
    • C10L2200/0407—Specifically defined hydrocarbon fractions as obtained from, e.g. a distillation column
    • C10L2200/043—Kerosene, jet fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/04—Organic compounds
    • C10L2200/0407—Specifically defined hydrocarbon fractions as obtained from, e.g. a distillation column
    • C10L2200/0438—Middle or heavy distillates, heating oil, gasoil, marine fuels, residua
    • C10L2200/0446—Diesel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2270/00—Specifically adapted fuels
    • C10L2270/02—Specifically adapted fuels for internal combustion engines
    • C10L2270/026—Specifically adapted fuels for internal combustion engines for diesel engines, e.g. automobiles, stationary, marine
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2270/00—Specifically adapted fuels
    • C10L2270/04—Specifically adapted fuels for turbines, planes, power generation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/10—Recycling of a stream within the process or apparatus to reuse elsewhere therein
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/543—Distillation, fractionation or rectification for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/544—Extraction for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel

Abstract

Описан способ обработки углеводородной фракции с содержанием серы по меньшей мере 0,5 мас.%, содержанием асфальтенов по меньшей мере 1 мас.%, начальной температурой кипения по меньшей мере 340°С и конечной температурой кипения по меньшей мере 480°С, позволяющий получить по меньшей мере одну фракцию дезасфальтированной нефти с содержанием серы меньше или равным 0,5 мас.% и содержанием осадков меньше или равным 0,1 мас.%, включающий в себя следующие последовательные стадии: a) стадию гидрообработки; b) возможно, стадию разделения эфлюента, полученного в результате стадии a); c) стадию гидроконверсии по меньшей мере одной части эфлюента, полученного на стадии a), или по меньшей мере одной части тяжелой фракции, полученной на стадии b), и, возможно, по меньшей мере одной части легкой фракции, полученной на стадии b); d) стадию разделения эфлюента, полученного на стадии c); e) по меньшей мере одну стадию селективной дезасфальтизации по меньшей мере одной части жидкой углеводородной фракции, полученной на стадии d); f) стадию рециркуляции по меньшей мере одной части указанной фракции дезасфальтированной нефти, полученной на стадии e), выше стадии a) гидрообработки и/или на вход стадии c) гидроконверсии.

Description

Область изобретения
Изобретение касается очистки и конверсии тяжелых углеводородных фракций, содержащих, помимо прочего, серусодержащие примеси. В частности, оно касается способа очистки тяжелых нефтяных фракций для получения мазутов и основ мазутов, в частности, топливных мазутов и основ топливных мазутов с низким содержанием серы.
Обратный технологический план
В то время как требования к содержаниям серы, присутствующим в топливах для наземного использования, типично бензинам и дизельным топливам, становились весьма строгими в течение последних десятилетий, требования к содержанию серы в топливах для морского транспорта до настоящего времени были только немного ограничивающими. В самом деле, корабельные топлива, имеющиеся в настоящее время на рынке, могут содержать вплоть до 3,5%, даже 4,5 мас.% серы. В результате этого корабли становятся основным источником выброса диоксида серы (SO2).
Чтобы понизить эти выбросы, Международная морская организация (ИМО) (Organisation Maritime International (OMI)) представила рекомендации в отношении спецификаций, касающихся корабельных топлив (Annex VI конвенции MARPOL). Эти рекомендации отклонены в версии 2012 стандарта ISO 8217. Отныне рекомендации относятся к выбросам Sox корабельными топливами. Эквивалентное содержание серы, рекомендованное на горизонте 2020 или 2025 года, меньше или равно 0,5% масс, для кораблей, действующих вне зон контроля выбросов серы (Zone de Controle des Emissions de Soufre (ZCES или SEGA, Sulphur Emission Control Areas согласно англо-саксонской терминологии). Внутри ZCES ИМО предусматривает эквивалентное содержание серы меньше или равное 0,1 мас.%, на горизонте 2015 года.
Вместе с тем, другая очень строгая рекомендация касается содержания осадков после выдерживания, которое согласно стандарту ISO 10307-2 должно быть меньше или равно 0,1 мас.%.
Мазуты, используемые на морском транспорте, содержат, обычно, атмосферные дистилляты, вакуумные дистилляты, атмосферные остатки и вакуумные остатки, образующиеся в результате прямой дистилляции, или происходящие из процесса очистки, в частности, процессов гидрообработки и конверсии, причем эти фракции могут быть использованы поодиночке или в смеси.
Целью настоящего изобретения является разработка способа конверсии тяжелых нефтяных фракций с получением основ мазутов, в частности, в форме стабильной дезасфальтированной нефти с низким содержанием серы и осадков после выдерживания, даже при высокой конверсии. В самом деле, в ходе стадии конверсии, высокая конверсия тяжелой фракции (содержащей, например, по меньшей мере 75% соединений, имеющих температуру кипения выше 540°С) в жестких условиях конверсии, сопровождается образованием осадков, принципиально связанных с осаждением асфальтенов, и делает неконвертированную тяжелую фракцию нестабильной и непригодной для применения в качестве топливного мазута или основ топливных мазутов. Осуществление способа согласно изобретению со стадией селективной дезасфальтизации позволяет получить стабильный топливный мазут с высокой конверсией на стадии гидроконверсии.
Другая цель настоящего изобретения заключается в совместном производстве при помощи того же самого способа атмосферных дистиллятов (нафта, керосин, дизельное топливо), вакуумных дистиллятов и/или легких газов (от С1 до С4). Осуществление способа согласно изобретению, в частности, стадии гидроконверсии с высокой конверсией, позволяет сильно увеличить выходы дистиллятов по сравнению со способом получения топливного мазута, в котором применяют только стадию гидрообработки в неподвижном слое и стадию гидроконверсии в кипящем слое. Стоимость основ, типа нафты и дизельного топлива, может быть увеличена на нефтеперерабатывающем заводе для производства топлив для автомобилей и авиации, таких как, например, высококалорийные топлива, топлива для реактивных двигателей и газойли.
Способы очистки и конверсии тяжелых нефтяных фракций, включающие в себя первую стадию гидрообработки в неподвижном слое, затем стадию гидроконверсии в кипящем слое, были описаны в патентных документах СА 1238005, ЕР 1343857 и ЕР 0665282.
Патент ЕР 0665282, в котором описан способ гидрообработки тяжелых нефтей, имеет целью продлить срок службы реакторов. В патенте СА 1238005 описан способ конверсии тяжелого жидкого углеводородного сырья с применением нескольких последовательных реакторов, в котором степень конверсии увеличена, благодаря особой рециркуляции полученной тяжелой фракции. Способ, раскрытый в ЕР 1343857, описан как способ гидрообработки, в котором может быть применена секция гидродеметаллирования, которой может предшествовать охранная зона, типа взаимозаменяемых реакторов, и секция гидрообессеривания.
Фирма-заявитель в своих исследованиях разработала способ, дающий возможность получения мазутов и основ мазутов, исходя из дезасфальтированной нефти, полученной с высоким выходом и хорошей стабильностью, несмотря на применение высокой конверсии, за счет последовательного осуществления стадии гидрообработки в неподвижном слое, стадии гидроконверсии и стадии дезасфальтизации тяжелой фракции, выходящей со стадии гидроконверсии. Было обнаружено, что применение стадии дезасфальтизации согласно изобретению, помимо удаления органических осадков, образующихся в резуль
- 1 032845 тате осаждения асфальтенов, позволяет удалить мелкие частицы катализаторов, что выражается в улучшенной стабильности и уменьшенном содержании осадков после выдерживания.
Описание сущности изобретения
Изобретение касается способа очистки углеводородной фракции с содержанием серы по меньшей мере 0,5 мас.%, содержанием асфальтенов по меньшей мере 1 мас.%, начальной температурой кипения по меньшей мере 340°С и конечной температурой кипения по меньшей мере 480°С, позволяющего получить по меньшей мере одну дезасфальтированную фракцию с содержанием серы меньше или равным 0,5% масс, и содержанием осадков меньше или равным 0,1 мас.%, включающий в себя следующие последовательные стадии:
a) стадию гидроочистки в неподвижном слое, на которой углеводородную фракцию и водород приводят в контакт на по меньшей мере одном катализаторе гидроочистки;
b) возможно, стадию разделения эфлюента, полученного в результате стадии а) гидроочистки, на по меньшей мере одну легкую фракцию и по меньшей мере одну тяжелую фракцию;
c) стадию гидроконверсии по меньшей мере одной части эфлюента, полученного на стадии а), или по меньшей мере одной части тяжелой фракции, полученной на стадии b), и, возможно, по меньшей мере одной части легкой фракции, полученной на стадии b), по меньшей мере в одном реакторе, содержащем по меньшей мере один катализатор на носителе в кипящем слое;
d) стадию разделения эфлюента, полученного на стадии с), с получением по меньшей мере одной газообразной фракции и жидкой углеводородной фракции;
e) по меньшей мере одну стадию селективной дезасфальтизации, позволяющую разделить по меньшей мере одну фракцию асфальта и по меньшей мере одну фракцию дезасфальтированной нефти, причем стадию дезасфальтизации осуществляют по меньшей мере контактированием по меньшей мере одной части жидкой углеводородной фракции, полученной на стадии d), со смесью по меньшей мере одного полярного растворителя и по меньшей мере одного неполярного растворителя в сверхкритических условиях для используемой смеси растворителей;
f) стадию рециркуляции по меньшей мере одной части указанной фракции дезасфальтированной нефти, полученной на стадии е), выше стадии а) гидроочистки и/или на вход стадии с) гидроконверсии.
Прдпочтительно, стадия е) дезасфальтизации включает в себя по меньшей мере две последовательные стадии дезасфальтизации, позволяющие разделить по меньшей мере одну асфальтовую фракцию, по меньшей мере одну фракцию дезасфальтированной нефти, называемого тяжелым DAO, и по меньшей мере одну фракцию легкой дезасфальтированной нефти, называемой легкой ДАН (DAO), причем по меньшей мере одну из указанных стадии дезасфальтизации осуществляют контактированием по меньшей мере одной части жидкой углеводородной фракции, полученной на стадии d), со смесью по меньшей мере одного полярного растворителя и по меньшей мере одного неполярного растворителя в сверхкритических условиях для используемой смеси растворителей.
Предпочтительно по меньшей мере одну часть фракции дезасфальтированной нефти, называемой тяжелой ДАН, полученной на стадии е), возвращают выше стадии а) гидрообработки и/или на вход стадии с) гидроконверсии.
Предпочтительно, стадию е) осуществляют при температуре экстракции, находящейся в интервале от 50 до 350°С, и при давлении, находящемся в интервале от 0,1 до 6 МПа.
Предпочтительно, стадию гидрообработки в неподвижном слое осуществляют при температуре, находящейся в интервале от 300 до 500°С, при абсолютном давлении, находящемся в интервале от 2 до 35 МПа, с объемной скоростью углеводородного сырья, находящейся в интервале значений, изменяющихся от 0,1 ч-1 до 5 ч-1 , и при количестве водорода, находящемся в интервале от 100 м3 (н.у.)/м3 до 5000 м3 (н.у.)/м3.
Предпочтительно полярный растворитель, используемый на стадии е), выбирают среди чистых ароматических или нафтено-ароматических растворителей, полярных растворителей, содержащих гетероэлементы, или их смесей или фракций, обогащенных ароматическими соединениями, такими как фракции, образующиеся в результате каталитического крекинга в жидкой фазе ККЖ (FCC) (Fluid Catalytic Cracking), фракций, происходящих из угля, биомассы или смеси биомасса/уголь.
Предпочтительно неполярный растворитель, используемый на стадии е), имеет в своем составе растворитель, состоящий из насыщенного углеводорода, содержащего число атомов углерода больше или равное 2, предпочтительно, находящееся в интервале от 2 до 9.
Предпочтительно стадию гидроконверсии с) осуществляют при абсолютном давлении, находящемся в интервале от 2,5 до 35 МПа, при температуре, находящейся в интервале от 330 до 550°С, с пространственной скоростью, находящейся в интервале значений, изменяющихся от 0,1 ч-1 до 5 ч-1 и при количестве водорода, находящемся в интервале от 50 м3 (н.у.)/м3 до 5000 м3 (н.у.)/м3.
Изобретение касается также дезасфальтированной нефти, которая может быть получена способом согласно изобретению и пригодна для использования в качестве основы мазута.
Подробное описание изобретения
Углеводородная фракция, обрабатываемая способом согласно изобретению, может быть квалифи
- 2 032845 цирована как тяжелая фракция. Она имеет начальную температуру кипения по меньшей мере 340°С и конечную температуру кипения по меньшей мере 480°С. Предпочтительно ее начальная температура кипения составляет по меньшей мере 350°С, более предпочтительно по меньшей мере 375°С, а ее конечная температура кипения составляет по меньшей мере 500°С, предпочтительно по меньшей мере 520°С, более предпочтительно по меньшей мере 550°С и еще более предпочтительно, по меньшей мере 600°С.
Углеводородная фракция может быть выбрана среди атмосферных остатков, вакуумных остатков, образующихся при прямой дистилляции, сырых нефтей, сырых нефтей с отобранной легчайшей фракцией, дезасфальтированных смол, асфальтов или пеков, образующихся при дезасфальтизации, остатков, образующихся в результате процессов конверсии, ароматических экстрактов, происходящих из цепочек производства основ для смазочных материалов, битуминозных песков или их производных, битуминозных сланцев или их производных, масел коренной породы или их производных, взятых поодиночке или в смеси. В настоящем изобретении фракции, которые обрабатывают, представляют собой, предпочтительно, атмосферные остатки или вакуумные остатки, или смеси этих остатков.
Углеводородная фракция, обрабатываемая в способе согласно изобретению, является серусодержащей. Содержание серы в ней составляет по меньшей мере 0,5 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 1 мас.%, более предпочтительно по меньшей мере 2 мас.%, еще более предпочтительно по меньшей мере 3 мас.%. Содержание металлов во фракции составляет предпочтительно больше 110 ppm металлов (Ni+V), предпочтительно больше 150 ppm.
Кроме того, углеводородная фракция, обрабатываемая в способе согласно изобретению, содержит асфальтены. Содержание асфальтенов в ней составляет по меньшей мере 1 мас.%. Под термином асфальтен в настоящем описании подразумевают тяжелые углеводородные соединения, нерастворимые в н-гептане (говорят также об асфальтенах С7), но растворимые в толуоле. Для количественного описания асфальтенов обычно прибегают к стандартным анализам, таким, как определенные, например, в стандартах AFNOR Т60-115 (Франция) или ASTM893-69 (Соединенные Штаты).
Эти фракции могут быть выгодно использованы такими, как есть. Альтернативно, углеводородная фракция может быть разбавлена сопутствующей фракцией. Эта сопутствующая фракция может представлять собой углеводородную фракцию или смесь более легких углеводородных фракций, которые могут быть, предпочтительно, выбраны среди продуктов, образующихся в процессе каталитического крекинга в жидком слое ККЖ (FCC или Fluid Catalytic Cracking согласно англо-саксонской терминологии), легкого охлаждающего масла ЛОМ (LCO или light cycle oil согласно англо-саксонской терминологии), тяжелого охлаждающего масла ТОМ (НСО или heavy cycle oil согласно англосаксонской терминологии) , декантированного масла, остатка FCC, фракции газойля, в частности, фракции, полученной атмосферной или вакуумной дистилляцией, как, например, вакуумный газойль, или которая может быть подвергнута другому способу очистки. Совместная фракция может быть также выгодно представлять собой одну или несколько фракций, происходящих из процесса сжижения угля или биомассы, ароматические экстракты, или любые другие углеводородные фракции, или не нефтяные фракции, как пиролизное масло. Тяжелая углеводородная фракция согласно изобретению может составлять по меньшей мере 50%, предпочтительно 70%, более предпочтительно по меньшей мере 80% и еще более предпочтительно по меньшей мере 90 мас.% всей углеводородной фракции, обрабатываемой способом согласно изобретению.
Стадия а) гидрообработки.
Указанную углеводородную фракцию подвергают согласно способу настоящего изобретения стадии а) гидрообработки в неподвижном слое, на которой фракцию и водород приводят в контакт на катализаторе гидрообработки.
Согласно одному варианту углеводородную фракцию подают на стадию а) гидрообработки в смеси с по меньшей мере частью фракции, дезасфальтированной нефти, полученной на стадии е).
Согласно одному варианту углеводородную фракцию подают на стадию а) гидрообработки в смеси с по меньшей мере частью фракции дезасфальтированной нефти, называемой тяжелой ДАН, полученной на стадии е).
Под термином гидрообработка, обычно называемой ГО (HDT), подразумевают каталитические обработки с подачей водорода, позволяющие очистить, то есть значительно уменьшить содержание металлов, серы и других примесей, углеводородные фракции, все еще улучшая отношение водорода к углероду во фракции, и превращая фракцию, более или менее частично, в более легкие фракции. Гидрообработка включает в себя, в частности, реакции гидрообессеривания (обычно называемые ГОС (HDS)), реакции гидродеазотирования (обычно называемые ГДА (HDN)) и реакции гидродеметаллирования (обычно называемые ГДМ (HDM)), сопровождающиеся реакциями гидрирования, гидродеоксигенации, гидродеароматизации, гидроизомеризации, гидродеалкилирования, гидрокрекинга, гидродезасфальтизации, и восстановления угля Конрадсона (Conradson).
Согласно предпочтительному варианту стадия а) гидрообработки включает в себя первую стадию (a1) гидродеметаллирования (ГДМ), осуществляемую в одной или нескольких зонах гидродеметаллирования в неподвижных слоях, и вторую стадию (а2) последующего гидрообессеривания (ГОС), осуществ
- 3 032845 ляемую в одной или нескольких зонах гидрообессеривания в неподвижных слоях. Во время указанной первой стадии (a1) гидродеметаллирования фракцию и водород приводят в контакт на катализаторе гидродеметаллирования в условиях гидродеметаллирования,затем во время указанной второй стадии (а2) гидрообессеривания, эфлюент первой стадии (a1) гидродеметаллирования приводят в контакт с катализатором гидрообессеривания в условиях гидрообессеривания.
Этот способ, известный под названием HYVAHL-F™, например, описан в патенте US5417846. Специалист в данной области легко понимает, что на стадии гидродеметаллирования осуществляют реакции гидродеметаллирования, но параллельно также часть других реакций гидрообработки и, в частности, гидрообессеривание. Также, на стадии гидрообессеривания осуществляют реакции гидрообессеривания, но параллельно также часть других реакций гидрообработки и, в частности, гидродеметаллирования.
Стадию а) гидрообработки согласно изобретению осуществляют в условиях гидрообработки. Предпочтительно, она может быть осуществлена при температуре, находящейся в интервале от 300 до 500°С, предпочтительно от 350 до 420°С и при абсолютном давлении, находящемся в диапазоне от 2 до 35 МПа, предпочтительно от 11 до 20 МПа. Температуру обычно регулируют в зависимости от желаемого уровня гидрообработки и предполагаемой длительности обработки. Чаще всего, объемная скорость углеводородной фракции, обычно называемая ЧОС (WH), которая определяется как объемный расход фракции, деленный на общий объем катализатора, может находиться в диапазоне значений, изменяющихся от 0,1 ч-1 до 5 ч-1, предпочтительно от 0,1 ч-1 до 2 ч-1, более предпочтительно от 0,1 ч-1 до 0,45 ч-1, еще более предпочтительно от 0,1 ч-1 до 0,2 ч-1. Количество водорода, смешиваемого с фракцией, может находиться в интервале от 100 до 5000 нормальных кубических метров (м3 н.у.) на кубический метр (м3) жидкой фракции, предпочтительно от 200 м н.у./м до 2000 м н.у./м , более предпочтительно от 300 м н.у./м до 1500 м3 н.у./м3. Стадия а)гидрообработки может быть осуществлена в промышленном масштабе в одном или нескольких реакторах с падающим потоком жидкости. Стадия а) гидрообработки, в частности секция гидродеметаллирования ГДМ включает в себя, предпочтительно, взаимозаменяемые реакторы, которые позволяют, помимо прочего, удлинить продолжительность цикла способа, периодически заменяя катализатор, находящийся во взаимозаменяемых реакторах. Согласно одному варианту способа стадия а) гидрообработки включает в себя по меньшей мере один реактор с подвижным слоем, обычно расположенный в секции гидродеметаллирования ГДМ.
Используемые катализаторы гидрообработки представляют собой, предпочтительно, известные катализаторы. Эти гранулированные катализаторы содержат, на носителе, по меньшей мере, один металл или соединение металла, обладающие гидродегидрогенизирующей функцией. Эти катализаторы, предпочтительно, могут представлять собой катализаторы, содержащие по меньшей мере один металл VIII группы, выбранный, обычно, в группе, состоящей из никеля и кобальта, и/или по меньшей мере один металл VIB группы, предпочтительно, молибден и/или вольфрам. Можно применять, например, катализатор, содержащий от 0,5 до 10 мас.% никеля, предпочтительно от 1 до 5 мас.% никеля (в расчете на оксид никеля NiO), и от 1 до 30 мас.% молибдена, предпочтительно от 5 до 20 мас.% молибдена ( в расчете на оксид молибдена MoO3) на минеральном носителе. Этот носитель, например, может быть выбран в группе, образованной оксидом алюминия, диоксидом кремния, алюмосиликатами, оксидом магния, глинами и смесями по меньшей мере двух из этих минералов. Предпочтительно, этот носитель может содержать другие легирующие соединения, в частности, оксиды, выбранные в группе, состоящей из оксида бора, оксида циркония, церина, оксида титана, фосфорного ангидрида и смеси этих оксидов. Чаще всего в качестве носителя используют оксид алюминия и очень часто оксид алюминия, легированный фосфором и, возможно, бором. Когда присутствует фосфорный ангидрид Р2О5, его концентрация составляет меньше 10 мас.%. Когда присутствует триоксид бора B2O5, его концентрация составляет меньше 10 мас.%. Используемый оксид алюминия может представлять собой у(гамма) или ц(эта) оксид алюминия. Этот катализатор чаще всего находится в форме экструдированных продуктов. Общее содержание оксидов металлов VIB и VIII групп может составлять от 5 до 40 мас.%, обычно от 7 до 30 мас.% и массовое соотношение, выраженное в расчете на оксид металла, между металлом (или металлами) VIB группы и металлом ( или металлами) VIII группы находится, обычно, в интервале от 20 до 1, чаще от 10 до 2.
В случае стадии гидрообработки, включающей в себя стадию гидродеметаллирования ГДМ и затем стадию гидрообессеривания ГОС, предпочтительно, используют специфические катализаторы, адаптированные для каждой стадии.
Катализаторы, которые могут быть использованы на стадии гидродеметаллирования, указаны, например, в патентных документах ЕР 0113297, ЕР 0113284, US 5221656, US 5827421, US 7119045, US5622616 и US 5089463. Катализаторы гидродеметаллирования используют, предпочтительно, во взаимозаменяемых реакторах.
Катализаторы, которые могут быть использованы на стадии гидрообессеривания, указаны, например, в патентных документах ЕР 0113297, ЕР 0113284, US 6589908, US 4818743 или US 6332976.
Равным образом, можно использовать смешанный катализатор, активный в гидродеметаллировании и в гидрообессеривании, одновременно для секции гидродеметаллирования и для секции гидрообессеривания, такой, как описанный в патентном документе FR 2940143.
- 4 032845
Перед инжектированием фракции катализаторы, используемые в способе согласно настоящему изобретению, предпочтительно, подвергают сульфированию in situ или ex-situ.
Стадия b) разделения.
Эфлюент, полученный на выходе стадии а) гидрообработки в неподвижном слое, подвергают, предпочтительно, по меньшей мере одной стадии разделения, возможно, дополненной другими стадиями дополнительного разделения, которые позволяют разделить по меньшей мере одну легкую фракцию и по меньшей мере одну тяжелую фракцию.
Под термином легкая фракция подразумевают фракцию, в которой по меньшей мере 80% соединений имеют температуру кипения меньше 350°С. Под термином тяжелая фракция подразумевают фракцию, в которой по меньшей мере 80% соединений имеют температуру кипения больше или равную 350°С.
По меньшей мере часть тяжелой фракции, предпочтительно, направляют на стадию гидроконверсии с).
Предпочтительно легкая фракция, полученная во время стадии b) разделения, содержит газовую фазу и по меньшей мере одну легкую углеводородную фракцию типа нафты, керосина и/или газойля, по меньшей мере одну часть которой используют, предпочтительно, в качестве флюса для мазута.
Тяжелая фракция содержит, предпочтительно, фракцию вакуумного дистиллята и фракцию вакуумного остатка и/или фракцию атмосферного остатка.
Стадия b) разделения может быть осуществлена любым способом, известным специалисту в данной области. Этот способ может быть выбран среди способов разделения при высоком или низком давлении, дистилляции при высоком или низком давлении, извлечения при высоком или низком давлении, экстракции жидкость/жидкость и комбинаций этих различных способов, позволяющих оперировать при различных давлениях и температурах.
Согласно первому способу осуществления настоящего изобретения, эфлюент, выходящий со стадии а) гидрообработки, подвергают стадии b) разделения с декомпрессией. Согласно этому способу осуществления, разделение, предпочтительно осуществляют в секции фракционирования, которая может сначала содержать высокотемпературный сепаратор высокого давления ВТВД (НРНТ) и, возможно, низкотемпературный сепаратор высокого давления НТВД (НРВТ), затем, возможно, следующие за ними сепараторы низкого давления и/или секцию атмосферной дистилляции и/или секцию вакуумной дистилляции. Эфлюент со стадии а) может быть направлен в секцию фракционирования, обычно в сепаратор высокого давления и высокой температуры ВТВД, имеющий температуру погона от 200 до 400°С, позволяющую получить легкую фракцию и тяжелую фракцию. Обычно разделение не делают при точной температуре погона, оно скорее приближается к разделению блиц-типа. Предпочтительно указанная тяжелая фракция может быть затем дросселирована в высокотемпературный сепаратор низкого давления ВТНД (ВРНТ), позволяющий получить газовую фракцию и жидкую фракцию.
Тяжелая фракция затем может быть непосредственно направлена на стадию с) гидроконверсии.
Легкая фракция, выходящая из высокотемпературного сепаратора высокого давления (ВТВД) может затем быть частично сконденсирована в низкотемпературном сепараторе высокого давления (НТВД), что дает возможность получения газовой фракции и жидкой фракции. Жидкая фракция, выходящая из низкотемпературного сепаратора высокого давления (НТВД) может затем быть дросселирована в низкотемпературном сепараторе низкого давления (НТНД), дающем возможность получения газовой фракции и жидкой фракции.
Жидкие фракции, выходящие из низкотемпературных сепараторов высокого давления (НТВД) и низкого давления (НТНД) могут быть фракционированы атмосферной дистилляцией в по меньшей мере одну фракцию атмосферного дистиллята, содержащую, предпочтительно, по меньшей мере легкую углеводородную фракцию, типа нафты, керосина и/или газойля, и фракцию атмосферного остатка. По меньшей мере часть фракции атмосферного остатка также может быть фракционирована вакуумной дистилляцией на фракцию вакуумного дистиллята, содержащую, предпочтительно, вакуумный газойль, и фракцию вакуумного остатка. По меньшей мере часть фракции вакуумного дистиллята, предпочтительно, направляют на стадию с) гидроконверсии. Другую часть вакуумного дистиллята может быть использована в качестве флюса для мазута.
Предпочтительно по меньшей мере легкую углеводородную фракцию, типа нафты, керосина и/или газойля, или вакуумный газойль используют в качестве флюса для мазута.
Стоимость другой части вакуумного дистиллята может быть поднята, подвергая ее стадии гидрокрекинга и/или каталитического крекинга в псевдоожиженном слое. В случае, когда часть вакуумного дистиллята подвергают каталитическому крекингу, продукты конверсии типа легкого рециклового газойля (LCO) (Light Cycle Oil согласно англо-саксонской терминологии) и тяжелого рециклового газойля (НСО) (Heavy Cycle Oil согласно англосаксонской терминологии) могут быть использованы в качестве флюса для мазута.
Другая часть атмосферного остатка также может быть подвергнута процессу конверсии, такому как каталитический крекинг.
- 5 032845
Часть вакуумного остатка также может быть возвращена на стадию а) гидрообработки.
Согласно второму способу осуществления, часть эфлюента, выходящего со стадии а) гидрообработки, подвергают стадии b) разделения без декомпрессии. Согласно этому способу осуществления, эфлюент стадии а) гидрообработки направляют в секцию разделения, обычно, в высокотемпературный сепаратор высокого давления (ВТВД), имеющий температуру погона в интервале от 200 до 400°С, позволяющий получить по меньшей мере одну легкую фракцию и по меньшей мере одну тяжелую фракцию. Обычно, разделение не делают при точной температуре погона, оно скорее приближается к разделению блиц-типа.
Тяжелая фракция затем может быть непосредственна на стадию с) гидроконверсии.
Легкая фракция, выходящая из высокотемпературного сепаратора высокого давления (ВТВД) может быть подвергнута другим стадиям разделения. Предпочтительно, она может быть подвергнута атмосферной дистилляции, позволяющей получить газообразную фракцию, по меньшей мере одну легкую фракцию жидких углеводородов, типа нафты, керосина и/или газойля, и фракцию вакуумного дистиллята. Предпочтительно, по меньшей мере часть легкой фракции жидких углеводородов, типа нафты, керосина и/или газойля, используют в качестве флюса для мазута. По меньшей мере часть фракции вакуумного дистиллята, предпочтительно, направляют на стадию с) гидроконверсии.
Стоимость другой части вакуумного дистиллята может быть увеличена, подвергая ее стадии гидрокрекинга и/или каталитического крекинга в псевдоожиженном слое. В случае, когда часть вакуумного дистиллята подвергают каталитическому крекингу, продукты конверсии типа легкого рециклового газойля ЛРГ (LCO) (Light Cycle Oil согласно англо-саксонской терминологии) и тяжелого рециклового газойля ТРГ (НСО) (Heavy Cycle Oil согласно англо-саксонской терминологии) могут быть использованы в качестве флюса для мазута.
Еще более выгодным образом легкая фракция, выходящая из высокотемпературного сепаратора высокого давления (ВТВД) может быть охлаждена, затем введена в низкотемпературный сепаратор высокого давления (НТВД), в котором ее разделяют на газовую фракцию, содержащую водород, и жидкую фракцию, содержащую дистилляты. Эта жидкая фракция, содержащая дистилляты, может быть направлена на стадию гидроконверсии с) при помощи насоса. Альтернативным образом, эта жидкая фракция, содержащая дистилляты, может быть направлена на стадию конечного разделения d), на которой также обрабатывают эфлюент, выходящий со стадии гидроконверсии с).
Разделение без декомпрессии обеспечивает наилучшую термоинтеграцию и выражается в экономии энергии и оборудования. Кроме того, этот способ осуществления представляет технико-экономические преимущества, учитывая, что нет необходимости увеличивать давление потока после разделения перед последующей стадией гидроконверсии. Промежуточное фракционирование без декомпрессии проще, чем фракционирование с декомпрессией, следовательно, инвестиционные затраты являются выгодно уменьшенными.
Газообразные фракции, выходящие со стадии разделения, подвергают, предпочтительно, очистке, чтобы извлечь водород и возвратить его в реакторы гидрообработки и/или гидроконверсии. Наличие промежуточной стадии разделения, между стадией а) гидрообработки и стадией с) гидроконверсии, дает возможность выгодно расположить два независимых контура водорода, один из которых связан с гидрообработкой, другой - с гидроконверсией, и которые, при необходмости, могут быть соединены друг с другом. Подвод водорода может осуществляться на уровне секции гидробработки, или на уровне секции гидроконверсии, или на уровне обеих. Рециркулированный водород может питать секцию гидрообработки, или секцию гидроконверсии, или обе секции. Компрессор, возможно, может быть общим для двух контуров водорода. Возможность соединить оба контура водорода позволяет оптимизировать управление водородом и ограничить капитальные вложения в отношении компрессоров и/или установок для очистки газообразных эфлюентов. Различные способы осуществления управления водородом, которые могут быть использованы в настоящем изобретении, описаны в заявке на патент FR 2957607.
Стоимость легкой фракции, полученной на выходе стадии b) разделения, которая содержит углеводороды типа нафты, керосина и/или дизельного топлива или другие, в частности, GPL и вакуумный газойль, может быть повышена согласно методам, хорошо известным специалистам в данной области.
По меньшей мере часть легкой фракции, выходящей со стадии b), предпочтительно, направляют на стадию гидроконверсии с).
Тяжелую фракцию, содержащую, предпочтительно, по меньшей мере часть фракции вакуумного дистиллята, по меньшей мере часть фракции вакуумного остатка и/или фракцию атмосферного остатка, направляют, предпочтительно, на стадию гидроконверсии с).
Стадия с) гидроконверсии.
По меньшей мере часть эфлюента, выходящего со стадии а) , или по меньшей мере часть тяжелой фракции, выходящей со стадии b), когда указанную стадию осуществляют, и, возможно, по меньшей мере часть легкой фракции, выходящей со стадии b) разделения, направляют в соответствии со способом согласно настоящему изобретению, на стадию с) гидроконверсии, которую осуществляют в по меньшей мере одном реакторе, содержащем по меньшей мере один нанесенный катализатор в кипящем слое. Предпочтительно, весь эфлюент, выходящий со стадии а), направляют на стадию с) гидроконверсии.
- 6 032845
Указанный реактор может функционировать с восходящим потоком жидкости и газа. Главная цель гидроконверсии заключается в превращении указанной тяжелой фракции в более легкие фракции, одновременно частично очищая их.
Согласно одному варианту эфлюент, выходящий со стадии а), или по меньшей мере часть тяжелой фракции, выходящей со стадии b), когда указанную стадию осуществляют, и, возможно, по меньшей мере часть легкой фракции, выходящей со стадии b) разделения, направляют на стадию гидроконверсии с) в смеси с по меньшей мере частью фракции дезасфальтированной нефти, выходящей со стадии е).
Согласно варианту эфлюент, выходящий со стадии а), или по меньшей мере часть тяжелой фракции, выходящей со стадии b), когда указанную стадию осуществляют, и, возможно, по меньшей мере часть легкой фракции, выходящей со стадии b) разделения, направляют на стадию гидроконверсии с) в смеси с по меньшей мере частью фракции дезасфальтированной нефти, называемой ДАН, выходящей со стадии е).
Водород, необходимый для реакции гидроконверсии, может быть инжектирован на входе стадии гидроконверсии с) в кипящий слой. Водород может представлять собой рециркулированный водород и/или дополнительный водород. В случае, когда секция гидроконверсии располагает нескольким реакторами с кипящим слоем, водород может быть инжектирован на вход каждого реактора.
Технология с кипящим слоем хорошо известна специалистам в данной области. Здесь будут описаны только принципиальные операционные условия.
Катализаторы остаются внутри реакторов и не удаляются с продуктами, за исключением фаз загрузки и извлечения катализаторов, необходимых для поддержания каталитической активности. Уровни температуры могут быть подняты, чтобы получить высокие конверсии, все еще минимизируя количества применяемых катализаторов.
Условия стадии с) гидроконверсии в кипящем слое могут быть обычными условиями гидроконверсии в кипящем слое тяжелой углеводородной фракции. Можно оперировать при абсолютном давлении, находящемся в интервале от 2,5 до 35 МПа, предпочтительно от 5 до 25 МПа, более предпочтительно от 6 до 20 МПа, еще более предпочтительно от 11 до 20 МПа и еще более предпочтительным образом от 13 до 18 МПа при температуре, находящейся в интервале от 330 до 550°С, предпочтительно от 350°С до 500°С, более предпочтительно от 390 до 490°С. Объемная скорость (ЧОС) и парциальное давление водорода являются параметрами, которые фиксируют в зависимости от характеристик обрабатываемого продукта и желаемой конверсии. ЧОС (определяемая как объемный расход сырья, деленный на полный объем реактора с кипящим слоем) находится обычно в диапазоне величин, изменяющемся от 0,1 до 5 ч-1, предпочтительно от 0,15 до 2 ч-1, более предпочтительно от 0,15 до 1 ч-1. Количество водорода, смешиваемого с сырьем, составляет обычно от 50 до 5000 нормальных кубических метров (м3 н.у.) на кубиче3 3 3 3 3 3 ский метр (м ) жидкого сырья, чаще всего от 100 м н.у./м до 1500 м н.у./м , предпочтительно от 200 м н.у./м3 до 1200 м3 н.у. /м3.
Можно использовать обычный гранулированный катализатор гидроконверсии размером порядка 1 мм. Катализатор находится, чаще всего, в форме экструдированных частиц или шариков. Типично, катализатор содержит носитель, распределение пор которого адаптировано для обработки сырья, предпочтительно, аморфный и, весьма предпочтительно, оксид алюминия, при этом носитель на основе алюмосиликата также рассматривается в некоторых случаях, и по меньшей мере один металл VIII группы, выбранный среди никеля и кобальта, предпочтительно, никель, причем указанный элемент VIII группы используют, предпочтительно, в сочетании по меньшей мере с одним металлом VIB группы, выбранным среди молибдена и вольфрама, предпочтительно, металл VIB группы представляет собой молибден.
Предпочтительно катализатор гидроконверсии содержит никель в качестве элемента VIII группы и молибден в качестве элемента VIB группы. Содержание никеля находится, предпочтительно, в интервале от 0,5 до 15 мас.% в расчете на массу оксида никеля (NiO), предпочтительно от 1 до 10 мас.%, а содержание молибдена находится, предпочтительно в интервале от 1 до 40 мас.% в расчете на массу триоксида молибдена (МоО3) , предпочтительно от 4 до 20 мас.%. Указанный катализатор может также, предпочтительно, содержать фосфор, при этом содержание оксида фосфора составляет предпочтительно меньше 20 мас.%, предпочтительно меньше 10 мас.%.
Отработанный катализатор гидроконверсии может, соответственно способу согласно изобретению, быть частично заменен свежим катализатором, путем извлечения, предпочтительно, из нижней части реактора и введения, либо в верхнюю, либо в нижнюю часть реактора, свежего, или регенерированного, или обновленного катализатора, предпочтительно, через регулярные интервалы времени и, предпочтительно, порциями или квазинепрерывным образом. Степень замещения отработанного катализатора гидроконверсии свежим катализатором находится, предпочтительно, в интервале от 0,01 до 10 кг/м3 обрабатываемого сырья, предпочтительно от 0,3 до 3 кг/м3 обрабатываемого сырья. Эту выемку и это замещение осуществляют при помощи устройств, обеспечивающих, предпочтительно, непрерывное функционирование этой стадии гидроконверсии.
Равным образом, предпочтительно, можно направить отработанный катализатор, извлеченный из реактора, в зону регенерации, в которой удаляют уголь и серу, которые он содержит, затем вновь на
- 7 032845 правляют этот регенерированный катализатор на стадию а) гидроконверсии. Равным образом, можно, предпочтительно, направить отработанный катализатор, извлеченный из реактора, в зону обновления, в которой удаляют большую часть нанесенных металлов, перед тем, как направить отработанный и обновленный катализатор в зону регенерации, в которой удаляют уголь и серу, которые он содержит, затем вновь направляют регенерированный катализатор на стадию а) гидроконверсии.
Эта стадия гидроконверсии согласно способу изобретения может быть осуществлена в условиях процесса H-OIL®, такого, как описанный, например, в патенте US 6270654.
Катализатор гидроконверсии, используемый на стадии с) гидроконверсии, позволяет, предпочтительно, обеспечить одновременно деметаллирование и обессеривание, в условиях, позволяющих получить жидкую фракцию с уменьшенным содержанием металлов, угля Конрадсона и серы, и позволяющих получить высокую конверсию в легкие продукты, то есть, в частности, бензиновую и газойлевую топливные фракции.
Стадию с), предпочтительно, осуществляют в одном или нескольких трехфазных реакторах гидроконверсии, предпочтительно, одном или нескольких трехфазных реакторах гидроконверсии с промежуточными декантационными емкостями. Каждый реактор имеет в своем составе, предпочтительно, рециркуляционный насос, позволяющий поддерживать катализатор в кипящем слое за счет непрерывной рециркуляции по меньшей мере части жидкой фракции, предпочтительно, извлекаемой из верхней части реактора и вновь инжектируемой в нижнюю часть реактора.
Стадия d) разделения.
Эфлюент, полученный на выходе стадии с), подвергают по меньшей мере одной стадии разделения d), возможно, дополненной другими дополнительными стадиями разделения, позволяющими разделить по меньшей мере одну газообразную фракцию и жидкую углеводородную фракцию.
Эфлюент, полученный на выходе стадии с) гидроконверсии, содержит жидкую углеводородную фракцию и газообразную фракцию, содержащую газ, в частности, Н2, H2S, NH3 и углеводороды С1-С4. Эта газообразная фракция может быть отделена от эфлюента при помощи разделительных устройств, хорошо известных специалистам в данной области, в частности, при помощи одной или нескольких разделительных емкостей, способных оперировать при различных давлениях и температурах, возможно, ассоциированных со средством продувки паром или водородом.
Эфлюент, полученный на выходе стадии с) гидроконверсии, разделяют по меньшей мере в одной разделительной емкости по меньшей мере на одну газообразную фракцию и по меньшей мере одну жидкую углеводородную фракцию. Эти сепараторы могут быть, например, высокотемпературными сепараторами высокого давления (ВТВД) и/или низкотемпературными сепараторами высокого давления (НТВД).
После возможного охлаждения эту газообразную фракцию, предпочтительно, обрабатывают в средстве для очистки водорода таким образом, чтобы выделить водород, не израсходованный во время реакций гидрообработки и гидроконверсии, Средство для очистки может представлять собой промывку аминами, мембрану, систему типа PSA (Pressure swing adsorption по англо-саксонской терминологии), или несколько из этих средств, расположенных последовательно. Очищенный водород может в таком случае быть возвращен в процесс согласно изобретению, после возможной рекомпрессии. Водород может быть введен на вход стадии а) гидрообработки и/или на вход стадии с) гидроконверсии.
Стадия d) разделения может включать в себя атмосферную дистилляцию и/или вакуумную дистилляцию.
Предпочтительно стадия d) разделения содержит прежде всего атмосферную дистилляцию, в которой эфлюент, полученный на выходе стадии с), фракционируют атмосферной дистилляцией на по меньшей мере одну фракцию атмосферного дистиллята и по меньшей мере одну фракцию атмосферного остатка, затем вакуумную дистилляцию, в которой по меньшей мере часть фракции атмосферного остатка, полученной после атмосферной дистилляции, фракционируют вакуумной дистилляцией по меньшей мере на одну фракцию вакуумного дистиллята и по меньшей мере одну фракцию вакуумного остатка; при этом жидкая углеводородная фракция, направляемая на стадию е), содержит по меньшей мере часть указанной фракции вакуумного остатка и, возможно, часть указанной фракции вакуумного дистиллята.
Фракция вакуумного дистиллята содержит, типично, фракции типа вакуумного газойля. По меньшей мере часть фракций вакуумного дистиллята может быть подвергнута стадии гидрокрекинга или каталитического крекинга.
По меньшей мере часть фракции атмосферного остатка, предпочтительно, направляют на стадию гидроконверсии с).
По меньшей мере часть фракции вакуумного остатка может равным образом возвращена на стадию ф) гидрообработки.
По меньшей мере часть фракции атмосферного дистиллята тоже может быть возвращена на стадию а) гидрообработки, чтобы понизить вязкость потока на входе стадии гидрообработки в случае обработки очень вязкого сырья, типа вакуумного остатка.
Стадия е) дезасфальтизации.
Эфлюент, полученный на выходе стадии с) гидроконверсии и, в частности, наиболее тяжелая жид
- 8 032845 кая углеводородная фракция, полученная после стадии d) разделения, может содержать осадки и остатки катализатора, происходящие со стадии а) в неподвижном слое и/или со стадии с) в кипящем слое, в форме мелких частиц.
Жидкая углеводородная фракция, полученная после стадии d), содержит, предпочтительно, по меньшей мере часть фракции вакуумного дистиллята, происходящего со стадии d) разделения, полученного после осуществления атмосферной дистилляции, и/или вакуумной дистилляции.
Способ согласно изобретению содержит стадию е) селективной гидродезасфальтизации, осуществляемую в специфических условиях, позволяющих получить стабильную дезасфальтированную нефть с выходом, улучшенным по сравнению с обычной дезасфальтизацией. Указанная стадия дезасфальтизации может быть осуществлена в одну стадию или по меньшей мере в две стадии. Стадия е) позволяет также разделить продукты седиментации и мелкие частицы, содержащиеся в жидкой углеводородной фракции, выходящей со стадии d) разделения.
В продолжении текста и в том, что предшествовало, выражение смесь растворителей согласно изобретению подразумевается. Как обозначающее смесь по меньшей мере одного полярного растворителя и по меньшей мере одного неполярного растворителя согласно изобретению.
В продолжении текста и в том, что предшествовало, выражение дезасфальтированная нефть подразумевается как обозначающее дезасфальтированную нефть, называемую ДАН, полученную когда стадию е) осуществляют в одну стадию, но также как обозначающее дезасфальтированную нефть, называемую тяжелой ДАН, полученную когда стадию е) осуществляют по меньшей мере в две стадии.
Стадия е) дезасфальтизации может быть осуществлена в одну стадию контактированием жидкой углеводородной фракции, выходящей со стадии d) разделения, со смесью по меньшей мере одного полярного растворителя и по меньшей мере одного неполярного растворителя с получением фракции асфальта и фракции дезасфальтированной нефти, называемой ДАН, причем стадию е) осуществляют в субкритических условиях для используемой смеси растворителей.
В варианте стадия е) дезасфальтизации может включать в себя по меньшей мере две последовательные стадии дезасфальтизации, реализуемые на жидкой углеводородной фракции, выходящей со стадии d), позволяя разделить по меньшей мере одну фракцию асфальта, по меньшей мере одну фракцию дезасфальтированной нефти, называемой тежелой ДАН, и по меньшей мере одну фракцию легкой дезасфальтированной нефти, называемой легкой ДАН, причем по меньшей мере одну из указанных стадий дезасфальтизации осуществляют при помощи смеси растворителей, при этом указанные стадии дезасфальтизации осуществляют в субкритических условиях для используемой смеси растворителей.
Стадия е) дезасфальтизации позволяет идти дальше в сохранении солюбилизации в матрице нефти всех или части полярных структур тяжелых смол и асфальтенов, которые являются основными компонентами асфальтовой фазы. Стадия е) дезасфальтизации позволяет таким образом выбирать какой тип полярных структур остается солюбилизированным в матрице дезасфальтированной нефти. Следовательно, она позволяет селективно извлекать из жидкой углеводородной фракции, выходящей со стадии d), только часть этого асфальта, то есть наиболее полярные и наиболее термостойкие структуры.
Извлеченный асфальт соответствует конечному асфальту, состоящему по существу из полиароматических и/или гетероароматических термостойких молекулярных структур.
Стадия е) дезасфальтизации, осуществляемая в две стадии, позволяет разделить сырье на три фракции: фракцию асфальта, называемую конечной, обогащенную примесями и термостойкими соединениями, предназначенную для валоризации, фракцию дезасфальтированной нефти, называемой тяжелой ДАН, обогащенную структурами смол и асфальтенов, наименее полярных, нетермостойких, но которые остаются, обычно, присутствующими в асфальтовой фракции в случае обычной дезасфальтизации в одну или несколько стадий, и фракцию легкой дезасфальтированной нефти, называемой легкой ДАН, обедненную смолами и асфальтенами и, обычно, примесями (металлы, гетероатомы).
Стадия е) может быть осуществлена в экстракционной колонне или экстракторе, предпочтительно, в смесителе-отстойнике. Предпочтительно, смесь растворителей согласно изобретению вводят в экстракционную колонну или в смеситель-отстойник на двух разных уровнях. Предпочтительно смесь растворителей согласно изобретению вводят в экстракционную колонну или в смеситель-отстойник на одном уровне введения.
Стадию е) осуществляют в субкритических условиях для указанной смеси растворителей, то есть при температуре, ниже критической температуры смеси растворителей. Стадию е) осуществляют при температуре экстракции, предпочтительно, находящейся в интервале от 50 до 350°С, предпочтительно от 90 до 320°С, более предпочтительно от 100 до 310°С, еще более предпочтительно от 120 до 310°С, еще более предпочтительным образом от 150 до 310°С и давлении, предпочтительно, находящемся в интервале от 0,1 до 6 МПа, предпочтительно от 2 до 6 МПа.
Отношение объема смеси растворителей согласно изобретению (объем полярного растворителя+объем неполярного растворителя) к массе жидкой углеводородной фракции, выходящей со стадии d), выраженное в литрах на килограмм, находится, обычно, в интервале от 1/1 до 1/10, предпочтительно от 2/1 до 8/1.
- 9 032845
Используемый полярный растворитель может быть выбран среди чистых ароматических или нафтено-ароматических растворителей, полярных растворителей, содержащих гетероэлементы, или их смеси. Ароматический растворитель выбирают, предпочтительно, среди моноароматических углеводородов, предпочтительно, бензола, толуола или ксилолов, взятых поодиночке или в смеси; диароматических или полиароматических; ароматических нафтено-углеводородных углеводородов, таких как тетралин или индан; гетероатомных ароматических углеводородов (кислородсодержащих, азотсодержащих, серусодержащих) или любого другого семейства соединений, имеющих более полярную природу, чем насыщенные углеводороды, как, например, диметилсульфоксид ДМСО (DMSO), диметилформамид ДМФ (DMF), тетрагидрофуран ТГФ (THF). Полярный растворитель, используемый в способе согласно изобретению, может представлять собой фракцию, обогащенную ароматическими соединениями. Фракции, обогащенные ароматическими соединениями, согласно изобретению могут представлять собой, например, фракции, происходящие из ЖКК (FCC) (Fluid Catalytic Cracking), такие как тяжелый бензин, или легкий рецикловый газойль ЛРГ (LCO) (light cycle oil), или происходящие из нефтехимических установок нефтеперерабатывающих заводов. Упомянем также фракции, происходящие из угля, биомассы или смеси биомасса/уголь, возможно, с нефтяной фракцией, остающейся после термохимической конверсии с водородом или без водорода, с катализатором или без катализатора. Предпочтительно используемый полярный растворитель представляет собой чистый моноароматический углеводород или в смеси с ароматическим углеводородом.
Используемый неполярный растворитель представляет собой, предпочтительно, растворитель, состоящий из насыщенного(ых) углеводорода(ов), содержащего(их)число атомов углерода, больше или равное 2, предпочтительно, находящееся в интервале от 2 до 9. Эти растворители используют чистыми или в смеси (например: смесь алканов и/или циклоалканов или легкие нефтяные фракции типа нафты).
Предпочтительно, содержание полярного растворителя в смеси полярного растворителя и неполярного растворителя находится в интервале от 0,1 до 99,9%, предпочтительно от 0,1 до 95%, более предпочтительно от 1 до 95%, еще более предпочтительно от 1 до 90%, весьма предпочтительно от 1 до 85% и наиболее предпочтительно от 1 до 80%.
Предпочтительно температура кипения полярного растворителя смеси растворителей согласно изобретению выше температуры кипения неполярного растворителя.
Выбор условий температуры и давления экстракции, связанный с выбором природы растворителей и выбором комбинации неполярного и полярного растворителей на стадии дезасфальтизации, позволяет регулировать характеристики экстракции. Условия дезасфальтизации позволяют избавиться от ограничений по выходу дезасфальтированной нефти, как это происходит при обычной дезасфальтизации с применением парафиновых растворителей. Стадия е) позволяет, благодаря специфическим условиям дезасфальтизации, продвинуться дальше в сохранении солюбилизации в нефтяной матрице всех или части из полярных структур тяжелых смоли асфальтенов, которые являются основными компонентами асфальтовой фазы в случае обычной дезасфальтизации. Таким образом, стадия е) позволяет селективно извлечь фракцию асфальта, называемую конечной, обогащенную примесями и мелкими частицами, все еще оставляя солюбилизированной в нефтяной матрице по меньшей мере часть полярных структур тяжелых смол и наименее полярных асфальтенов. В результате получают увеличенный выход стабильной дезасфальтированной нефти с содержанием осадков после выдерживания меньше или равным 0,1%.
Когда стадия е) дезасфальтизации содержит по меньшей мере две последовательные стадии дезасфальтизации, она может быть реализована в соответствии с двумя различными способами осуществления.
В первом способе осуществления, стадию е) осуществляют в конфигурации, называемой с уменьшающейся полярностью, это означает, что полярность смеси растворителей, используемой во время первой стадии дезасфальтизации больше полярности смеси растворителей, используемой во время второй стадии дезасфальтизации. Эта конфигурация позволяет извлечь во время первой стадии дезасфальтизации асфальтовую фракцию, называемую конечной, и фракцию полностью дезасфальтированной нефти, называемой полной ДАН; причем обе фракции указанной дезасфальтированной нефти, называемые тяжелой ДАН и легкой дезасфальтированной нефтью, называемой легкой ДАН, извлекают из полностью дезасфальтированной нефти во время второй стадии дезасфальтизации; при этом указанные стадии дезасфальтизации осуществляют в субкритических условиях для используемой смеси растворителей.
Во втором способе осуществления стадию е) осуществляют в конфигурации, называемой с возрастающей полярностью, это означает, что полярность смеси растворителей, используемой во время первой стадии дезасфальтизации, меньше полярности смеси растворителей, используемой во время второй стадии дезасфальтизации. В такой конфигурации во время первой стадии извлекают фракцию легкой дезасфальтированной нефти, называемой легкой ДАН, и эфлюент, содержащий нефтяную фазу и асфальтовую фазу; при этом указанный эфлюент подвергают второй стадии дезасфальтизации, чтобы извлечь асфальтовую фракцию и фракцию дезасфальтированной нефти, называемой тяжелой ДАН; при этом указанные стадии дезасфальтизации осуществляют в субкритических условиях для используемой смеси растворителей.
Дезасфальтированная нефть, выходящая со стадии е) (дезасфальтированная нефть, называемая
- 10 032845
ДАН, или дезасфальтированная нефть, называемая тяжелой ДАН) по меньшей мере с частью смеси растворителей согласно изобретению, предпочтительно, подвергают по меньшей мере одной стадии разделения, на которой указанную дезасфальтированную нефть отделяют от смеси растворителей согласно изобретению.
Эта дезасфальтированная нефть может, по меньшей мере частично, быть использована в качестве основы мазута или в качестве мазута, в частности, в качестве основы мазута для жидкого топлива или в качестве мазута для жидкого топлива, с низким содержанием серы, отвечающим новым рекомендациям Organisation Maritime International и спецификациям, описанным в стандарте ISO 10307-2, а именно, содержание эквивалентов серы меньше или равно 0,5 мас.%, и содержание осадков после выдерживания меньше или равное 0,1 мас.%.
Под термином мазут в изобретении подразумевают углеводородное сырье, используемое в качестве топлива. Под термином основа мазута в изобретении подразумевают углеводородную фракцию, которая, будучи смешана с другими основами, образует мазут.
Флюсирование и мазуты
Целью настоящего изобретения является производство мазутов, пригодных для торговли, в частности, мазутного топлива для морского транспорта. Предпочтительно, чтобы этот тип мазута отвечал некоторым спецификациям, в частности, в отношении вязкости. Предпочтительно, тип очень текучего топливного мазута имеет вязкость, меньше или равную 380 сСт (при 50°С). Другие качества мазутов, называемые степенями чистоты, отвечают различным спецификациям, в частности, с точки зрения вязкости. В частности, для топлив типа дистиллята, степень чистоты DMA накладывает вязкость, находящуюся в интервале от 2 до 6 сСт при 40°С, и степень DMB накладывает вязкость, находящуюся в интервале от 2 до 11 сСт при 40°С. Чтобы получить, кроме того, целевую вязкость мазута желаемой степени чистоты, фракцию дезасфальтированной нефти (дезасфальтированная нефть, называемая ДАН, или дезасфальтированная нефть, называемая тяжелой ДАН) используют в качестве основы мазута, и она может быть смешана, если необходимо, с одной или несколькими флюсирующими основами или дистиллятным нефтепродуктом (cutter stock согласно англосаксонской терминологии). Спецификации мазутов описаны, например, в стандарте ISO8217(последняя версия 2012 года).
Флюсирующие основы, обычно, представляют собой продукты типа керосина, газойля или вакуумного газойля. Они могут быть выбраны в группе, образованной легкими рецикловыми газойлями ЛРГ (LCO: Light Cycle Oil) каталитического крекинга, тяжелыми рецикловыми газойлями ТРГ (НСО:Heavy Cycle Oil) каталитического крекинга, остатком каталитического крекинга, керосином, газойлем, вакуумным дистиллятом и/или декантированной нефтью.
Совершенно предпочтительным образом, указанную флюсирующую основу выбирают среди части легкой углеводородной фракции, типа керосина и/или газойля или вакуумного газойля, полученного на выходе стадии b) разделения.
Особый способ мог бы привести к введению в смесь, содержащую по меньшей мере фракцию дезасфальтированной нефти (дезасфальтированная нефть, называемая ДАН, или дезасфальтированная нефть, называемая тяжелой ДАН), части атмосферного остатка и/или вакуумный остаток, выходящий со стадии а) гидрообработки.
На выходе этой стадии смешения дезасфальтированной нефти, выходящей со стадии е), с одним или несколькими флюсирующими основами, получают мазут, который может быть использован на морском транспорте, равным образом, называемый топливным мазутом, с низким содержанием серы и осадков согласно изобретению.
Примеры
Пример 1 (не согласно изобретению).
Обрабатывали фракцию вакуумного остатка (RSV Oural), имеющую начальную температуру 362°С и конечную температуру больше 615°С (49% перегоняется при 615°С), или 82 мас.% соединений, кипящих при температуре больше 540°С. Плотность сырья составляла 9,2° API, содержание серы 2,7 мас.%, содержание металлов Ni+V составляло 253 ч/млн и содержание асфальтенов С7 составляло 3,9 мас.%.
Сырье подвергали стадии гидрообработки, включавшей в себя два взаимозаменяемых реактора. Операционные условия стадии гидрообработки в неподвижном(ых) слое(ях) представлены в табл. 1. Использовали катализатор NiMo на оксиде алюминия, активный в гидродеметаллировании (ГДМ), продаваемый фирмой Axens под маркой HF858, и катализатор NiMo на оксиде алюминия, активный в гидрообессеривании (ГОС), продаваемый фирмой Axens под маркой НТ438.
- 11 032845
Таблица 1. Операционные условия стадии гидрообработки в неподвижном(ых) слое(ях)
Катализатор ГДМ (ссылка Axens) NiMo на оксиде алюминия (HF858)
Катализатор ГОС (ссылка Azens) NiMo на оксиде алюминия (НТ438)
Температура (°C) 370
Давление (МПа) 15
ЧОСДч”1, скТ/ч свежего сырья/м3 0, 19
катализатора в неподвижном слое
Нг/сырье на входе секции 1000
гидрообработки за исключением потребления Н2
(м5 н.у./мл свежего сырья)
Эфлюент гидрообработки подвергали стадии разделения, которая позволяла получить легкую фракцию и тяжелую фракцию. Легкую фракцию подвергали другим стадиям разделения, которые позволяли выделить газ, обогащенный водородом и продукты дистилляции. Тяжелую фракцию направляли в смеси с газом, обогащенным водородом, на стадию гидроконверсии, имевшую в своем составе реактор с кипящим слоем. Операционные условия стадии гидроконверсии в кипящем слое представлены в табл. 2. Использовали катализатор NiMo на оксиде алюминия, продаваемый фирмой Axens под маркой НОС458
Таблица 2. Операционные условия стадии гидроконверсии в кипящем слое
Катализатор ГДМ (ссылка Azens) NiMo на оксиде алюминия (НОС458)
Температура (°C) 420
Давление (МПа) 15
ЧОС(ч-1, см4/ч свежего сьгрья/м. 0,4
реакторов с кипящим слоем)
Щ/тяжелая фракция на входе секции гидроконверсии в кипящем слое за исключением потребления Н2 500
(mj свежего сырья)
Эфлюент стадии гидроконверсии в кипящем слое подвергали стадии разделения, которая позволяла выделить по меньшей мере газ, обогащенный водородом, атмосферные дистилляты. Вакуумный дистиллят и вакуумный остаток. Выход по отношению к свежему сырью и содержание серы в каждой фракции, полученные в общей цепочке гидрообработка в неподвижном слое+гидроконверсия в кипящем слое, представлены в табл. 3.
Таблица 3. Выходы (R) и содержание серы (S) на выходе общей цепочки неподвижный слой+кипящий слой (мас.%/свежее сырье)
Продукты R (% масс.) S (ΐ масс.)
NHj 0, 18 0
H2S 2, 38 94, 12
Cj-C4 (газ) 2, 36 0
Нафта (PI - 180°С) 4,73 0, 005
Газойль (180°С-350°С) 15, 16 0,03
Вакуумный дистиллят (350°С-540°С) 37, 13 0,25
Вакуумный остаток(540°С+) 39, 6 0,56
Водород, потребленный в совокупности способа, составлял 1,54 мас.% от свежего сырья, введенного на вход секции гидрообработки. Общая конверсия во фракцию вакуумного остатка (540°С+) составляла 52%.
- 12 032845
Готовили смесь А, исходя из фракций вакуумного дистиллята (350-540°С) и вакуумного остатка (540°С+), выходящих со стадии гидроконверсии, в следующих пропорциях:
фракция вакуумного дистиллята (350-540°С) : 46 мас.% от смеси А;
фракция вакуумного остатка (540°С+) : 54 мас.% от смеси А.
Получали топливный мазут А, с содержанием серы 0,42 мас.% и вязкостью 380 сСт при 50°С. Однако, содержание осадка в нем после выдерживания составляло 0,6 мас.% или на 0,5% выше, указанного в спецификации ISO 8217.
Пример 2 (согласно изобретению).
Обрабатывали фракцию вакуумного остатка (RSV Oural), имеющую начальную температуру 362°С и конечную температуру больше 615°С (49% перегоняется при 615°С), или 82 мас.% соединений, кипящих при температуре больше 540°С. Плотность этого сырья составляла 9,2° API, содержание серы 2,7 мас.%, содержание металлов Ni+V составляло 253 ч/млн и содержание асфальтенов С7 составляло 3,9 мас.%. Сырье сначала подвергали тем же самым стадиям, что перед этим, и это в тех же самых операционных условиях: стадии гидрообработки в неподвижном слое, включавшей в себя два взаимозаменяемых реактора, стадии разделения, позволявшей выделить по меньшей мере тяжелую фракцию, стадии гидроконверсии тяжелой фракции в смеси с частью дезасфальтированной нефти ДАН (рециркулированной ДАН), содержащей реактор с кипящим слоем, и стадии разделения, позволявшей извлечь по меньшей мере газ, обогащенный водородом, атмосферные дистилляты, вакуумный дистиллят и вакуумный оста ток.
Затем весь указанный вакуумный остаток направляли в установку селективной дезасфальтизации в операционных условиях, представленных в табл. 4. Использовали смесь неполярного растворителя (гептан) и полярного растворителя (толуол).
Таблица 4. Операционные условия селективной дезасфальтизации
Соотношение растворителей неполярный/полярный (об./об.) 97/3
Соотношение растворитель/сырье (об/м) 5/1
Давление (НПа) 4
Температура (°C) 240
Характеристики полученной дезасфальтрованной нефти ДАН и выход дезасфальтрованной нефти ДАН по отношению к фракции вакуумного остатка на входе в установку селективной дезасфальтизации детализированы в табл. 5.
Таблица 5. Выходы и характеристики полученной дезасфальтированной нефти ДАН
Выход ДАН (% масс.) 95
Сера ДАН (% масс.) 0,54
Уголь Конрадсона (%) 12
Ni+V (ч/млн) 8
Вязкость при 100°С (сСт) 168
Дезасфальтированную нефть ДАН разделяли на два потока:
мас.% полученной дезасфальтированной нефти ДАН использовали для получения мазута;
мас.% полученной дезасфальтированной нефти ДАН возвращали на вход установки гидрокон версии в кипящем слое.
Выходы и содержания серы для каждой фракции, полученной на выходе общей цепочки гидрообработка в неподвижном слое+гидроконверсия в кипящем слое+селективная дезасфальтизация представлены в табл. 6.
Таблица 6. Выходы (R) и содержание серы (S) на выходе общей цепочки гидрообработка в неподвижном слое+гидроконверсия в кипящем слое+селективная дезасфальтизация (мас.%/свежее сырье)
Продукты R (S масс.) S (% масс.)
NH3 0,23 0
H2S 3, 05 94,12
С1-С4 (газ) 3, 03 0
Нафта (PI - 180°С) 6, 24 0,005
Газойль (180°С-350°С) 20, 14 0, 03
Вакуумный дистиллят (350°С-540°С) 39, 74 0, 24
Дезасфальтированная нефть ДАН (540°С+) 26,75 0, 54
Асфальт (54 0°С+) 2, 82 0,74
- 13 032845
Водород, потребленный в совокупности способа, составлял 1,99 мас.% от свежего сырья, введенного на вход секции гидрообработки. Общая конверсия во фракцию дезасфальтированной нефти ДАН (540°С+)составляла 64%.
Готовили смесь В, исходя из фракций вакуумного дистиллята (350-540°С) и дезасфальтированной нефти (540°С+), в следующих пропорциях:
фракция вакуумного дистиллята (350-540°С) : 43 мас.% от смеси В;
фракция дезасфальтированной нефти ДАН (540°С+) : 57 мас.% от смеси В.
Получали топливный мазут В с содержанием серы 0,42 мас.% и вязкостью 380 сСт при 50°С, к тому же содержание осадка в нем после выдерживания составляло 0,05 мас.%.

Claims (14)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ обработки углеводородного сырья с содержанием серы по меньшей мере 0,5 мас.%, содержанием асфальтенов по меньшей мере 1 мас.%, начальной температурой кипения по меньшей мере 340°С и конечной температурой кипения по меньшей мере 480°С, позволяющий получить по меньшей мере одну фракцию дезасфальтированной нефти с содержанием серы меньше или равным 0,5 мас.% и содержанием осадков меньше или равным 0,1 мас.%, включающий следующие последовательные стадии:
    а) стадию гидрообработки в неподвижном слое, на которой углеводородное сырье и водород приводят в контакт по меньшей мере на одном катализаторе гидрообработки;
    c) стадию гидроконверсии по меньшей мере одной части эффлюента, полученного на стадии а), по меньшей мере в одном реакторе, содержащем по меньшей мере один катализатор на носителе в кипящем слое;
    d) стадию разделения эффлюента, полученного на стадии с), с получением по меньшей мере одной газообразной фракции и жидкой углеводородной фракции;
    e) по меньшей мере одну стадию селективной дезасфальтизации, позволяющую разделить по меньшей мере одну асфальтовую фракцию и по меньшей мере одну фракцию дезасфальтированной нефти, причем стадию дезасфальтизации осуществляют, по меньшей мере, контактированием по меньшей мере одной части жидкой углеводородной фракции, полученной на стадии d), со смесью по меньшей мере одного полярного растворителя и по меньшей мере одного неполярного растворителя в сверхкритических условиях для используемой смеси растворителей, причем используемый полярный растворитель выбирают из чистых ароматических или нафтеноароматических растворителей, полярных растворителей, содержащих гетероэлементы, или их смеси, или из фракций, обогащенных ароматическими соединениями, такими как фракции, образующиеся в результате каталитического крекинга в жидкой фазе ККЖ (FCC) (Fluid Catalytic Cracking), фракций, происходящих из угля, биомассы или смеси биомасса/уголь, причем используемый неполярный растворитель содержит растворитель, состоящий из насыщенного углеводорода, содержащего число атомов углерода больше или равное 2, причем содержание полярного растворителя в смеси полярного растворителя и неполярного растворителя находится в интервале от 1 до 90%;
    f) стадию рециркуляции по меньшей мере одной части указанной фракции дезасфальтированной нефти, полученной на стадии е), выше по потоку от стадии а) гидрообработки и/или на вход стадии с) гидроконверсии.
  2. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию разделения эффлюента, полученного в результате стадии а) гидрообработки, по меньшей мере на одну легкую фракцию и по меньшей мере одну тяжелую фракцию.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, где на стадии с) гидроконверсии подвергают по меньшей мере одну часть эффлюента, полученного на стадии а).
  4. 4. Способ по одному из пп.1-3, в котором стадия е) дезасфальтизации включает по меньшей мере две последовательные стадии дезасфальтизации, позволяющие разделить по меньшей мере одну асфальтовую фракцию, по меньшей мере одну фракцию дезасфальтированной нефти, называемую тяжелой ДАН, и по меньшей мере одну фракцию легкой дезасфальтированной нефти, называемую легкой ДАН, при этом по меньшей мере одну из указанных стадий дезасфальтизации осуществляют приведением в контакт по меньшей мере части жидкой углеводородной фракции, выходящей со стадии d), со смесью по меньшей мере одного полярного растворителя и по меньшей мере одного неполярного растворителя в субкритических условиях для используемой смеси растворителей.
  5. 5. Способ по п.4, в котором на стадии f) по меньшей мере часть фракции дезасфальтированной нефти, называемой тяжелой ДАН, выходящей со стадии е), возвращают выше по потоку от стадии а) гидрообработки и/или на вход стадии с) гидроконверсии.
  6. 6. Способ по одному из предыдущих пунктов, в котором стадию е) осуществляют при температуре от 50 до 350°С и давлении от 0,1 до 6 МПа.
  7. 7. Способ по одному из предыдущих пунктов, в котором стадию гидрообработки в неподвижном слое осуществляют при температуре от 300 до 500°С, при абсолютном давлении от 2 до 35 МПа, с часо
    - 14 032845 вой объемной скоростью углеводородного сырья от 0,1 до 5 ч-1 и при количестве водорода от 100 до 5000 м3(н.у.)/м3 жидкого сырья.
  8. 8. Способ по одному из предыдущих пунктов, в котором стадию гидроконверсии с) осуществляют при абсолютном давлении от 2,5 до 35 МПа, при температуре от 330 до 550°С, с объемной скоростью от 0,1 до 5 ч-1 и при количестве водорода от 50 до 5000 м3(н.у.)/м3жидкого сырья.
  9. 9. Способ по одному из предыдущих пунктов, в котором стадия разделения d) включает в себя по меньшей мере одну атмосферную дистилляцию и/или по меньшей мере одну вакуумную дистилляцию.
  10. 10. Способ по п.9, в котором стадия разделения d) включает сначала атмосферную дистилляцию, на которой эффлюент, полученный на выходе со стадии с), фракционируют атмосферной дистилляцией на по меньшей мере одну фракцию атомосферного дистиллята и по меньшей мере одну фракцию атмосферного остатка, затем вакуумную дистилляцию, на которой по меньшей мере часть фракции атмосферного остатка, полученной после атмосферной дистилляции, фракционируют вакуумной дистилляцией по меньшей мере на одну фракцию вакуумного дистиллята и по меньшей мере одну фракцию вакуумного остатка; при этом жидкая углеводородная фракция, направляемая на стадию е), содержит по меньшей мере часть указанной фракции вакуумного остатка и, возможно, часть указанной фракции вакуумного дистиллята.
  11. 11. Способ по п.10, в котором по меньшей мере часть фракции атмосферного остатка предпочтительно направляют на стадию гидроконверсии с).
  12. 12. Способ по п.10 или 11, в котором по меньшей мере часть фракции вакуумного остатка возвращают на стадию а) гидрообработки.
  13. 13. Способ по одному из предыдущих пунктов, в котором углеводородное сырье выбирают из атмосферных остатков, вакуумных остатков, образующихся при прямой дистилляции, сырых нефтей, сырых нефтей с отобранными легкими фракциями, дезасфальтированных смол, асфальтов или битумных остатков дезасфальтизации, остатков, происходящих из процессов конверсии, ароматических экстрактов, происходящих из цепочек производства основ для смазочных материалов, битуминозных песков или их производных, битуминозных сланцев или их производных, нефтей материнской породы или их производных, взятых по отдельности или в смеси.
  14. 14. Способ по п.13, в котором углеводородное сырье разбавляют дополнительным сырьем, выбранным из углеводородной фракции или смеси более легких углеводородных фракций, которые могут быть выбраны среди продуктов, образующихся в результате процесса каталитического крекинга в псевдоожиженном слое, легкой фракции нефти LCO, тяжелой фракции нефти НСО, декантированной нефти, остатка жидкого каталитического трекинга (FCC), дизельной фракции, одной или нескольких фракций, происходящих из процесса сжижения угля или биомассы, из ароматических экстрактов или из любых других углеводородных фракций или из не нефтяного продукта, такого как пиролизное масло.
    Евразийская патентная организация, ЕАПВ
    Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
EA201691264A 2013-12-17 2014-12-05 Новый интегрированный способ обработки нефтяных фракций для получения мазутов с низким содержанием серы и осадков EA032845B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1362748A FR3014897B1 (fr) 2013-12-17 2013-12-17 Nouveau procede integre de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre et en sediments
PCT/EP2014/076775 WO2015091033A1 (fr) 2013-12-17 2014-12-05 Nouveau procede integre de traitement de charges petrolieres pour la production de fiouls a basse teneur en soufre et en sediments

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201691264A1 EA201691264A1 (ru) 2016-10-31
EA032845B1 true EA032845B1 (ru) 2019-07-31

Family

ID=50179794

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201691264A EA032845B1 (ru) 2013-12-17 2014-12-05 Новый интегрированный способ обработки нефтяных фракций для получения мазутов с низким содержанием серы и осадков

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9650580B2 (ru)
CN (1) CN105940086B (ru)
EA (1) EA032845B1 (ru)
FR (1) FR3014897B1 (ru)
SA (1) SA516371316B1 (ru)
WO (1) WO2015091033A1 (ru)

Families Citing this family (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR3044319B1 (fr) * 2015-11-30 2017-12-22 Ifp Energies Now Optimisation d'un procede de desasphaltage dans l'objectif de produire une charge d'unite de noir de carbone
FR3053047B1 (fr) * 2016-06-23 2018-07-27 Axens Procede ameliore d'hydroconversion profonde au moyen d'une extraction des aromatiques et resines avec valorisation de l'extrait a l'hydroconversion et du raffinat aux unites aval.
US10619112B2 (en) 2016-11-21 2020-04-14 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum gas oil hydrotreating and steam cracking
US10472580B2 (en) 2016-11-21 2019-11-12 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating steam cracking and conversion of naphtha into chemical rich reformate
US10487276B2 (en) 2016-11-21 2019-11-26 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum residue hydroprocessing
US20180142167A1 (en) 2016-11-21 2018-05-24 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to chemicals and fuel products integrating steam cracking and fluid catalytic cracking
US10472574B2 (en) 2016-11-21 2019-11-12 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating delayed coking of vacuum residue
US10487275B2 (en) 2016-11-21 2019-11-26 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum residue conditioning and base oil production
US11066611B2 (en) 2016-11-21 2021-07-20 Saudi Arabian Oil Company System for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum gas oil hydrotreating and steam cracking
US10870807B2 (en) 2016-11-21 2020-12-22 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating steam cracking, fluid catalytic cracking, and conversion of naphtha into chemical rich reformate
US10407630B2 (en) 2016-11-21 2019-09-10 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating solvent deasphalting of vacuum residue
US10472579B2 (en) 2016-11-21 2019-11-12 Saudi Arabian Oil Company Process and system for conversion of crude oil to petrochemicals and fuel products integrating vacuum gas oil hydrocracking and steam cracking
US10655074B2 (en) 2017-02-12 2020-05-19 Mag{hacek over (e)}m{hacek over (a)} Technology LLC Multi-stage process and device for reducing environmental contaminates in heavy marine fuel oil
US11788017B2 (en) 2017-02-12 2023-10-17 Magëmã Technology LLC Multi-stage process and device for reducing environmental contaminants in heavy marine fuel oil
US10604709B2 (en) 2017-02-12 2020-03-31 Magēmā Technology LLC Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil from distressed heavy fuel oil materials
FR3067036A1 (fr) * 2017-06-02 2018-12-07 IFP Energies Nouvelles Procede de conversion comprenant un hydrotraitement en lit fixe, une separation d'un distillat sous vide, une etape d'hydrotraitement de distillat sous vide
US11104850B2 (en) 2017-09-07 2021-08-31 Mcfinney, Llc Methods for biological processing of hydrocarbon-containing substances and system for realization thereof
CN109486515B (zh) * 2017-09-11 2021-03-12 中国石油化工股份有限公司 一种劣质油高效改质的方法和系统
FI20175815A1 (en) * 2017-09-14 2019-03-15 Neste Oyj Vessel fuel composition with low sulfur content and process for its preparation
US10696906B2 (en) 2017-09-29 2020-06-30 Marathon Petroleum Company Lp Tower bottoms coke catching device
FR3075811B1 (fr) * 2017-12-21 2020-09-11 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges lourdes d'hydrocarbures comportant des etapes d'hydroconversion en lit entraine et une recycle d'une huile desasphaltee
FR3075808A1 (fr) * 2017-12-21 2019-06-28 IFP Energies Nouvelles Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee lourde
FR3075810B1 (fr) * 2017-12-21 2020-09-11 Ifp Energies Now Procede ameliore de conversion de residus integrant des etapes d’hydroconversion profonde et une etape de desasphaltage
FR3075809B1 (fr) * 2017-12-21 2020-09-11 Ifp Energies Now Procede de conversion de charges lourdes d’hydrocarbures avec recycle d’une huile desasphaltee
FR3084372B1 (fr) * 2018-07-24 2020-08-07 Ifp Energies Now Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee lourde comprenant un hydrotraitement en lit fixe, deux desasphaltages et un hydrocraquage en lit bouillonnant de l'asphalte
FR3084371B1 (fr) * 2018-07-24 2020-08-07 Ifp Energies Now Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee lourde comprenant un hydrotraitement en lit fixe, un desasphaltage et un hydrocraquage en lit bouillonnant de l'asphalte
US11975316B2 (en) 2019-05-09 2024-05-07 Marathon Petroleum Company Lp Methods and reforming systems for re-dispersing platinum on reforming catalyst
US11814506B2 (en) 2019-07-02 2023-11-14 Marathon Petroleum Company Lp Modified asphalts with enhanced rheological properties and associated methods
CN112708460A (zh) 2019-10-24 2021-04-27 中国石油化工股份有限公司 生产低碳烯烃和低硫燃料油组分的方法
CN112708461B (zh) * 2019-10-24 2022-06-24 中国石油化工股份有限公司 一种多产丙烯和低硫燃料油组分的方法
FR3102772B1 (fr) * 2019-11-06 2021-12-03 Ifp Energies Now Procede de production d’olefines comprenant un desasphaltage, un hydrocraquage et un vapocraquage
CA3109675A1 (en) 2020-02-19 2021-08-19 Marathon Petroleum Company Lp Low sulfur fuel oil blends for stability enhancement and associated methods
CN114426778B (zh) * 2020-10-29 2022-12-16 中国石油化工股份有限公司 一种沥青组合物及其制备方法
US11905468B2 (en) 2021-02-25 2024-02-20 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
US11898109B2 (en) 2021-02-25 2024-02-13 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of hydrotreating and fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
US20220268694A1 (en) 2021-02-25 2022-08-25 Marathon Petroleum Company Lp Methods and assemblies for determining and using standardized spectral responses for calibration of spectroscopic analyzers
US11692141B2 (en) 2021-10-10 2023-07-04 Marathon Petroleum Company Lp Methods and systems for enhancing processing of hydrocarbons in a fluid catalytic cracking unit using a renewable additive
CA3188122A1 (en) 2022-01-31 2023-07-31 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for reducing rendered fats pour point

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0128047A1 (en) * 1983-06-06 1984-12-12 Exxon Research And Engineering Company The selective separation of heavy oil using a mixture of polar and nonpolar solvents
EP1343857A1 (fr) * 2000-12-11 2003-09-17 Institut Francais Du Petrole Procede d'hydrotraitement d'une fraction lourde d'hydrocarbures avec des reacteurs permutables et des reacteurs court-circuitables

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2660322B1 (fr) * 1990-03-29 1992-06-19 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrotraitement d'un residu petrolier ou d'une huile lourde en vue de les raffiner et de les convertir en fractions plus legeres.
US5147846A (en) * 1990-12-21 1992-09-15 Eastman Kodak Company Surfactant for use in thermal dye transfer receiving element subbing layer
GB9800442D0 (en) * 1998-01-10 1998-03-04 Bp Chem Int Ltd Marine diesel fuel additive
FR2866897B1 (fr) * 2004-03-01 2007-08-31 Inst Francais Du Petrole Utilisation de gaz pour le preraffinage de petrole conventionnel et optionnellement sequestration de co2
FR2964387A1 (fr) * 2010-09-07 2012-03-09 IFP Energies Nouvelles Procede de conversion de residu integrant une etape de desasphaltage et une etape d'hydroconversion avec recycle de l'huile desasphaltee

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0128047A1 (en) * 1983-06-06 1984-12-12 Exxon Research And Engineering Company The selective separation of heavy oil using a mixture of polar and nonpolar solvents
EP1343857A1 (fr) * 2000-12-11 2003-09-17 Institut Francais Du Petrole Procede d'hydrotraitement d'une fraction lourde d'hydrocarbures avec des reacteurs permutables et des reacteurs court-circuitables

Also Published As

Publication number Publication date
CN105940086B (zh) 2019-08-20
CN105940086A (zh) 2016-09-14
US9650580B2 (en) 2017-05-16
FR3014897B1 (fr) 2017-04-07
FR3014897A1 (fr) 2015-06-19
EA201691264A1 (ru) 2016-10-31
WO2015091033A1 (fr) 2015-06-25
SA516371316B1 (ar) 2019-07-18
US20160312130A1 (en) 2016-10-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA032845B1 (ru) Новый интегрированный способ обработки нефтяных фракций для получения мазутов с низким содержанием серы и осадков
US11421166B2 (en) Process for the production of fuels of heavy fuel type from a heavy hydrocarbon-containing feedstock using a separation between the hydrotreatment stage and the hydrocracking stage
US9840674B2 (en) Process for converting petroleum feedstocks comprising an ebullating-bed hydrocracking stage, a maturation stage and a stage of separating the sediments for the production of fuel oils with a low sediment content
CN109477007B (zh) 包括可互换加氢脱金属保护床、固定床加氢处理和可互换反应器中的加氢裂化步骤的转化法
US7214308B2 (en) Effective integration of solvent deasphalting and ebullated-bed processing
US11692142B2 (en) Method for converting feedstocks comprising a hydrotreatment step, a hydrocracking step, a precipitation step and a sediment separation step, in order to produce fuel oils
US9834731B2 (en) Process for converting petroleum feedstocks comprising a stage of fixed-bed hydrotreatment, a stage of ebullating-bed hydrocracking, a stage of maturation and a stage of separation of the sediments for the production of fuel oils with a low sediment content
US9982203B2 (en) Process for the conversion of a heavy hydrocarbon feedstock integrating selective cascade deasphalting with recycling of a deasphalted cut
KR102320615B1 (ko) 낮은 황 함량을 갖는 연료 오일들의 생산을 위한 석유 공급원료들을 처리하기 위한 통합된 프로세스
RU2360944C2 (ru) Комплексный способ конверсии содержащего уголь сырья в жидкие продукты
KR102289270B1 (ko) 낮은 황 함량을 갖는 연료 오일들의 생산을 위한 석유 공급원료들을 처리하기 위한 분리를 갖는 프로세스
CN105793395B (zh) 进行选择性级联脱沥青的精炼含重质烃原料的方法
RU2662437C2 (ru) Способ переработки тяжелого углеводородного сырья, включающий селективную деасфальтизацию с повторным использованием деасфальтированного масла
US20160122662A1 (en) Process for converting petroleum feedstocks comprising a visbreaking stage, a maturation stage and a stage of separating the sediments for the production of fuel oils with a low sediment content
CN110776953B (zh) 包括固定床加氢处理、两次脱沥青操作和沥青的加氢裂化的用于处理重质烃原料的方法
KR20180013775A (ko) 탈금속화 섹션 및 수소화 분해 섹션과 두 섹션들 사이에 교환가능한 반응기들을 포함한 낮은 황 함량을 갖는 중질 탄화수소 분획물을 제조하기 위한 프로세스
CN110776954B (zh) 包括固定床加氢处理、脱沥青操作和沥青的沸腾床加氢裂化的处理重质烃基原料的方法
US20230193144A1 (en) Purification and conversion processes for asphaltene-containing feedstocks
US20240018424A1 (en) Processes for improved performance of downstream oil conversion

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 TJ TM RU