RU2412976C2 - Способ мягкого гидрокрекинга, включающий разбавление сырья - Google Patents
Способ мягкого гидрокрекинга, включающий разбавление сырья Download PDFInfo
- Publication number
- RU2412976C2 RU2412976C2 RU2007149274/04A RU2007149274A RU2412976C2 RU 2412976 C2 RU2412976 C2 RU 2412976C2 RU 2007149274/04 A RU2007149274/04 A RU 2007149274/04A RU 2007149274 A RU2007149274 A RU 2007149274A RU 2412976 C2 RU2412976 C2 RU 2412976C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fraction
- aforementioned
- gas oil
- distillation
- conduit
- Prior art date
Links
- 239000002994 raw material Substances 0.000 title claims abstract description 109
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 69
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 238000010790 dilution Methods 0.000 title description 12
- 239000012895 dilution Substances 0.000 title description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 151
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 93
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 claims abstract description 43
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 23
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 23
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims abstract description 22
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 17
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 122
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 44
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 36
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 36
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 22
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 21
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 16
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 15
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 13
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 10
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 238000005336 cracking Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 abstract 3
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 13
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 12
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 9
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 6
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 6
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 4
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007514 bases Chemical class 0.000 description 3
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 3
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 3
- JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N diboron trioxide Chemical compound O=BOB=O JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 3
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 3
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 3
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 3
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 3
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N tetraphosphorus decaoxide Chemical compound O1P(O2)(=O)OP3(=O)OP1(=O)OP2(=O)O3 DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910003294 NiMo Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000006183 Paronychia argentea Nutrition 0.000 description 1
- 240000006355 Paronychia argentea Species 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 basic nitrogen Chemical class 0.000 description 1
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000009916 joint effect Effects 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N oxomolybdenum Chemical compound [Mo]=O PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical compound [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
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
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
- C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
- C10G69/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of catalytic cracking in the absence of hydrogen
-
- 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
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
- C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к технической области крекинга углеводородного сырья. Изобретение касается способа обработки углеводородного сырья, содержащего фракцию вакуумного дистиллята, или деасфальтированную нефть, или смесь этих двух фракций, в котором дистилляцией при атмосферном давлении сырой нефти извлекают газойлевую фракцию и остаток дистилляции при атмосферном давлении; вакуумной дистилляцией вышеупомянутого остатка дистилляции при атмосферном давлении извлекают вакуумный дистиллят, который направляют на мягкий гидрокрекинг, и остаток вакуумной дистилляции; дополнительно деасфальтацией, по меньшей мере, части остатка вакуумной дистилляции получают деасфальтированную нефть и асфальт; подвергают мягкому гидрокрекингу в присутствии водорода и катализатора вышеупомянутый вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, называемые основным сырьем, и в присутствии более легкой углеводородной фракции, называемой вторичным сырьем; отделяют эфлюент, образующийся в результате мягкого гидрокрекинга, для отвода фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, содержащей менее 0,25% масс. серы, и фракции, интервал дистилляции которой составляет от 130 до 390°С, имеющей следующие характеристики: D15/4: 0,845-0,855, содержание серы: 5-200 ч./млн, по массе, цетановое число: 48-52; направляют вышеупомянутую фракцию, имеющую начальную температуру кипения выше 320°С, в зону каталитического крекинга для получения легкого газойля каталитического крекинга и тяжелого газойля каталитического крекинга. Изобретение также касается установки для осуществления способа. Технический результат - получение газойля с низким содержанием серы, имеющим более высокое цетановое число. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 5 табл., 4 ил.
Description
Область изобретения
Настоящее изобретение относится к технической области крекинга углеводородного сырья. Более конкретно, изобретение касается способа, в котором фракцию вакуумного дистиллята, или деасфальтированную нефть, или смесь двух упомянутых фракций разбавляют более легкой фракцией, например, типа газойля, перед ее обработкой мягким гидрокрекингом, причем упомянутая стадия мягкого гидрокрекинга является предварительной перед обработкой каталитическим крегингом в псевдоожиженном слое (крекинг FCC, ФКК).
Уровень техники
Мягкий гидрокрекинг проявляет себя пригодным для особенно интересного применения при предварительной обработке для ФКК (FCC). Действительно, хорошо известно, что содержание серы в бензинах ФКК так же, как выбросы NOx и SOx, значительно снижены, когда перед ФКК применяют гидрообработку.
Уменьшение содержания серы в бензинах ФКК является крайне важным, потому что они составляют большую часть бензинового пула нефтеперерабатывающего завода. Кроме того, ужесточение норм, отныне вступивших в силу в 2005 году, касающихся качества топлив, заставляет ориентироваться на новаторские схемы, позволяющие, в числе прочего, достичь содержаний серы меньше 10 ч/млн в бензинах и в газойлях (технические условия для Европы). Помимо содержания серы, равным образом, важно уменьшить содержания азота, ароматических и полиароматических соединений.
Хорошо известны различные способы гидрообессеривания, и мягкий гидрокрекинг применяется при обработке сырья, типа вакуумного дистиллята (ВД в сокращенной форме) (DSV) или ВГ (VGO) (соответствующего английскому термину "вакуумный газойль") (Vacuum Gas Oil), а также деасфальтированных нефтей (ДАН) (DAO). Упомянутые виды сырья имеют повышенные содержания серы и азотсодержащих соединений, среди которых природные полярные соединения.
В патенте US 6248230 предложено удалять природные полярные соединения из фракции углеводородов, интервал температур дистилляции которой находится в области 110-560°С, перед каталитической обработкой, так как данные соединения оказывают пагубное воздействие на реакции обессеривания.
Методиками, применяемыми для их удаления, являются адсорбция и экстракция растворителем.
В патенте FR 2864103 фирмы-заявителя описан способ, в котором углеводородное сырье, по меньшей мере, 80% соединений которого имеют температуру кипения, выше или равную 340°С, подвергают селективной экстракции на смолах, предваряющей крекинг данного сырья. Согласно данному способу смолы имеют полярный характер и представляют собой, в основном, конденсированные нафтено-ароматические соединения, соединения, содержащие серу, азот, кислород и, возможно, металлы, такие как никель и ванадий.
В заявке на патент FR 2830870 фирмы-заявителя раскрыт улучшенный способ гидрокрекинга в одну стадию углеводородных типов сырья, имеющих высокие содержания азота. Улучшение касается применения частичного отделения аммиака, например, импульсным нагревом между зоной гидроочистки и зоной гидрокрекинга. Для данного применения пагубным соединением является азот, и его удаляют в газовую фазу в форме аммиака, что позволяет оперировать в менее жестких условиях на уровне второго реактора.
Итак, в известном уровне техники, по существу, описаны способы, в которых соединения, губительные для реакции гидрообессеривания, удаляют перед реакционной зоной физическим методом разделения, например адсорбцией, экстракцией растворителем или мгновенным равновесным испарением. Данные методы являются дорогостоящими, так как требуют специальных установок.
Таким образом, авторы изобретения стремились найти более экономичный способ.
Согласно настоящему изобретению было обнаружено, что обработка обычного сырья процесса предварительной обработки для ФКК (вакуумный дистиллят или ДАН) в смеси с более легкой углеводородной фракцией, предпочтительно газойлевой фракцией, позволяет получить лучшие характеристики для вышеупомянутого процесса, т.е. мягкого гидрокрекинга. Упомянутые характеристики оценивают, в основном, в терминах эффективности обессеривания и гидрирования эфлюента мягкого гидрокрекинга.
Детальное описание изобретения
Кроме того, изобретение описывает способ предварительной обработки для ФКК мягким гидрокрекингом углеводородного сырья, имеющего в своем составе фракцию вакуумного дистиллята, или деасфальтированной нефти, или смесь двух упомянутых фракций, с получением газойля и эфлюента, имеющего начальную температуру кипения выше 320°С, причем вышеупомянутый эфлюент (сырье для каталитического крекинга в псевдоожиженном слое (FCC)) затем подвергают каталитическому крекингу. Сырье содержит также более легкую углеводородную фракцию, причем данное сырье, называемое более легким, определяется тем, что, по меньшей мере, 50% масс. кипит при температуре ниже 375°С и, по меньшей мере, 80% масс. кипит при температуре выше 200°С с точки зрения модельной дистилляции согласно стандарту ASTM D2887. Весьма интересным сырьем является сырье типа газойля, имеющее температуру Т5, находящуюся в интервале от 190 до 210°С (т.е. для которого 5% масс. вышеупомянутого сырья кипит при температуре ниже данной температуры), и температуру Т95, находящуюся в интервале от 380 до 420°С (т.е. для которой 95% масс. вышеупомянутого сырья кипит при температуре ниже данной температуры).
Фракция вакуумного дистиллята представляет вакуумный дистиллят, происходящий из прямой дистилляции сырой нефти или из процесса конверсии, такого как коксование, уменьшение вязкости, FCC, процесс Hyvahl фирмы-заявителя, или любую смесь эфлюентов процессов, перечисленных перед этим. Список, приведенный выше, не является ограничивающим.
Деасфальтированная нефть происходит из установки деасфальтизации. Чаще всего остаток вакуумной дистилляции деасфальтируют, и вышеупомянутый деасфальтированный остаток представляет собой деасфальтированную нефть.
Фракция вакуумного дистиллята, или деасфальтированной нефти, или, еще лучше, смесь двух упомянутых фракций входит в состав сырья, называемого основным, для которого 85% масс., по меньшей мере, кипит при температуре выше 375°С, предпочтительно, по меньшей мере, 90%. По меньшей мере, 95% масс. вышеупомянутого сырья кипит при температуре ниже 650°С с точки зрения модельной дистилляции согласно ASTM D2887.
Содержание серы в основном сырье находится обычно в интервале от 0,3 до 4% масс., предпочтительно, от 0,4 до 3,5% масс.
Общее содержание азота в основном сырье находится обычно в интервале от 400 до 5000 ч./млн, предпочтительно, от 500 до 4000 ч./млн, по массе.
Содержание основного азота в основном сырье находится обычно в интервале от 200 до 2000 ч./млн, предпочтительно, от 250 до 1500 ч./млн, по массе.
Содержание ароматических соединений в основном сырье находится обычно в интервале от 10 до 90% масс., предпочтительно, от 40 до 80% масс.
Содержание водорода в основном сырье находится обычно в интервале от 10 до 14% масс., предпочтительно, от 10,5 до 13% масс.
Более легкая фракция, называемая вторичным сырьем, определяется тем, что, по меньшей мере, 50% масс. вышеупомянутой фракции кипит при температуре ниже 375°С и, по меньшей мере, 80% вышеупомянутой фракции кипит при температуре выше 200°С. Обычно более легкая фракция представляет собой газойлевую фракцию.
Содержание серы во вторичном сырье находится обычно в интервале от 0,05 до 3,0% масс., предпочтительно, от 0,1 до 2,0% масс.
Общее содержание азота во вторичном сырье находится обычно в интервале от 10 до 2000 ч./млн, предпочтительно, от 10 до 400 ч./млн, по массе.
Содержание основного азота во вторичном сырье находится обычно в интервале от 5 до 1000 ч./млн, предпочтительно, от 10 до 200 ч./млн, по массе.
Содержание ароматических соединений во вторичном сырье находится, обычно в интервале от 10 до 90% масс., предпочтительно, от 15 до 40% масс.
Благоприятно, вторичным сырьем может быть газойлевая фракция, полученная во время дистилляции при атмосферном давлении, из которой происходит вакуумный дистиллят, газойлевая фракция, производимая установкой каталитического крекинга (газойлевая фракция LCO и FCC), или любая другая газойлевая фракция, происходящая из процесса конверсии, например процесса коксования, конверсии остатка в неподвижном слое или в кипящем слое, гидрокрекинга вакуумных дистиллятов в неподвижном слое или в кипящем слое, так же, как любая смесь предыдущих фракций.
Предпочтительно, газойлевая фракция представляет собой тяжелую газойлевую фракцию прямой дистилляции.
Более легкая фракция, или вторичное сырье, составляет до 50% масс. от всего сырья, состоящего из основного сырья и вторичного сырья, предпочтительно, от 5 до 50%, еще предпочтительнее, от 5 до 40% масс.
Вышеупомянутая более легкая фракция, предпочтительно, свободна от растворенного газообразного водорода.
При наличии указанных пропорций все сырье, полученное в результате объединения двух типов сырья, содержит от 0,15 до 4,0% масс. серы, предпочтительно, от 0,25 до 3,5% масс; от 200 до 4000 ч./млн, по массе, общего азота, предпочтительно, от 250 до 2000 ч./млн, по массе; от 100 до 2000 ч./млн, по массе, основного азота, предпочтительно, от 150 до 1500 ч./млн, по массе, и от 10 до 90% масс. ароматических соединений, предпочтительно, от 25 до 80% масс.
Для всего сырья, по меньшей мере, 5% масс. вышеупомянутого сырья кипит при температуре ниже 375°С, и, по меньшей мере, 80% масс. вышеупомянутого сырья кипит при температуре ниже 650°С, и, предпочтительно, по меньшей мере, 10% масс. кипит при температуре ниже 375°С, и, по меньшей мере, 90% кипит при температуре ниже 650°С.
Исследовательские работы, проведенные фирмой-заявителем, неожиданно привели к обнаружению того факта, что разбавление в определенных пропорциях обычного сырья процесса предварительной обработки для ФКК приводит к намного лучшим характеристикам процесса предварительной обработки сырья для FCC.
Упомянутые лучшие характеристики при предварительной обработке отражаются на уровне самого FCC, так как таким образом получают продукты с более низким содержанием серы на выходе FCC.
Разбавление, осуществляемое выше процесса предварительной обработки для FCC, имеет следствием уменьшение концентрации соединений, ингибирующих реакции гидрообработки (гидрообессеривание, гидродеазотирование, гидрирование ароматических соединений, крекинг), таких как азот, основный азот и ароматические соединения основного сырья. Некоторые соединения, имеющие основный характер (например, основный азот), хорошо известны как способные снижать крекирующую активность кислотных катализаторов, таких как катализаторы на основе оксидов кремния-оксидов алюминия или цеолиты.
Равным образом, разбавление имеет следствием уменьшение концентрации реакционноспособных веществ, т.е. серы, азота, ароматических соединений, и поддающейся крекингу фракции сырья, например соединений, кипящих выше 375°С. В противоположность эффекту уменьшения концентрации ингибирующих соединений следствием уменьшения концентрации реакционноспособных веществ является снижение скорости реакций гидрообработки.
Исследовательские работы, проведенные фирмой-заявителем, привели к обнаружению того факта, что разбавление в некоторых пропорциях, определенных в настоящем изобретении, осуществляемое выше процесса предварительной обработки для FCC, оказывает глобальное положительное воздействие на скорость реакций гидрообработки.
Другими словами, неожиданным образом, положительное воздействие деконцентрирования ингибирующих соединений на скорость реакций, вызванное разбавлением, является преобладающим по отношению к отрицательному воздействию деконцентрирования реакционноспособных соединений.
Другим преимуществом способа является улучшение характеристик газойлевой фракции, выходящей из процесса предварительной обработки для FCC (после стадии разделения фракции газойль/сырье для FCC), кроме того, в терминах содержания серы, плотности, измеренной при 15°С (D15/4), и цетанового числа.
Типично, если разбавление не осуществляют, газойль, выходящий из процесса предварительной обработки для ФКК, обладает следующими характеристиками: D15/4: 0,875-0,890; содержание серы: 50-500 ч./млн, по массе; цетановое число: 32-40.
Применяя разбавление согласно изобретению, эти же самые характеристики попадают в следующие диапазоны: D15/4: 0,845-0,855; содержание серы: 5-200 ч./млн, по массе; цетановое число: 48-52.
Таким образом, при помощи последующей гидрообработки в умеренных операционных условиях может быть получен газойль, отвечающий современным техническим условиям.
Добавление вторичного сырья к основному сырью имеет также последствия для времени контакта всего сырья с катализатором.
В терминах работы реактора предварительной обработки для ФКК можно рассмотреть несколько возможностей, например сохранить тот же самый расход всего сырья или сохранить тот же самый расход ВД. В первом случае гидравлический поток сохраняется постоянным, это равносильно тому, что время контакта сырье/катализатор также сохраняется постоянным, тогда как во втором случае время контакта уменьшается пропорционально коэффициенту разбавления.
Неожиданным образом, исследовательские работы, проведенные фирмой-заявителем, привели к обнаружению того факта, что добавление в некоторых пропорциях, определенных настоящим изобретением, легкой фракции, осуществляемое перед процессом предварительной обработки для FCC, оказывает глобальное положительное воздействие, увеличивая скорость реакций гидрообработки, причем эффект деконцентрирования ингибиторов оказывается больше совместных эффектов уменьшения времени контакта и деконцентрирования реакционноспособных веществ. Данный положительный эффект разбавления может выражаться, преимущественно, либо в более низком количестве применяемого катализатора, все еще получая идентичные характеристики на уровне предварительной обработки сырья для FCC в отсутствие разбавления, либо в улучшенных характеристиках предварительной обработки сырья, сохраняя то же самое количество применяемого катализатора.
Описание способа предварительной обработки для FCC
Смесь основного сырья и вторичного сырья, таких как описанные выше, обрабатывают способом предварительной обработки для FCC (или мягким гидрокрекингом), хорошо известным специалисту. Водород подают в газовой фазе на уровне реактора через трубопровод, отличный от трубопровода для сырья.
Действуют обычно при абсолютном давлении от 2 до 12 МПа, часто, от 2 до 10 МПа и, чаще всего, от 4 до 9 МПа, или от 3 до 7 МПа, при температуре, находящейся в интервале от 300 до 500°С и, предпочтительно, находящейся в интервале от 350 до 450°С.
Часовую объемную скорость (ЧОС) (VVH) и парциальное давление водорода выбирают в зависимости от характеристик обрабатываемого сырья и желаемой конверсии. Чаще всего ЧОС находится в диапазоне, изменяющемся от 0,1 до 10 ч-1, предпочтительно, приблизительно от 0,2 ч-1 до приблизительно 5 ч-1. Общее количества водорода, смешиваемое с сырьем (включая химическое потребление и рециклируемое количество), составляет обычно от приблизительно 100 до приблизительно 5000 м3 (н.у.) водорода на м3 жидкого сырья и чаще всего от 100 до 2000 м3 (н.у.)/м3. Обычно оно составляет, по меньшей мере, 200 м3 (н.у.)/м3 и, предпочтительно, от 200 до 1500 м3 (н.у.)/м3.
Истинная конверсия в продукты, кипящие ниже 375°С, находится обычно в интервале от 5 до 50% масс. преимущественно, от 10 до 45% масс.
Эфлюент процесса мягкого гидрокрекинга разделяют на газойлевую фракцию, для которой интервал температур дистилляции составляет от 130 до 390°С, и фракцию, имеющую начальную температуру кипения выше 320°С, обрабатываемую ниже способом FCC. При разделении, кроме того, получают также бензиновые фракции.
Фракция эфлюента мягкого гидрокрекинга, имеющая начальную температуру кипения выше 320°С, содержит менее 0,25% масс. серы, предпочтительно, меньше 0,15%.
Обычно, фракцию, имеющую начальную температуру кипения выше 320°С, обрабатывают ниже по ходу процесса методом FCC, но она, равным образом, могла бы быть направлена, например, в центр жидкого топлива для производства жидкого топлива с очень низким содержанием серы.
Применяемый катализатор
Можно использовать классический катализатор гидроконверсии, содержащий на аморфном носителе, по меньшей мере, один металл, или соединение металла, обладающее гидродегидрирующей функцией.
Данный катализатор может представлять собой катализатор, содержащий металлы VIII группы, например никель и/или кобальт, чаще всего, в сочетании с, по меньшей мере, одним металлом VIB группы, например молибденом и/или вольфрамом. Например, можно применять катализатор, содержащий от 0,5 до 10% масс. никеля (в расчете на оксид никеля NiO) и от 1 до 30% масс. молибдена, предпочтительно, от 5 до 20% масс. молибдена (в расчете на оксид молибдена MoO3), на аморфном минеральном носителе.
Общее содержание оксидов металлов VI и VIII групп в катализаторе составляет обычно от 5 до 40% масс., предпочтительно, от 7 до 30% масс. Массовое отношение (выраженное в расчете на оксиды металлов) между металлом (металлами) VI группы и металлом (металлами) VIII группы составляет обычно от приблизительно 20 до приблизительно 1 и, чаще всего, от приблизительно 10 до приблизительно 2. Носитель выбирают, например, в группе, образованной оксидом алюминия, диоксидом кремния, оксидами кремния-оксидами алюминия, оксидом магния, глинами и смесями, по меньшей мере, двух из перечисленных минералов. Упомянутый носитель, равным образом, может содержать другие соединения и, например, оксиды, выбранные из оксида бора, оксида циркония, оксида титана, фосфорного ангидрида. Чаще всего используют носитель на основе оксида алюминия, предпочтительно, на основе η- или γ-оксида алюминия.
Катализатор может также содержать промотирующий элемент, такой как фосфор и/или бор. Данный элемент может быть введен в матрицу или, предпочтительно, нанесен на носитель. На подложку, равным образом, может быть осажден кремний, один или с фосфором и/или бором. Предпочтительным образом, катализаторы содержат кремний, осажденный на носитель, такой как оксид алюминия, возможно, с фосфором и/или бором, нанесенным(и) на носитель, и содержат также, по меньшей мере, один металл VIII группы (Ni, Co) и, по меньшей мере, один металл VIB группы (Mo, W). Концентрация вышеупомянутого элемента, обычно, меньше приблизительно 20% масс. (в расчете на оксид) и, чаще всего, меньше приблизительно 10%. Концентрация триоксида бора (В2О3) составляет, обычно, приблизительно от 0 до приблизительно 10% масс.
Другой катализатор представляет собой диоксид кремния-оксид алюминия, содержащий, по меньшей мере, один металл VIII группы и, по меньшей мере, один металл VIB группы.
Другим типом катализатора, который может быть использован, является катализатор, содержащий, по меньшей мере, одну матрицу, по меньшей мере, один цеолит Y и, по меньшей мере, один гидродегидрирующий металл.
Матрицы, металлы, дополнительные элементы, описанные выше, также могут входить в состав данного катализатора.
Предпочтительные цеолиты Y описаны в заявках на патенты WO-00/71641, ЕР-911077, а также в US-4738940 и 4738941.
Некоторые соединения, имеющие основный характер, как основный азот, хорошо известны своей способностью значительно уменьшать крекирующую активность кислотных катализаторов, таких как диоксиды кремния-оксиды алюминия или цеолиты. Чем более кислотный характер будет иметь катализатор (диоксид кремния-оксид алюминия, даже цеолит), тем более благоприятное воздействие на реакцию мягкого гидрокрекинга будет оказывать уменьшение концентрации соединений основного характера разбавлением.
Предпочтительные варианты осуществления способа согласно изобретению будут проиллюстрированы ниже на чертежах, с различными типами вторичного сырья, происходящего из процесса переработки сырой нефти в его совокупности.
Изобретение касается также установки, используемой для осуществления способа согласно изобретению, т.е. для реализации процесса предварительной обработки сырья для FCC.
Предпочтительные варианты осуществления изображены на фиг.1-4.
Согласно фиг.1-3 вакуумный дистиллят обрабатывают без смешивания с деасфальтированной нефтью.
Упомянутая установка содержит обычно
- зону мягкого гидрокрекинга (7), содержащую катализатор и снабженную трубопроводом (5) для введения водорода, трубопроводом (6) для введения основного сырья, которое представляет собой вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, по меньшей мере, 85% масс. которого кипит при температуре выше 375°С, и трубопроводом для введения сырья, называемого вторичным, по меньшей мере 50% масс. которого кипит при температуре ниже 375°С и по меньшей мере 80% масс. кипит при температуре выше 200°С, и трубопроводом (8) для отвода эфлюента,
- зону разделения (9), снабженную трубопроводом для введения вышеупомянутого эфлюента и, по меньшей мере, одним трубопроводом (20) для отвода фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, и трубопроводом (10), чтобы отделить фракцию, интервал температур дистилляции которой составляет от 130 до 390°С,
- зону (30) каталитического крекинга в псевдоожиженном слое (FCC), снабженную трубопроводом (20) для введения вышеупомянутой фракции с начальной температурой кипения выше 320°С, по меньшей мере, одним трубопроводом (31) для выхода легкого газойля каталитического крекинга (ЛГКК) (LCO согласно английскому термину) и, по меньшей мере, одним трубопроводом (32) для выхода тяжелого газойля каталитического крекинга (ТГКК) (НСО согласно английскому термину).
Среди продуктов, выходящих из зоны каталитического крекинга, фигурируют, кроме того, фракция ЛГКК, которая, возможно, может входить в состав вторичного сырья через рециркуляционный трубопровод, фракция ТГКК, бензиновая фракция и суспензионная фракция.
Более конкретно, данная установка содержит обычно
- колонну для дистилляции при атмосферном давлении (2) сырой нефти, снабженную трубопроводом (1) для введения сырой нефти, по меньшей мере, одним трубопроводом для извлечения газойлевой фракции и трубопроводом (3) для извлечения остатка дистилляции при атмосферном давлении,
- колонну для вакуумной дистилляции (4), снабженную трубопроводом (3) для введения вышеупомянутого остатка дистилляции при атмосферном давлении и, по меньшей мере, одним трубопроводом (6) для извлечения вакуумного дистиллята и трубопроводом (11) для извлечения остатка вакуумной дистилляции,
- возможно, установку деасфальтизации (28), снабженную трубопроводом (11а) для введения части, по меньшей мере, остатка вакуумной дистилляции, трубопроводом (33), по которому вводят деасфальтированную нефть, полученную в зоне (7) мягкого гидрокрекинга, и трубопроводом (34) для выпуска асфальта,
- зону мягкого гидрокрекинга (7), содержащую катализатор и снабженную трубопроводом (5) для введения водорода, трубопроводом (6) для введения основного сырья, которое представляет собой вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, по меньшей мере, 85% масс. которого кипит при температуре выше 375°С, и трубопроводом для введения сырья, называемого вторичным, по меньшей мере, 50% масс. которого кипит при температуре ниже 375°С и, по меньшей мере, 80% масс. кипит при температуре выше 200°С, и трубопроводом (8) для отвода эфлюента,
- зону разделения (9), снабженную трубопроводом для введения вышеупомянутого эфлюента и, по меньшей мере, одним трубопроводом (20) для отвода фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, и трубопроводом (10), чтобы отделить фракцию, интервал температур дистилляции которой составляет от 130 до 390°С,
- зону (30) каталитического крекинга ФКК (FCC), снабженную трубопроводом (20) для введения вышеупомянутой фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, по меньшей мере, одним трубопроводом (31) для выпуска ЛГКК (LCO) и, по меньшей мере, одним трубопроводом (32) для выпуска ТГКК (HCO).
Детальное описание фиг.1, 2, 3 и 4
Фиг.1 описывает один способ осуществления изобретения. Данный способ осуществления дан в качестве примера и не носит какого-либо ограничительного характера.
Данный способ осуществления содержит, дополнительно к общим характеристикам, упоминавшимся выше
- трубопровод (13) для отвода вышеупомянутого газойля, разделенного в колонне дистилляции при атмосферном давлении (2),
- зону дистилляции (14), снабженную трубопроводом (17) для отвода легкой газойлевой фракции и, равным образом, трубопроводом (15) для отвода тяжелой газойлевой фракции,
- трубопровод (16) для введения части, по меньшей мере, вышеупомянутой тяжелой фракции (вторичное сырье) в трубопровод (6), подающий вышеупомянутое основное сырье в зону мягкого гидрокрекинга (7).
Фиг.1:
Сырую нефть подают по трубопроводу (1) в колонну дистилляции при атмосферном давлении (2). Из упомянутой дистилляционной колонны извлекают газойлевую фракцию через трубопровод (13) и остаток дистилляции при атмосферном давлении через трубопровод (3). Остаток направляют в блок вакуумной дистилляции (4), из которого остаток вакуумной дистилляции извлекают через трубопровод (11), питающий процесс конверсии (12), например установку для производства кокса. Дистиллят, полученный в результате вакуумной дистилляции (4), извлекают через трубопровод (6) и направляют в процесс мягкого гидрокрекинга (7), питаемый водородом через трубопровод (5). В трубопровод (6) через трубопровод (16), равным образом, вводят тяжелую газойлевую фракцию, составляющую от 5 до 50% от всего сырья, поступающего в трубопровод (6). Согласно данному способу осуществления вышеупомянутую фракцию извлекают через трубопровод (15) из зоны дистилляции (14), питаемой через трубопровод (13) газойлевой фракцией, происходящей из колонны дистилляции при атмосферном давлении (2). Остаток тяжелой газойлевой фракции, не проходящий через трубопровод (16), направляют по трубопроводу (18) на смешение в трубопроводе (17) с легкой газойлевой фракцией, выходящей из зоны дистилляции (14). Предпочтительно, смесь жидкостей из трубопроводов (17) и (18) направляют на гидрообработку (не представлена на фиг.1) для того, чтобы довести газойль до технических условий. Эфлюент (8) процесса мягкого гидрокрекинга (7) образует, после различных стадий разделения, представленных блоком (9), направленных на то, чтобы отделить газойлевую фракцию, интервал температур дистилляции которой составляет от 130 до 390°С, удаляемую через трубопровод (10), фракцию, извлекаемую через трубопровод (20), имеющую начальную температуру кипения выше 320°С, способную выгодно представлять собою сырье для процесса ФКК, представленного блоком (30).
Фиг.2 описывает другой способ осуществления изобретения.
Дополнительно к общим характеристикам, упоминавшимся выше, установка содержит
- трубопровод (21) для извлечения легкой газойлевой фракции и трубопровод (22) для извлечения тяжелой газойлевой фракции из колонны для дистилляции при атмосферном давлении (2),
- трубопровод (23) для введения части, по меньшей мере, вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции (вторичное сырье) в трубопровод (6), подающий основное сырье в зону мягкого гидрокрекинга (7).
В применяемом способе фракция вакуумного дистиллята и/или деасфальтированная нефть происходят из дистилляции при атмосферном давлении сырой нефти, позволяющей разделить, по меньшей мере, легкую газойлевую фракцию, тяжелую газойлевую фракцию и остаток дистилляции при атмосферном давлении, при этом остаток подвергают вакуумной дистилляции с получением, по меньшей мере, вакуумного дистиллята и остатка вакуумной дистилляции.
Вышеупомянутый вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, происходящую из деасфальтизации вышеупомянутого остатка вакуумной дистилляции, обрабатывают мягким гидрокрекингом.
По меньшей мере, часть вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции вводят (вторичное сырье) в основное сырье, обрабатываемое мягким гидрокрекингом.
Согласно варианту одну часть тяжелой газойлевой фракции вводят в основное сырье, при этом другую часть смешивают с легкой газойлевой фракцией.
Фиг.2:
Сырую нефть подают по трубопроводу (1) в колонну дистилляции при атмосферном давлении (2). Из упомянутой дистилляционной колонны извлекают легкую газойлевую фракцию через трубопровод (21), тяжелую газойлевую фракцию через трубопровод (22) и остаток дистилляции при атмосферном давлении через трубопровод (3). Остаток направляют в блок вакуумной дистилляции (4), из которого остаток вакуумной дистилляции извлекают через трубопровод (11), питающий процесс конверсии (12), например установку для производства кокса. Дистиллят, полученный в результате вакуумной дистилляции (4), извлекают через трубопровод (6) и направляют в процесс мягкого гидрокрекинга (7), питаемый водородом через трубопровод (5). В трубопровод (6) через трубопровод (23), равным образом, вводят тяжелую газойлевую фракцию, транспортируемую по трубопроводу (22). Данная фракция составляет от 5 до 50% от всего сырья, поступающего в трубопровод (6). Остаток тяжелой газойлевой фракции, не проходящий через трубопровод (23), направляют по трубопроводу (24) на смешение в трубопроводе (21) с легкой газойлевой фракцией, происходящей из дистилляции при атмосферном давлении (2). Предпочтительно, смесь жидкостей из трубопроводов (21) и (24) направляют на гидрообработку (не представлена на фиг.2) для того, чтобы довести газойль до технических условий. Эфлюент (8) процесса мягкого гидрокрекинга (7) образует после различных стадий разделения, представленных блоком (9), направленных на то, чтобы отделить газойлевую фракцию, интервал температур дистилляции которой составляет от 130 до 390°С, удаляемую через трубопровод (10), фракцию, извлекаемую через трубопровод (20), имеющую начальную температуру кипения выше 320°С, способную выгодно представлять собою сырье для процесса ФКК, представленного блоком (30).
Фиг.3 описывает другой способ осуществления изобретения.
Дополнительно к общим характеристикам установка содержит
- трубопровод (21) для извлечения легкой газойлевой фракции из колонны дистилляции при атмосферном давлении (2) и трубопровод (3) для извлечения остатка дистилляции при атмосферном давлении и тяжелой газойлевой фракции,
- трубопровод (25) для отвода тяжелой газойлевой фракции из вышеупомянутой колонны вакуумной дистилляции,
- трубопровод (26) для введения части, по меньшей мере, вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции (вторичное сырье) в трубопровод (6), подающий вышеупомянутое основное сырье в зону мягкого гидрокрекинга (7).
В применяемом способе фракция вакуумного дистиллята и/или деасфальтированная нефть происходят из дистилляции при атмосферном давлении сырой нефти, позволяющей разделить, по меньшей мере, легкую газойлевую фракцию и остаток дистилляции при атмосферном давлении, содержащий тяжелую газойлевую фракцию, при этом вышеупомянутый остаток подвергают вакуумной дистилляции, чтобы разделить, по меньшей мере, вакуумный дистиллят, остаток вакуумной дистилляции и тяжелую газойлевую фракцию. По меньшей мере, часть вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции вводят (вторичное сырье) в основное сырье, обрабатываемое мягким гидрокрекингом.
Согласно варианту другую часть вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции смешивают с легкой газойлевой фракцией.
Фиг.3:
Сырую нефть подают по трубопроводу (1) в колонну дистилляции при атмосферном давлении (2). Из упомянутой дистилляционной колонны извлекают легкую газойлевую фракцию через трубопровод (21) и остаток дистилляции при атмосферном давлении - через трубопровод (3). Остаток направляют в блок вакуумной дистилляции (4), из которого остаток вакуумной дистилляции извлекают через трубопровод (11), питающий процесс конверсии (12), например установку для производства кокса.
Дистиллят, полученный в результате вакуумной дистилляции (4), извлекают через трубопровод (6) и направляют в процесс мягкого гидрокрекинга (7), питаемый водородом через трубопровод (5). В трубопровод (6) через трубопровод (26), равным образом, вводят тяжелую газойлевую фракцию, также извлекаемую из блока вакуумной дистилляции (4) через трубопровод (25). Данная фракция составляет от 5 до 50% от всего сырья, поступающего в трубопровод (6). Остаток тяжелой газойлевой фракции, не проходящий через трубопровод (26), направляют по трубопроводу (27) на смешение в трубопроводе (21) с легкой газойлевой фракцией, происходящей из дистилляции при атмосферном давлении (2). Предпочтительно, смесь жидкостей из трубопроводов (21) и (27) направляют на гидрообработку (не представлена на фиг.3) для того, чтобы довести газойль до технических условий.
Эфлюент (8) процесса мягкого гидрокрекинга (7) образует после различных стадий разделения, представленных блоком (9), направленных на то, чтобы отделить газойлевую фракцию, интервал температур дистилляции которой составляет от 130 до 390°С, удаляемую через трубопровод (10), фракцию, извлекаемую через трубопровод (20), имеющую начальную температуру кипения выше 320°С, способную выгодно представлять собою сырье для процесса ФКК, представленного блоком (30).
Фиг.4
На фиг.4 представлена обработка смеси вакуммного дистиллята и деасфальтированной нефти мягким гидрокрекингом.
Представлены колонны (2) и (4), основное сырье (6), которое представляет собой вакуумный дистиллят, зона мягкого гидрокрекинга (7), зона разделения (9) и зона ФКК (30).
Остаток вакуумной дистилляции, выходящий по трубопроводу (11), направляют по трубопроводу (11а) в установку деасфальтизации (28), из которой выходят деасфальтированный остаток (или деасфальтированная нефть), по трубопроводу (33), и асфальт, по трубопроводу (34). Чтобы не отягчать чертеж, входы и выходы растворителя деасфальтизации не представлены, так как данные устройства хорошо известны специалисту. Деасфальтированную нефть вводят в трубопровод (6), по которому циркулирует основное сырье.
Согласно изобретению вторичное сырье добавляют также через трубопровод (29). Смесь подвергают мягкому гидрокрекингу в зоне (7).
Благоприятно, все устройства фиг.1-3 для получения вторичного сырья (29) могут быть перенесены на данный чертеж.
Вторичное сырье из трубопровода (29), равным образом, может представлять собой сырье, внешнее для установки, это справедливо также для фиг.1-3.
На фиг.4 представлена обработка смеси вакуумного дистиллята и деасфальтированной нефти. Мягким гидрокрекингом можно ничуть не хуже обрабатывать одну деасфальтированную нефть, при этом вакуумный дистиллят из трубопровода (6) предназначен, в таком случае, для другого применения.
В данном случае, равным образом, все устройства фиг.1-3 для получения вторичного сырья (29) могут быть перенесены, при этом сырье (29), равным образом, может быть внешним сырьем. Кроме того, на фиг.1-3, где вакуумный дистиллят обрабатывают мягким гидрокрекингом в зоне (7), остаток вакуумной дистилляции, благоприятно, вводят, целиком или частично, в зону конверсии (12) через трубопровод (11), при этом другая часть остатка, подаваемая по трубопроводу (11а), может быть использована для получения деасфальтированной нефти, которая может быть обработана при помощи способа и установки согласно изобретению.
Зона конверсии (12) на фиг.4 не представлена.
Пример 1 (не согласно изобретению)
Вакуумный дистиллят Arabe Lourd, имеющий характеристики, указанные в таблице 1, обрабатывают мягким гидрокрекингом в пилотной установке с неподвижным изотермическим слоем, содержащим катализатор состава NiMo (HR548, поставляемый в продажу фирмой AXENS).
| Таблица 1 | |
| Характеристики вакуумного дистиллята | |
| Сырье по примеру 1 | |
| D15/4 | 0,9414 |
| Сера (% масс.) | 2,92 |
| Азот (ч./млн) | 1357 |
| N основный (ч./млн) | 427 |
| Ароматические соединения (% масс.) | 52,7 |
| Содержание водорода (% масс.) | 11,72 |
| Асфальтены С7 (% масс.) | <0,02 |
| Т5% Модельная дистилляция | 399 |
| Т10% Модельная дистилляция | 422 |
| Т20% Модельная дистилляция | 445 |
| Т30% Модельная дистилляция | 464 |
| Т40% Модельная дистилляция | 479 |
| Т50% Модельная дистилляция | 494 |
| Т60% Модельная дистилляция | 510 |
| Т70% Модельная дистилляция | 526 |
| Т80% Модельная дистилляция | 543 |
| Т90% Модельная дистилляция | 566 |
| Т95% Модельная дистилляция | 582 |
| Фракция 375°С+, % масс. | 97,9 |
| Фракция 150-375°С, % масс. | 2,1 |
| Температура текучести (°С) | 39 |
Сырье вводят с водородом в следующих операционных условиях, типичных для процесса предварительной обработки для FCC:
- общее давление = 50 бар;
- ЧОС по отношению к катализатору 1,0 объем сырья/объем катализатора/ч;
- количество Н2 на литр сырья = 400 л (н.у.)/л при измерении на выходе из реактора;
- температура катализатора выбрана таким образом, чтобы иметь степень обессеривания СО (HDS) 97,72%, которая определяется уравнением:
Упомянутая температура находится в интервале от 350 до 400°С.
Эфлюент, выходящий из реактора, разделяют на газовую фазу и жидкую фазу при температуре и давлении окружающей среды при помощи сепараторов. Затем жидкую фазу непрерывно отпаривают водородом, чтобы удалить остаточный H2S. Жидкую фазу перегоняют в лаборатории с выделением фракции с начальной точкой дистилляции при 150°С PI-150, фракции 150-375°С и фракции 375°С+.
Массовые выходы по отношению к сырью и некоторые свойства упомянутых фракций собраны в таблице 2.
| Таблица 2 | |
| Фракции | |
| PI-150°С | Выход по отношению к сырью (% масс.) = 2,0 |
| D 15/4=0,765 | |
| Сера (ч./млн) = 20 | |
| 150-375°С | Выход по отношению к сырью (% масс.) = 18,0 |
| D 15/4 = 0,888 | |
| Сера (ч./млн) = 365 | |
| Цетан D613 = 33 | |
| 375°С+ | Выход по отношению к сырью (% масс.) = 77,5 |
| D 15/4 = 0,904 | |
| Сера (ч./млн) = 775 | |
| Азот (ч./млн) = 555 | |
| Содержание водорода (% масс.) = 12,49 | |
Пример 2 (согласно изобретению)
Готовят смесь, содержащую 21,38% масс. газойля прямой дистилляции (23,08% об.) и 78,62% масс. (76,92% об.) вакуумного дистиллята примера 1, происходящего из той же самой сырой нефти. Характеристики газойля и смеси собраны в таблице 3.
| Таблица 3 | ||
| Характеристики газойля прямой дистилляции и смеси | ||
| Газойль прямой дистилляции (тяжелый газойль) |
Смесь (21,38% масс. газойля прямой дистилляции +78,62% масс. ВД по примеру 1) |
|
| Плотность 15/4 | 0,8537 | 0,9225 |
| Сера (% масс.) | 1,35 | 2,60 |
| Азот (ч./млн) | 126 | 1105 |
| N основный (ч./млн) | 47 | 335 |
| Ароматические соединения (% масс.) | 30,2 | 48,2 |
| Содержание водорода (% масс.) | 13,09 | 12,00 |
| Асфальтены С7 (% масс.) | - | <0,02 |
| Т5% Модельная дистилляция | 219 | 275 |
| Т10% Модельная дистилляция | 245 | 310 |
| Т20% Модельная дистилляция | 272 | 365 |
| Т30% Модельная дистилляция | 290 | 425 |
| Т40% Модельная дистилляция | 304 | 450 |
| Т50% Модельная дистилляция | 317 | 475 |
| Т60% Модельная дистилляция | 330 | 492 |
| Т70% Модельная дистилляция | 344 | 514 |
| Т80% Модельная дистилляция | 359 | 535 |
| Т90% Модельная дистилляция | 375 | 560 |
| Т95% Модельная дистилляция | 386 | 580 |
| Фракция 375°С+,% масс. | 10 | 79 |
| Фракция 150-375°С,% масс. | 90 | 21 |
Смесь, 21% масс. которой кипит при температуре ниже 375°С, вводят в ту же самую пилотную установку, что в примере 1, и подвергают гидрообработке на том же самом объеме катализатора AXENS согласно тому же самому рабочему протоколу и в следующих условиях:
- общее давление = 50 бар;
- ЧОС по отношению к катализатору 1,3 об./об./ч, чтобы обработать за час то же самое объемное количество вакуумного дистиллята, что и в примере 1;
- количество H2 на литр сырья = 400 л (н.у.)/л при измерении на выходе из реактора;
- температура катализатора: идентична температуре примера 1.
Эфлюент, выходящий из реактора, разделяют на газовую фазу и жидкую фазу при температуре и давлении окружающей среды при помощи сепараторов. Затем жидкую фазу непрерывно отпаривают водородом, чтобы удалить остаточный H2S. Жидкую фазу перегоняют в лаборатории с выделением фракции Pi-150°С, фракции 150-375°С и фракции 375°С+.
Массовые выходы по отношению к сырью и некоторые свойства упомянутых фракций собраны в таблице 4.
| Таблица 4 | |
| Фракции | |
| PI-150°С | Выход по отношению к сырью (% масс.) = 1,2 |
| D 15/4 = 0,764 | |
| Сера (ч./млн) = 15 | |
| 150-375°С | Выход по отношению к сырью (% масс.) = 33,8 |
| D 15/4 = 0,853 | |
| Сера (ч./млн) = 120 | |
| Цетан D613 = 50,5 | |
| 375°С+ | Выход по отношению к сырью (% масс.) = 62,4 |
| D 15/4 = 0,899 | |
| Сера (ч./млн) = 600 | |
| Азот (ч./млн) = 450 | |
| Содержание водорода (% масс.) = 12,55 | |
Наблюдают, что присутствие в сырье способа предварительной обработки для ФКК 21,38% масс. газойлевой фракции, 90% масс. которой кипит при температуре ниже 375°С, позволяет улучшить обессеривание и гидрирование сырья для FCC (фракция 375°С+) и позволяет получить газойль (фракция 150-375°С) с более низким содержанием серы, имеющий более высокое цетановое число, чем в примере 1. Количество вакуумного дистиллята, обрабатываемое за час, остается тем же самым, что количество в примере 1.
Для данного примера время контакта сырье/катализатор меньше, чем в случае примера 2 (разность 21,4%); однако характеристики в терминах обессеривания и гидрирования фракции 375°С+, которая представляет собой сырье для FCC, лучше.
Пример 3 (согласно изобретению):
Смесь по примеру 2, 21% масс. которой кипит при температуре ниже 375°С, вводят в ту же самую пилотную установку, что в примере 1, и подвергают гидрообработке на том же самом объеме катализатора AXENS согласно тому же самому рабочему протоколу и в следующих операционных условиях:
- общее давление = 50 бар;
- ЧОС по отношению к катализатору 1,0 об./об./ч, идентичная скорости в примере 1, чтобы сохранить то же самое время контакта;
- количество Н2 на литр сырья = 400 л (н.у.)/л при измерении на выходе из реактора;
- температура катализатора: идентична температуре примера 1.
Эфлюент, выходящий из реактора, разделяют на газовую фазу и жидкую фазу при температуре и давлении окружающей среды при помощи сепараторов. Затем жидкую фазу непрерывно отпаривают водородом, чтобы удалить остаточный H2S. Жидкую фазу перегоняют в лаборатории с выделением фракции PI-150°С, фракции 150-375°С и фракции 375°С+.
Массовые выходы по отношению к сырью и некоторые свойства упомянутых фракций собраны в таблице 5.
| Таблица 5 | |
| Фракции | |
| PI-150°С | Выход по отношению к сырью (% масс.) = 1,8 |
| D 15/4 = 0,765 | |
| Сера (ч./млн) = 10 | |
| 150-375°С | Выход по отношению к сырью (% масс.) = 35,7 |
| D 15/4 = 0,854 | |
| Сера (ч./млн) = 50 | |
| Цетан D613 = 49 | |
| 375°С+ | Выход по отношению к сырью (% масс.) = 60,0 |
| D 15/4 = 0,896 | |
| Сера (ч./млн) = 350 | |
| Азот (ч./млн) = 120 | |
| Содержание водорода (% масс.) = 12,8 | |
Наблюдают, что присутствие в сырье способа предварительной обработки для ФКК 21,38% масс. газойлевой фракции, 90% масс. которой кипит при температуре ниже 375°С, улучшает обессеривание и гидрирование сырья для FCC (фракция 375°С+) и позволяет получить газойль (фракция 150-375°С) с более низким содержанием серы, имеющий более высокое цетановое число, чем в примере 1. При времени контакта сырья с катализатором, идентичным времени контакта в примере 1, выигрыш в обессеривании фракции 375°С+ составляет 55% и выигрыш в гидрировании составляет 2,5%.
Claims (23)
1. Способ обработки углеводородного сырья, содержащего фракцию вакуумного дистиллята или деасфальтированную нефть или смесь этих двух фракций, в котором
дистилляцией при атмосферном давлении сырой нефти извлекают газойлевую фракцию и остаток дистилляции при атмосферном давлении,
вакуумной дистилляцией вышеупомянутого остатка дистилляции при атмосферном давлении извлекают вакуумный дистиллят, который направляют на мягкий гидрокрекинг, и остаток вакуумной дистилляции,
дополнительно деасфальтацией по меньшей мере части остатка вакуумной дистилляции получают деасфальтированную нефть и асфальт,
подвергают мягкому гидрокрекингу в присутствии водорода и катализатора вышеупомянутый вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, называемые основным сырьем, которое является таким, что, по меньшей мере, 85 мас.% вышеупомянутого основного сырья кипит при температуре выше 375°С и, по меньшей мере, 95% вышеупомянутого основного сырья кипит при температуре ниже 650°С, причем мягкий гидрокрекинг осуществляют при абсолютном давлении от 2 до 12 МПа и при температуре, находящейся в интервале от 300 до 500°С, и в присутствии более легкой углеводородной фракции, называемой вторичным сырьем, по меньшей мере, 50 мас.% которого кипит при температуре ниже 375°С и, по меньшей мере, 80% которого кипит при температуре выше 200°С,
отделяют эфлюент, образующийся в результате мягкого гидрокрекинга, для отвода фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, содержащую менее 0,25 мас.% серы, и фракции, интервал дистилляции которой составляет от 130 до 390°С, имеющей следующие характеристики: D15/4 0,845-0,855, содержание серы 5-200 ч/млн по массе, цетановое число 48-52,
направляют вышеупомянутую фракцию, имеющую начальную температуру кипения выше 320°С, в зону каталитического крекинга для получения легкого газойля каталитического крекинга и тяжелого газойля каталитического крекинга.
дистилляцией при атмосферном давлении сырой нефти извлекают газойлевую фракцию и остаток дистилляции при атмосферном давлении,
вакуумной дистилляцией вышеупомянутого остатка дистилляции при атмосферном давлении извлекают вакуумный дистиллят, который направляют на мягкий гидрокрекинг, и остаток вакуумной дистилляции,
дополнительно деасфальтацией по меньшей мере части остатка вакуумной дистилляции получают деасфальтированную нефть и асфальт,
подвергают мягкому гидрокрекингу в присутствии водорода и катализатора вышеупомянутый вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, называемые основным сырьем, которое является таким, что, по меньшей мере, 85 мас.% вышеупомянутого основного сырья кипит при температуре выше 375°С и, по меньшей мере, 95% вышеупомянутого основного сырья кипит при температуре ниже 650°С, причем мягкий гидрокрекинг осуществляют при абсолютном давлении от 2 до 12 МПа и при температуре, находящейся в интервале от 300 до 500°С, и в присутствии более легкой углеводородной фракции, называемой вторичным сырьем, по меньшей мере, 50 мас.% которого кипит при температуре ниже 375°С и, по меньшей мере, 80% которого кипит при температуре выше 200°С,
отделяют эфлюент, образующийся в результате мягкого гидрокрекинга, для отвода фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, содержащую менее 0,25 мас.% серы, и фракции, интервал дистилляции которой составляет от 130 до 390°С, имеющей следующие характеристики: D15/4 0,845-0,855, содержание серы 5-200 ч/млн по массе, цетановое число 48-52,
направляют вышеупомянутую фракцию, имеющую начальную температуру кипения выше 320°С, в зону каталитического крекинга для получения легкого газойля каталитического крекинга и тяжелого газойля каталитического крекинга.
2. Способ по п.1, в котором вышеупомянутая более легкая фракция, по существу, состоит из газойлевой фракции, для которой температура Т5 находится в интервале от 190 до 210°С и температура Т95 - в интервале от 380 до 420°С.
3. Способ по одному из предыдущих пунктов, в котором вышеупомянутая более легкая фракция составляет до 50 мас.% от всего сырья, состоящего из основного сырья и вторичного сырья.
4. Способ по п.3, в котором вышеупомянутая более легкая фракция составляет от 5 до 40 мас.% от всего сырья, состоящего из основного сырья и вторичного сырья.
5. Способ по одному из пп.1, 2, в котором вышеупомянутая более легкая фракция, по существу, свободна от растворенного газообразного водорода.
6. Способ по одному из пп.1, 2, в котором все сырье, состоящее из основного сырья и вторичного сырья, содержит от 0,15 до 4,0 мас.% серы, от 200 до 4000 ч/млн по массе общего азота, от 100 до 2000 ч/млн по массе основного азота и от 10 до 90 мас.% ароматических соединений.
7. Способ по одному из пп.1, 2, в котором, по меньшей мере, 5% вышеупомянутого всего сырья кипит при температуре ниже 375°С и, по меньшей мере, 80 мас.% кипит при температуре ниже 580°С.
8. Способ по одному из пп.1, 2, в котором
вышеупомянутая фракция вакуумного дистиллята и/или вышеупомянутая деасфальтированная нефть происходят из дистилляции при атмосферном давлении сырой нефти, позволяющей разделить на, по меньшей мере, одну газойлевую фракцию и остаток дистилляции при атмосферном давлении, при этом вышеупомянутый остаток подвергают вакуумной дистилляции, чтобы разделить на, по меньшей мере, один вакуумный дистиллят и остаток вакуумной дистилляции,
подвергают мягкому гидрокрекингу вышеупомянутый вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, происходящую из деасфальтации вышеупомянутого остатка вакуумной дистилляции,
вторичное сырье, происходящее из дистилляции вышеупомянутой газойлевой фракции, разделяют, по меньшей мере, на легкую газойлевую фракцию и тяжелую газойлевую фракцию, часть, по меньшей мере, вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции вводят (вторичное сырье) в основное сырье, обрабатываемое мягким гидрокрекингом.
вышеупомянутая фракция вакуумного дистиллята и/или вышеупомянутая деасфальтированная нефть происходят из дистилляции при атмосферном давлении сырой нефти, позволяющей разделить на, по меньшей мере, одну газойлевую фракцию и остаток дистилляции при атмосферном давлении, при этом вышеупомянутый остаток подвергают вакуумной дистилляции, чтобы разделить на, по меньшей мере, один вакуумный дистиллят и остаток вакуумной дистилляции,
подвергают мягкому гидрокрекингу вышеупомянутый вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, происходящую из деасфальтации вышеупомянутого остатка вакуумной дистилляции,
вторичное сырье, происходящее из дистилляции вышеупомянутой газойлевой фракции, разделяют, по меньшей мере, на легкую газойлевую фракцию и тяжелую газойлевую фракцию, часть, по меньшей мере, вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции вводят (вторичное сырье) в основное сырье, обрабатываемое мягким гидрокрекингом.
9. Способ по п.8, в котором часть тяжелой газойлевой фракции вводят в основное сырье, при этом другую часть смешивают с легкой газойлевой фракцией.
10. Способ по одному из пп.1, 2, в котором
вышеупомянутая фракция вакуумного дистиллята и/или вышеупомянутая деасфальтированная нефть происходят из дистилляции при атмосферном давлении сырой нефти, позволяющей разделить, по меньшей мере, легкую газойлевую фракцию, тяжелую газойлевую фракцию и остаток дистилляции при атмосферном давлении, при этом вышеупомянутый остаток подвергают вакуумной дистилляции для получения, по меньшей мере, одного вакуумного дистиллята и остатка вакуумной дистилляции,
подвергают мягкому гидрокрекингу вышеупомянутый вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, происходящую из деасфальтации вышеупомянутого остатка вакуумной дистилляции,
по меньшей мере, часть вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции вводят (вторичное сырье) в основное сырье, обрабатываемое мягким гидрокрекингом.
вышеупомянутая фракция вакуумного дистиллята и/или вышеупомянутая деасфальтированная нефть происходят из дистилляции при атмосферном давлении сырой нефти, позволяющей разделить, по меньшей мере, легкую газойлевую фракцию, тяжелую газойлевую фракцию и остаток дистилляции при атмосферном давлении, при этом вышеупомянутый остаток подвергают вакуумной дистилляции для получения, по меньшей мере, одного вакуумного дистиллята и остатка вакуумной дистилляции,
подвергают мягкому гидрокрекингу вышеупомянутый вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, происходящую из деасфальтации вышеупомянутого остатка вакуумной дистилляции,
по меньшей мере, часть вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции вводят (вторичное сырье) в основное сырье, обрабатываемое мягким гидрокрекингом.
11. Способ по п.10, в котором часть тяжелой газойлевой фракции вводят в основное сырье, при этом другую часть смешивают с легкой газойлевой фракцией.
12. Способ по одному из пп.1, 2, в котором
вышеупомянутая фракция вакуумного дистиллята и/или вышеупомянутая деасфальтированная нефть происходят из дистилляции при атмосферном давлении сырой нефти, позволяющей разделить, по меньшей мере, легкую газойлевую фракцию и остаток дистилляции при атмосферном давлении, содержащий тяжелую газойлевую фракцию, при этом вышеупомянутый остаток подвергают вакуумной дистилляции, чтобы разделить, по меньшей мере, один вакуумный дистиллят, остаток вакуумной дистилляции и тяжелую газойлевую фракцию,
по меньшей мере, часть вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции вводят (вторичное сырье) в основное сырье, обрабатываемое мягким гидрокрекингом.
вышеупомянутая фракция вакуумного дистиллята и/или вышеупомянутая деасфальтированная нефть происходят из дистилляции при атмосферном давлении сырой нефти, позволяющей разделить, по меньшей мере, легкую газойлевую фракцию и остаток дистилляции при атмосферном давлении, содержащий тяжелую газойлевую фракцию, при этом вышеупомянутый остаток подвергают вакуумной дистилляции, чтобы разделить, по меньшей мере, один вакуумный дистиллят, остаток вакуумной дистилляции и тяжелую газойлевую фракцию,
по меньшей мере, часть вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции вводят (вторичное сырье) в основное сырье, обрабатываемое мягким гидрокрекингом.
13. Способ по п.12, в котором другую часть тяжелой газойлевой фракции смешивают с легкой газойлевой фракцией.
14. Способ по одному из пп.1, 2 для обработки вакуумного дистиллята, в котором остаток вакуумной дистилляции целиком или частично подвергают процессу конверсии.
15. Установка для осуществления способа предварительной обработки сырья каталитического крекинга в псевдоожиженном слое мягким гидрокрекингом с основным сырьем, которое представляет собой вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, и которая содержит
зону мягкого гидрокрекинга (7), содержащую катализатор и снабженную трубопроводом (5) для введения водорода, трубопроводом (6) для введения основного сырья, которое представляет собой вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, по меньшей мере, 85 мас.% которого кипит при температуре выше 375°С и, по меньшей мере, 95% вышеупомянутого основного сырья кипит при температуре ниже 650°С, и трубопроводом для введения сырья, называемого вторичным, по меньшей мере, 50 мас.% которого кипит при температуре ниже 375°С и, по меньшей мере, 80 мас.% кипит при температуре выше 200°С, и трубопроводом (8) для отвода эфлюента,
зону разделения (9), снабженную трубопроводом для введения вышеупомянутого эфлюента и, по меньшей мере, одним трубопроводом (20) для отвода фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, содержащую менее 0,25 мас.% серы, и фракции, интервал дистилляции которой составляет от 130 до 390°С, имеющей следующие характеристики: D15/4 0,845-0,855, содержание серы 5-200 ч/млн, по массе, цетановое число 48-52, и трубопроводом (10), чтобы отделить фракцию, интервал температур дистилляции которой составляет от 130 до 390°С,
зону (30) каталитического крекинга в псевдоожиженном слое, снабженную трубопроводом (20) для введения вышеупомянутой фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, по меньшей мере, одним трубопроводом (31) для выпуска легкого газойля каталитического крекинга и, по меньшей мере, одним трубопроводом (32) для выпуска тяжелого газойля каталитичекого крекинга.
зону мягкого гидрокрекинга (7), содержащую катализатор и снабженную трубопроводом (5) для введения водорода, трубопроводом (6) для введения основного сырья, которое представляет собой вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, по меньшей мере, 85 мас.% которого кипит при температуре выше 375°С и, по меньшей мере, 95% вышеупомянутого основного сырья кипит при температуре ниже 650°С, и трубопроводом для введения сырья, называемого вторичным, по меньшей мере, 50 мас.% которого кипит при температуре ниже 375°С и, по меньшей мере, 80 мас.% кипит при температуре выше 200°С, и трубопроводом (8) для отвода эфлюента,
зону разделения (9), снабженную трубопроводом для введения вышеупомянутого эфлюента и, по меньшей мере, одним трубопроводом (20) для отвода фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, содержащую менее 0,25 мас.% серы, и фракции, интервал дистилляции которой составляет от 130 до 390°С, имеющей следующие характеристики: D15/4 0,845-0,855, содержание серы 5-200 ч/млн, по массе, цетановое число 48-52, и трубопроводом (10), чтобы отделить фракцию, интервал температур дистилляции которой составляет от 130 до 390°С,
зону (30) каталитического крекинга в псевдоожиженном слое, снабженную трубопроводом (20) для введения вышеупомянутой фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, по меньшей мере, одним трубопроводом (31) для выпуска легкого газойля каталитического крекинга и, по меньшей мере, одним трубопроводом (32) для выпуска тяжелого газойля каталитичекого крекинга.
16. Установка по п.15 для осуществления способа предварительной обработки сырья каталитического крекинга в псевдоожиденном слое мягким гидрокрекингом с основным сырьем, которое представляет собой вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, которая включает:
колонну для дистилляции при атмосферном давлении (2) сырой нефти, снабженную трубопроводом (1) для введения сырой нефти, по меньшей мере, одним трубопроводом для извлечения газойлевой фракции и трубопроводом (3) для извлечения остатка дистилляции при атмосферном давлении,
колонну для вакуумной дистилляции (4), снабженную трубопроводом (3) для введения вышеупомянутого остатка дистилляции при атмосферном давлении, по меньшей мере, одним трубопроводом (6) для извлечения вакуумного дистиллята и трубопроводом (11) для извлечения остатка вакуумной дистилляции,
возможно, установку деасфальтизации (28), снабженную трубопроводом (11) для введения части, по меньшей мере, остатка вакуумной дистилляции, трубопроводом (33), по которому вводят деасфальтированную нефть, полученную в зоне (7) мягкого гидрокрекинга, и трубопроводом (34) для выпуска асфальта,
зону мягкого гидрокрекинга (7), содержащую катализатор и снабженную трубопроводом (5) для введения водорода, трубопроводом (6) для введения основного сырья, которое представляет собой вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, по меньшей мере, 85 мас.% которого кипит при температуре выше 375°С, и трубопроводом для введения сырья, называемого вторичным, по меньшей мере, 50 мас.% которого кипит при температуре ниже 375°С и, по меньшей мере, 80 мас.% кипит при температуре выше 200°С, и трубопроводом (8) для отвода эфлюента,
зону разделения (9), снабженную трубопроводом для введения вышеупомянутого эфлюента и, по меньшей мере, одним трубопроводом (20) для отвода фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, содержащую менее 0,25 мас.% серы, и фракции, интервал дистилляции которой составляет от 130 до 390°С, имеющей следующие характеристики: D15/4 0,845-0,855, содержание серы 5-200 ч/млн, по массе, цетановое число 48-52, и трубопроводом (10) для отделения фракции, интервал температур дистилляции которой составляет от 130 до 390°С,
зону (30) каталитического крекинга в псевдоожиженном слое, снабженную трубопроводом (20) для введения вышеупомянутой фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, по меньшей мере, одним трубопроводом (31) для выпуска легкого газойля каталитического крекинга и, по меньшей мере, одним трубопроводом (32) для выпуска тяжелого газойля каталитического крекинга.
колонну для дистилляции при атмосферном давлении (2) сырой нефти, снабженную трубопроводом (1) для введения сырой нефти, по меньшей мере, одним трубопроводом для извлечения газойлевой фракции и трубопроводом (3) для извлечения остатка дистилляции при атмосферном давлении,
колонну для вакуумной дистилляции (4), снабженную трубопроводом (3) для введения вышеупомянутого остатка дистилляции при атмосферном давлении, по меньшей мере, одним трубопроводом (6) для извлечения вакуумного дистиллята и трубопроводом (11) для извлечения остатка вакуумной дистилляции,
возможно, установку деасфальтизации (28), снабженную трубопроводом (11) для введения части, по меньшей мере, остатка вакуумной дистилляции, трубопроводом (33), по которому вводят деасфальтированную нефть, полученную в зоне (7) мягкого гидрокрекинга, и трубопроводом (34) для выпуска асфальта,
зону мягкого гидрокрекинга (7), содержащую катализатор и снабженную трубопроводом (5) для введения водорода, трубопроводом (6) для введения основного сырья, которое представляет собой вакуумный дистиллят и/или деасфальтированную нефть, по меньшей мере, 85 мас.% которого кипит при температуре выше 375°С, и трубопроводом для введения сырья, называемого вторичным, по меньшей мере, 50 мас.% которого кипит при температуре ниже 375°С и, по меньшей мере, 80 мас.% кипит при температуре выше 200°С, и трубопроводом (8) для отвода эфлюента,
зону разделения (9), снабженную трубопроводом для введения вышеупомянутого эфлюента и, по меньшей мере, одним трубопроводом (20) для отвода фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, содержащую менее 0,25 мас.% серы, и фракции, интервал дистилляции которой составляет от 130 до 390°С, имеющей следующие характеристики: D15/4 0,845-0,855, содержание серы 5-200 ч/млн, по массе, цетановое число 48-52, и трубопроводом (10) для отделения фракции, интервал температур дистилляции которой составляет от 130 до 390°С,
зону (30) каталитического крекинга в псевдоожиженном слое, снабженную трубопроводом (20) для введения вышеупомянутой фракции, имеющей начальную температуру кипения выше 320°С, по меньшей мере, одним трубопроводом (31) для выпуска легкого газойля каталитического крекинга и, по меньшей мере, одним трубопроводом (32) для выпуска тяжелого газойля каталитического крекинга.
17. Установка по одному из пп.15-16, снабженная трубопроводом (13) для отвода вышеупомянутого газойля, разделенного в колонне дистилляции при атмосферном давлении (2), и содержащая дополнительно:
зону дистилляции (14), снабженную трубопроводом (17) для отвода легкой газойлевой фракции и также трубопроводом (15) для отвода тяжелой газойлевой фракции,
трубопровод (16) для введения части, по меньшей мере, вышеупомянутой тяжелой фракции (вторичное сырье) в трубопровод (6), подающий вышеупомянутое основное сырье в зону мягкого гидрокрекинга (7).
зону дистилляции (14), снабженную трубопроводом (17) для отвода легкой газойлевой фракции и также трубопроводом (15) для отвода тяжелой газойлевой фракции,
трубопровод (16) для введения части, по меньшей мере, вышеупомянутой тяжелой фракции (вторичное сырье) в трубопровод (6), подающий вышеупомянутое основное сырье в зону мягкого гидрокрекинга (7).
18. Установка по п.17, снабженная трубопроводом (18) для введения части тяжелой газойлевой фракции, выходящей по трубопроводу (15), в вышеупомянутую легкую газойлевую фракцию, выходящую по вышеупомянутому трубопроводу (17).
19. Установка по одному из пп.15-16, снабженная трубопроводом (21) для извлечения легкой газойлевой фракции и трубопроводом (22) для извлечения тяжелой газойлевой фракции из колонны дистилляции при атмосферном давлении (2) и содержащая дополнительно трубопровод (23) для введения части, по меньшей мере, вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции (вторичное сырье) в трубопровод (6), подающий вышеупомянутое основное сырье в зону мягкого гидрокрекинга (7).
20. Установка по п.19, снабженная трубопроводом (24) для введения части тяжелой газойлевой фракции, выходящей по трубопроводу (22), в вышеупомянутую легкую газойлевую фракцию, выходящую по вышеупомянутому трубопроводу (21).
21. Установка по одному из пп.15-16, снабженная трубопроводом (21) для извлечения легкой газойлевой фракции из колонны дистилляции при атмосферном давлении (2) и трубопроводом (3) для извлечения остатка дистилляции при атмосферном давлении и тяжелой газойлевой фракции, и содержащая дополнительно:
колонну вакуумной дистилляции (4), снабженную трубопроводом (3) для введения вышеупомянутого остатка дистилляции при атмосферном давлении,
трубопровод (25) для отвода тяжелой фракции тяжелого газойля из вышеупомянутой колонны вакуумной дистилляции,
трубопровод (26) для введения части, по меньшей мере, вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции (вторичное сырье) в трубопровод (6), подающий вышеупомянутое основное сырье в зону мягкого гидрокрекинга (7).
колонну вакуумной дистилляции (4), снабженную трубопроводом (3) для введения вышеупомянутого остатка дистилляции при атмосферном давлении,
трубопровод (25) для отвода тяжелой фракции тяжелого газойля из вышеупомянутой колонны вакуумной дистилляции,
трубопровод (26) для введения части, по меньшей мере, вышеупомянутой тяжелой газойлевой фракции (вторичное сырье) в трубопровод (6), подающий вышеупомянутое основное сырье в зону мягкого гидрокрекинга (7).
22. Установка по п.21, снабженная трубопроводом (27) для введения части тяжелой газойлевой фракции, выходящей по трубопроводу (25), в вышеупомянутую легкую газойлевую фракцию, выходящую по вышеупомянутому трубопроводу (21).
23. Установка по одному из пп.15, 16, дополнительно включающая трубопровод (11), подающий целиком или частично остаток вакуумной дистилляции в зону конверсии (12).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0505865 | 2005-06-09 | ||
| FR0505865A FR2886941B1 (fr) | 2005-06-09 | 2005-06-09 | Procede d'hydrocraquage doux incluant une dilution de la charge |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007149274A RU2007149274A (ru) | 2009-07-10 |
| RU2412976C2 true RU2412976C2 (ru) | 2011-02-27 |
Family
ID=35344719
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007149274/04A RU2412976C2 (ru) | 2005-06-09 | 2006-05-29 | Способ мягкого гидрокрекинга, включающий разбавление сырья |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7718050B2 (ru) |
| EP (1) | EP1893727A2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0611736A2 (ru) |
| CA (1) | CA2611089C (ru) |
| FR (1) | FR2886941B1 (ru) |
| RU (1) | RU2412976C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006131621A2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2601414C2 (ru) * | 2011-12-23 | 2016-11-10 | Ифп Энержи Нувелль | Усовершенствованный способ конверсии тяжелого сырья в средние дистилляты с предварительной обработкой, до подачи в установку каталитического крекинга |
| RU2612133C1 (ru) * | 2016-03-11 | 2017-03-02 | Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП") | Способ гидрогенизационной переработки вакуумного дистиллата |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2910486B1 (fr) * | 2006-12-21 | 2009-02-13 | Inst Francais Du Petrole | Procede de conversion de charges issues de sources renouvelables pour produire des bases carburants gazoles de faible teneur en soufre et de cetane ameliore |
| US8433680B2 (en) | 2008-07-01 | 2013-04-30 | Oracle International Corporation | Capturing and restoring database session state |
| FR2935982B1 (fr) * | 2008-09-15 | 2010-12-17 | Total France | Procede de pretraitement de fcc par hydrocraquage doux incluant une dilution de la charge par une charge d'origine biologique |
| CO6290095A1 (es) * | 2009-12-11 | 2011-06-20 | Ecopetrol Sa | Proceso para incrementar la produccion de aceite liviano de ciclo en una unidad de ruptura catalitica |
| US9101854B2 (en) | 2011-03-23 | 2015-08-11 | Saudi Arabian Oil Company | Cracking system and process integrating hydrocracking and fluidized catalytic cracking |
| US9101853B2 (en) | 2011-03-23 | 2015-08-11 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated hydrocracking and fluidized catalytic cracking system and process |
| US20140034551A1 (en) * | 2011-04-15 | 2014-02-06 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Fcc process for maximizing diesel |
| US8932451B2 (en) | 2011-08-31 | 2015-01-13 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Integrated crude refining with reduced coke formation |
| JP6026782B2 (ja) * | 2012-05-31 | 2016-11-16 | 出光興産株式会社 | 重質油の水素化処理方法 |
| CN103805256B (zh) * | 2012-11-07 | 2015-09-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种催化柴油反应蒸馏方法 |
| CN104611049B (zh) * | 2013-11-05 | 2016-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种催化柴油反应蒸馏方法 |
| US9181500B2 (en) | 2014-03-25 | 2015-11-10 | Uop Llc | Process and apparatus for recycling cracked hydrocarbons |
| US10385279B2 (en) | 2014-03-25 | 2019-08-20 | Uop Llc | Process and apparatus for recycling cracked hydrocarbons |
| FR3022255B1 (fr) * | 2014-06-13 | 2016-07-29 | Ifp Energies Now | Procede d'hydrotraitement de coupes distillats utilisant un catalyseur a base d'une alumine mesoporeuse amorphe ayant une connectivite elevee |
| 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 |
| US12025435B2 (en) | 2017-02-12 | 2024-07-02 | Magēmã Technology LLC | Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil |
| US12281266B2 (en) | 2017-02-12 | 2025-04-22 | Magẽmã Technology LLC | Heavy marine fuel oil composition |
| 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 |
| US12071592B2 (en) | 2017-02-12 | 2024-08-27 | Magēmā Technology LLC | Multi-stage process and device utilizing structured catalyst beds and reactive distillation for the production of a low sulfur heavy marine fuel oil |
| CN111479907A (zh) * | 2017-12-19 | 2020-07-31 | 埃克森美孚研究工程公司 | 低硫船用燃料组合物 |
| US11578273B1 (en) | 2022-02-15 | 2023-02-14 | Saudi Arabian Oil Company | Upgrading of heavy residues by distillation and supercritical water treatment |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2914457A (en) * | 1957-06-28 | 1959-11-24 | Texaco Inc | Petroleum refining process |
| RU2140965C1 (ru) * | 1993-08-10 | 1999-11-10 | Грозненский нефтяной научно-исследовательский институт | Способ переработки остатков атмосферной перегонки нефти |
| RU2214440C1 (ru) * | 1999-12-10 | 2003-10-20 | ДжГК Корпорейшн | Способ и устройство (варианты) для переработки нефти |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6280606B1 (en) * | 1999-03-22 | 2001-08-28 | Institut Francais Du Petrole | Process for converting heavy petroleum fractions that comprise a distillation stage, ebullated-bed hydroconversion stages of the vacuum distillate, and a vacuum residue and a catalytic cracking stage |
| FR2815041B1 (fr) * | 2000-10-05 | 2018-07-06 | IFP Energies Nouvelles | Procede de production de diesel par hydrocraquage a pression moderee |
| US6702935B2 (en) * | 2001-12-19 | 2004-03-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrocracking process to maximize diesel with improved aromatic saturation |
| FR2864103B1 (fr) * | 2003-12-23 | 2006-03-17 | Inst Francais Du Petrole | Procede de traitement d'une charge hydrocarbonee incluant un enlevement des resines |
-
2005
- 2005-06-09 FR FR0505865A patent/FR2886941B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-05-29 WO PCT/FR2006/001238 patent/WO2006131621A2/fr not_active Application Discontinuation
- 2006-05-29 EP EP06764709A patent/EP1893727A2/fr not_active Ceased
- 2006-05-29 BR BRPI0611736-8A patent/BRPI0611736A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2006-05-29 RU RU2007149274/04A patent/RU2412976C2/ru active
- 2006-05-29 CA CA2611089A patent/CA2611089C/fr not_active Expired - Fee Related
- 2006-06-09 US US11/449,867 patent/US7718050B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2914457A (en) * | 1957-06-28 | 1959-11-24 | Texaco Inc | Petroleum refining process |
| RU2140965C1 (ru) * | 1993-08-10 | 1999-11-10 | Грозненский нефтяной научно-исследовательский институт | Способ переработки остатков атмосферной перегонки нефти |
| RU2214440C1 (ru) * | 1999-12-10 | 2003-10-20 | ДжГК Корпорейшн | Способ и устройство (варианты) для переработки нефти |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2601414C2 (ru) * | 2011-12-23 | 2016-11-10 | Ифп Энержи Нувелль | Усовершенствованный способ конверсии тяжелого сырья в средние дистилляты с предварительной обработкой, до подачи в установку каталитического крекинга |
| RU2612133C1 (ru) * | 2016-03-11 | 2017-03-02 | Акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (АО "ВНИИ НП") | Способ гидрогенизационной переработки вакуумного дистиллата |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2611089C (fr) | 2013-09-24 |
| US20060289338A1 (en) | 2006-12-28 |
| EP1893727A2 (fr) | 2008-03-05 |
| FR2886941A1 (fr) | 2006-12-15 |
| US7718050B2 (en) | 2010-05-18 |
| WO2006131621A3 (fr) | 2007-02-08 |
| CA2611089A1 (fr) | 2006-12-14 |
| BRPI0611736A2 (pt) | 2010-09-28 |
| RU2007149274A (ru) | 2009-07-10 |
| FR2886941B1 (fr) | 2010-02-12 |
| WO2006131621A2 (fr) | 2006-12-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2412976C2 (ru) | Способ мягкого гидрокрекинга, включающий разбавление сырья | |
| US11753595B2 (en) | Configuration for olefins production | |
| KR102529349B1 (ko) | 연료 오일을 제조하도록 수소처리 단계, 수소화분해 단계, 석출 단계 및 침전물 분리 단계를 포함한 공급 원료를 변환하기 위한 방법 | |
| RU2707509C2 (ru) | Усовершенствованный способ конверсии тяжелого углеводородного сырья | |
| ES2732813T3 (es) | Hidrocraqueo de residuos con múltiples etapas | |
| CN105793395B (zh) | 进行选择性级联脱沥青的精炼含重质烃原料的方法 | |
| CN111433328A (zh) | 用于提质加氢裂化器未转化的重油的方法和系统 | |
| EA032845B1 (ru) | Новый интегрированный способ обработки нефтяных фракций для получения мазутов с низким содержанием серы и осадков | |
| CN108138057B (zh) | 全原油转化成加氢处理的蒸馏物和石油生焦炭的整合沸腾床加氢加工，固定床加氢加工和焦化方法 | |
| CN113227330A (zh) | 具有选择性加氢裂化和蒸汽热解方法的集成芳烃分离方法 | |
| CN110776954A (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 | |
| CN118414408A (zh) | 采用阶段沥青质脱除的最大重油转化率的工艺方案 | |
| US10800984B1 (en) | Process for hydrotreating a hydrocarbon residue stream | |
| RU2815696C2 (ru) | Конфигурация производства олефинов | |
| RU2799007C2 (ru) | Конфигурация производства олефинов | |
| US20250051663A1 (en) | Process for heavy, whole crude conversion to valuable chemicals through integrated crude conditioning and steam cracking | |
| RU2801941C1 (ru) | Объединенный способ двухстадийного гидрокрекинга и процесса гидроочистки | |
| WO2025034917A1 (en) | Integrated fixed bed hydroprocessing, delayed coking, and pyrolysis process to produce chemicals and petroleum coke | |
| EA038171B1 (ru) | Интегрированный способ гидроочистки и парового пиролиза в целях прямой переработки сырой нефти для получения олефиновых и ароматических нефтехимических продуктов |