RU2721278C2 - Способ обработки потоков продувки нефтеперерабатывающего завода - Google Patents
Способ обработки потоков продувки нефтеперерабатывающего завода Download PDFInfo
- Publication number
- RU2721278C2 RU2721278C2 RU2018120701A RU2018120701A RU2721278C2 RU 2721278 C2 RU2721278 C2 RU 2721278C2 RU 2018120701 A RU2018120701 A RU 2018120701A RU 2018120701 A RU2018120701 A RU 2018120701A RU 2721278 C2 RU2721278 C2 RU 2721278C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- equal
- solid
- content
- suspension
- purge stream
- Prior art date
Links
- 238000010926 purge Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 238000003672 processing method Methods 0.000 title 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 75
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 60
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 31
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 30
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 30
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims abstract description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 claims 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 28
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 14
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 13
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 10
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 7
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 7
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 7
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 6
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 5
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 5
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 5
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 4
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 3
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000011837 pasties Nutrition 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010908 decantation Methods 0.000 description 2
- 238000005238 degreasing Methods 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 2
- 238000005469 granulation Methods 0.000 description 2
- 230000003179 granulation Effects 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000007873 sieving Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical group N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- UNTBPXHCXVWYOI-UHFFFAOYSA-O azanium;oxido(dioxo)vanadium Chemical compound [NH4+].[O-][V](=O)=O UNTBPXHCXVWYOI-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- -1 for example Chemical class 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000012432 intermediate storage Methods 0.000 description 1
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000012958 reprocessing Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011949 solid catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- PTISTKLWEJDJID-UHFFFAOYSA-N sulfanylidenemolybdenum Chemical class [Mo]=S PTISTKLWEJDJID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002207 thermal evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/10—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for with the aid of centrifugal force
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
- B01J23/90—Regeneration or reactivation
- B01J23/94—Regeneration or reactivation of catalysts comprising metals, oxides or hydroxides of the iron group metals or copper
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/003—Solvent de-asphalting
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/12—Organic compounds 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
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/12—Organic compounds only
- C10G21/14—Hydrocarbons
-
- 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by heating, cooling, or pressure treatment
Abstract
Предложен способ обработки потоков продувки нефтеперерабатывающего завода, включающий следующие стадии: a) слив потока продувки нефтеперерабатывающего завода, содержащего углеводородный компонент в суспензионной фазе, имеющей температуру кипения, выше или равную 140°C, с присутствием асфальтенов в количестве, выше или равном 5% масс., и содержанием твердых веществ, выше или равным 5% масс.; b) смешивание указанного потока продувки при температуре, выше или равной 100°C, со смесью углеводородов или флюсующим агентом, которые имеют общее содержание ароматических соединений от 50% до 70% масс. и начальную температуру кипения, равную или выше температуры, при которой проводят смешивание, где указанный флюсующий агент выбран из вакуумного газойля (VGO) с высоким содержанием ароматических соединений, высоковакуумного газойля с пониженным содержанием ароматических соединений (HGVO), осветленной нефти (LCLO) и их смесей, для образования суспензии с содержанием соединений, имеющих температуру кипения Tкип, ниже или равную 350°C, выше или равным 10% масс.; c) подача указанной суспензии на стадию жидкость-твердофазного разделения, которую проводят при температуре, выше или равной 100°C, отделяя твердую фазу, содержащую остаточный органический компонент и твердый компонент, или кек, и жидкую фазу, содержащую остаточные твердые вещества; d) охлаждение твердой фазы, полученной таким образом, до температуры ниже 60°C, включая верхний предел, и ее хранение при поддерживании температуры, ниже или равной 60°C; причем указанный способ отличается тем, что массовое отношение потока продувки к флюсующему агенту составляет от 1:0,5 до 1:4; а среднее время выдержки смеси во время смешивания и перед жидкость-твердофазным разделением меньше или равно 12 часам. Также предложено твердое топливо, состоящее из гранул со средним диаметром от 0,1 мм до 10 см, которые получают с помощью способа, который описан выше. Технический результат - новый режим управления стадией жидкость-твердофазного разделения потоков продувки, поступающих с нефтеперабатывающего завода, где указанный новый режим позволяет решить важные аспекты, связанные с обращением твердых веществ, полученных после разделения, кека, обусловленные реологическими свойствами образованных твердых веществ. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 пр., 1 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к способу обработки потоков продувки нефтеперерабатывающего завода, отличающемуся присутствием содержания твердых составляющих, большего или равного 5% (масс), и присутствием количества асфальтенов, большего или равного 5% (масс), что специалистом в данной области техники считается значительными количествами.
Целью указанного способа является отделение твердой гранулированной фазы или гранулированной фазы с конечным содержанием твердых веществ больше или равным 30% (масс). Гранулированное твердое вещество получают после охлаждения до 60°С, получая те же характеристики способности "отбираться лопатой" (полутвердый шлам), согласно определению, содержащемуся в законодательном акте 152/2006. Этот тип твердого вещества является гранулированным, неклейким и текучим и поэтому может легко транспортироваться. Для сохранения указанной особенности, полученное гранулированное твердое вещество должно храниться при температуре, ниже или равной 60°С. В частности, данный способ применяют в отношении потоков промывки, выходящих из способов гидроконверсии в суспензионной фазе.
В целях настоящего изобретения, термин "твердый" относится к фракции, не растворимой в тетрагидрофуране, и обозначается сокращением ТГФ-н.
В целях настоящего изобретения, термин "асфальтены" относится к фракции, растворимой в тетрагидрофуране, но не растворимой в н-пентане, и обозначается термином Асф-С5.
В целях настоящего изобретения, мальтеновый компонент относится к фракции, растворимой как в тетрагидрофуране, так и в н-пентане.
В целях настоящего изобретения, "органическая фракция" относится к сумме компонентов, растворимых в тетрагидрофуране, следовательно, к сумме асфальтенового и мальтенового компонентов.
В целях настоящего изобретения, все рабочие условия, указанные в тексте, следует рассматривать как предпочтительные условия, даже если это не указано специально.
В целях настоящего изобретения, термин "содержащий" или "включающий" также включает термин "состоящий в" или "по существу состоящий из".
В целях настоящего изобретения, определения диапазонов всегда включают крайние значения, если не указано иное.
В патентной заявке WO 2014/025561 описан способ извлечения катализатора путем гидрокрекинга из потока, выходящего из зоны гидрокрекинга суспензии.
Данный способ предполагает, что выходящий поток разделяют на первый поток, содержащий растворитель и осветленный продукт (битумный пек), и второй поток, содержащий битумный пек и катализатор.
Разделение можно проводить методом центрифугирования, фильтрации, декантации или электростатического разделения. Второй поток подвергают промыванию кислотой для экстракции катализатора и образования водного раствора и остатка. Водный раствор затем обрабатывают анионами с образованием нерастворимой соли, катализатора и дополнительного водного раствора. В WO 2014/025561, однако, не описаны способы регулирования реологических свойств фазы, содержащей отделенный катализатор.
В US 2013/0247406 описан интегрированный способ, включающий:
- способ повышения ценности тяжелых сырых нефтей для превращения их в более легкие продукты в присутствии катализатора;
- способ обезжиривания, в котором тяжелые остатки и наиболее тяжелые продукты, выходящие из обработки тяжелых сырых нефтей, отделяют от отработанного катализатора, который после этого собирают;
- зону синтеза катализатора.
Отделение катализатора осуществляют путем обработки с помощью методов фильтрации через мембрану и последующей стадии термического испарения.
В US 2013/0247406 не содержится какой-либо информации по проблемам, относящимся к образованию асфальтеновых отложений на устройстве фильтрации; в нем указано, что простой вибрации не достаточно для предотвращения накопления отложений на фильтровальных мембранах. Кроме того, способ требует применения стадий термического обезжиривания и относительной обработки в отношении отработанных выпускных газов.
В US 8470251 описан способ обработки сырых нефтей с помощью гидроконверсии, где поток суспензии, выходящий из гидрокрекинга, обрабатывают под вакуумом в первой дистилляционной колонне, получая три фракции, среди которых первый остаток, имеющий температуру кипения выше 450°С (битумный пек). Этот остаток затем обрабатывают во второй дистилляционной колонне под вакуумом для удаления содержания тяжелого вакуумного газойля (HVGO) до максимально 14% (масс), получая при этом второй остаток (битумный пек), который направляют на гранулирование.
В WO 2009/070778 описан способ извлечения металлов из отработанного катализатора, используемого для повышения ценности суспензионного способа в отношении тяжелых нефтей. Согласно WO 2009/070778, фазу, содержащую отработанный катализатор, подвергают пиролизу и остаток от пиролиза приводят в контакт с раствором для промывки, содержащим аммиак, и с воздухом для растворения металлов групп VIB и VIII, и образования суспензии под давлением. Указанная суспензия содержит по меньшей мере один растворимый комплекс металла группы VIB и VIII, сульфат аммония и твердый остаток, содержащий по меньшей мере один комплекс металла группы VB и кокс.
Твердый остаток, содержащий метаванадат аммония и кокс последовательно отделяют из суспензии под давлением и извлекают.
Часть металлов группы VIII осаждается. Осаждение проводят при заранее заданном рН для селективного осаждения части комплексов металлов групп VIB и VIII.
US 2010/0122938 относится к способу отделения тонкодисперсных твердых катализаторов для гидрокрекинга от жидкой суспензии углеводородов, где указанные твердые вещества присутствуют в количестве от 5% до 40% (масс.). Способ включает следующие стадии:
- охлаждение потока суспензии, содержащего углеводороды и твердые вещества, предпочтительно до температуры от 55°С до 75°С;
- смешивание указанного охлажденного потока с растворителем при массовом соотношении растворитель/суспензия от 3:1 до 1:3, с образованием первой смеси, содержащей жидкие углеводороды, растворитель и поток, содержащий тяжелый углеводород, который инкапсулирует твердые вещества катализатора;
- отделение первой смеси в первой центрифуге с образованием второй смеси, содержащей низкую концентрацию тяжелого углеводорода, который инкапсулирует твердые вещества катализатора, и третьей смеси, содержащей тяжелый углеводород, который инкапсулирует твердые вещества катализатора;
- отделение второй смеси по меньшей мере во второй центрифуге с образованием четвертой смеси, содержащей растворитель и жидкие углеводороды, и пятой смеси, содержащей значительную концентрацию тяжелого углеводорода, который инкапсулирует твердые вещества катализатора;
- смешивание третьей смеси и пятой смеси с образованием конечной смеси;
- сушку конечной смеси с образованием смеси углеводородов с примесями в паровой фазе и твердого коксообразного остатка;
- отделение примесей от углеводородов и удаление твердого остатка.
В US 7790646 описан способ превращения тонкодисперсных катализаторов, присутствующих в количестве от 5 до 40% (масс.), и содержащихся в потоке суспензии вместе с тяжелыми нефтями, в коксообразные материалы, из которых затем извлекают металлы из катализатора. Способ включает следующие стадии:
- смешивание суспензии, содержащей тяжелые нефти и отработанный катализатор, содержащей сульфиды металлов групп VIII и VI, с растворителем, предпочтительно в объемном соотношении от 0,5/1 до 5/1, предпочтительно при температуре от 25°С до 80°С, вызывая при этом осаждение асфальтенов;
- отделение, предпочтительно методом декантации и/или центрифугирования, отработанного катализатора и осажденных асфальтенов от тяжелых нефтей и от растворителя;
- превращение осажденных асфальтенов в коксообразные материалы, содержащие металлы, которые извлекают путем термического пиролиза.
В ЕР 2440635 описан способ извлечения металлов из потока, насыщенного углеводородами и углеродистыми остатками, который включает следующие стадии:
- подача указанного потока на первичную обработку, проводимую в одну или более стадий, где указанный поток обрабатывают в присутствии флюсующего агента в подходящей установке при температуре от 80°С до 180°С и подвергают жидкость/твердофазному разделению с получением осветленном продукта, состоящего из жидкостей и кека;
- необязательная сушка указанного отделенного кека для извлечения из кека углеводородного компонента, который имеет температуру кипения ниже температуры от 300°С до 350°С;
- направление указанного кека, возможно высушенного, на вторичную термообработку, которая включает:
В статье "Energy Fuels 2011, 25, 3060-3067" описано влияние содержания асфальтенов на температуру размягчения нефтяного битума.
В патентной заявке US 2010/0326887 описано разделение неклейкого битумного пека из углеводородной суспензии с помощью обработки перегонкой, при которой содержание вакуумного газойля (VGO) в конечном продукте доводят до менее 14% (масс). Элемент, который отличает настоящее изобретение от US 2010/0326887, помимо используемого оборудования, - это метод, которым выделяют твердые вещества: в указанной выше патентной заявке твердые вещества концентрируют на дне колонны с получением битумного пека, а согласно настоящему изобретению, часть твердых веществ переходит в кек, а часть остается в осветленном продукте.
Обычно кек, полученный при жидкость-твердофазном разделении, также проводимом при нагревании, может демонстрировать адгезионные свойства, связанные с оставшейся органической фазой. Среди множества причин, обусловивших такую реологию, следует указать реологию жидкой фазы и субмиллиметровые размеры присутствующих твердых веществ, которые затрудняют оптимальный дренаж жидкой углеводородной фазы из полученного кека. Улучшение его характеристик требует дальнейших мер, таких как применение значительных количеств жидкостей для промывания кека, что негативно сказывается на размерах установки и объемах получаемой жидкости. Жидкость для промывки, как правило, отделяют от углеводорода, экстрагированного путем дистилляции, при этом увеличение объема, подлежащего обработке, приводит к увеличению потребления энергии, необходимой для разделения. Еще одним негативным воздействием является необходимость внедрения дополнительных обработок ниже по потоку от разделения, таких как, например, термообработка в сушильном барабане или лопастной сушилке; или обработка по экстракции растворителя, например, легкой ароматики, пропана, СО2, оказывающих влияние на свойства кека, из всего или из части углеводородного компонента; или последующая повторная обработка по диспергированию кека и центрифугированию полученной суспензии, как описано, например, в ЕР 2440635.
Обработки, в основе которых лежит флокуляция асфальтеновой фазы, имеют существенные важные особенности, связанные с перемещением генерированных продуктов; флокуляция асфальтенов, которую не контролируют должным образом, может, на самом деле, вызвать образование вязких отложений не только на стенках самого устройства, но также и в месте повторного ввода осветленного продукта, как в случае способов, описанных в US 2010/0122938 и US 7790646.
Термическая сушка или пост-обработка пиролизом кека позволяет получить продукт, пригодный для хранения и транспортировки, однако приводит к увеличению капитальных вложений, связанных с установкой, и требует введения дополнительной секции для обработки образующихся газообразных выходящих потоков, такой как, например, пароконденсатор и/или досжигатель после способов извлечения оксидов серы и азота, обычно присутствующих в горючих газах (способы удаления SOx и NOx). Кроме того, такие решения в любом случае подразумевают транспортную логистику и возможное промежуточное хранение продукта.
Применение указанных методов оправдано, когда существуют строгие требования к конечному продукту, как, например, в отношении предела содержания летучих продуктов или высокой температуры размягчения.
Способы экстракционной обработки кека тоже позволяют получить конечный продукт с хорошей реологией, помимо более высокого извлечения углеводородной фракции, однако выше были указаны отрицательные аспекты в отношении затрат по отделению растворенного вещества от растворителя, перемещения материала, поступающего на экстракцию, и, в случае экстракции с помощью СО2, высоких затрат на сжатие указанного СО2.
Для преодоления указанных недостатков и ограничений уровня техники, заявитель обнаружил новый режим управления стадией жидкость-твердофазного разделения потоков продувки, поступающих с нефтеперерабатывающего завода. Указанный новый режим позволяет экономически решить важные аспекты, связанные с обращением твердых веществ, полученных после разделения, (кека), обусловленные реологическими свойствами образованных твердых веществ.
В настоящем изобретении раскрыто, как получить гранулированный продукт, имеющий консистенцию "твердого вещества" при высоком содержании веществ, не растворимых в ТГФ (ТГФ-н) и хороших характеристиках для хранения и транспортировки.
Следовательно, предмет настоящей патентной заявки относится к способу обработки потоков продувки нефтеперерабатывающего завода, которые, в целях настоящего изобретения, представляют собой углеводородный поток в суспензионной фазе, имеющий температуру кипения, выше или равную 140°С, и отличающийся присутствием количеств асфальтенов, выше или равных 5% (масс), и присутствием содержания твердых веществ, выше или равного 5% (масс.).
Указанный способ включает следующие стадии: а) слив потока продувки нефтеперерабатывающего завода, причем указанный поток представляет собой углеводородный поток в суспензионной фазе, имеющей температуру кипения, выше или равную 140°С, и отличающейся присутствием асфальтенов в количестве, выше или равном 5% (масс.) и содержанием твердых веществ, выше или равным 5% (масс);
b) смешивание указанного потока продувки, при температуре выше или равной 100°С, со смесью углеводородов, в тексте данной заявки обозначенной как флюсующий агент, имеющей общее содержание ароматических соединений от 50% до 70% (масс.) (обозначается как ароматичность флюсующего агента) и начальную температуру кипения, равную или выше температуры, при которой проводят смешивание, для образования суспензии с содержанием соединений, имеющих температуру кипения Ткип, ниже или равную 350°С, выше или равным 10% (масс);
c) подача указанной суспензии на стадию жидкость-твердофазного разделения, которую проводят при температуре выше или равной 100°С, отделение фазы твердых веществ, содержащей остаточный органический компонент и твердый компонент, в тексте данной заявки обозначенный как кек, и жидкой фазы, содержащей остаточные твердые вещества;
d) охлаждение полученной таким образом твердой фазы до ниже 60°С, включая верхний предел, и ее хранение при поддерживании температуры ниже или равной 60°С;
при этом указанный способ отличается тем, что массовое отношение потока продувки к флюсующему агенту находится в диапазоне от 1:0,5 до 1:4; и среднее время выдержки смеси во время смешивания и перед жидкость-твердофазным разделением меньше или равно 12 часам.
Преимущественно, способ по настоящему изобретению позволяет получить продукт, концентрированный в виде твердых веществ, который при нормальных температурах хранения, приблизительно ниже или равных 60°С, демонстрирует свойства гранулированного твердого вещества. Гранулированное твердое вещество после охлаждения обладает свойствами вещества, являющегося гранулированным, нелипким и текучим и, следовательно, может легко транспортироваться. Для сохранения этого свойства, полученное гранулированное твердое вещество нужно хранить при температуре, ниже или равной 60°С.
Другие цели и преимущества настоящего изобретения станут более понятны из дальнейшего описания и прилагаемых чертежей, которые приведены только для иллюстрации, а не в целях ограничения, где представлены предпочтительные воплощения настоящего изобретения.
На Фиг. 1 показано предпочтительное воплощение способа согласно настоящему изобретению в соответствии с блок-схемой.
Подробное описание
Настоящее изобретение далее описано более подробно, и, как уже упоминалось, представляет собой способ обработки потоков продувки нефтеперерабатывающего завода, которые, в целях настоящего изобретения, представляют собой углеводородный поток в суспензионной фазе, имеющий температуру кипения, выше или равную 140°С, отличающийся присутствием количеств асфальтенов, выше или равных 5% (масс), и присутствием содержания твердых веществ, выше или равного 5% (масс.).
Указанные твердые вещества предпочтительно содержат углеродистые остатки, металлические соединения и катализаторы в виде частиц, измеренный средний диаметр которых D50 составляет менее 1 мм. Диаметр частиц определяют с помощью оптических методов, например, "Focus Beam Reflectance Measurement", при диспергировании потока продувки в толуоле с концентрацией 10% (масс.) и перемешивании.
Металлические соединения диспергируют в потоке продувки и, как правило, они представляют собой сульфиды Ni, сульфиды V, сульфиды Fe, сульфиды молибдена и их смеси.
Поток в суспензионной фазе, или поток продувки, смешивают со смесью углеводородов при температуре выше 100°С, предпочтительно в диапазоне от 100°С до 200°С, более предпочтительно от 170°С до 120°С. Смесь углеводородов, или флюсующий агент, имеет общее содержание ароматических соединений в диапазоне от 50% до 70% (масс.) (обозначается как ароматичность флюсующего агента) и начальную температуру кипения, равную или выше температуры, при которой проводят смешивание. После смешивания образуется суспензия с содержанием соединений, имеющих температуру кипения Ткип, ниже или равную 350°С, выше или равным 10% (масс.).
Указанную суспензию затем направляют на стадию жидкость-твердофазного разделения, которую проводят при температурах выше или равных 100°С, предпочтительно при температурах от 100°С до 200°С, более предпочтительно от 120°С до 170°С, отделяя фазу твердых веществ, содержащую остаточный органический компонент и твердый компонент, в тексте данной заявки обозначенный как кек, и жидкую фазу, содержащую остаточные твердые вещества.
Фазу твердых веществ, полученную таким образом, охлаждают до ниже 60°С, включая верхний предел, и хранят, поддерживая ее при температуре ниже или равной 60°С.
Во время смешивания фаз массовое отношение потока продувки к флюсующему агенту должно находиться в диапазоне от 1:0,5 до 1:4, предпочтительно от 1:1 до 1:2. Среднее время выдерживания смеси во время смешивания и перед жидкость-твердофазным разделением должно быть менее или равно 12 часам, и предпочтительно менее или равно 3 часам.
Предпочтительные флюсующие материалы выбирают из вакуумного газойля (VGO) с высоким содержанием ароматических соединений, высоковакуумного газойля с пониженным содержанием ароматических соединений (HGVO), газойлей, полученных из флюид-каталитического крекинга (FCC), таких как легкий рецикловый газойль (LCO) и осветленная нефть (LCLO), а также их смеси.
Цель, достигнутая с помощью настоящего изобретения, состоит в увеличении вязкости остаточного органического компонента, присутствующего в отделенном кеке, который обволакивает частицы твердых веществ, первоначально присутствующих в потоке продувки. Улучшение реологии кека соответствует увеличению вязкости, так что кек практически имеет консистенцию "твердого вещества" при температурах хранения, как правило, ниже 60°С (David Leinberger, "Temperature & Humidity in Ocean Containers" 2/27/2006 ISTA). Средство, с помощью которого увеличивают вязкость, состоит в обогащении асфальтенами углеводородной фракции, связанной с твердыми веществами в кеке.
Этот феномен, в целях настоящего изобретения, обозначают как "умеренная дестабилизация асфальтенов", присутствующих в потоке продувки. Умеренную дестабилизацию асфальтенов получают путем смешивания потока продувки с подходящим флюсующим агентом в подходящих условиях. В частности, флюсующий агент должен иметь подходящее содержание ароматических соединений и кривую перегонки выше по потоку от устройства для жидкость-твердофазного разделения. Кроме того, флюсующий агент нужно добавлять в таком количестве, чтобы соблюсти подходящее массовое отношение потока продувки к флюсующему агенту.
При работе в условиях, указанных в описанном и заявленном способе, получают суспензию, имеющую содержание соединений, имеющих температуру кипения, ниже или равную 350°С, выше или равное 10%, предпочтительно от 15% до 50% (масс), более предпочтительно от 30% до 50% (масс). Содержание указанных соединений всегда зависит от ароматичности флюсующего агента.
Жидкость-твердофазное разделение предпочтительно проводят с помощью фильтрации или при использовании центрифужного декантирующего устройства (центрифугирования), которые проводят при нагревании. После разделения проводят охлаждение полученного кека до температуры ниже 60°С, включая верхний предел.
Именно природа флюсующего агента регулирует умеренную дестабилизацию асфальтеновых компонентов, присутствующих в потоке продувки, обеспечивая их приемлемое концентрирование в фазе кека.
Важно отметить, что согласно способу по настоящему изобретению, асфальтены, присутствующие в потоке продувки, не осаждаются полностью, как это, с другой стороны, происходит при обработке потоков продувки нефтеперерабатывающего завода, известной в уровне техники. В способе согласно настоящему изобретению асфальтены осаждаются только в достаточном количестве для увеличения вязкости полученного кека, чтобы сделать его гранулированным твердым веществом, которое можно хранить при температуре ниже или равной 60°С.
После жидкость-твердофазного разделения, отделенную жидкую фазу (осветленный продукт) можно вернуть рециклом либо в способ, из которого получают поток продувки, возможно после отделения флюсующего агента путем перегонки, либо ее можно направить в другой способ, представленный, например, на нефтеперерабатывающем заводе.
Способ по настоящему изобретению направлен на отделение фазы, содержащей гранулированное твердое вещество при содержании твердых веществ, выше или равном 30% (масс).
Элементом, который отличает настоящее изобретение, является реология полученной твердой фазы, которая обладает способностью "отбираться лопатой" (полутвердый шлам), согласно определению, содержащемуся в законодательном акте 152/2006. Этот тип твердых веществ является гранулированным, он нелипкий и текучий и, следовательно, может легко транспортироваться и/или храниться. Для сохранения этой особенности, полученное гранулированное твердое вещество нужно поддерживать при температуре, ниже или равной 60°С.
Полученное твердое вещество состоит из гранул, средний диаметр которых изменяется в диапазоне от 0,1 мм до не более 10 см. Эти размеры были получены с помощью просеивания при использовании набора сит, характеризующихся разными меш. Эти гранулы имеют много большие размеры по сравнению с гранулированными твердыми веществами, обычно присутствующими в потоках продувки.
Полученный кек можно использовать в качестве твердого топлива, как загрузочное сырье для коксовых печей, как загрузочное сырье для доменных печей, или оно может предназначаться для способов по отделению металлов (способы извлечения металлов из отходов) из возможно присутствующих металлов, таких как, например, ванадий и никель. Сравнение с аналогичным потоком продувки, который подвергают термической сушке или пиролизу, показывает преимущества использования кека, полученного по способу согласно настоящему изобретению для всех применений, в которых ценность потока летучих углеводородов, генерируемых при нагревании кека, максимально увеличена; при этом материал из процесса термической сушки является предпочтительным, когда материал не должен генерировать летучих продуктов во время нагревания.
Умеренная дестабилизация также положительно влияет на степень извлечения твердых веществ, которая в любом случае является высокой при работе при нагревании и при перегонке потока продувки с растворителем.
Полученный кек приобретает гранулированную форму во время различных фаз обработки, причем он имеет размеры, на которые также влияют путем концентрирования твердых веществ и асфальтенов; следовательно, не требуется применения
дополнительного оборудования для его гранулирования. Можно ввести дополнительную обработку, такую как, например, обработку просеиванием и/или брикетированием, если конечное назначение требует однородности по геометрии и размерам конечного продукта. В последнем случае, углеводородная матрица, присутствующая в кеке, может осуществлять полезную функцию в виде связующего во время формования, предпочтительно проводимого при температурах, выше или равных 60°С, более предпочтительно от 60°С до 110°С.
Предпочтительное воплощение способа согласно настоящему изобретению описано далее в данной заявке. На Фиг. 1 показано, что поток (1) продувки, выходящий из способов гидроконверсии в суспензионной фазе, подают в смеситель (А). Флюсующий агент (2) подают в тот же смеситель. После смешивания полученную суспензию подают в жидкость-твердофазный сепаратор (В) для отделения разбавленного потока, также называемого осветленным продуктом (4), и горячего потока, содержащего твердые вещества, также называемого кеком (3). Горячий кек охлаждают в охладительном устройстве (С) и затем направляют для хранения, поддерживая его при температуре, ниже или равной 60°С (D).
Ниже в заявке приведены некоторые примеры для более хорошего понимания изобретения и рамок заявки, но не для ограничения объема притязаний по настоящему изобретению.
Экспериментальные тесты проводили на потоках продувки, полученных в процессе двух разных циклах в секции гидроконверсии в суспензионной фазе. Вакуумный газойль (VGO) с высоким содержанием ароматических соединений, полученный на той же установке; высоковакуумный газойль (HVGO) с пониженным содержанием ароматических соединений, полученный на другой установке по переработке нефти (HVGO) и их смеси использовали в качестве флюсующих агентов, как указано в Таблицах 2А и 2В для примеров 2 и 3. Основные свойства используемых флюсующих агентов показаны в Таблице 1.
В Таблице 1 НТК обозначает начальную температуру кипения, КТК обозначает конечную температуру кипения.
Устройство для смешивания состоит из накопительного бака для загрузки с коническим дном, снабженное двухлопастной мешалкой и продуваемое паром среднего давления, в которое при известной скорости потока поступают и смешиваются в нем поток продувки и флюсующий поток. Смесь с флюсующим агентом направляют с помощью вращательного объемного насоса с эксцентриковым механизмом в инертизированное центрифужное декантирующее устройство, которое имеет барабан с внутренним диаметром 230 мм, которое способно работать при максимальной скорости 5200 об/мин, отделяя кек от осветленного продукта.
Кек, получаемый таким образом, охлаждают на охлаждающем змеевиковом устройстве с двойной спиралью, снабженном внешним кожухом и полыми охлаждаемыми водой трубками. Конечный продукт собирают затем в барабаны и хранят. Осветленный продукт собирают в бак, который, в свою очередь, перемешивают с помощью однолопастной мешалки. Осветленный продукт можно направить из этого бака на другие применения на нефтеперерабатывающем заводе или возвратить рециклом в способ, из которого получили этот поток продувки. Кроме отбора образцов кека в барабанах и образцов осветленного продукта, отбираемых сразу ниже по потоку от выхода из декантирующего устройства, перед достижением бака для хранения проводят отбор образцов из потока продувки и флюсующего потока для определения их характеристик. В соответствии с каждым изменением в составе и/или условиях эксплуатации, систему оставляют в действующем состоянии по меньшей мере в течение 12 часов для стабилизации состава обрабатываемого потока. Времена выдержки, указанные далее в заявке, получают путем деления уровня жидкости в загрузке бака для хранения на скорость потока, подаваемого в декантирующее устройство.
Сравнительный пример 1 (С1): флюсование потока продувки без умеренной дестабилизации
450 кг/ч смеси, содержащей поток продувки и VGO, смешанной при температуре 155°C с массовым отношением потока продувки к VGO в процессе флюсования, составляющим 1:1,4, подавали в центрифужное декантирующее устройство. Показано, что полученный кек после охлаждения до комнатной температуры является пастообразным. Не наблюдали образования отложений асфальтенов на дне накопительного бака для осветленного продукта. Составы загружаемого флюса, осветленного продукта и полученного кека указаны в Таблице 2В.
Пример 1: умеренная дестабилизация посредством различных кривых перегонки
472 кг/ч смеси, содержащей поток продувки и VGO, смешанной при температуре 155°C с массовым отношением потока продувки к VGO в процессе флюсования, составляющим 1:1,2, подавали в центрифужное декантирующее устройство. По сравнению со сравнительным примером, флюсующая смесь имеет другую кривую перегонки в отношении мальтеновой фракции. Полученный кек после охлаждения до комнатной температуры имеет вид твердого вещества с тонкодисперсными гранулами.
Составы загружаемого флюса, осветленного продукта и полученного кека указаны в Таблице 2А.
Оценка распределения по размеру частиц для фракции ТГФ-н в загрузке и в кеках из Примеров 1 и 2, Таблицы 3, не демонстрирует какой-либо значительной разницы; разный внешний вид кека можно наблюдается не из-за разного размера частиц подаваемой фракции ТГФ-н, а вследствие увеличения не только ТГФ-н, но и Асф-С5 в полученных кеках.
Сравнительный пример 2 (С2): флюсование потока продувки без умеренной дестабилизации
440 кг/ч смеси, содержащей поток продувки и VGO, смешанной при температуре 155°C с массовым отношением потока продувки к VGO в процессе флюсования, составляющим 1:2, подавали в центрифужное декантирующее устройство. Показано, что полученный кек после охлаждения до комнатной температуры, является пастообразным. Не наблюдали образования отложений асфальтенов на дне накопительного бака для осветленного продукта. Составы загружаемого флюса, осветленного продукта и полученного кека указаны в Таблице 2В.
Пример 2: снижение ароматичности флюсующего агента (промежуточный кек).
451 кг/ч потока прдувки в смеси с флюсующим агентом, состоящим из смеси, содержащей 22% HVGO и 78% VGO, в котором массовое отношение потока продувки к флюсующему агенту в процессе флюсования составляет 1:2, подавали в центрифужное декантирующее устройство. Смешивание происходит при температуре 156°С. Показано, что полученный кек после охлаждения до комнатной температуры, является гранулированным, но не текучим, со склонностью к повторной агломерации в барабане для хранения. Не наблюдали образования отложений асфальтенов на дне накопительного бака для осветленного продукта.
Составы загружаемого флюса, осветленного продукта и полученного кека указаны в Таблице 2А.
Пример 3 дополнительное снижение ароматичности флюсующего агента (гранулированный кек)
451 кг/ч смеси, содержащей поток продувки и флюсующий агент, при температуре 155°C с массовым отношением потока продувки к флюсующему материалу в процессе флюсования, составляющим 1:2, и флюсующего агента, состоящего из смеси, содержащей 41% HVGO и 59% VGO, подавали в центрифужное декантирующее устройство. Показано, что полученный кек после охлаждения до комнатной температуры, является гранулированным, без склонности к повторной агломерации в барабане для хранения. Не наблюдали образования отложений асфальтенов на дне накопительного бака для осветленного продукта. Составы загружаемого флюса, осветленного продукта и полученного кека указаны в Таблице 2А. Следует отметить, что и в этом примере увеличение содержания твердых веществ в кеке не соответствовало улучшению реологии, так как кеки из сравнительных примеров 1 и 2, хотя и характеризуются более высоким содержание твердых веществ, имеют пастообразную консистенцию.
(*) считают, что ароматичность VGO компонента такая же, как ароматичность VGO из Примера 3.
(*) считают, что ароматичность VGO компонента такая же, как ароматичность VGO из Примера 3.
D(90) = диаметр, меньше которого имеют 90% частиц распределения,
D(50) = диаметр, меньше которого имеют 50% частиц распределения,
D(10) = диаметр, меньше которого имеют 10% частиц распределения.
Как указано в тексте данной патентной заявки, диаметр D50 твердых веществ, содержащихся в потоке продувки, определяют с помощью оптических методов, таких как "Focus Beam Reflectance Measurement", при диспергировании потока продувки в 10% (масс.) толуола при перемешивании. Средний диаметр полученных гранул определяют с помощью набора сит, имеющих разные меш.
Claims (14)
1. Способ обработки потоков продувки нефтеперерабатывающего завода, включающий следующие стадии:
a) слив потока продувки нефтеперерабатывающего завода, содержащего углеводородный компонент в суспензионной фазе, имеющей температуру кипения, выше или равную 140°C, и отличающейся присутствием асфальтенов в количестве, выше или равном 5% масс., и содержанием твердых веществ, выше или равным 5% масс.;
b) смешивание указанного потока продувки при температуре, выше или равной 100°C, со смесью углеводородов или флюсующим агентом, которые имеют общее содержание ароматических соединений от 50% до 70% масс. и начальную температуру кипения, равную или выше температуры, при которой проводят смешивание, где указанный флюсующий агент выбран из вакуумного газойля (VGO) с высоким содержанием ароматических соединений, высоковакуумного газойля с пониженным содержанием ароматических соединений (HGVO), осветленной нефти (LCLO) и их смесей, для образования суспензии с содержанием соединений, имеющих температуру кипения Tкип, ниже или равную 350°C, выше или равным 10% масс.;
c) подача указанной суспензии на стадию жидкость-твердофазного разделения, которую проводят при температуре, выше или равной 100°C, отделяя твердую фазу, содержащую остаточный органический компонент и твердый компонент, или кек, и жидкую фазу, содержащую остаточные твердые вещества;
d) охлаждение твердой фазы, полученной таким образом, до температуры ниже 60°C, включая верхний предел, и ее хранение при поддерживании температуры, ниже или равной 60°C;
причем указанный способ отличается тем, что массовое отношение потока продувки к флюсующему агенту составляет от 1:0,5 до 1:4; а среднее время выдержки смеси во время смешивания и перед жидкость-твердофазным разделением меньше или равно 12 часам.
2. Способ по п. 1, в котором твердые вещества, содержащиеся в потоке продувки, содержат углеродистые остатки, металлические соединения и катализаторы в форме частиц, имеющих D50, ниже или равный 1 мм.
3. Способ по п. 1 или 2, в котором среднее время выдержки смеси во время смешивания меньше или равно 3 часам.
4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором металлические соединения, содержащиеся в потоке продувки, представляют собой сульфиды Ni, или сульфиды V, или сульфиды Fe, или их смеси.
5. Способ по любому из пп. 1-4, в котором температура смешивания составляет от 100°C до 200°C.
6. Способ по любому из пп. 1–5, в котором жидкость-твердофазное разделение предпочтительно проходит при температурах от 100 до 200°C.
7. Способ по любому из пп. 1–6, в котором суспензия имеет содержание соединений, имеющих температуру кипения, ниже или равную 350°C, от 15% до 50%.
8. Способ по любому из пп. 1-7, в котором массовое отношение потока продувки к флюсующему агенту составляет от 1:1 до 1:2.
9. Твердое топливо, состоящее из гранул со средним диаметром от 0,1 мм до 10 см, которые получают с помощью способа по любому из пп. 1-8.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
ITUB2015A009304A ITUB20159304A1 (it) | 2015-12-22 | 2015-12-22 | Procedimento per il trattamento di correnti di spurgo da raffineria. |
IT102015000086505 | 2015-12-22 | ||
PCT/IB2016/057891 WO2017109728A1 (en) | 2015-12-22 | 2016-12-21 | Process for the treatment of refinery purge streams |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2018120701A RU2018120701A (ru) | 2020-01-24 |
RU2018120701A3 RU2018120701A3 (ru) | 2020-01-24 |
RU2721278C2 true RU2721278C2 (ru) | 2020-05-18 |
Family
ID=55795039
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018120701A RU2721278C2 (ru) | 2015-12-22 | 2016-12-21 | Способ обработки потоков продувки нефтеперерабатывающего завода |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10865347B2 (ru) |
EP (1) | EP3394211A1 (ru) |
CN (2) | CN117487583A (ru) |
IT (1) | ITUB20159304A1 (ru) |
RU (1) | RU2721278C2 (ru) |
SA (1) | SA518391790B1 (ru) |
WO (1) | WO2017109728A1 (ru) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP7163928B2 (ja) * | 2017-02-23 | 2022-11-01 | 株式会社ニコン | 研磨スラリーを製造する方法 |
US10676682B2 (en) * | 2017-11-28 | 2020-06-09 | Uop Llc | Process and apparatus for recovering hydrocracked effluent with vacuum separation |
HUE059805T2 (hu) | 2018-09-25 | 2022-12-28 | Eni Spa | Eljárás nehézolaj-termékek hidro-konvertálására újrahasznosítással |
IT201800020818A1 (it) | 2018-12-21 | 2020-06-21 | Eni Spa | Procedimento di idroconversione di miscele di polimeri |
CN111378491B (zh) * | 2018-12-28 | 2021-08-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种劣质重油加氢处理工艺 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4732664A (en) * | 1984-11-26 | 1988-03-22 | Intevep, S.A. | Process for solid separation from hydroprocessing liquid product |
WO2009070778A2 (en) * | 2007-11-28 | 2009-06-04 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for recovering base metals from used hydroprocessing catalyst |
US20100167912A1 (en) * | 2008-12-30 | 2010-07-01 | Odueyungbo Seyi A | Thermal treatment processes for spent hydroprocessing catalyst |
RU2439126C1 (ru) * | 2007-12-27 | 2012-01-10 | КЕЛЛОГГ БРАУН ЭНД РУТ ЭлЭлСи | Установка повышения качества тяжелой нефти |
RU2552617C2 (ru) * | 2009-06-10 | 2015-06-10 | Эни С.П.А. | Способ извлечения металлов из потока, обогащенного углеводородами и углеродсодержащими остатками |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2510357C (en) * | 2002-12-20 | 2012-09-25 | Eni S.P.A. | Process for the conversion of heavy feedstocks such as heavy crude oils and distillation residues |
US7674369B2 (en) * | 2006-12-29 | 2010-03-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for recovering ultrafine solids from a hydrocarbon liquid |
IT1397514B1 (it) * | 2009-12-14 | 2013-01-16 | Eni Spa | Procedimento per recuperare metalli da una corrente ricca in idrocarburi e in residui carboniosi. |
-
2015
- 2015-12-22 IT ITUB2015A009304A patent/ITUB20159304A1/it unknown
-
2016
- 2016-12-21 RU RU2018120701A patent/RU2721278C2/ru active
- 2016-12-21 CN CN202311727127.9A patent/CN117487583A/zh active Pending
- 2016-12-21 EP EP16836093.1A patent/EP3394211A1/en active Pending
- 2016-12-21 US US15/781,503 patent/US10865347B2/en active Active
- 2016-12-21 WO PCT/IB2016/057891 patent/WO2017109728A1/en active Application Filing
- 2016-12-21 CN CN201680074832.5A patent/CN108368433A/zh active Pending
-
2018
- 2018-06-12 SA SA518391790A patent/SA518391790B1/ar unknown
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4732664A (en) * | 1984-11-26 | 1988-03-22 | Intevep, S.A. | Process for solid separation from hydroprocessing liquid product |
WO2009070778A2 (en) * | 2007-11-28 | 2009-06-04 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for recovering base metals from used hydroprocessing catalyst |
RU2439126C1 (ru) * | 2007-12-27 | 2012-01-10 | КЕЛЛОГГ БРАУН ЭНД РУТ ЭлЭлСи | Установка повышения качества тяжелой нефти |
US20100167912A1 (en) * | 2008-12-30 | 2010-07-01 | Odueyungbo Seyi A | Thermal treatment processes for spent hydroprocessing catalyst |
RU2552617C2 (ru) * | 2009-06-10 | 2015-06-10 | Эни С.П.А. | Способ извлечения металлов из потока, обогащенного углеводородами и углеродсодержащими остатками |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN108368433A (zh) | 2018-08-03 |
US10865347B2 (en) | 2020-12-15 |
SA518391790B1 (ar) | 2022-03-09 |
ITUB20159304A1 (it) | 2017-06-22 |
CN117487583A (zh) | 2024-02-02 |
RU2018120701A (ru) | 2020-01-24 |
US20180273856A1 (en) | 2018-09-27 |
WO2017109728A1 (en) | 2017-06-29 |
EP3394211A1 (en) | 2018-10-31 |
RU2018120701A3 (ru) | 2020-01-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2721278C2 (ru) | Способ обработки потоков продувки нефтеперерабатывающего завода | |
JP5232833B2 (ja) | 水素化分解された重質排出物から金属を回収する金属回収法 | |
CA2870944C (en) | Processes and systems for solvent extraction of bitumen from oil sands | |
RU2510987C2 (ru) | Способ удаления металлов из вакуумного газойля | |
RU2615766C2 (ru) | Каталитическая система и способ полной гидропереработки тяжелых нефтей | |
US20210155857A1 (en) | Non-Solvent Crude Oil Heavy Oil Stream De-Asphalting Process | |
EA016272B1 (ru) | Способ извлечения ультратонких твердых частиц из углеводородной жидкости | |
US10800979B2 (en) | Non-solvent asphaltene removal from crude oil using solid heteropoly compounds | |
US10041004B2 (en) | Processes for producing deashed pitch | |
MX2014012216A (es) | Proceso para reducir la viscosidad de petroleo crudo pesado mediante la eliminacion de asfalteno usando un agente de precipitacion. | |
US11643603B2 (en) | Non-aqueous extraction and separation of bitumen from oil sands ore using paraffinic solvent and deasphalted bitumen | |
CA2895118C (en) | Dual-solvent extraction of oil sand bitumen | |
RU2744853C1 (ru) | Способ физического разделения отходящих потоков нефтепереработки | |
RU2528290C2 (ru) | Способ извлечения металлов из потока, обогащенного углеводородами и углеродистыми остатками | |
US20160362608A1 (en) | Dual-solvent extraction of oil sand bitumen | |
CN113316628A (zh) | 恶臭诱发以及有害蒸汽减少的重油制造方法及其系统 | |
WU et al. | Patent 2895118 Summary | |
CN103906828A (zh) | 加氢处理催化剂及其制造方法 |