RU2495086C2 - Избирательный рецикл тяжелого газойля для оптимальной интеграции перегонки тяжелой нефти и переработки вакуумного газойля - Google Patents

Избирательный рецикл тяжелого газойля для оптимальной интеграции перегонки тяжелой нефти и переработки вакуумного газойля Download PDF

Info

Publication number
RU2495086C2
RU2495086C2 RU2010151943/04A RU2010151943A RU2495086C2 RU 2495086 C2 RU2495086 C2 RU 2495086C2 RU 2010151943/04 A RU2010151943/04 A RU 2010151943/04A RU 2010151943 A RU2010151943 A RU 2010151943A RU 2495086 C2 RU2495086 C2 RU 2495086C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
vacuum
heavy
stream
distillation
gas oil
Prior art date
Application number
RU2010151943/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2010151943A (ru
Inventor
Джеймс Дж. КОЛЬЯР
Джон Е. ДАДДИ
Original Assignee
Ифп Энержи Нувелль
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ифп Энержи Нувелль filed Critical Ифп Энержи Нувелль
Publication of RU2010151943A publication Critical patent/RU2010151943A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2495086C2 publication Critical patent/RU2495086C2/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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • 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
    • C10G11/16—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "moving bed" method
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1074—Vacuum distillates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1077—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
    • C10G2300/30—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
    • C10G2300/4081—Recycling aspects

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 способу перегонки тяжелого вакуумного остатка и переработки вакуумного газойля, где сырье вакуумного остатка сначала подвергают перегонке тяжелой нефти. Способ включает в себя вакуумное разделение выходящего потока указанной перегонки для получения потока тяжелого тяжелого вакуумного газойля (ТТВГ), причем указанный ТТВГ-поток состоит из более 90% масс. содержимого, кипящего в диапазоне 449-566°C, часть которого затем рециклируют обратно на этап перегонки тяжелой нефти, легкого вакуумного газойля (ЛВГ), содержимое которого на 90-100% масс. кипит при температуре ниже 538°C, среднего вакуумного газойля (СВГ), кипящего в диапазоне между ЛВГ и ТТВГ, и продукт в виде вакуумного остатка, обработку вакуумного газойля (ВГ), в которой по меньшей мере часть указанного ЛВГ и/или СВГ подвергают гидроочистке. Технический результат - более высокая селективность по выходу дизельного топлива. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл., 1 пр.

Description

Уровень техники
Углеводородные соединения используются для различных целей. В частности, углеводородные соединения используются в качестве топлива, растворителей, обезжиривателей, чистящих средств и исходных продуктов для получения полимеров. Наиболее важным источником углеводородных соединений является сырая нефть. Переработка сырой нефти на отдельные фракции углеводородных соединений является хорошо известным процессом.
Вообще говоря, нефтеперерабатывающий завод получает сырую нефть и производит из нее самые различные углеводородные продукты следующим образом. Сырой продукт первоначально подается в колонну для перегонки сырой нефти, разделяющую ее на самые различные компоненты, включая нафту, дизельное топливо и атмосферные остатки (которые кипят при температуре приблизительно выше 343°C).
Атмосферные остатки из колонны для перегонки сырой нефти затем подаются для дальнейшей переработки в вакуум-перегонный куб, где она дальше разделяется на поток тяжелых вакуумных остатков (например, с температурой кипения выше 566°C) и на поток вакуумного газойля (ВГ, VGO) (с номинальной температурой кипения от 343 до 566°C). В этом месте тяжелые остатки вакуумной перегонки, полученные в качестве продукта, могут быть подвергнуты дальнейшей обработке для удаления нежелательных примесей или переработке в полезные углеводородные продукты.
Для переработки потока остатков вакуумной перегонки были разработаны и реализованы технологии (псевдо)кипящего слоя, которые имеют многочисленные преимущества в отношении рабочих характеристик и эффективности, особенно для тяжелого нефтяного сырья. Этот процесс в общем описан в патенте США № Re 25770, выданном Johanson, указанном здесь в качестве ссылки. Переработка остатков вакуумной перегонки обычно включает в себя их превращение в более легкокипящие продукты с повышением качества (уменьшением количества примесей) конвертированных продуктов переработки и в неконвертированный остаток вакуумной перегонки.
Процесс с кипящим слоем включает в себя пропускание параллельно текущих потоков жидкостей или суспензий из жидкостей и твердых веществ и газа через вертикальную цилиндрическую емкость, содержащую катализатор. Катализатор приводится в движение в жидкости, и его общий объем при диспергировании в жидкой среде будет больше объема его неподвижной массы. Эта технология используется при повышении качества типового остатка вакуумной перегонки в виде тяжелых жидких углеводородов или при переработке каменного угля в синтетические масла.
Описанное здесь изобретение является улучшенной схемой, которая оптимально интегрирует перегонку тяжелой нефти/улучшение качества остатков вакуумной перегонки и предпочтительно гидроочистку/гидрокрекинг, как составляющую процесса переработки вакуумного газойля. Изобретение может быть применено в широком круге областей, включая системы реакторов с кипящим слоем, системы с неподвижным слоем, системы реакторов с суспезией диспергированного катализатора и их комбинации, включая, но не только, нефтяные атмосферные или вакуумные остатки, каменный уголь, лигнит, потоки углеводородных отходов или их комбинации.
Изобретение включает в себя создание и рецикл определенного продукта из вакуум-перегонного куба (тяжелого-тяжелого ВГ или ТТВГ) обратно в реактор переработки тяжелой нефти. Рецикл является фракцией, обычно кипящей в диапазоне температур 454-566°C и содержащей большинство из критических загрязнений, включая значение CCR (коксуемость по Конрадсону) и количество примесей, нерастворимых в гептане для всего ВГ продукта.
Оставшийся ВГ (например, легкие фракции ВГ и средние фракции ВГ), который направляется в аппарат гидроочистки или гидрокрекинга, имеет значительно меньшее значение CCR и количество асфальтенов и поэтому легче перерабатывается. Вакуумный перегонный куб в этом изобретении, с помощью которого перегонкой разделяют поэтапно продукты, обычно способен производить четыре продукта, включая (в порядке диапазона температур кипения) ЛВГ - легкий вакуумный газойль; СВГ - средний вакуумный газойль; ТТВГ - тяжелый-тяжелый вакуумный газойль; и осадок вакуумной перегонки - остаток. СВГ будет также иметь меньше остатка вакуумной перегонки, больше всего способствующего деактивированию катализатора в аппарате гидроочистки.
Поток ТТВГ затем подвергают переработке, включая крегинг и гидрогенизацию, при рециклировании его назад в реактор перегонки тяжелой нефти, при этом все продукты вакуумной перегонки газойля будут представлять ЛВГ, СВГ и продукт с температурой кипения в диапазоне как у дизельного топлива.
Сущность изобретения
Объектом этого изобретения является предлагаемая новая конфигурация реактора для оптимальной переработки подаваемых тяжелых остатков вакуумной перегонки с получением подходящего сырья для гидроочистки/гидрокрекинга продукта перегонки вакуумного газойля (ВГ).
Новые отличительные особенности этого изобретения включают в себя получение посредством разделения в вакууме отдельного ТТВГ-продукта из вакуум-перегонного куба в процессе вакуумной переработки тяжелой нефти, в результате чего получают такие продукты, как легкий и средний вакуумные газойли. Этот СВГ будет иметь повышенное качество и будет подходящим для типовых процессов вакуумной переработки нефти и обладать минимальным риском в отношении нежелательного переноса остатка вакуумной перегонки в сырье, подаваемое в установку для переработки ВГ.
Другой новой отличительной особенностью изобретения является рециклирование ТТВГ-потока в реактор для перегонки, предпочтительно до окончания процесса, что приводит к увеличенной селективности по более ценному дизельному топливу в кубе для перегонки тяжелой нефти.
Изобретение далее может быть описано следующим образом: в процессе перегонки/улучшения качества тяжелого остатка вакуумной перегонки и переработки вакуумного газойля, где сначала перерабатывают вакуумный остаток посредством установки для улучшения качества продукта перегонки тяжелой нефти с целью получения потока тяжелого вакуумного газойля (ТВГ) для дальнейшей его гидроочистки, при этом улучшение включает в себя:
отделение части указанного потока тяжелого вакуумного газойля для получения потока тяжелого-тяжелого вакуумного газойля (ТТВГ), причем указанный поток ТТВГ имеет более 90% содержимого с температурой кипения в диапазоне 454-566°C, которое затем рециклируется обратно в установку для улучшения качества продукта перегонки тяжелой нефти.
Рециклирование приводит к перегонке ТТВГ с более высоким общим выходом дизельного топлива и к подаче более легкого и более простого для переработки СВГ продукта в аппарат для гидроочистки ВГ, расположенный ниже по потоку. Изобретение поэтому дает возможность осуществить более желательную селективность куба перегонки тяжелой нефти и получить более экономически эффективную установку переработки вакуумного газойля.
Более конкретно, изобретение относится к способу перегонки тяжелого вакуумного остатка и переработке вакуумного газойля, в котором сырье в виде вакуумного остатка сначала обрабатывается на этапе перегонки тяжелой нефти, при этом указанный способ включает в себя:
вакуумное разделение отходящего потока из указанного этапа перегонки с получением потока тяжелого-тяжелого вакуумного газойля (ТТВГ), при этом указанный ТТВГ-поток имеет более 90% масс. содержимого с температурой кипения в диапазоне 449-566°C, часть которого затем рециклируется назад на этап перегонки тяжелой нефти.
В предпочтительном варианте воплощения при вакуумном разделении также получают легкий вакуумный газойль (ЛВГ), в котором 90-100% масс. кипят ниже 538°C, средний вакуумный газойль (СВГ) с температурой кипения между ЛВГ и ТТВГ и продуктом в виде вакуумных остатков, и по меньшей мере часть указанного ЛВГ и/или СВГ подвергают гидроочистке, и необязательно по меньшей мере часть указанных вакуумных остатков может быть рециклирована в этап перегонки тяжелой нефти.
Предпочтительный способ перегонки атмосферного или вакуумного остатка включает в себя:
a) подачу атмосферного или вакуумного остатка в реактор перегонки тяжелой нефти, при этом по меньшей мере 40% указанного атмосферного или вакуумного остатка имеет температуру кипения выше 1000°F (538°C), и указанный реактор работает в условиях: температура в диапазоне 750-850°F (399-454°C), массовая часовая скорость подачи жидкости от 0,10 до 3,0 и впускное парциальное давление водорода 1000-3000 psia (1psia=6894,7 Па); и разделение отходящего потока на конвертированный отходящий поток полного диапазона (C5 +) и на неконвертированный отходящий поток остатка (с температурой кипения выше 650°F (343°C)).
b) подачу указанного неконвертированного остатка в куб вакуумной перегонки для разделения указанного неконвертированного остатка на потоки вакуумного газойля, включающие поток легкого вакуумного газойля (ЛВГ), поток среднего вакуумного газойля (СВГ), поток тяжелого-тяжелого вакуумного газойля (ТТВГ), кипящего при 454-566°C, и на поток вакуумного остатка (с температурой кипения выше 566°C);
c) гидроочистку или гидрокрекинг указанного потока легкого вакуумного газойля и потока среднего вакуумного газойля;
d) рецикл по меньшей мере части указанного ТТВГ-потока, возможно вместе с потоком неконвертированного вакуумного остатка, в реактор перегонки тяжелой нефти; и
e) этот рецикл ТТВГ приводит к более высокой выходной селективности этапа перегонки тяжелой нефти и к улучшенному качеству сырья, вводимого в указанную установку для гидроочистки или гидрокрекинга ВГ, если сравнивать с этим же процессом, но без рецикла ТТВГ.
Краткое описание чертежей
Это изобретение далее будет описано со ссылкой на следующий чертеж, который является фиг.1 с изображением блок-схемы интегрированного процесса, на которой показаны новые отличительные особенности изобретения.
Подробное описание чертежей
На фиг.1 показана подробная блок-схема изобретения. Подаваемый поток 10 тяжелой нефти первоначально вводят в колонну 12 фракционирования сырой нефти, где он разделяется на целый ряд различных компонентов, включая дистилляты и атмосферные остатки (температура кипения выше 343°C).
Дистиллят 14 из колонны 12 сырой нефти затем направляется в аппарат 19 гидроочистки для дополнительной гидрогенизации и удаления гетероатомов. Поток 16 атмосферных остатков из колонны 12 для сырой нефти затем направляется для дальнейшей обработки в вакуумный перегонный куб или колонну 17, где дальше разделяется на поток 20 тяжелых вакуумных остатков (например, с температурой кипения выше приблизительно 538°C) и поток 18 вакуумного газойля (с температурой кипения от 343 до 538°C). Поток 20 тяжелых вакуумных остатков может обрабатываться для удаления нежелательных примесей и конвертироваться в полезные углеводородные продукты.
Поток 18 вакуумного газойля от вакуумной перегонной колонны 17 направляется в аппарат 23 для гидроочистки вакуумного газойля, где поток ВГ дальше перерабатывается для получения полезного углеводородного продукта. Эта дальнейшая обработка может включать в себя некоторую конверсию подаваемого ВГ в дизельное топливо (температура кипения от 204 до 343°C), а также некоторую очищающую гидрообработку перед его типовой окончательной обработкой в крекинг-аппарате для жидкостного катализа (FCC=Fluid Catalytic Cracker, не показан), где он перерабатывается в бензин и дизельные топлива.
Поток 20 вакуумного остатка из колонны 17 для вакуумной перегонки направляется в установку 21 улучшения качества тяжелого остатка. Хотя установка 21 улучшения тяжелого остатка может быть реактором с кипящим слоем, реактором с неподвижным слоем, реакционными системами с суспензией диспергированного катализатора или их комбинациями, но может быть предпочтительно использовать систему с кипящим слоем из-за ее применимости к обработке тяжелого сырья.
Установка 21 улучшения тяжелых нефтепродуктов создает поток 15 дистиллята, который затем подают в установку гидроочистки для дальнейшей гидрогенизации и удаления гетероатомов, и поток 22 неконвертированного атмосферного остатка, содержащего приблизительно 90% фракции с температурой кипения выше 343°C, указанный поток затем подают в установку 25 вакуумной перегонки для получения продукта.
Обычно основной ВГ продукт и установки вакуумной перегонки затем подают в установку гидроочистки/гидрокрекинга вакуумного газойля. Этот основной ВГ продукт обычно содержит сравнительно большое количество нерастворимых в гептане примесей, CCR, полиядерных ароматических соединений (ПЯАС, PNA) и загрязняющих металлов. Такие материалы являются хорошо известными деактиваторами катализаторов гидроочистки и гидрокрекинга. Более того, природа этих материалов требует от реактора перегонки ВГ большего объема и эксплуатации при более высоких давлениях, чем это было бы необходимо при перегонке более чистого ВГ, и это существенно увеличивает инвестиции и эксплуатационные расходы.
Однако в способе по настоящему изобретению установка 25 вакуумной перегонки используется для создания множества продуктов переработки. Установка 25 вакуумной перегонки разделяет неконвертированный атмосферный продукт на легкий вакуумный газойль (ЛВГ) 28 (90-100% масс. с температурой кипения ниже 1000°F, т.е. 538°С), на средний вакуумный газойль СВГ 26 и на поток тяжелого-тяжелого вакуумного газойля (ТТВГ) 32, и на вакуумный остаточный продукт. Суммарный ВГ продукт, который является комбинацией ЛВГ и СВГ, может быть единым потоком или, как показано на фиг.1, может дальше разделяться в аппарате вакуумной перегонки на поток легкого вакуумного газойля (ЛВГ) 28, который может быть дальше направлен в дистилляционную установку 19 гидроочистки, и на поток среднего вакуумного газойля (СВГ) 26, который затем подают в аппарат 23 гидроочистки/гидрокрекинга вакуумного газойля.
Удаление ТТВГ 32 из всего ВГ продукта значительно улучшает качество ВГ, подаваемого в установку 23 гидроочистки/гидрокрекинга, благодаря снижению уровня упомянутых загрязнений в потоке. Помимо этого большую часть ТТВГ потока 32 комбинируют вместе с возможным рециклом 30 вакуумных остатков от аппарата вакуумной перегонки с образованием общего потока рецикла 36, возвращаемого в реактор 21 для перегонки тяжелой нефти, чтобы таким образом уменьшить скорость подачи ВГ в установку 23 гидроочистки/гидрокрекинга и поэтому существенно снизить величину инвестиций в общую конфигурацию системы.
Как было упомянуто выше, часть вакуумных остатков 24 из установки 25 вакуумной перегонки может быть рециклирована обратно в установку 21 улучшения тяжелых нефтепродуктов с целью дополнительной переработки вакуумного остатка вместе с вакуумными остатками 31 от аппарата для перегонки, обычно направляемыми для использования в качестве топливного мазута, или в коксовую печь или в установку получения растворителя для деасфальтизатора (не показан).
Изобретение будет далее описано на следующем примере, который не следует истолковывать, как ограничивающий объем изобретения.
Пример 1
Для демонстрации способа и экономических преимуществ по настоящему изобретению далее описываются два случая применения реактора с кипящим слоем с использованием гидроочистки ВГ ниже по потоку. В случае 1 не имеется отдельного ТТВГ-потока из колонны вакуумной перегонки для получения продукта. В случае 2, который иллюстрирует настоящее изобретение, ТТВГ-поток отводят из колонны вакуумной перегонки, и часть его рециклируют в установку улучшения тяжелых нефтепродуктов. В обоих случаях используют одинаковый уровень конверсии вакуумного остатка, как указывается одинаковым количеством продукта - остатков вакуумной перегонки в Таблице 2. Рабочие условия и анализ сырья для сравниваемых случаев приведены в нижеследующих Таблицах 1 и 2.
Пример включает в себя обработку 200 тонн в час сырья, которое представляет собой остаток вакуумной перегонки, в установке перегонки тяжелой нефти. Общая конверсия в материал с температурой кипения выше 566°C составляет 78% масс.
В случае 2, 28 тонн в час или приблизительно 14% рецикла ТТВГ (базируясь на свежей загрузке) подавали в реакторы перегонки тяжелой нефти. Большая часть из этой выборочной ТТВГ-фракции конвертировалась в реакторе в более легкий материал. Наблюдалась незначительная очистка всего ТТВГ-продукта из установки вакуумной перегонки тяжелых нефтепродуктов.
Таблица 1
Рабочие условия
  Случай 1 Случай 2 (настоящее изобретение)
  Нет рецикла ТТВГ Рецикл ТТВГ
Скорость подачи сырьевого вакуумного остатка в установку перегонки тяжелой нефти, тонн/час 200 200
Конверсия вакуум. остатка, % 78 78
Скорость подачи рецикла ТТВГ, тонн/час 0 28
Подача в установку
гидроочистки ВГ
Компоненты ЛВГ+СВГ
ТТВГ		 +ЛВГ+СВГ
Скорость, тонн/час 71,1 54,5
Таблица 2
Выходы в установке перегонки
тяжелых нефтепродуктов
Тонн/час (% конверсии
продукта)
  Случай 1 Случай 2 (настоящее изобретение)
  Нет рецикла ТТВГ ТТВГ-продукт и рецикл
Нафта+фракционирование 23,2 (15) 24,5 (16)
Всего OVHD
Дизельное топливо		 60,4 (39) 67,5 (44)
Всего ВГ 71,1 (46) 67,11 (40)
Вакуумный остаток 38,8 (19) 38,8 (19)
Итого 193,5 (97) 192,2 (96)
1Включая ЛВГ, СВГ и небольшое количество от всех ТТВГ
Таблица 3
Качество подаваемого ВГ в установку гидроочистки
и ее работа
Качество сырья    
Компонент сырья Весь ВГ1 СВГ+ЛВГ
Скорость подачи, тонн/час 71,1 54,5
Плотность, °АНИ 17,9 18,2
C7-асфальтены, ч.н.м. масс. ~1000 <200
CCR, % масс. 0,9 0,5
Никель + ванадий, ч.н.м. масс. 4 2
Распределение по температуре кипения, % масс. (ASTM D1160)    
378°C 16,7 10,0
378-500°C 58,7 80,0
500-566°C 19,9 10,0
599°C 4,7 0,0
Предельная температура, °C 611°C 538°C
Объем реактора гидроочистки V <0,75V
Расчетное давление в реакторе гидроочистки P <0,80P
1ЛВГ+СВГ+ТТВГ (в действительности не извлекается)
Примечание: 378°C означает менее 378°C; 378-500°C означает от 378° до менее 500°C; 500-566°C означает от 500° до менее 566°C; 599°C означает от 599°C.
Как ясно показано в Таблице 2, случай, который включает в себя новые отличительные особенности изобретения, показывает улучшенную конверсионную селективность по отношению к более легким продуктам, включая ценный материал с диапазоном температур кипения дизельного топлива. Селективность по нафте плюс продукт с дизельным диапазоном температур кипения повышается от 54 до 60%. Это достигается при меньшем выходе ВГ (уменьшающемся от 46 до 40% конвертированного продукта).
Как показано в Таблице 3, сырье, подаваемое в установке переработки ВГ, существенно улучшается в результате применения способа изобретения. Содержание критических С7-альфантенов уменьшается до величины менее 200 ч.н.м. масс., что обеспечивает значительное улучшение работы и срока службы катализатора в установке гидроочистки/гидрокрекинга (время цикла - это время между заменой отработавшего катализатора свежим). Кроме того, величина CCR и количество загрязняющих металлов в установке перегонки подаваемого ВГ уменьшается приблизительно на 50% в результате применения изобретения.
Более того, в результате улучшения качества сырого ВГ, конструкция реактора для перегонки ВГ будет менее дорогой, так как требуется реактор меньшего объема (из-за уменьшения скорости подачи и улучшения качества подаваемого материала) и меньшее расчетное давление.
Хотя изобретение было описано достаточно широко и также на основе предпочтительных воплощений, следует учитывать, что в реактор и процесс могут быть внесены модификации и изменения, которые все будут включены в пределы объема изобретения, как это определено нижеприведенной формулой изобретения.

Claims (3)

1. Способ перегонки тяжелого вакуумного остатка и переработки вакуумного газойля, где сырье вакуумного остатка сначала подвергают перегонке тяжелой нефти, при этом способ включает в себя:
вакуумное разделение выходящего потока указанной перегонки для получения потока тяжелого тяжелого вакуумного газойля (ТТВГ), причем указанный ТТВГ-поток состоит из более 90 мас.% содержимого, кипящего в диапазоне 449-566°C, часть которого затем рециклируют обратно на этап перегонки тяжелой нефти, легкого вакуумного газойля (ЛВГ), содержимое которого на 90-100 мас.% кипит при температуре ниже 538°C, среднего вакуумного газойля (СВГ), кипящий в диапазоне между ЛВГ и ТТВГ, и продукт в виде вакуумного остатка,
обработка вакуумного газойля (ВГ), в которой по меньшей мере часть указанного ЛВГ и/или СВГ подвергают гидроочистке.
2. Способ по п.1, где по меньшей мере часть указанного вакуумного остатка рециклируют на этап перегонки тяжелой нефти.
3. Способ по пп.1 и 2 для перегонки вакуумного остатка, включающий в себя:
a) подачу вакуумного остатка в реактор перегонки тяжелой нефти, при этом по меньшей мере 40% содержимого указанного вакуумного остатка кипит выше 538°C, и указанный реактор работает в условиях: температура 399-454°C, массовая часовая скорость подачи сырья от 0,10 до 3,0 и парциальное давление вводимого водорода 1000-3000 psia (1 psia=6894,7 Па); и разделение отходящего потока на конвертированный отходящий поток полного диапазона (C5 +) и отходящий поток неконвертированного остатка (кипящего выше 343°C);
b) направление указанного потока неконвертированного остатка в вакуум-перегонный куб для разделения указанного неконвертированного остатка на потоки вакуумного газойля, включающие поток легкого вакуумного газойля (ЛВГ), поток среднего вакуумного газойля (СВГ), поток тяжелого тяжелого вакуумного газойля (ТТВГ), кипящего при температуре между 454°С и 566°C, и поток вакуумного остатка (566°C+);
c) гидроочистку или гидрокрекинг указанного потока легкого вакуумного газойля и потока среднего вакуумного газойля;
d) рецикл по меньшей мере части указанного ТТВГ-потока вместе с возможным потоком неконвертированного вакуумного остатка в указанный реактор для перегонки тяжелой нефти.
RU2010151943/04A 2008-05-20 2009-05-14 Избирательный рецикл тяжелого газойля для оптимальной интеграции перегонки тяжелой нефти и переработки вакуумного газойля RU2495086C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/154,011 US7938953B2 (en) 2008-05-20 2008-05-20 Selective heavy gas oil recycle for optimal integration of heavy oil conversion and vacuum gas oil treating
US12/154,011 2008-05-20
PCT/IB2009/005639 WO2009141703A2 (en) 2008-05-20 2009-05-14 Selectively heavy gas oil recycle for optimal integration of heavy oil conversion and vaccum gas oil treating

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010151943A RU2010151943A (ru) 2012-06-27
RU2495086C2 true RU2495086C2 (ru) 2013-10-10

Family

ID=41258168

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010151943/04A RU2495086C2 (ru) 2008-05-20 2009-05-14 Избирательный рецикл тяжелого газойля для оптимальной интеграции перегонки тяжелой нефти и переработки вакуумного газойля

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7938953B2 (ru)
KR (1) KR101610057B1 (ru)
CN (1) CN102037100B (ru)
CA (1) CA2719968C (ru)
MX (1) MX2010012195A (ru)
PL (1) PL215287B1 (ru)
RU (1) RU2495086C2 (ru)
WO (1) WO2009141703A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2805925C1 (ru) * 2023-03-30 2023-10-24 Акционерное общество "ТАИФ" Способ комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, включающий выделение отработанной добавки из неконвертированных остатков гидрокрекинга и ее осушку

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100122932A1 (en) * 2008-11-15 2010-05-20 Haizmann Robert S Integrated Slurry Hydrocracking and Coking Process
US9039890B2 (en) * 2010-06-30 2015-05-26 Chevron U.S.A. Inc. Two-stage, close-coupled, dual-catalytic heavy oil hydroconversion process
US9127218B2 (en) 2013-03-26 2015-09-08 Uop Llc Hydroprocessing and apparatus relating thereto
CN103242888B (zh) * 2013-04-25 2014-12-24 中国寰球工程公司 一种用于重质原油减压深拔的卧式双面辐射减压炉
ITMI20131137A1 (it) * 2013-07-05 2015-01-06 Eni Spa Procedimento per la raffinazione del greggio
CN104277876B (zh) * 2013-07-05 2016-04-13 任相坤 一种劣质油的两级浆态床加氢工艺
ES2792855T3 (es) * 2014-11-06 2020-11-12 Bp Europa Se Procedimiento y equipamiento para hidroconversión de hidrocarburos
US10072222B2 (en) 2014-12-17 2018-09-11 Haldor Topsoe A/S Process for conversion of a hydrocarbon stream
US10563139B2 (en) * 2016-10-28 2020-02-18 Uop Llc Flexible hydroprocessing of slurry hydrocracking products
CN110753744A (zh) 2017-06-15 2020-02-04 沙特阿拉伯石油公司 将富碳烃转化为贫碳烃
CN109385297B (zh) * 2017-08-08 2021-01-01 中国石油天然气股份有限公司 一种增产汽油和减少油浆的催化裂化转化方法
EP3676357A1 (en) 2017-08-29 2020-07-08 Saudi Arabian Oil Company Integrated residuum hydrocracking and hydrofinishing
US11001766B2 (en) 2018-02-14 2021-05-11 Saudi Arabian Oil Company Production of high quality diesel by supercritical water process

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU374838A3 (ru) * 1968-10-28 1973-03-20
SU1159942A1 (ru) * 1983-05-18 1985-06-07 Уфимский Нефтяной Институт Способ перегонки мазута
US5108580A (en) * 1989-03-08 1992-04-28 Texaco Inc. Two catalyst stage hydrocarbon cracking process
EP0732389A2 (en) * 1995-03-16 1996-09-18 Institut Francais Du Petrole Complete catalytic hydroconversion process for heavy petroleum feedstocks
WO2001098436A1 (en) * 2000-06-19 2001-12-27 Institut Francais Du Petrole Catalytic hydrogenation process utilizing multi-stage ebullated bed reactors

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4045329A (en) * 1974-01-21 1977-08-30 Hydrocarbon Research, Inc. Coal hydrogenation with selective recycle of liquid to reactor
US5320745A (en) * 1992-11-30 1994-06-14 Exxon Research And Engineering Company FCC for producing low emission fuels from high hydrogen and low nitrogen and aromatic feeds with Cr-containing catalyst
US5755955A (en) * 1995-12-21 1998-05-26 Petro-Canada Hydrocracking of heavy hydrocarbon oils with conversion facilitated by control of polar aromatics
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
FR2803596B1 (fr) * 2000-01-11 2003-01-17 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de fractions petrolieres comprenant une etape d'hydroconversion lit bouillonnant, une etape de separation, une etape d'hydrodesulfuration et une etape de craquage
FR2832159B1 (fr) * 2001-11-12 2004-07-09 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de fractions lourdes petrolieres incluant un lit bouillonnant pour produire des distillats moyens de faible teneur en soufre
CN1233796C (zh) * 2003-09-15 2005-12-28 中国石油化工股份有限公司 一种合成柴油的加氢处理工艺

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU374838A3 (ru) * 1968-10-28 1973-03-20
SU1159942A1 (ru) * 1983-05-18 1985-06-07 Уфимский Нефтяной Институт Способ перегонки мазута
US5108580A (en) * 1989-03-08 1992-04-28 Texaco Inc. Two catalyst stage hydrocarbon cracking process
EP0732389A2 (en) * 1995-03-16 1996-09-18 Institut Francais Du Petrole Complete catalytic hydroconversion process for heavy petroleum feedstocks
WO2001098436A1 (en) * 2000-06-19 2001-12-27 Institut Francais Du Petrole Catalytic hydrogenation process utilizing multi-stage ebullated bed reactors

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2805925C1 (ru) * 2023-03-30 2023-10-24 Акционерное общество "ТАИФ" Способ комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, включающий выделение отработанной добавки из неконвертированных остатков гидрокрекинга и ее осушку
RU2808443C1 (ru) * 2023-05-18 2023-11-28 Акционерное общество "ТАИФ" Способ комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, включающий выделение отработанной добавки из неконвертированных остатков гидрокрекинга и ее осушку

Also Published As

Publication number Publication date
KR20110020827A (ko) 2011-03-03
CA2719968C (en) 2016-08-09
US20090288984A1 (en) 2009-11-26
WO2009141703A8 (en) 2010-12-16
CN102037100A (zh) 2011-04-27
PL393078A1 (pl) 2011-04-26
MX2010012195A (es) 2011-02-22
CA2719968A1 (en) 2009-11-26
CN102037100B (zh) 2014-11-26
KR101610057B1 (ko) 2016-04-07
PL215287B1 (pl) 2013-11-29
US7938953B2 (en) 2011-05-10
RU2010151943A (ru) 2012-06-27
WO2009141703A3 (en) 2010-06-17
WO2009141703A2 (en) 2009-11-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2495086C2 (ru) Избирательный рецикл тяжелого газойля для оптимальной интеграции перегонки тяжелой нефти и переработки вакуумного газойля
RU2707509C2 (ru) Усовершенствованный способ конверсии тяжелого углеводородного сырья
US6726832B1 (en) Multiple stage catalyst bed hydrocracking with interstage feeds
RU2352615C2 (ru) Способ переработки тяжелого сырья, такого как тяжелая сырая нефть и кубовые остатки
US7938952B2 (en) Process for multistage residue hydroconversion integrated with straight-run and conversion gasoils hydroconversion steps
US6454932B1 (en) Multiple stage ebullating bed hydrocracking with interstage stripping and separating
RU2656273C2 (ru) Комбинирование гидрокрекинга и деасфальтизации растворителем кубового остатка
KR101696017B1 (ko) 멀티스테이지 리지드 하이드로크랙킹
KR100644987B1 (ko) 잔사유 처리 공정 및 장치
US9687804B2 (en) Conversion of asphaltenic pitch within an ebullated bed residuum hydrocracking process
KR102505534B1 (ko) 오염 침전물이 적은 업그레이드된 에뷸레이티드 베드 반응기
RU2663896C2 (ru) Переработка гидрокрекингом кубового остатка
KR20190082994A (ko) 다단 잔유(resid) 수소첨가분해
KR20160052444A (ko) 낮은 침전물 함량을 갖는 연료 오일의 제조를 위한, 고정층 수소 처리 단계, 부유층 히드로크래킹 단계, 성숙 단계 및 침전물 분리 단계를 포함하는 석유 공급원료의 전환 방법
KR101568615B1 (ko) 중질 탄화수소 유분의 연속적 처리 방법
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
KR100188422B1 (ko) 잔유의 질을 향상시키는 방법
US5312543A (en) Resid hydrotreating using solvent extraction and deep vacuum reduction
JP4564176B2 (ja) 原油の処理方法
CN103540358A (zh) 渣油转化-芳烃抽提组合工艺
CN113214862A (zh) 一种重油超/亚临界流体强化加氢方法
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
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
CN111378491A (zh) 一种劣质重油加氢处理工艺
CN112342059B (zh) 一种延迟焦化装置掺炼催化裂化油浆的方法