RU2337939C2 - Способ, включающий деасфальтизацию растворителями и переработку в псевдоожиженном слое остаточных продуктов перегонки тяжелых сырых нефтей, и устройство для осуществления способа - Google Patents

Способ, включающий деасфальтизацию растворителями и переработку в псевдоожиженном слое остаточных продуктов перегонки тяжелых сырых нефтей, и устройство для осуществления способа Download PDF

Info

Publication number
RU2337939C2
RU2337939C2 RU2005129321/04A RU2005129321A RU2337939C2 RU 2337939 C2 RU2337939 C2 RU 2337939C2 RU 2005129321/04 A RU2005129321/04 A RU 2005129321/04A RU 2005129321 A RU2005129321 A RU 2005129321A RU 2337939 C2 RU2337939 C2 RU 2337939C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
deasphalting
fluidized bed
reactor
residue
Prior art date
Application number
RU2005129321/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2005129321A (ru
Inventor
Джеймс Дж. КОЛЬЯР (US)
Джеймс Дж. КОЛЬЯР
Original Assignee
Энститю Франсэ Дю Петроль
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 Энститю Франсэ Дю Петроль filed Critical Энститю Франсэ Дю Петроль
Publication of RU2005129321A publication Critical patent/RU2005129321A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2337939C2 publication Critical patent/RU2337939C2/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only
    • C10G65/18—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only including only cracking steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1077—Vacuum residues
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • C10G2300/206—Asphaltenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4018—Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4025—Yield
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4075—Limiting deterioration of equipment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/44—Solvents
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock

Abstract

Изобретение относится к способу для экономичной переработки остаточных продуктов перегонки тяжелых сырых нефтей, включающему стадии: а) подачи сырья - остатка после перегонки нефти при атмосферном давлении или в вакууме, причем 30-100% указанного сырья кипит выше 524°С, в устройство для деасфальтизации растворителями SDA, с получением потока асфальтенов и потока деасфальтизата DAO; b) переработки указанного потока асфальтенов, по меньшей мере, в одном реакторе с псевдоожиженным слоем в присутствии катализатора, где реактор эксплуатируют при общем давлении от 10,335 до 20,670 кПа, температуре 399-454°С, удельном часовом расходе жидкости от 0,1 до 1,0 ч-1 и скорости замены катализатора от 0,285 до 2,85 кг/м3 или где реактор или реакторы эксплуатируют при общем давлении от 3445 до 20,670 кПа, температуре 388-438°С, удельном часовом расходе жидкости от 0,2 до 1,5 ч-1 и скорости замены катализатора от 0,142 до 1,42 кг/м3; и с) переработки указанного потока деасфальтизата, по меньшей мере, в одном реакторе с псевдоожиженным слоем в присутствии катализатора, в котором на стадиях а - с общая конверсия остатка достигает более 65%. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 5 табл., 2 ил.

Description

Область техники
Данное изобретение относится к новому способу для экономичной переработки остаточных продуктов перегонки (при атмосферном давлении и в вакууме) тяжелых сырых нефтей, что осуществляется селективной переработкой тяжелых и легких компонентов, полученных деасфальтизацией растворителями ("SDA") остатков в системах нефтеперерабатывающих реакторов, конструкция и условия эксплуатации которых оптимизированы для конкретного компонента SDA. Изобретение также относится к устройству для переработки/повышения качества остатков.
Определения
Термин "асфальтены" используется в данной заявке для обозначения тяжелой полярной фракции и является остатком, который после того как смолы и масла отделены от подаваемого сырья подают в блок деасфальтизации. Асфальтены из кубовых остатков после перегонки в вакууме обычно характеризуются следующим образом: содержание коксового остатка по Конрадсону или Рамсботтому 15-90% масс, и атомное отношение водорода к углероду (Н/С) 0,5-1,5. Асфальтены могут содержать от 50 м.ч. до свыше 5000 м.ч. ванадия и от 20 м.ч. до свыше 2000 м.ч. никеля. Содержание серы в асфальтенах может составлять от 110% до 350% содержания серы в кубовых остатках нефти, подаваемых в деасфальтизатор. Содержание азота в асфальтенах может составлять от 100 до 350% содержания азота в кубовых остатках нефти, подаваемых в деасфальтизатор.
Термины "остатки нефти", "остаток" и "остатки" в данной заявке обозначают остаточные продукты перегонки нефти.
В данной заявке термины "деасфальтизатор растворителями", "блок деасфальтизации" и "деасфальтизатор" обозначают одну или несколько емкостей или другое оборудование, которое используют, чтобы разделить остаточные продукты переработки нефти, полученные перегонкой при атмосферном давлении или в вакууме, на "деасфальтизованную нефть" ("DAO") - деасфальтизат, смолы и асфальтены, используя один или несколько растворителей.
Термин "деасфальтизованная нефть" (DAO) - деасфальтизат - используется в данной заявке для обозначения нефтей, которые обычно представляют собой, по меньшей мере, вязкие продукты, получаемые в деасфальтизаторе и содержащие насыщенные алифатические, алициклические и некоторые ароматические углеводороды. В деасфальтизате содержание ароматического углерода составляет меньше 30%, отмечается низкое содержание гетероатомов, за исключением серы. Деасфальтизат из остатков вакуумной перегонки нефти можно обычно характеризовать следующим образом: коксовый остаток по Конрадсону от 0 до менее чем 20%, предпочтительно от 1 до менее 12% масс, и отношение водорода к углероду (Н/С) составляет обычно от 1,0% до 2%. Деасфальтизат может содержать ванадий в количестве 150 м.ч. или 100 м.ч. или меньше 100 м.ч., предпочтительно меньше 50 м.ч. или меньше 5 м.ч., и наиболее предпочтительно меньше 2 м.ч., и никель в количестве 100 м.ч. или меньше, предпочтительно меньше 50 м.ч. или меньше 5 м.ч., и наиболее предпочтительно меньше 2 м.ч. Содержания серы и азота в деасфальтизате могут составлять 90% или меньше от содержания серы и азота в остатках нефти, подаваемых в деасфальтизатор.
Эффективность водорода в улучшающем качество процессе присоединения водорода относится к доле химически израсходованного водорода, который используют для удаления гетероатомов и для гидрирования/насыщения жидких углеводородов.
Уровень техники
Углеводородные соединения применимы для множества целей. Конкретно углеводородные соединения применимы, в частности, в качестве топлив, растворителей, обезжиривающих и чистящих средств и предшественников полимеров. Наиболее важным источником углеводородных соединений является сырая нефть. Разгонка сырой нефти на отдельные фракции углеводородов представляет собой хорошо известный способ переработки.
Сырые нефти сильно отличаются по своему составу и физическим и химическим свойствам. В последние два десятилетия увеличилась потребность в переработке более тяжелых сырых нефтей. Тяжелые нефти характеризуются относительно более высокой вязкостью, низким относительным удельным весом (обычно ниже 25°) и высоким процентным содержанием высококипящих компонентов >510°С (>950°F).
Светлые нефтепродукты обычно имеют более высокое отношение водорода к углероду, считая по молекулярной массе. Следовательно, повышение качества очищенной углеводородной фракции относится к одной из двух категорий: присоединение водорода и удаление углерода. Присоединение водорода осуществляют такими способами, как гидроочистка и гидрокрекинг. Способы удаления углерода обычно дают поток удаленных веществ с высоким содержанием углерода, который может быть жидким или твердым, например отложения кокса.
Некоторые способы удаления углерода, такие как флюид-каталитический крекинг (FCC) и коксование, включают крекинг тяжелых молекул. Другие, такие как деасфальтизация растворителями, состоят только из физического разделения более тяжелых и более легких углеводородов. Например, в деасфальтизации растворителями тяжелой нефти легкий растворитель, такой как С4 или C5-углеводород, используют для растворения или суспендирования более легких углеводородов, что позволяет асфальтенам "выпадать в осадок". Указанные фазы разделяют и затем растворитель извлекают. Дополнительные сведения по условиям деасфальтизации растворителями, растворителям и регламенту можно получить из патентов США №4239616; №4440633; №4354922 и №4354928, которые включены в данную заявку в качестве ссылок.
Чтобы облегчить переработку, тяжелые нефти или их фракции обычно подвергают термическому крекингу или гидрокрекингу, чтобы превратить более высококипящие фракции в более низкокипящие фракции с последующей гидроочисткой для удаления гетероатомов, таких как сера, азот, кислород, и металлических загрязнений.
Дополнительную информацию по катализаторам для гидроочистки, методикам и регламентам для остатков можно получить из ссылок на патенты США №5198100; №4810361; №4810363; №4588709; №4776945 и №5225383, которые включены в данную заявку для справки.
Сырые нефтепродукты с большими количествами примесей, включающие асфальтены, металлы, органическую серу и органический азот, требуют более жестких условий переработки для их удаления. Вообще говоря, чем более жесткие условия требуются для очистки данного сырья (например, повышенные температуры и давления), тем выше издержки по предприятию в целом.
В частности, асфальтены дают большие количества кокса, который дезактивирует катализаторы гидроочистки и гидрокрегинга. Асфальтены также образуют осадки и содержат предшественники осадков, которые сильно затрудняют последующую переработку.
Вообще, реакторы с псевдоожиженным слоем используют для переработки потоков сырья тяжелой сырой нефти, конкретно сырья с высоким содержанием металлов и CCR. Способ с псевдоожиженным слоем включает прохождение одновременно текущих потоков жидкостей или взвесей жидкостей и твердых веществ и газа через вытянутый в вертикальном направлении псевдоожиженный слой катализатора. Катализатор переводят в текучее состояние и он полностью перемешивается текущими вверх потоками жидкости. Способ с использованием псевдоожиженного слоя имеет промышленное применение в повышении качества тяжелых жидких углеводородов и превращении угля в синтетические масла.
Реактор с псевдоожиженным слоем и относящийся к нему способ описаны в патенте США №25770 (Johanson), включенном в данную заявку в качестве ссылки. Смесь углеводородной жидкости и водород пропускают вверх через слой частиц катализатора с такой скоростью, чтобы частицы были вынуждены беспорядочно двигаться, поскольку жидкость и газ проходят через слой. Движение слоя катализатора регулируется потоком рециркулирующей жидкости так, что в стабильном состоянии объем катализатора не растет выше определенного уровня в реакторе. Пары, которые гидрируются наряду с жидкостью, проходят через верхний слой частиц катализатора в зону, по существу. свободную от катализатора, и удаляются из верхней части реактора.
Реакторы с псевдоожиженным слоем обычно эксплуатируют при высоких давлениях и температурах для того, чтобы перерабатывать тяжелое сырье. Так как такие эксплуатационные параметры существенно увеличивают стоимость проектирования и постройки реакторов, следовательно, было бы выгодно иметь систему, в которой общий замысел и производственные затраты были оптимизированы для конкретного сырья или компонентов сырья. Указанная оптимизация приведет в результате к снижению первоначальных вложений и снижению ежегодных эксплуатационных расходов. Кроме того, всегда имеется потребность в проектировании систем обработки, которые превращают большие количества сырья в высококачественные продукты.
Сущность изобретения
Цель данного изобретения состоит в создании нового интегрированного способа SDA/псевдоожиженный слой для экономичной переработки и/или повышения качества остатков тяжелых сырых нефтей, полученных после перегонки при атмосферном давлении или в вакууме. Он представляет собой способ, который облегчает движение потоков, направленных вниз, и препятствует засорению в системе для конверсии/улучшения качества остатка.
Еще одна цель настоящего изобретения состоит в том, чтобы предоставить интегрированный способ SDA/псевдоожиженный слой, который оптимизирован для конкретного сырья, и который в результате приводит к снижению общих затрат на проектирование, изготовление и эксплуатацию.
Дополнительная цель изобретения состоит в предоставлении интегрированного способа SDA/псевдоожиженный слой, в котором применяют катализаторы, предназначенные для данного конкретного сырья или компонента сырья.
Еще одна цель этого изобретения состоит в предоставлении интегрированного способа SDA/псевдоожиженный слой, который сводит к минимуму риск чрезмерной конверсии сырья и получающейся избыточной седиментации и засорения при отсутствии чрезмерной конверсии. Кроме того, изобретение приводит к пониженным выходам легких газов и увеличению эффективности использования водорода.
Новым признаком данного изобретения является применение деасфальтизатора растворителями ("SDA") при первоначальной переработке сырья из кубовых остатков перегонки нефти, полученоной при атмосферном давлении или в вакууме, для разделения на деасфальтизат (DAO) и асфальтены. DAO можно затем дополнительно переработать при более низких температуре и давлении в реакторе с псевдоожиженным слоем, тогда как меньшее количество асфальтенов перерабатывают в системе реакторов с псевдоожиженным слоем в более жестких условиях.
Более конкретно в данном изобретении сообщается о способе переработки/повышения качества кубовых остатков, причем указанный способ содержит стадии:
а) подачи сырья - остатка после перегонки нефти при атмосферном давлении или в вакууме, причем 30-100% указанного сырья кипит выше 524°С (975°F), в устройство для деасфальтизации растворителями ("SDA"), с получением потока асфальтенов и потока деасфальтизата (DAO);
b) переработки указанного потока асфальтенов в одном или нескольких реакторах с псевдоожиженным слоем; и
c) переработки указанного потока деасфальтизата, по меньшей мере, в одном реакторе с псевдоожиженным слоем,
в котором на стадиях а - с общая конверсия остатка достигает более 65%.
Предпочтительно, если общая конверсия остатка больше 70% и более предпочтительно больше 75%.
Предпочтительно, если стадию b) осуществляют при общем давлении от 10,335 и 20,670 кПа (1500 и 3000 фунт/кв.дюйм), температуре от 399 до 454°С (750°F-850°F), удельном часовом расходе жидкости от 0,1 до 1,0 ч-1 и скорости замены катализатора от 0,285 до 2,85 кг/м3 (0,1 и 1,0 фунт/баррель).
Более предпочтительно, если стадию b) осуществляют при общем давлении от 3445 до 20,670 кПа (500 и 3000 фунт/кв.дюйм), температуре от 388 до 438°С (750°F-850°F), удельном часовом расходе жидкости от 0,2 до 1,5 ч-1 и скорости замены катализатора от 0,142 до 1,42 кг/м3 (0,05 и 0,5 фунт/баррель).
Предпочтительно, если стадию b) и/или стадию с) проводят в одном реакторе, или также последовательно в двух реакторах или последовательно в трех реакторах. В предпочтительном варианте осуществления изобретения фракцию тяжелого выходящего продукта, выходящего из последнего реактора с псевдоожиженным слоем, в котором обрабатывают асфальтеновый поток, повторно используют на стадии а).
Способ особенно подходит для обработки сырья в виде тяжелых остатков, полученных после перегонки нефти при атмосферном давлении, более чем 50% которого кипит при температуре выше 524°С (975°F).
Изобретение также относится к устройству для переработки/улучшения качества остатка, которое включает
- деасфальтизатор растворителями (11), в который вводят остаток и из которого извлекают поток асфальтенов (13) и поток деасфальтизата (DAO) (12),
- по меньшей мере, один псевдоожиженный слой, в который вводят поток асфальтенов и из которого выходит продукт,
- блок для разделения, в который вводят указанный выходящий продукт, который включает, по меньшей мере, один сепаратор газ-жидкость (22) и одну отпарную колонну (25), из которой извлекают газовую фазу (19), головные погоны (2 9) и недогоны из отпарной колонны,
- по меньшей мере, один псевдоожиженный слой, в который вводят DAO и указанный верхний погон и из которого отбирают выходящий продукт.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 показана блок-схема варианта осуществления изобретения для способа гидроконверсии остатков после перегонки при атмосферном давлении или в вакууме.
На фиг.2 представлена блок-схема еще одного варианта осуществления изобретения для способа гидроконверсии остатков после перегонки в вакууме, на которой показан рецикл недогонов отпарной колонны в блоке для деасфальтизации растворителями.
Подробное описание изобретения
На фиг.1 показана блок-схема способа гидроконверсии остатков после перегонки, полученных при атмосферном давлении или в вакууме. Сырье - остатки в виде потока 10 - подают в сепаратор для деасфальтизации растворителями ("SDA") 11, где оно разделяется на поток деасфальтизата ("DAO") 12 и поток асфальтенов 13.
Растворителем, который используют в сепараторе для деасфальтизации растворителями (SDA), может быть любое подходящее углеводородное вещество, которое представляет собой жидкость с подходящим диапазоном температур и давлений для работы в противоточной контактной колонне, является менее плотным, чем поток сырья, и обладает способностью легко и селективно растворять нужные компоненты потока сырья и не растворять асфальтовые вещества, также известные как пек. Растворитель может быть смесью большого числа различных углеводородов, содержащих от 3 до 14 атомов углерода в молекуле, таких как легкий бензин с температурой кипения ниже 200°F (93°С.).
Предпочтительно блок SDA работает с растворителем С3/С4/С5, чтобы получить высокий подъем (высокий выход DAO). Более конкретно растворитель может быть относительно легким углеводородом, таким как этан, пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, гексан, гептан, соответствующие углеводороды с одной олефиновой связью или их смеси.
Предпочтительно в растворителе содержатся парафиновые углеводороды, содержащие от 3 до 7 атомов углерода в молекуле, и он может быть смесью 2 или более углеводородов. Например, предпочтительный растворитель может содержать 50% (об.) смесь нормального бутана и пентана или изопентана.
Условия деасфальтизации растворителем включают температуру от около 50°F (10°C) до около 600°F (315°C) или выше, но деасфальтизатор эксплуатируют предпочтительно в интервале температур от 100°F (38°C) до 400°F (204°C). Давления, которые применяют в деасфальтизаторе 11, являются предпочтительно достаточными для того, чтобы поддерживать жидкофазные условия, причем не имеется очевидных преимуществ от применения повышенных давлений, которые превышают указанный минимум. Широкий интервал подходящих давлений составляет от около 689 кПа (100 фунтов/кв.дюйм) до 6895 кПа (1000 фунтов/кв.дюйм), причем предпочтительный интервал составляет от около 1379 кПа (200 фунтов/кв.дюйм) до 4137 кПа (600 фунтов/кв.дюйм). Следует предпочтительно сохранять избыток растворителя по отношении к его загрузке. Объемное соотношение растворителя и загрузки должно составлять предпочтительно от 2:1 до около 20:1 и предпочтительно от около 3:1 до около 9:1. Предпочтительное время пребывания загрузки в деасфальтизаторе 11 составляет от около 10 до около 60 мин.
Образовавшийся поток после деасфальтизации 12, полученный в деасфальтизаторе 11, вводят в реактор для мягкого гидрокрекинга с псевдоожиженным слоем, как описано выше в данной заявке. Предпочтительно блок SDA работает с растворителем С4/С5 для получения высокого подъема (высокого выхода DAO).
Затем поток асфальтенов 13 подают в блок с псевдоожиженным слоем 15 вместе с добавленным и рециркулированным водородом из 14. Первый блок с псевдоожиженным слоем 15 эксплуатируют при относительно высоком давлении: общем давлении выше 17,225 кПа (2,500 фунтов/кв.дюйм) и, например, общем давлении выше 17,225-20,670 кПа (2500-3000 фунтов/кв.дюйм).
В систему из двух последовательных реакторов продукт, выходящий из первого реактора с псевдоожиженным слоем, направляют по линии 16 к промежуточной емкости 17 для разделения фаз, где он разделяется на жидкую и газообразную фракции. Блок для разделения фаз максимизирует эффективность процесса в данном примере для двух фаз. Газообразный выходящий продукт, содержащий большей частью водород и газообразные или превратившиеся в пары углеводороды, отводят по линии 19, затем обычным образом обрабатывают для извлечения водорода, углеводородных газов и т.п. Жидкофазный продукт направляют в линию 18, где он объединяется с добавленным и рециркулированным водородом и затем направляется во второй реактор с псевдоожиженным слоем 20.
Обычно два последовательных реактора используют для того, чтобы достичь высокой конверсии и хорошего уровня гидрокрекинга/гидрирования асфальтенов. Кроме того, оба реактора необходимо эксплуатировать при относительно высоких температурах для того, чтобы получить 60-80% конверсию асфальтенов в дистилляты.
Для сырья с высоким содержанием металлов предпочтительно применять экструдированный катализатор с широкими порами, так как он может обеспечить высокий уровень конверсии асфальтенов и удержание металлов.
Однако отмечается, что хотя в данном конкретном описании изобретения используются отдельные реакторы с псевдоожиженным слоем для переработки асфальтенов, возможно, что одиночный реактор применяют в зависимости от номенклатуры продуктов, требуемых качеств и состава сырья, которое перерабатывают.
Продукт, выходящий из второго реактора с псевдоожиженным слоем 21, пропускают через внешний горячий сепаратор высокого давления ("HHPS") 22, в котором он разделяется на газовую и жидкую фазы. Газовую фазу, содержащую большей частью водород и газообразные или превратившиеся в пары углеводороды, отводят по линии 23, затем обычным образом обрабатывают для извлечения водорода, углеводородных газов и т.п. Хотя здесь не показано, обычно утилизируют отделенный очищенный водород как часть подаваемого в систему водорода 14. Предпочтительно, по меньшей мере, часть газовой фазы 23 и газообразного выходящего продукта 19 направляют в третий реактор с псевдоожиженным слоем 30, причем выгодно, если в реактор 30 вводят DAO.
Чистую жидкую фазу, выходящую из HHPS 22 по линии 24, направляют в отпарную колонну 25. Поток подают в отпарную колонну под атмосферным давлением по линии 27. Недогоны отпарной колонны (расчетная температура кипения 343°С+, т.е. 650°F+) отводят за границы установки по линии 28, и они могут быть использованы для сжигания, коксования или производства тяжелого жидкого топлива. Необязательно, как показано на фиг.2, часть недогонов отпарной колонны возвращают в виде потока 35 в блок SDA. Неизмененные асфальтены в недогонах отпарной колонны будут разделены в SDA и будут частично изменяться в первых двух реакторах с псевдоожиженным слоем 15 и 20.
Верхний погон из отпарной колонны 25 отводят по линии 26 и закачивают в реактор под давлением, используя насос отпарной колонны 29, и направляют по линии 38 в третий реактор с псевдоожиженным слоем 30 после объединения с DAO сырьем 12 из блока SDA 11.
Объединенные DAO и верхний погон отпарной колонны теперь намного легче перерабатывать, так как удалены асфальтены и другие загрязнители. Следовательно, температура и давление и необходимый объем катализатора в этом третьем реакторе с псевдоожиженным слоем 30 в основном ниже, чем в предшествующих псевдоожиженных слоях 15 и 20. Это приводит к значительному уменьшению инвестиций в предприятие. Общее давление в третьем реакторе с псевдоожиженным слоем 30 обычно составляет от 8260 до 13,780 кПа (от 1200 до 2000 фунтов/кв.дюйм).
Третий реактор с псевдоожиженным слоем 30 эксплуатируют при высокой конверсии остатков нефти (80%-90%) и используют катализатор, изготовленный специально для DAO и сырья типа тяжелого вакуумного газойля ("HVGO").
Этот (эти) реактор(ы) отличается(ются) от реакторов, которые применяют для переработки асфальтенов, это означает, что применяемая технология отличается, так как сырье оптимизированное (более чистое), например используют T-Star. Конверсия в этом третьем реакторе (стадия с)), работающем на DAO, выше, чем конверсия в первом и втором реакторах (стадия b)). Выгодно использовать один отдельный третий реактор.
Продукт из третьего реактора 30 затем направляют по линии 31 в еще один внешний горячий сепаратор высокого давления ("HHPS") 32 и дополнительно обрабатывают. Газовая фаза, содержащая большей частью водород и газообразные или превратившиеся в пары углеводороды, поступает в линию 33, затем обычным образом обрабатывается газовой фазой из других HHPS блоков для возвращения водорода, газообразных углеводородов и т.п. для повторного применения в реакторах с псевдоожиженным слоем.
Чистая жидкая фаза, выходящая из HHPS 32 по линии 34, подходит для получения жидкого топлива хорошего качества.
Реакторы работают в широком диапазоне условий реакции, как показано в таблицах 1 и 2, приведенных ниже.
Таблица 1
РЕАКТОРЫ С ПСЕВДООЖИЖЕННЫМ СЛОЕМ № 1 и 2 - Подача асфальтенов
Условия Широкий интервал Предпочтительные
Содержание исходного сырья, об. % 538°С+ (1000°F+) 50-100 80-100
Общий удельный часовой расход жидкости в реакторе, ч-1 0,1-1,0 0,2-0,5
Температура реактора, °F 700-850 770-820
Температура реактора, °С 371-454 410-438
Общее давление в реакторе, фунт/кв.дюйм 500-3500 2500-3000
Общее давление в реакторе, кПа 3445-24,115 17,225-20,670
Парциальное давление водорода на выходе реактора фунт/кв.дюйм 1500-2500 1800-2100
Парциальное давление водорода на выходе реактора, кПа 10,335-17,225 12,402-14,469
Скорость замены катализатора, фунт/баррель 0,03-1,0 0,05-0,30
Скорость замены катализатора, кг/м 0,085-2,85 0,142-0,85
Таблица 2
РЕАКТОР С ПСЕВДООЖИЖЕННЫМ СЛОЕМ №3 - Подача DAO и крекингованного перегнанного сырья
Условия Широкий интервал Предпочтительные
Содержание исходного сырья, об. % 343°С+ (650°F+) 50-100 80-100
Удельный часовой расход жидкости в реакторе, ч-1 0,3-3,0 0,5-1,5
Температура реактора, °F 700-850 750-800
Температура реактора, °С 371-454 399-427
Общее давление в реакторе, фунт/кв.дюйм 500-3000 800-2000
Общее давление в реакторе, кПа 3445-20,670 5512-13780
Парциальное давление водорода на выходе реактора фунт/кв.дюйм 400-2000 500-1500
Парциальное давление водорода на выходе реактора, кПа 2756-13,780 3445-10,335
Скорость замены катализатора, фунт/баррель 0,03-0,5 0,05-0,20
Скорость замены катализатора, кг/м3 0,085-1,42 0,142-0,57
Относительно переработки остатков перегонки нефти при атмосферном давлении или в вакууме в системе реакторов с псевдоожиженным слоем эта новая конфигурация избирательно перерабатывает тяжелые и легкие компоненты в системе реакторов, конструкция и условия эксплуатации которых оптимизированы для конкретного сырья. Так как асфальтены разделяют в блоке SDA, полная эффективность способа по этому изобретению выше, как показано ниже в табл.3. Как показано в таблице, при использовании меньшего общего объема реактора достигается более высокая степень конверсии. Данный способ приводит к более высокой конверсии сырья, остатков перегонки нефти в вакууме, так как отдельно переработанное DAO можно обрабатывать при более высокой конверсии остатка (80-90% об). Даже для более высокой конверсии остаточных продуктов перегонки нефти в вакууме требования к общему объему реактора могут быть выше, чем для конструкций до создания изобретения (обычных).
Таблица 3
Сравнение полной эффективности способа
  Обычная переработка в двухступенчатом блоке Переработка, в которой используют настоящее изобретение
Скорость подачи в первые два реактора с псевдоожиженным слоем (в последовательности) BPSD 50000 15000 (асфальтены)
Относительный объем реактора 1,00 0,36
Тяжелый непрореагировавший вакуумный остаток (конверсия 65%) 17500 5250
Скорость подачи в третий реактор с псевдоожиженным слоем, BPSD - 35000 (DAO)
Относительный объем третьего реактора - 0,42
Непрореагировавший остаток DAO (конверсия 80%) - 7000
Общий объем реактора 1,00 0,78
Общий непрореагировавший вакуумный остаток, BPSD 17500 12250
Полная конверсия вакуумного остатка, % об. 65 75,5
На фиг.2 показан тот же способ, описанный выше, за исключением того, что часть недогонов отпарной колонны (расчетная т.кип. 343°С+, т.е. 650°F+) может быть направлена по линии 35 в блок SDA 11 после его объединения со свежей порцией сырья - остатков вакуумной перегонки нефти из линии 10. Остаток вакуумной перегонки представляет собой хорошее поглощающее вещество для непрореагировавших асфальтенов, таким образом сводится к минимуму риск выпадения асфальтенов в осадок и засорения. Остающиеся чистые недогоны отпарной колонны используют для сжигания, коксования или производства тяжелых масел. Это повторное использование увеличивает концентрацию асфальтенов в первых реакторах с псевдоожиженным слоем и дополнительно увеличивает суммарную конверсию.
ПРИМЕР 1
Сырье, остаток после вакуумной перегонки западно-канадской тяжелой нефти, подвергают переработке с целью получить дистиллят и тяжелое топливо. Из-за тяжелой природы (высокое CCR и металлы) этого сырья обычно используют реактор с псевдоожиженным слоем. Данный пример иллюстрирует обычную переработку и переработку, включающую рассматриваемое изобретение, и сравнивает их. Остаток западно-канадской нефти после перегонки в вакууме имеет следующие результаты анализов и выходы/свойства при обработке в SDA блоке.
Таблица 4
  Остаток после вакуумной перегонки Асфальтены DAO
W % 100 42,1 57, 9
Вес, °API 100 42,1 57,9
Содержание в остатке (975°F), (524°С) % масс. 94 0 12
Азот, % масс. 0,62 0,85 0,42
Сера, % масс. 5,53 7,36 4,2
CCR, % масс. 24 42 11
Никель, м.ч.(масс.) 115 232 30
Ванадий, м.ч. (масс.) 270 551 бб
Вещества, нерастворимые в С7, % масс. 17 40 менее чем 50 м.ч. (масс.)
При переработке нефти без применения настоящего изобретения весь остаток после вакуумной перегонки направляют в систему реакторов с псевдоожиженным слоем и обычно получают максимальную конверсию 65%. Типичные продукты и необходимый объем реактора с псевдоожиженным слоем показаны в табл.5.
Таблица 5
  Уровень техники Настоящее изобретение
Сырье Остаток после вакуумной перегонки Стадия асфальтенов Стадия DAO Сумма
Объем реактора, Vреактора/Vсырья/ч 2,0 4,0 2,0 2,5
Остаток, (524°С+)
Конверсия, %		 65 65 90 79,5
Доли продуктов, % масс.        
Нафта 10,0 11 16,1 14,0
Дизельное топливо 20,3 18 36,5 28,7
Газойль 30,2 28 30,1 29,2
Остаток 32,9 35 9,4 20,2
         
HDS, % масс. 75 72 96,8 86,3
HDN, % масс. 25 22 68,5 48,9
HDCCR, % масс. 52 48 88,5 71,4
Общий выход дистиллята, % масс. 60,5 57 82,7 71,9
Как показано в табл.5, изобретение приводит к более высокой общей конверсии остатка после вакуумной перегонки нефти (79,5% в сравнении с 65%) и существенно улучшает качество продуктов, на что указывает более полное удаление гетероатомов (86,3 % масс. в сравнении с 75% масс. HDS и 48,9% масс. в сравнении с 25% масс. HDN). Из-за более высокой конверсии остатка выход нужного дистиллята увеличивается почти на 20% от 60,5% масс. до 71,9% масс., считая на сырье. Это улучшение в осуществлении способа достигается в данном примере путем применения реактора с общим объемом на 25% больше, чем в конструкции, использованной в уровне техники.
Хотя это не иллюстрируется примером, непрореагировавшие недогоны из стадии конверсии асфальтенов, полученные из отпарной колонны (поток 35) при атмосферном давлении, можно повторно использовать в блоке SDA, как показано на фиг.2.
Данное повторное использование эффективно, так как во время переработки асфальтенового потока в псевдоожиженном слое небольшое количество дополнительных асфальтенов может быть получено реакциями конденсации/полимеризации. SDA будет разделять на фазы эти повторно используемые асфальтены и возвращать эти вещества обратно в первую систему с псевдоожиженным слоем. Чистый результат состоит в том, что конверсия остатка даже выше, чем указано в табл.5. Может быть получена общая конверсия 85% масс. или более.
Изобретение, описанное в данной заявке, раскрывается на примере конкретных вариантов осуществления изобретения и их приложений. Однако указанные подробности не означают, что они ограничивают объем изобретения, и другие варианты осуществления изобретения в свете данного сообщения были бы очевидными для специалистов в данной области техники. Соответственно понятно, что чертежи и описания иллюстрируют принципы изобретения и не должны рассматриваться как ограничивающие объем изобретения.

Claims (15)

1.Способ переработки остатка после перегонки нефти, включающий стадии а) подачи сырья - остатка после перегонки нефти при атмосферном давлении или в вакууме, причем 30-100% указанного сырья кипит выше 524°С, в устройство для деасфальтизации растворителями («SDA»), с получением потока асфальтенов и потока деасфальтизата (DAO); b) переработки указанного потока асфальтенов, по меньшей мере, в одном реакторе с псевдоожиженным слоем в присутствии катализатора, где реактор эксплуатируют при общем давлении от 10,335 до 20,670 кПа, температуре 399-454°С, удельном часовом расходе жидкости от 0,1 до 1,0 ч-1 и скорости замены катализатора от 0,285 до 2,85 кг/м3 или, где реактор или реакторы эксплуатируют при общем давлении от 3445 до 20,670 кПа, температуре 388-438°С, удельном часовом расходе жидкости от 0,2 до 1,5 ч-1 и скорости замены катализатора от 0,142 до 1,42 кг/м3; и с) переработки указанного потока деасфальтизата, по меньшей мере, в одном реакторе с псевдоожиженным слоем в присутствии катализатора;
в котором на стадиях а)-с) общая конверсия остатка достигает более 65%.
2. Способ по п.1, где на стадиях а)-с) общая конверсия остатка достигает более 70%.
3. Способ по п.1, где на стадиях а)-с) общая конверсия остатка достигает более 75%.
4. Способ по любому одному из пп.1-3, где в блоке «SDA» используют растворитель С4/С5 для разделения тяжелого остатка сырья на поток асфальтенов и поток деасфальтизатов.
5. Способ по любому одному из пп.1-3, где поток со стадии b) разделяют, по меньшей мере, в одном газожидкостном сепараторе и одной отпарной колонне, из которых получают газовый поток, верхний погон и недогоны, где часть недогона возвращают в блок деасфальтизации растворителями.
6. Способ по одному из пп.1-3, где поток асфальтенов перерабатывают только в одном реакторе с псевдоожиженным слоем.
7. Способ по любому одному из пп.1-3, где поток асфальтенов перерабатывают последовательно в двух реакторах с псевдоожиженным слоем.
8. Способ по любому одному из пп.1-3, где поток асфальтенов перерабатывают последовательно в трех реакторах с псевдоожиженным слоем.
9. Способ по любому одному из пп.1-3, где поток деасфальтизата перерабатывают только в одном реакторе с псевдоожиженным слоем.
10. Способ по любому одному из пп.1-3, где поток деасфальтизата перерабатывают последовательно в двух реакторах с псевдоожиженным слоем.
11. Способ по любому одному из пп.1-3, где поток деасфальтизата перерабатывают последовательно в трех реакторах с псевдоожиженным слоем.
12. Способ по любому одному из пп.1-3, где более 50% сырья - тяжелого остатка перегонки нефти при атмосферном давлении или в вакууме - кипит выше 524°С.
13. Способ по любому одному из пп.1-3, где конверсия на стадии с) выше, чем конверсия на стадии b).
14. Устройство для переработки остатка после перегонки нефти, включающее блок для деасфальтизации растворителями (11), в который вводят остаток и из которого возвращают поток асфальтенов (13) и поток деасфальтизата (DAO) (12),
по меньшей мере, один псевдоожиженный слой, в который вводят поток асфальтенов и из которого возвращают выходящий продукт,
блок разделения, в который вводят указанный выходящий продукт, и, который включает, по меньшей мере, один сепаратор газ-жидкость (22) и одну отпарную колонну (25), и из которого возвращают газовую фазу (19), верхние погоны (29) и недогоны отпарной колонны, по меньшей мере, один псевдоожиженный слой, в который вводят DAO и указанный верхний погон и из которого возвращают выходящий продукт.
15. Устройство по п.16, содержащее также рецикл-линию к деасфальтизатору для повторного использования, по меньшей мере, части недогонов отпарной колонны.
RU2005129321/04A 2003-02-21 2004-02-20 Способ, включающий деасфальтизацию растворителями и переработку в псевдоожиженном слое остаточных продуктов перегонки тяжелых сырых нефтей, и устройство для осуществления способа RU2337939C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/369,869 US7214308B2 (en) 2003-02-21 2003-02-21 Effective integration of solvent deasphalting and ebullated-bed processing
US10/369,869 2003-02-21

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005129321A RU2005129321A (ru) 2006-01-27
RU2337939C2 true RU2337939C2 (ru) 2008-11-10

Family

ID=32868122

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005129321/04A RU2337939C2 (ru) 2003-02-21 2004-02-20 Способ, включающий деасфальтизацию растворителями и переработку в псевдоожиженном слое остаточных продуктов перегонки тяжелых сырых нефтей, и устройство для осуществления способа

Country Status (6)

Country Link
US (1) US7214308B2 (ru)
BR (1) BRPI0407704B1 (ru)
CA (1) CA2516562C (ru)
MX (1) MXPA05008076A (ru)
RU (1) RU2337939C2 (ru)
WO (1) WO2004074408A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2662437C2 (ru) * 2012-12-18 2018-07-26 Ифп Энержи Нувелль Способ переработки тяжелого углеводородного сырья, включающий селективную деасфальтизацию с повторным использованием деасфальтированного масла
RU2663896C2 (ru) * 2013-02-04 2018-08-13 Ламмус Текнолоджи Инк. Переработка гидрокрекингом кубового остатка
RU2673803C1 (ru) * 2014-11-21 2018-11-30 Ламмус Текнолоджи Инк. Способ облагораживания частично подвергнутого конверсии вакуумного остатка

Families Citing this family (89)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7972499B2 (en) 2004-09-10 2011-07-05 Chevron U.S.A. Inc. Process for recycling an active slurry catalyst composition in heavy oil upgrading
US7678732B2 (en) 2004-09-10 2010-03-16 Chevron Usa Inc. Highly active slurry catalyst composition
US7279090B2 (en) * 2004-12-06 2007-10-09 Institut Francais Du Pe'trole Integrated SDA and ebullated-bed process
ITMI20042445A1 (it) * 2004-12-22 2005-03-22 Eni Spa Procedimento per la conversione di cariche pesanti quali greggi pesanti e residui di distillazione
FR2885134B1 (fr) * 2005-04-28 2008-10-31 Inst Francais Du Petrole Procede de prerafinage de petrole brut avec hydroconversion moderee en plusieurs etapes de l'asphalte vierge en presence de diluant
KR101139059B1 (ko) * 2005-07-20 2012-04-30 에스케이에너지 주식회사 석유핏치를 함유하는 고품질 아스팔트 및 이의 제조방법
US7943036B2 (en) * 2009-07-21 2011-05-17 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US8435400B2 (en) * 2005-12-16 2013-05-07 Chevron U.S.A. Systems and methods for producing a crude product
US7931796B2 (en) 2008-09-18 2011-04-26 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7938954B2 (en) * 2005-12-16 2011-05-10 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7431822B2 (en) 2005-12-16 2008-10-07 Chevron U.S.A. Inc. Process for upgrading heavy oil using a reactor with a novel reactor separation system
US8372266B2 (en) * 2005-12-16 2013-02-12 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US8048292B2 (en) * 2005-12-16 2011-11-01 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
CN101418222B (zh) * 2007-10-26 2012-09-12 中国石油化工股份有限公司 一种处理劣质渣油的组合工艺
US7938952B2 (en) * 2008-05-20 2011-05-10 Institute Francais Du Petrole Process for multistage residue hydroconversion integrated with straight-run and conversion gasoils hydroconversion steps
US7935243B2 (en) 2008-09-18 2011-05-03 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US8236169B2 (en) * 2009-07-21 2012-08-07 Chevron U.S.A. Inc Systems and methods for producing a crude product
US7931797B2 (en) * 2009-07-21 2011-04-26 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7897036B2 (en) * 2008-09-18 2011-03-01 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US7897035B2 (en) 2008-09-18 2011-03-01 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for producing a crude product
US20110017637A1 (en) * 2009-07-21 2011-01-27 Bruce Reynolds Systems and Methods for Producing a Crude Product
US8287720B2 (en) 2009-06-23 2012-10-16 Lummus Technology Inc. Multistage resid hydrocracking
US9068132B2 (en) 2009-07-21 2015-06-30 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
US8759242B2 (en) 2009-07-21 2014-06-24 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
US8927448B2 (en) 2009-07-21 2015-01-06 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing catalysts and methods for making thereof
US20110094937A1 (en) * 2009-10-27 2011-04-28 Kellogg Brown & Root Llc Residuum Oil Supercritical Extraction Process
WO2011106878A1 (en) 2010-03-02 2011-09-09 Meg Energy Corporation Optimal asphaltene conversion and removal for heavy hydrocarbons
FR2969651B1 (fr) * 2010-12-24 2014-02-21 Total Raffinage Marketing Procede de conversion de charge hydrocarbonee comprenant une huile de schiste par decontamination, hydroconversion en lit bouillonnant, et fractionnement par distillation atmospherique
MX2013007317A (es) 2010-12-30 2013-07-22 Chevron Usa Inc Catalizadores de hidroprocesamiento y metodos para fabricar los mismos.
KR101945570B1 (ko) * 2011-07-29 2019-02-07 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 선택적 직렬-흐름 수소화처리 시스템 및 방법
KR102045361B1 (ko) * 2011-07-29 2019-11-15 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 선택적인 중간 유분 수소화 처리 공정
CN103781881A (zh) * 2011-07-29 2014-05-07 沙特阿拉伯石油公司 选择性单一阶段加氢处理系统和方法
US9145521B2 (en) 2011-07-29 2015-09-29 Saudi Arabian Oil Company Selective two-stage hydroprocessing system and method
JP6054964B2 (ja) * 2011-07-29 2016-12-27 サウジ アラビアン オイル カンパニー 選択的２段階水素化処理システムおよび方法
CN103781880B (zh) 2011-07-29 2015-11-25 沙特阿拉伯石油公司 选择性串流式加氢处理系统和方法
KR101120509B1 (ko) * 2011-09-21 2012-03-13 (주)에이알앤씨 경질원유로부터 침입도 20?80의 아스팔트를 제조하는 방법 및 그에 의하여 제조된 침입도 20?80의 아스팔트
US9200211B2 (en) 2012-01-17 2015-12-01 Meg Energy Corp. Low complexity, high yield conversion of heavy hydrocarbons
WO2013126362A2 (en) * 2012-02-21 2013-08-29 4CRGroup LLC Two-zone, close-coupled, heavy oil hydroconversion process utilizing an ebullating bed first zone
US9644157B2 (en) * 2012-07-30 2017-05-09 Headwaters Heavy Oil, Llc Methods and systems for upgrading heavy oil using catalytic hydrocracking and thermal coking
US9321037B2 (en) 2012-12-14 2016-04-26 Chevron U.S.A., Inc. Hydroprocessing co-catalyst compositions and methods of introduction thereof into hydroprocessing units
US9687823B2 (en) 2012-12-14 2017-06-27 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing co-catalyst compositions and methods of introduction thereof into hydroprocessing units
US20140221709A1 (en) * 2013-02-04 2014-08-07 Lummus Technology Inc. Integration of residue hydrocracking and solvent deasphalting
EP2958975B1 (en) 2013-02-25 2020-01-22 Meg Energy Corp. Improved separation of solid asphaltenes from heavy liquid hydrocarbons using novel apparatus and process ("ias")
ES2682476T3 (es) 2013-07-02 2018-09-20 Saudi Basic Industries Corporation Proceso para la producción de olefinas ligeras y compuestos aromáticos a partir de una materia prima hidrocarbonada
CN105473690B (zh) 2013-07-02 2018-01-09 沙特基础工业公司 用于将原油转化成具有改进的碳效率的石化品的方法和设施
JP6525978B2 (ja) 2013-07-02 2019-06-05 サウディ ベーシック インダストリーズ コーポレイション 高沸点炭化水素原料をより沸点の低い炭化水素生成物に転化させる方法
SG11201508916TA (en) 2013-07-02 2016-01-28 Saudi Basic Ind Corp Process for upgrading refinery heavy residues to petrochemicals
EP3017028B1 (en) 2013-07-02 2018-03-21 Saudi Basic Industries Corporation Process for the production of light olefins and aromatics from a hydrocarbon feedstock.
EP3017029B1 (en) 2013-07-02 2018-07-18 Saudi Basic Industries Corporation Process and installation for the conversion of crude oil to petrochemicals having an improved propylene yield
WO2015000849A1 (en) 2013-07-02 2015-01-08 Saudi Basic Industries Corporation Process and installation for the conversion of crude oil to petrochemicals having an improved ethylene yield
SG11201508904WA (en) 2013-07-02 2016-01-28 Saudi Basic Ind Corp Method for cracking a hydrocarbon feedstock in a steam cracker unit
CN106459786B (zh) 2014-02-25 2020-03-27 沙特基础工业公司 用于将高沸烃原料转化为较轻沸烃产物的方法
ES2715663T3 (es) 2014-02-25 2019-06-05 Saudi Basic Ind Corp Proceso para convertir hidrocarburos en olefinas y BTX
KR102454266B1 (ko) 2014-02-25 2022-10-14 사빅 글로벌 테크놀러지스 비.브이. 고비점 탄화수소 공급원료를 보다 저비점의 탄화수소 생성물로 전환하는 방법
US10358612B2 (en) 2014-02-25 2019-07-23 Saudi Basic Industries Corporation Process for producing BTX from a mixed hydrocarbon source using catalytic cracking
ES2701817T3 (es) 2014-02-25 2019-02-26 Saudi Basic Ind Corp Un método de control del suministro y distribución de gas de hidrógeno en un sistema de hidrógeno de una refinería integrada con plantas de olefinas y aromáticos
KR102381741B1 (ko) 2014-02-25 2022-04-04 사빅 글로벌 테크놀러지스 비.브이. 순차적 분해 공정
ES2699992T3 (es) 2014-02-25 2019-02-13 Saudi Basic Ind Corp Proceso e instalación para la conversión de petróleo crudo en petroquímicos que tiene un rendimiento mejorado de etileno y BTX
ES2683425T3 (es) 2014-02-25 2018-09-26 Saudi Basic Industries Corporation Proceso para incrementar la eficiencia energética de hornos de procesos
WO2015128043A1 (en) 2014-02-25 2015-09-03 Saudi Basic Industries Corporation A process for the preparation of a feedstock for a hydroprocessing unit
SG11201606022QA (en) 2014-02-25 2016-08-30 Saudi Basic Ind Corp Process for converting hydrocarbons into olefins
US10131854B2 (en) 2014-02-25 2018-11-20 Saudi Basic Industries Corporation Process for producing BTX from a mixed hydrocarbon source using coking
US10131853B2 (en) 2014-02-25 2018-11-20 Saudi Basic Industries Corporation Process for producing BTX from a mixed hydrocarbon source using pyrolysis
JP6494651B2 (ja) 2014-02-25 2019-04-03 サウジ ベーシック インダストリーズ コーポレイションＳａｕｄｉ Ｂａｓｉｃ Ｉｎｄｕｓｔｒｉｅｓ Ｃｏｒｐｏｒａｉｔｏｎ 統合水素化分解処理
US10479947B2 (en) 2014-10-07 2019-11-19 Shell Oil Company Hydrocracking process integrated with solvent deasphalting to reduce heavy polycyclic aromatic buildup in heavy oil hydrocracker recycle stream
CN105505452A (zh) * 2014-10-15 2016-04-20 中国石油化工股份有限公司 降低减压渣油中钙含量的方法及减压渣油的加工处理方法
CN107075392B (zh) 2014-10-22 2020-03-17 国际壳牌研究有限公司 与真空蒸馏和溶剂脱沥青整合以减少重多环芳香族积累的加氢裂解方法
FR3033797B1 (fr) * 2015-03-16 2018-12-07 IFP Energies Nouvelles Procede ameliore de conversion de charges hydrocarbonees lourdes
EP3325576A1 (en) * 2015-07-24 2018-05-30 ExxonMobil Research and Engineering Company Fixed bed hydroprocessing of deasphalter rock
US10767122B2 (en) 2015-11-30 2020-09-08 Sabic Global Technologies B.V. Method for producing high-quality feedstock for a steam cracking process
SG11201806319YA (en) 2016-02-05 2018-08-30 Sabic Global Technologies Bv Process and installation for the conversion of crude oil to petrochemicals having an improved product yield
ES2912133T3 (es) 2016-02-25 2022-05-24 Sabic Global Technologies Bv Proceso integrado para aumentar la producción de olefinas mediante el reciclaje y el tratamiento de residuos de craqueo pesado
KR102508049B1 (ko) 2016-10-07 2023-03-08 사빅 글로벌 테크놀러지스 비.브이. 분해된 가스를 압축하기 위한 스테이지 및 시스템
CN109863230B (zh) 2016-10-07 2022-04-08 沙特基础全球技术有限公司 产生烃蒸气的方法和系统
KR102508644B1 (ko) 2016-10-07 2023-03-09 사빅 글로벌 테크놀러지스 비.브이. 탄화수소를 증기 분해하기 위한 방법 및 시스템
CN110088244A (zh) 2016-10-17 2019-08-02 沙特基础全球技术有限公司 由c5-c12烃混合物生产btx的方法
CA3046985C (en) 2016-12-22 2021-07-13 Lummus Technology Llc Multistage resid hydrocracking
CA3045673A1 (en) * 2016-12-29 2018-07-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Solvent extraction for correction of color and aromatics distribution of heavy neutral base stocks
SG11201907037YA (en) 2017-02-02 2019-08-27 Sabic Global Technologies Bv An integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct processing of a crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals
SG11201907036UA (en) 2017-02-02 2019-08-27 Sabic Global Technologies Bv A process for the preparation of a feedstock for a hydroprocessing unit and an integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct processing of a crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals
CA2963436C (en) 2017-04-06 2022-09-20 Iftikhar Huq Partial upgrading of bitumen
CN107541249B (zh) * 2017-07-01 2020-02-14 上海竣铭化工工程设计有限公司 一种劣质重油轻质化组合工艺
FI20175815A1 (en) 2017-09-14 2019-03-15 Neste Oyj Vessel fuel composition with low sulfur content and process for its preparation
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
FR3090685A1 (fr) 2018-12-20 2020-06-26 IFP Energies Nouvelles Procede d’hydroconversion de charges d’hydrocarbures lourdes mettant en œuvre un enchainement specifique de catalyseurs
FR3101637B1 (fr) * 2019-10-07 2021-10-22 Ifp Energies Now Procede de production d’olefines comprenant un desasphaltage, une hydroconversion, un hydrocraquage et un vapocraquage
US11130920B1 (en) 2020-04-04 2021-09-28 Saudi Arabian Oil Company Integrated process and system for treatment of hydrocarbon feedstocks using stripping solvent
FR3113062B1 (fr) 2020-07-30 2023-11-03 Ifp Energies Now Procédé d’hydroconversion de résidus à plusieurs étages d’hydroconversion intégrant une étape de désasphaltage
US11926801B2 (en) * 2021-01-28 2024-03-12 Saudi Arabian Oil Company Processes and systems for producing upgraded product from residue

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
USRE25770E (en) * 1965-04-27 Gas-liquid contacting process
NL7510465A (nl) * 1975-09-05 1977-03-08 Shell Int Research Werkwijze voor het omzetten van koolwaterstoffen.
YU40196B (en) * 1977-06-28 1985-08-31 Vnii Po Pererabotkie Nefti Processing of heavy crude naphtha
US4239616A (en) * 1979-07-23 1980-12-16 Kerr-Mcgee Refining Corporation Solvent deasphalting
US4354928A (en) * 1980-06-09 1982-10-19 Mobil Oil Corporation Supercritical selective extraction of hydrocarbons from asphaltic petroleum oils
US4317711A (en) * 1980-09-12 1982-03-02 Mobil Oil Corporation Coprocessing of residual oil and coal
US4354922A (en) * 1981-03-31 1982-10-19 Mobil Oil Corporation Processing of heavy hydrocarbon oils
FR2504934A1 (fr) * 1981-04-30 1982-11-05 Inst Francais Du Petrole Procede ameliore de desasphaltage au solvant de fractions lourdes d'hydrocarbures
US4588709A (en) * 1983-12-19 1986-05-13 Intevep, S.A. Catalyst for removing sulfur and metal contaminants from heavy crudes and residues
US4776945A (en) * 1984-11-30 1988-10-11 Shell Oil Company Single-stage hydrotreating process
GB8701740D0 (en) * 1987-01-27 1987-03-04 Shell Int Research Catalytic conversion of hydrocarbon oils
US4810361A (en) * 1987-05-18 1989-03-07 Mobil Oil Corporation Resid hydrotreating process using lanthana-alumina-aluminum phosphate catalyst
US5242578A (en) * 1989-07-18 1993-09-07 Amoco Corporation Means for and methods of deasphalting low sulfur and hydrotreated resids
US5198100A (en) * 1990-12-24 1993-03-30 Exxon Research And Engineering Company Hydrotreating using novel hydrotreating catalyst
US5225383A (en) * 1991-05-03 1993-07-06 Amoco Corporation Distillate hydrogenation catalyst
US5322829A (en) * 1993-03-15 1994-06-21 Amoco Corporation Resid hydrotreating catalyst and process
US6270654B1 (en) * 1993-08-18 2001-08-07 Ifp North America, Inc. Catalytic hydrogenation process utilizing multi-stage ebullated bed reactors
FR2753982B1 (fr) * 1996-10-02 1999-05-28 Inst Francais Du Petrole Procede catalytique en plusieurs etapes de conversion d'une fraction lourde d'hydrocarbures
US6436279B1 (en) * 2000-11-08 2002-08-20 Axens North America, Inc. Simplified ebullated-bed process with enhanced reactor kinetics

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2662437C2 (ru) * 2012-12-18 2018-07-26 Ифп Энержи Нувелль Способ переработки тяжелого углеводородного сырья, включающий селективную деасфальтизацию с повторным использованием деасфальтированного масла
RU2663896C2 (ru) * 2013-02-04 2018-08-13 Ламмус Текнолоджи Инк. Переработка гидрокрекингом кубового остатка
RU2673803C1 (ru) * 2014-11-21 2018-11-30 Ламмус Текнолоджи Инк. Способ облагораживания частично подвергнутого конверсии вакуумного остатка
US10344225B2 (en) 2014-11-21 2019-07-09 Lummus Technology Llc Process to upgrade partially converted vacuum residua
US10370603B2 (en) 2014-11-21 2019-08-06 Lummus Technology Llc Process to upgrade partially converted vacuum residua

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI0407704B1 (pt) 2019-08-27
US7214308B2 (en) 2007-05-08
WO2004074408A1 (en) 2004-09-02
CA2516562C (en) 2012-05-08
RU2005129321A (ru) 2006-01-27
CA2516562A1 (en) 2004-09-02
US20040163996A1 (en) 2004-08-26
BRPI0407704A (pt) 2006-02-14
MXPA05008076A (es) 2005-09-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2337939C2 (ru) Способ, включающий деасфальтизацию растворителями и переработку в псевдоожиженном слое остаточных продуктов перегонки тяжелых сырых нефтей, и устройство для осуществления способа
KR102558074B1 (ko) 2-단계 히드로크래킹 및 수소처리 공정의 통합 공정
US3287254A (en) Residual oil conversion process
US7279090B2 (en) Integrated SDA and ebullated-bed process
US9982203B2 (en) Process for the conversion of a heavy hydrocarbon feedstock integrating selective cascade deasphalting with recycling of a deasphalted cut
US7594990B2 (en) Hydrogen donor solvent production and use in resid hydrocracking processes
CN107541290B (zh) 加氢转化法
US11208602B2 (en) Process for converting a feedstock containing pyrolysis oil
RU2592688C2 (ru) Способ конверсии углеводородного сырья, содержащего сланцевое масло, путем гидроконверсии в кипящем слое, фракционирования с помощью атмосферной дистилляции и гидрокрекинга
RU2673803C1 (ru) Способ облагораживания частично подвергнутого конверсии вакуумного остатка
US11149217B2 (en) Method for converting heavy hydrocarbon feedstocks with recycling of a deasphalted oil
US4176048A (en) Process for conversion of heavy hydrocarbons
US20140221709A1 (en) Integration of residue hydrocracking and solvent deasphalting
TWI486435B (zh) 殘餘物加氫裂解處理技術
WO2005074440A2 (en) Supercritical hydrocarbon conversion process
RU2662437C2 (ru) Способ переработки тяжелого углеводородного сырья, включающий селективную деасфальтизацию с повторным использованием деасфальтированного масла
CN114555760B (zh) 包括脱沥青、加氢转化、加氢裂化和蒸汽裂化的制备烯烃的方法
CN114072483B (zh) 包括加氢处理、脱沥青、加氢裂化和蒸汽裂化的烯烃制备方法
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
CN113557289A (zh) 用于生产中间馏分油的包括第二氢化裂解步骤下游的氢化步骤的两步氢化裂解方法
CN110776953A (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
RU2801814C2 (ru) Способ конверсии тяжелого углеводородного сырья с рециркуляцией деасфальтированного масла
US11142704B2 (en) Methods and systems of steam stripping a hydrocracking feedstock
CN114599768B (zh) 包括脱沥青、加氢裂化和蒸汽裂化的烯烃制备方法
CN113906120B (zh) 包括加氢处理、脱沥青、加氢裂化和蒸汽裂化的烯烃生产方法