CN110753744A - 将富碳烃转化为贫碳烃 - Google Patents

将富碳烃转化为贫碳烃 Download PDF

Info

Publication number
CN110753744A
CN110753744A CN201880040339.0A CN201880040339A CN110753744A CN 110753744 A CN110753744 A CN 110753744A CN 201880040339 A CN201880040339 A CN 201880040339A CN 110753744 A CN110753744 A CN 110753744A
Authority
CN
China
Prior art keywords
distillation column
fraction
recycling
bottoms stream
stream
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Pending
Application number
CN201880040339.0A
Other languages
English (en)
Inventor
***·A·奥-瓦海比
维诺德·拉玛莎珊
马库斯·J·基林沃思
希沙姆·T·奥-巴萨姆
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saudi Arabian Oil Co
Original Assignee
Saudi Arabian Oil Co
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 Saudi Arabian Oil Co filed Critical Saudi Arabian Oil Co
Publication of CN110753744A publication Critical patent/CN110753744A/zh
Pending legal-status Critical Current

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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
    • C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
    • C10G67/0454—Solvent desasphalting
    • C10G67/049—The hydrotreatment being a hydrocracking
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—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

一种用于共处理原油与残油的***，其包括：沸腾床加氢裂化单元；与所述沸腾床加氢裂化单元流体连接的常压蒸馏塔；与所述常压蒸馏塔和所述沸腾床加氢裂化单元流体连接的减压蒸馏塔；和与所述减压蒸馏塔和所述沸腾床加氢裂化单元流体连接的脱沥青单元；以及与所述沸腾床加氢裂化单元、常压蒸馏塔、减压蒸馏塔和脱沥青单元可通信连接的控制***。所述控制***被配置成执行操作，所述操作包括操作所述脱沥青单元以产生包含脱沥青油的第一馏分、包含树脂油的第二馏分和包含沥青质的第三馏分。

Description

将富碳烃转化为贫碳烃
优先权要求
本申请要求于2017年6月15日提交且名称为“CONVERTING CARBON-RICHHYDROCARBONS TO CARBON-POOR HYDROCARBONS(将富碳烃转化为贫碳烃)”的美国临时专利申请号62/520,349的优先权，将该申请的全部内容通过引用结合于此。
技术领域
本公开内容涉及用于将富碳烃转化为贫碳烃的***和方法。
背景
炼油方面的最新趋势鼓励炼油厂运行重质原油并最大化白油产品。未来高硫燃料油(HSFO)中的硫水平降低也会鼓励炼油厂升级低级物。在许多精炼厂中，在处理重原油(或不同原油)时，在现有的原油蒸馏塔方面存在局限性。
概述
本公开内容涉及将粗原油(virgin crude)与来自反应段或残油加氢裂化单元的合成原油以及在沸腾床反应器流出物流内的树脂馏分一起添加到共用分馏段中，以促进较高的单程转化率和减少的沥青质沉淀。原油的使用仅使滑流被溶剂脱沥青化，从而减少了总资本支出和设备中的运营支出。如所示的，共用分馏段可以是粗原油处理和从沸腾加氢裂化单元生产的SYNC所共用的。
描述了沸腾床加氢处理分馏段与(粗)原油常压和减压蒸馏单元的集成，其中沸腾床加氢处理反应器的流出物烃(SYNC)和脱盐粗原油都在共用常压和减压蒸馏单元中进行分馏。合并的减压塔塔底物(来自两个原油来源)被循环回去，并在除去大约10-20％的阻力流(drag stream)后进料到沸腾床单元反应段中以在三产物馏分溶剂脱沥青单元(SDU)中进行升级。所有其他分馏产物(沸点低于565摄氏度(C)的标称真实沸点(TBP)的稳定烃)在下游精炼工艺单元中进行处理，以制备合格产品，其中将来自SDU的脱沥青油(DAO)的一部分循环回去并进料到沸腾床反应段中。
将与反应器流出物一起送入分馏段的原油作为溶剂提供，以比典型实现高得多的比率将沥青质保持在溶液中，从而能够实现更高的反应器转化率。在一个实例中，转化率在85-90重量百分比(重量％)的范围内。粗原油处理或沸腾床加氢处理残油新鲜进料的至少25重量％的粗原油的一部分或多部分的组合，促进共用分馏段的设计和稳定运行。当关闭反应回路(例如，大多数产能超过每天4.5万桶石油(MBD)的残油加氢裂化单元具有多个反应器阵列(train))中的一个时，可以增加处理的粗原油的量，以在没有额外措施的情况下保持分馏段比调节能力更大，并将原料递送至下游装置，从而提高利用率。考虑到通过沸腾床加氢处理单元升级的减压残油新鲜进料的类型、反应转化率水平、利用该沸腾床加氢处理单元的炼油厂的预期产品和炼油厂配置，来选择和优化要与反应器流出物(SYNC)合并以在沸腾床加氢处理单元的分馏段中进行处理的粗原油类型和数量。
所描述的实施方式可以产生更高的残油总转化率、更好的分馏操作、分馏区中的更优资本和运营支出以及更好的塔设计(调节能力)，从而提高了***的机械可利用性。
在一个示例性一般实施方式中，一种用于共处理原油与残油的***包括：沸腾床加氢裂化单元；与沸腾床加氢裂化单元流体连接的常压蒸馏塔；与常压蒸馏塔和沸腾床加氢裂化单元流体连接的减压蒸馏塔；和与减压蒸馏塔和沸腾床加氢裂化单元流体连接的脱沥青单元；以及与沸腾床加氢裂化单元、常压蒸馏塔、减压蒸馏塔和脱沥青单元可通信连接的控制***。该控制***被配置为执行操作，所述操作包括操作脱沥青单元以产生包含脱沥青油的第一馏分、包含树脂油的第二馏分和包含沥青质的第三馏分。
在与所述一般实施方式可结合的一个方面中，还包括流体连接在沸腾床加氢裂化单元和常压蒸馏塔之间的汽提塔。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，控制***被配置成执行操作，所述操作包括将来自沸腾床加氢裂化单元的流出物循环至汽提塔以生成汽提塔塔底流；将汽提塔塔底流和脱盐粗原油循环至常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；将常压蒸馏塔塔底流循环至减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；将减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至脱沥青单元以生成第一馏分、第二馏分和第三馏分；将第一馏分和减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流；将合并的再循环流循环至沸腾床加氢裂化单元；以及将第二馏分循环至沸腾床加氢裂化单元。
与前述方面中的任一个可结合的另一个方面还包括流体连接在沸腾床加氢裂化单元和常压蒸馏塔之间的汽提塔。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，控制***被配置成执行操作，所述操作包括将脱盐粗原油和来自沸腾床加氢裂化单元的流出物循环至汽提塔以生成汽提塔塔底流；将汽提塔塔底流循环至常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；将常压蒸馏塔塔底流循环至减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；将减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至脱沥青单元以生成第一馏分、第二馏分和第三馏分；将第一馏分和减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流；将合并的再循环流循环至沸腾床加氢裂化单元；以及将第二馏分循环至沸腾床加氢裂化单元。
与前述方面中的任一个可结合的另一个方面还包括流体连接在沸腾床加氢裂化单元和常压蒸馏塔之间的在常压塔压力下运行的预闪蒸塔。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，控制***被配置成执行操作，所述操作包括将脱盐粗原油和来自沸腾床加氢裂化单元的流出物循环至预闪蒸塔以生成预闪蒸塔塔底流；将来自预闪蒸塔的部分冷凝的塔顶流与来自常压蒸馏塔的部分冷凝的塔顶流合并；将预闪蒸塔塔底流循环至常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；将常压蒸馏塔塔底流循环至减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；将减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至脱沥青单元以生成第一馏分、第二馏分和第三馏分；将第一馏分和减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流；将合并的再循环流循环至沸腾床加氢裂化单元；以及将第二馏分循环至沸腾床加氢裂化单元。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，控制***被配置成执行操作，所述操作包括将来自沸腾床加氢裂化单元的流出物和脱盐粗原油循环至常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；将常压蒸馏塔塔底流循环至减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；将减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至脱沥青单元以生成第一馏分、第二馏分和第三馏分；将第一馏分和减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流；将合并的再循环流循环至沸腾床加氢裂化单元；以及将第二馏分循环至沸腾床加氢裂化单元。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，至少85重量％的进入到沸腾床加氢裂化单元的减压残油新鲜进料被转化为较轻的白油级分。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，控制***被配置成执行操作，所述操作包括在将脱盐粗原油提供至常压蒸馏塔之前加热该脱盐粗原油；以及在减压残油新鲜进料量(vacuum residue fresh feed rate)的体积进料量(volumetric feed rate)的1％到至少80％范围内将脱盐粗原油循环至常压蒸馏塔。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，所述减压蒸馏塔塔底流的所述第一部分占所述减压蒸馏塔塔底流的40体积％至60体积％。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，所述第一馏分进一步占所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分的40重量％至60重量％，并且所述第二馏分进一步占减压蒸馏塔塔底流的第一部分的20重量％至40重量％。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，控制***被配置成执行操作，所述操作包括将第二馏分循环至沸腾床加氢裂化单元作为用于来自沸腾床加氢裂化单元的流出物的稀释油。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，脱盐粗原油包括常压蒸馏塔中的稀释剂。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，控制***被配置成执行操作，所述操作包括再循环石脑油作为汽提介质以除去硫化氢。
在另一个一般实施方式中，一种用于共处理原油与残油的方法包括流体连接沸腾床加氢裂化单元与常压蒸馏塔；将减压蒸馏塔流体连接至常压蒸馏塔和沸腾床加氢裂化单元；将脱沥青单元流体连接至减压蒸馏塔和沸腾床加氢裂化单元；以及操作脱沥青单元以产生包含脱沥青油的第一馏分、包含树脂油的第二馏分和包含沥青质的第三馏分。
与所述一般实施方式可结合的一个方面还包括将汽提塔流体连接在沸腾床加氢裂化单元和常压蒸馏塔之间。
与前述方面中的任一个可结合的另一个方面还包括将来自沸腾床加氢裂化单元的流出物循环至汽提塔以生成汽提塔塔底流；将汽提塔塔底流和脱盐粗原油循环至常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；将常压蒸馏塔塔底流循环至减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；将减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至三馏分溶剂脱沥青单元以生成第一馏分、第二馏分和第三馏分；将第一馏分和减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流，并且将合并的再循环流循环至沸腾床加氢裂化单元；以及将第二馏分循环至沸腾床加氢裂化单元。
与前述方面中的任一个可结合的另一个方面还包括将汽提塔流体连接在沸腾床加氢裂化单元和常压蒸馏塔之间。
与前述方面中的任一个可结合的另一个方面还包括将脱盐粗原油和来自沸腾床加氢裂化单元的流出物循环至汽提塔以生成汽提塔塔底流；将汽提塔塔底流循环至常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；将常压蒸馏塔塔底流循环至减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；将减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至三馏分溶剂脱沥青单元以生成第一馏分、第二馏分和第三馏分；将第一馏分和减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流，并且将合并的再循环流循环至沸腾床加氢裂化单元；以及将第二馏分循环至沸腾床加氢裂化单元。
与前述方面中的任一个可结合的另一个方面还包括在沸腾床加氢裂化单元和常压蒸馏塔之间流体连接在常压塔压力下运行的预闪蒸塔。
与前述方面中的任一个可结合的另一个方面还包括将脱盐粗原油和来自沸腾床加氢裂化单元的流出物循环至预闪蒸塔以生成预闪蒸塔塔底流；将来自预闪蒸塔的部分冷凝的塔顶流与来自常压蒸馏塔的部分冷凝的塔顶流合并；将预闪蒸塔塔底流循环至常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；将常压蒸馏塔塔底流循环至减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；将减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至三馏分溶剂脱沥青单元以生成第一馏分、第二馏分和第三馏分；将第一馏分和减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流，并且将合并的再循环流循环至沸腾床加氢裂化单元；以及将第二馏分循环至沸腾床加氢裂化单元。
与前述方面中的任一个可结合的另一个方面还包括将来自沸腾床加氢裂化单元的流出物和脱盐粗原油循环至常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；将常压蒸馏塔塔底流循环至减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；将减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至三馏分溶剂脱沥青单元以生成第一馏分、第二馏分和第三馏分；将第一馏分和减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流，并且将合并的再循环流循环至沸腾床加氢裂化单元；以及将第二馏分循环至沸腾床加氢裂化单元。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，在沸腾床加氢裂化单元中至少85重量％的减压残油新鲜进料被转化为较轻的白油级分。
与前述方面中的任一个可结合的另一个方面还包括在将脱盐粗原油循环至常压蒸馏塔之前加热该脱盐粗原油；和在减压残油新鲜进料量的体积进料量的1％到至少80％范围内将脱盐粗原油循环至常压蒸馏塔。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分占所述减压蒸馏塔塔底流的40体积％至60体积％。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，所述第一馏分进一步占所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分的40重量％至60重量％，并且所述第二馏分进一步占所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分的20重量％至40重量％。
与前述方面中的任一个可结合的另一个方面还包括将第二馏分循环至沸腾床加氢裂化单元作为用于来自沸腾床加氢裂化单元的流出物的稀释油。
在与前述方面中的任一个可结合的另一个方面中，脱盐粗原油包含常压蒸馏塔中的稀释剂。
与前述方面中的任一个可结合的另一个方面还包括再循环作为汽提介质的石脑油以除去硫化氢。
本公开内容中描述的主题的一个或多个实施方式的细节在附图和说明书中提出。根据说明书、附图和权利要求书，所述主题的其他特征、方面和优点将变得明显。
附图简述
图1示出了残油加氢裂化单元、集成分馏和溶剂脱沥青单元***的一个示例性实施方式及流程图。
图2示出了残油加氢裂化单元、集成分馏和溶剂脱沥青单元***的另一个示例性实施方式及流程图。
图3示出了残油加氢裂化单元、集成分馏和溶剂脱沥青单元***的另一个示例性实施方式及流程图。
图4示出了残油加氢裂化单元、集成分馏和溶剂脱沥青单元***的另一个示例性实施方式及流程图。
详述
描述了用于提高主炼油厂原油装料减压塔塔底流(减压残油新鲜进料)到较轻的白油级分的转化的工艺。该工艺方案将沸腾床加氢裂化单元或残油加氢裂化装置(RHCU)合成原油(SYNC)流出物与脱盐粗原油结合在一起并在共用分馏段中对其进行分馏。在RHCU减压塔塔底产物之后的共用分馏段被划分成两个部分，其中第一部分直接再循环以与减压残油新鲜进料一起进料到RHCU反应器段中。第二部分(主要部分)在三馏分溶剂脱沥青单元(SDU)中脱沥青。将脱沥青油(DAO)(SDU馏分1)和树脂油(SDU馏分2)与减压残油新鲜进料一起再循环回到RHCU反应器段中。粗原油减压残油(作为直接再循环的减压残油的一部分)、树脂油和DAO的组合促进在RHCU上的更高转化，由此能够实现减压残油新鲜进料到白油产品的更高转化。来自SDU的废品流(reject stream)(沥青)(SDU馏分3)要么作为燃料组分被输送，要么被输送至沥青共混厂，要么这两者。所描述的流程图使减压残油新鲜进料(565℃+进料)的大约85-95％(565℃-)发生转化。
将新鲜减压残油与从RHCU所组合的分馏段直接再循环的减压残油和DAO一起在RHCU反应段中进行处理。将减压残油在压力和热下与氢混合，并在沸腾床条件下在“贱金属”催化剂上反应。然后将反应器流出物在多个分离器或闪蒸罐中分离，其中注入少量的“树脂油”以抑制在反应回路和下游设备中的沥青质沉淀。然后将过量的闪蒸再循环气体进行胺处理，并通过再循环气体压缩机再循环回到反应器段。补充气体(氢)通过补充气体压缩机供应。性质上是酸性的来自闪蒸罐的闪蒸气体被输送到单元外部以进行进一步处理。接着，将来自分离/闪蒸罐的流出物在汽提塔中进行汽提，并与预热的脱盐粗原油混合(通常约为且至少为RHCU体积减压残油新鲜进料量的1-25％范围，并且更倾向于25％)，然后在共用且集成的常压和减压蒸馏塔中进行分馏。然后，将气体与来自这些分馏塔的馏出物一起输送至其他处理单元，以产生成品运输和特种产品。重油(基本上是来自RHCU的未转化油和来自处理过的额外脱盐粗原油的过量和未反应的减压残油成分的混合物)被部分循环回到RHCU进料段。滑流或阻力流(为减压分馏塔塔底物的40-60体积％)被输送至SDU。然后，使用常规的SDU对此油进行脱沥青处理以制备三种馏分。将轻馏分DAO(约为进入到SDU的进料的40-60重量％)再循环回到RHCU反应器，以进一步降低总反应器进料沥青质水平，从而允许额外的单程转化。沥青(重沥青质)被作为燃料或作为沥青产品抛弃。称为树脂油的中间馏分(其是芳香族的且极性的，并且约占SDU进料的20-40重量％)作为稀释油再循环回到分离/闪蒸容器作为溶剂，以减少RHCU中的沥青质沉淀。
在一些方面，“流”或“主流”是指多种烃分子如直链、支链或环状烷烃、烯烃、二烯烃、炔烃、芳烃，以及其他物质如气体和杂质。流可以包含芳族和非芳族化合物。
在一些方面，“区”是指包括一个或多个设备项目和/或一个或多个子区域的区域。设备项目包括一个或多个反应器或反应器容器、加热器、交换器、管道、泵、压缩机和控制器。另外，诸如容器的设备项目可以进一步包括一个或多个区。
在一些方面，“富(rich)”是指流中的化合物或一类化合物按摩尔、质量或体积计的至少通常为约50％并且优选约70％的量。
在一些方面，“基本上”是指流中的化合物或一类化合物按摩尔或质量或体积计的至少通常为约80％、优选约90％并且最佳约99％的量。
在一些方面，“滑流”是指主流按体积计的至少通常为约5％、优选约20％并且最佳约25％的量。
在一些方面，“合成原油”(SYNC)是指沸腾床反应器(残油加氢裂化)流出物。这是不稳定的全沸点范围流出物。
在一些方面，“沥青质”是指一种重极性级分并且是在已经将树脂和油从进料至SDU的进料残油分离后留下的残油。来自减压残油的沥青质通常表征为如下：Conradson或Ramsbottom残炭为15至90重量％并且氢与碳(H/C)原子比为0.5至1.5。沥青质可以含有50ppm至大于5000ppm的钒和20ppm至大于2000ppm的镍。沥青质的硫浓度可以比进入到脱沥青单元(deasphalter)的残油进料油中的硫浓度高110％至350％。沥青质的氮浓度可以比进入脱沥青单元的残油进料油中的氮浓度高100％至350％。
在一些方面，“残油”是指渣油，其基本上由来自减压塔塔底的油、热裂化的残油或来自流化催化裂化单元的淤浆油制成。
在一些方面，“树脂油”是指芳族极性级分，其是脱沥青油和从进料到脱沥青单元的进料残油分离的沥青质(沥青)之间的中间产物。树脂比脱沥青油更稠或更重，但比上述沥青质更轻。树脂产品通常包含更多的具有高度脂肪族取代侧链的芳族烃，并且还可以包含金属如镍和钒。通常，树脂包括已从中除去沥青质和DAO的材料。
在一些方面，“脱沥青油”或DAO是指这样的油，其通常是在脱沥青单元中产生的最低密度产品并且典型地包括饱和的脂族、脂环族和一些芳族烃。脱沥青油通常包含少于30％的芳族碳和相对低水平的杂原子(除了硫)。来自减压残油的脱沥青油通常可以表征为如下：Conradson或Ramsbottom残炭为1至小于12重量％并且氢碳比(H/C)为1％至2％。脱沥青油可以含有100ppm以下，优选小于5ppm并且最优选小于2ppm的钒和100ppm以下，优选小于5ppm并且最优选小于2ppm的镍。脱沥青油的硫和氮浓度可以是进入到脱沥青单元的残油进料油的硫和氮浓度的90％以下。
在某些方面，“真实沸点”或TBP是指用于原油或其级分的标准间歇蒸馏测试(符合ASTM D 2892)以确定所讨论的油中的石油馏分的量。
图1示出了***1000，其包括RHCU反应和分离区100(或RHCU单元100)、集成分馏(IF)300/400和SDU 500(或SDU段500)。在一些方面，RHCU反应和分离区100包括两个平行反应器/分离阵列，其含有有效量的合适催化剂(例如，与在该平行反应器/分离阵列中发生的转化相适应的基于特定的液时空速(LHSV)的催化剂的量)。在一些方面，基于例如进料量和质量，可以在相同或相似操作条件的情况下在RHCU单元100中利用两个平行阵列。平行阵列的输出(例如，合并为混合流201)包括反应器流出物，该流出物已在RHCU单元100的分离器中被闪蒸以除去大部分(但可能不是全部)氢、硫化氢和氨气(NH3)。反应器流出物(201)是SYNC。
平行反应器/分离阵列包括用于接收合并的流的入口，该合并的流包括炼油厂减压塔塔底产物的减压残油新鲜原料物流101、来自SDU段500的再循环流120和氢气补充流(合并到流101中)。在多次高和低压力和温度分离/闪蒸后，将加氢裂化流出物或SYNC流作为混合流201排放至汽提段。在RHCU段100内的包含或基本由氢组成的再循环气体流经过胺处理，然后再循环回到反应回路。来自RHCU单元100中的闪蒸罐的富含氢的闪蒸气体可以作为酸性气体流(在图中未示出)输送离开单元100，以进行额外的处理和氢回收。
此外，可以在RHCU单元100内的分离器和闪蒸容器处注入稀释油流。稀释油与反应物流出物混合。没有示出本领域中通常理解的工艺流程方案、公用物流(包括注入水)，以及RHCU单元100内的设备项目(传热、传质以及流体输送设备项目的细节。将来自平行阵列的流出物合并在一起以形成流201，其与脱盐预热的粗原油110合并并作为流206输送至IF段单元300。集成的分馏段单元300包括分馏塔加热器、常压蒸馏塔。
流206通过IF段单元300的加热器被加热并且被输送至IF段单元300的常压蒸馏塔的闪蒸区。常压蒸馏塔可以是具有多个侧馏分的塔板式塔。塔顶蒸气流部分冷凝成回流流和不稳定的全石脑油流303。多个侧馏分如流305和306基本上是馏出物流，并被输送至下游处理单元以进行进一步处理。IF段单元300的塔是蒸汽汽提塔。在图1中未示出本领域通常理解的设备的传热、传质和流体输送项目。
常压塔塔底流307被输送至(IF段的)减压塔段400，并在加热器中进行加热并且作为流在该段400的减压蒸馏塔的闪蒸区中进行闪蒸。减压蒸馏塔可以是填充塔板塔，其塔板基本上在低于进料闪蒸区的该塔的下半部中。使用蒸汽喷射器***来产生减压(真空，vacuum)，并且该塔作为“湿式减压塔”运行。然后在下游工艺单元中进一步处理减压馏出物流402和403。减压塔塔底(沸点大于565℃ TBP)流404可以是来自RHCU单元100的未转化油和来自在集成分馏段中处理的粗原油的粗减压残油的混合物。
滑流406被输送至SDU段500，并且剩余油405被再循环回到RHCU单元100。SDU段500包括使用丙烷(C3)和丁烷(C4)的组合或者C4和戊烷(C5)的组合(并更优选C4/C5)溶剂流600进行的液液萃取，并且分离三个馏分。在溶剂回收之后，将轻的(相对不含沥青质)DAO馏分501取出并与流405混合以形成合并的再循环流120。在一些方面，相对不含沥青质的DAO馏分501含有少于5％的沥青质。
含有沥青质的重馏分(在溶剂回收之后)作为燃料组分输送或作为流502输送至沥青制造。作为流503的含有重质芳族化合物的中间馏分树脂油(同样在溶剂回收之后)作为稀释油被输送回到RHCU单元100分离器/闪蒸容器。树脂油的滑流也可以作为进料组分直接输送到RHCU单元100反应器中。SDU溶剂大部分被回收；需要少量的顶部操作(topping)以弥补损失。
因此，如图1所示，将脱盐原油流110与流201混合，并直接输送至IF段单元300的加热器。当RHCU单元100上的单程转化率受到限制并且通常低于50％时，认为不需要轻馏分汽提。在一些方面，可以在沸腾加氢裂化单元中进行的转化受到以下事实限制：反应器流出物201比进入单元置100的进料101的链烷烃更高。进料基本上是减压塔塔底物，其具有石蜡(例如，少量)、环烷烃、芳烃和沥青质。芳烃将沥青质保持在溶液中并且因此不会沉淀。当进料通过沸腾床加氢裂化反应器时，它被氢化并发生脱芳构化；因此，剩余的沥青质将倾向于沉淀出来，并且如果发生这种情况，则设备项目中将出现结垢和结焦。因此，在沸腾床加氢裂化中进料裂化的极限为约60-70％。可以添加稀释油，其基本上是芳烃，以增强溶解度并且由此尝试并提高转化率。所示出的流程方案通过使用树脂馏分来实现此目的，这通过使用一些DAO连同减压塔塔底物而使进料更出色，从而提高总转化率。这样，废品(reject)就变成了来自SDA的沥青。转化率通过在反应器流出物取样(并进行TBP测试以判断有多少进料转化为高于550-565℃馏分点的温度)来测量，并且也可以通过测量新鲜进料量和减压塔塔底油量及再循环油量并且进行质量平衡而基于总流量得到。
图2示出了***2000，其包括RHCU反应和分离区100(或RHCU单元100)、集成分馏(IF)单元300和400以及SDU 500(或SDU段500)。在某些方面，RHCU反应和分离区100包括两个平行的反应器/分离阵列，其含有有效量的合适催化剂(例如，与平行反应器/分离阵列中发生的转化相应的基于特定液时空速(LHSV)的催化剂的量)。在一些方面，基于例如进料率和质量，可以相同或相似操作条件的情况下在RHCU单元100中利用两个平行阵列。该平行阵列的输出(例如，合并为混合流201)包括反应器流出物，该流出物已在RHCU单元100的分离器中进行闪蒸以除去大部分(但可能不是全部)氢、硫化氢和氨气(NH3)。反应器流出物(201)是SYNC。
平行反应器/分离阵列包括用于接收合并的流的入口，该合并的流包括炼油厂减压塔塔底产物的减压残油新鲜原料流101、来自SDU段500的再循环流120和氢气补充流(合并为流101)。在多次高和低压力和温度分离/闪蒸后，将加氢裂化流出物或SYNC流作为混合流201排放至汽提段20。在RHCU段100内的包含或基本由氢组成的再循环气体流经过胺处理，然后在循环回到反应回路中。来自RHCU单元100中的闪蒸罐的富含氢的闪蒸气体可以作为酸性气体流(在图中未示出)被输送离开单元100，以进行额外的处理和氢回收。
此外，可以在RHCU单元100内的分离器和闪蒸容器处注入稀释油流。稀释油与反应物流出物混合。没有描述本领域通常理解的工艺流程方案、公用物流(包括注入水)，以及RHCU单元100内的设备项目(传热、传质和流体输送设备项目的细节。将来自平行阵列的流出物合并在一起以形成流201，其被输送至汽提区中的汽提塔20。
如所示的，图中的工艺流程线可以被称为流、进料、产物或流出物。汽提塔20是蒸汽汽提塔，在其中蒸气流233在冷凝器23中冷凝，作为流235输出，并作为流204部分地回流回到塔中，并且流203和未冷凝的蒸气流202(如果有的话)被输送以进行进一步处理。汽提塔20可以是塔板式塔、填充塔或组合。汽提辅助流205(其可以包括或基本上由IF段单元300内产生的轻/重石脑油组成)与进料流(流201)一起再循环至汽提塔20，并合并为流231。这促进在塔20的汽提段处的蒸气/液体运输以增加H2S排除。
然后，基本上在相同温度下，塔底流206与来自RHCU单元100外部的脱盐的预热粗原油110的滑流混合，然后作为流207被输送至集成分馏段单元300。集成分馏段单元300包括分馏塔加热器和常压蒸馏塔。
然后，将合并的进料207通过该段单元300的加热器进行加热，并输送至IF段单元300的常压蒸馏塔的闪蒸区。常压蒸馏塔可以是具有多个侧馏分的塔板式塔。塔顶蒸气流部分地冷凝成回流流和不稳定的全石脑油流303。此石脑油流303的一部分作为流205再循环回到汽提塔20，并且剩余量的流被输送以进行进一步处理(在图中未示出)。多个侧馏分如流305和306基本上是馏出物流并被输送至下游处理单元以进行进一步处理。集成分馏段300的塔是蒸汽汽提塔。在图2中未示出本领域通常理解的设备的传热、传质和流体输送项目。
常压塔塔底流307被输送至(IF段的)减压塔段400，并在加热器中加热，并作为流在段400的减压蒸馏塔的闪蒸区中进行闪蒸。减压蒸馏塔可以是填充式塔板塔，其中塔板基本上在比进料闪蒸区低的塔的下半部中。使用蒸汽喷射器***来产生减压，并且该塔作为“湿式减压塔”运行。然后在下游工艺装置中进一步处理减压馏出物流402和403。减压塔塔底(沸点大于565℃ TBP)流404可以是来自RHCU的未转化油和来自在集成分馏段中处理的粗原油的粗减压残油的混合物。
滑流406被输送至SDU段500并且剩余的油405被再循环回到RHCU单元100。SDU段500包括使用C3和C4的组合或C4和C5的组合(并且更优选C4/C5)溶剂流600的液液萃取，并且三个馏分被分离。在溶剂回收之后，将轻的(相对不含沥青质)DAO馏分501取出并与流405混合以形成合并的再循环流120。在一些方面，相对不含沥青质的DAO馏分501含有少于5％的沥青质。
含有沥青质的重馏分(在溶剂回收后)作为燃料组分被输送或作为流502被输送至沥青制造。作为流503的含有重质芳烃的中间馏分树脂油(同样在溶剂回收后)作为稀释油被输送回到RHCU单元100分离器/闪蒸容器。树脂油的滑流也可以作为进料组分直接被输送到RHCU单元100反应器中。SDU溶剂大部分被回收；需要少量的顶部操作来弥补损失。
在另一个实施方案中，图3中示出了***3000。将脱盐和预热的原油110与合并的RHCU流出物201混合，并作为流231输送至汽提塔20。在汽提塔之前的这种原油添加允许原油对从RHCU单元100产生的轻质馏分的“海绵作用”，因此减少了轻质馏分随着废气流的损失。此点下游和上游的所有其他工艺流程方案基本上保持与图1和2中所示的相同。对于汽提塔20，不需要额外的石脑油汽提(流205)辅助。
在又一个实施方案中，图4中示出了***4000。汽提塔20由基本上在常压塔压力下操作的预闪蒸塔代替。然后，将部分冷凝的塔顶流与部分冷凝的粗原油塔顶流合并。此点下游和上游的所有其他工艺流程方案基本上保持与图1和2中所示的相同。进入汽提塔20的石脑油再循环流205是任选的。
用于RHCU反应区100的操作条件包括在300℃至420℃范围内的反应温度，以及在125巴(表压)(barg)至250barg范围内的反应压力。用于汽提塔的操作条件包括在200℃至275℃范围内的闪蒸区温度，以及在1barg至14barg范围内的压力。
用于常压塔的操作条件包括在350℃至375℃范围内的闪蒸区温度，以及在1.5barg至5barg范围内的压力。
用于减压塔的操作条件包括在390℃至420℃范围内的闪蒸区温度，以及在90mmHg至25mm Hg范围内的压力。
RHCU中的减压残油新鲜进料的转化率典型地到565℃在85重量％至90重量％的范围内，其中到565℃的单程转化率在40-75重量％的范围内。
SDU段是三馏分设计，其DAO提升(lift)为进入SDU的进料的40％至60％的范围内并且树脂馏分为20％至40％。SDU溶剂包括C3、C4、C5或者C3和C4或C4和C5的混合物。
将脱盐的粗原油添加到RHCU SYNC有助于增加进入分馏段的材料的芳香性，由此可以实现稳定的分馏操作并且因此实现更高的转化率。通过提供芳香族极性，在反应器流出物中添加树脂油作为稀释油促进在较高转化率下的稳定操作，从而在流出物中产生更大的溶剂力和芳香性。树脂油是比低级芳族原料DAO更好的沥青稀释剂，因此优先用作原料而不是中间稀释油。
在一些实施方案中，粗原油在汽提塔中起海绵和稀释剂的作用，从而减少了汽提塔中的结垢/沉淀，并使来自主要常压塔塔顶的粗原油全石脑油级分预稳定，避免了在常压蒸馏塔后的石脑油稳定剂。
在一些实施方案中，粗原油在常压分馏塔和减压塔中起稀释剂的作用，因而减少了在分馏塔段和相关设备中的结垢/沉淀。
由于减压蒸馏塔塔底物是RHCU未转化油和粗减压残油的混合物，所以整体质量仅需要滑流，从而减小了SDU尺寸。
在一些实施方案中，使用三馏分SDU来提供要用作RHCU中的稀释油的树脂。树脂油可以用作用于在RHCU的分离器/闪蒸罐处的反应器流出物的芳香族极性稀释油。
在一些实施方案中，石脑油可以作为额外的汽提介质再循环以在相对低的轻质尾馏***(light end make system)中除去H2S。
在一些实施方案中，当对粗原油进行共处理时，由于其为共用分馏段馏出油(rundown)和不能被吸收到热的SYNC中的泵送流热量提供了散热器，因此实现了改进的热效率。
如所示的，***1000、2000、3000和4000中的每一个包括控制***999，其可通信连接(有线或无线地)至相应***的一个或多个组件。可以控制***1000、2000、3000或4000(例如，控制流体的温度、压力、流速或这样的参数的组合)以在给定特定输入的情况下提供期望的输出。在一些方面，用于***1000的流量控制***可以手动操作。例如，操作者可以设置用于泵或传递装置的流量，并设置阀打开或关闭位置以调节流过流量控制***中的管道的工艺流的流动。一旦操作者已对整个***中分布的所有流量控制***设置了流量以及阀门打开或关闭位置，流量控制***就可以使流在恒定流动条件(例如，恒定体积流量或其他流动条件)下流动。为了改变流动条件，操作者可以手动操作流量控制***，例如，通过改变泵流量或者阀门打开或关闭位置。
在一些方面，用于***1000、2000、3000和4000的流量控制***可以自动运行。例如，控制***999可通信连接至***1000、2000、3000和4000的组件和子***。控制***999可以包括或连接至计算机或控制***以操作***1000、2000、3000和4000。控制***999可以包括计算机可读介质，该计算机可读介质存储可由一个或多个处理器执行以执行操作(如流控制操作)的指令(如流量控制指令和其他指令)。操作者可以使用控制***999为在整个设施上分布的所有流量控制***设置流速和阀门打开或关闭位置。在这样的实施方案中，操作者可以通过提供经由控制***999的输入来手动改变流动条件。此外，在这样的实施方案中，控制***999可以例如使用连接至控制***999的反馈***来自动地(即，无需人工干预)控制一个或多个流量控制***。例如，传感器(如压力传感器、温度传感器或其他传感器)可以连接至工艺流流过的管道。传感器可以监测工艺流的流动状况(如压力、温度或其他流动状况)并将其提供给控制***999。响应于超过阈值(如阈值压力值、阈值温度值或其他阈值)的流动状况，控制***999可以自动执行操作。例如，如果管道中的压力或温度分别超过阈值压力值或阈值温度值，则控制***999可以向泵提供减小流速的信号、提供打开阀以减轻压力的信号、提供关闭工艺流流动的信号或其他信号。
控制***999可以以数字电子电路或计算机硬件、固件、软件或者以它们的组合来实现。该设备可以以在信息载体中有形地体现的计算机程序产品实现，例如以用于通过可编程处理器执行的机器可读存储设备实现；并且方法步骤可以由可编程处理器执行，该可编程处理器执行指令程序以通过对输入数据进行操作并生成输出来执行所描述的实现方式的功能。所述特征可以有利地以一个或多个在可编程***上可执行的计算机程序实现，该可编程***包括：至少一个可编程处理器，该至少一个可编程处理器被连接以从数据存储***接收数据和指令以及向数据存储***发送数据和指令；至少一个输入设备和至少一个输出设备。计算机程序是可以在计算机中直接或间接使用的一组指令，以执行特定动作或带来特定结果。可以以任何形式的编程语言(包括编译或解释语言)来编写计算机程序，并且其可以以任何形式(包括作为独立程序或作为模块、组件、子程序或其他适合在计算环境中使用的单元)进行部署。
用于执行指令程序的合适处理器包括，例如，通用和专用微处理器，以及任何一种计算机的唯一处理器或多个处理器之一。通常，处理器将从只读存储器或随机存取存储器或两者接收指令和数据。计算机的基本元件是用于执行指令的处理器以及用于存储指令和数据的一个或多个存储器。通常，计算机还将包括一个或多个用于存储数据文件的大容量存储设备，或者可操作地连接以与其通信；这样的设备包括磁盘，如内部硬盘和可移动磁盘；磁光盘；和光盘。适用于有形地体现计算机程序指令和数据的存储设备包括所有形式的非易失性存储器，包括例如半导体存储设备，如EPROM、EEPROM和闪存设备；磁盘如内部硬盘和可移动磁盘；磁光盘；以及CD-ROM和DVD-ROM磁盘。处理器和存储器可以由ASIC(专用集成电路)补充或集成。
为了提供与用户的交互，可以在具有显示设备如用于向用户显示信息的CRT(阴极射线管)或LCD(液晶显示器)监视器以及键盘和定点设备如鼠标或轨迹球(用户通过它们可以向计算机提供输入)的计算机上实现这些特征。另外，可以经由触摸屏平板显示器和其他适当的机构来实现这样的动作。
可以在包括后端组件如数据服务器、或包括中间件组件如应用服务器或互联网服务器、或包括前端组件如具有图形用户界面或互联网浏览器的客户端计算机、或它们的任意组合的控制***中实现这些特征。***的组件可以通过任何形式或介质的数字数据通信如通信网络进行连接。通信网络的实例包括局域网(“LAN”)、广域网(“WAN”)、对等网络(具有临时或静态成员)、网格计算基础设施和互联网。
尽管本说明书含有许多具体的实施方式细节，但是这些不应解释为对会被要求保护的范围的限制，而应解释为对特定实施方式特定的特征的描述。在本说明书中在单独的实施方式的上下文中描述的某些特征也可以在单个实施方式中组合实施。相反，在单个实施方式的上下文中描述的多种特征也可以在多个实施方式中单独地或以任何合适的子组合来实施。此外，尽管以上可能将特征描述为以某些组合起作用并且甚至最初如此宣称，但是在某些情况下，来自所宣称的组合的一个或多个特征可以从该组合中删去，并且所宣称的组合可以涉及子组合或子组合的变形。
类似地，尽管在附图中以特定顺序示出了操作，但是这不应理解为要求这样的操作以所示的特定顺序或以连续的顺序执行，或者执行所有示出的操作以实现期望的结果。在某些情况下，多任务和并行处理可能是有利的。此外，在上述实施方式中的多种***组件的分离不应被理解为在所有实施方式中都要求这样的分离，并且应当理解，所描述的程序组件和***通常可以一起集成在单个软件产品中或打包成多个软件产品。
已经描述了大量实施方式。尽管如此，将理解的是，在不脱离本公开内容的精神和范围的情况下，可以做出多种修改。例如，本文描述的示例性操作、方法或过程可以包括比所描述的那些更多或更少的步骤。此外，可以以与附图中描述或示出的顺序不同的顺序来执行在这样的示例性操作、方法或过程中的步骤。因此，其他实施方式在所附权利要求的范围内。
鉴于本说明书，多个方面的进一步修改和备选实施方式对于本领域技术人员将是明显的。因此，本说明书应被解释为仅是举例说明性的。应当理解，所示出和描述的形式将被视为实施方式的实例。元件和材料可以对所示出和描述的那些进行替代，部件和工艺可以颠倒，并且某些特征可以独立地利用，所有这些在受益于本说明书后对于本领域的技术人员将是明显的。因此，示例性实施方式的描述不限定或约束本公开内容。在不背离本公开内容的精神和范围的情况下，其他更改、替代和变化也是可能的。

Claims (30)

1.一种用于共处理原油与残油的***，所述***包括：
沸腾床加氢裂化单元；
与所述沸腾床加氢裂化单元流体连接的常压蒸馏塔；
与所述常压蒸馏塔和所述沸腾床加氢裂化单元流体连接的减压蒸馏塔；
与所述减压蒸馏塔和所述沸腾床加氢裂化单元流体连接的脱沥青单元；以及
与所述沸腾床加氢裂化单元、所述常压蒸馏塔、所述减压蒸馏塔和所述脱沥青单元可通信连接并且被配置成执行操作的控制***，所述操作包括：
操作所述脱沥青单元以产生包含脱沥青油的第一馏分、包含树脂油的第二馏分和包含沥青质的第三馏分。
2.根据权利要求1所述的***，所述***还包括流体连接在所述沸腾床加氢裂化单元和所述常压蒸馏塔之间的汽提塔。
3.根据权利要求2所述的***，其中所述控制***被配置成执行操作，所述操作包括：
将来自所述沸腾床加氢裂化单元的流出物循环至所述汽提塔以生成汽提塔塔底流；
将所述汽提塔塔底流和脱盐粗原油循环至所述常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；
将所述常压蒸馏塔塔底流循环至所述减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；
将所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至所述脱沥青单元以生成所述第一馏分、所述第二馏分和所述第三馏分；
将所述第一馏分和所述减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流；
将所述合并的再循环流循环至所述沸腾床加氢裂化单元；和
将所述第二馏分循环至所述沸腾床加氢裂化单元。
4.根据权利要求1所述的***，所述***还包括流体连接在所述沸腾床加氢裂化单元和所述常压蒸馏塔之间的汽提塔。
5.根据权利要求4所述的***，其中所述控制***被配置成执行操作，所述操作包括：
将脱盐粗原油和来自所述沸腾床加氢裂化单元的流出物循环至所述汽提塔以生成汽提塔塔底流；
将所述汽提塔塔底流循环至所述常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；
将所述常压蒸馏塔塔底流循环至所述减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；
将所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至所述脱沥青单元以生成所述第一馏分、所述第二馏分和所述第三馏分；
将所述第一馏分和所述减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流；
将所述合并的再循环流循环至所述沸腾床加氢裂化单元；和
将所述第二馏分循环至所述沸腾床加氢裂化单元。
6.根据权利要求1所述的***，所述***还包括流体连接在所述沸腾床加氢裂化单元和所述常压蒸馏塔之间的在常压塔压力下运行的预闪蒸塔。
7.根据权利要求6所述的***，其中所述控制***被配置成执行操作，所述操作包括：
将脱盐粗原油和来自所述沸腾床加氢裂化单元的流出物循环至所述预闪蒸塔以生成预闪蒸塔塔底流；
将来自所述预闪蒸塔的部分冷凝的塔顶流与来自所述常压蒸馏塔的部分冷凝的塔顶流合并；
将所述预闪蒸塔塔底流循环至所述常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；
将所述常压蒸馏塔塔底流循环至所述减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；
将所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至所述脱沥青单元以生成所述第一馏分、所述第二馏分和所述第三馏分；
将所述第一馏分和所述减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流；
将所述合并的再循环流循环至所述沸腾床加氢裂化单元；和
将所述第二馏分循环至所述沸腾床加氢裂化单元。
8.根据权利要求1所述的***，其中所述控制***被配置成执行操作，所述操作包括：
将来自所述沸腾床加氢裂化单元的流出物和脱盐粗原油循环至所述常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；
将所述常压蒸馏塔塔底流循环至所述减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；
将所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至所述脱沥青单元以生成所述第一馏分、所述第二馏分和所述第三馏分；
将所述第一馏分和所述减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流；
将所述合并的再循环流循环至所述沸腾床加氢裂化单元；和
将所述第二馏分循环至所述沸腾床加氢裂化单元。
9.根据权利要求1所述的***，其中至少85重量％的进入所述沸腾床加氢裂化单元的减压残油新鲜进料被转化为较轻的白油级分。
10.根据权利要求9所述的***，其中所述控制***被配置成执行操作，所述操作包括：
在将脱盐粗原油提供至所述常压蒸馏塔之前加热所述脱盐粗原油；和
在减压残油新鲜进料量的体积进料量的1％到至少80％范围内将所述脱盐粗原油循环至所述常压蒸馏塔。
11.根据权利要求3所述的***，其中所述减压蒸馏塔塔底流的所述第一部分占所述减压蒸馏塔塔底流的40体积％至60体积％。
12.根据权利要求1所述的***，其中所述第一馏分进一步占所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分的40重量％至60重量％，并且所述第二馏分进一步占减压蒸馏塔塔底流的第一部分的20重量％至40重量％。
13.根据权利要求1所述的***，其中所述控制***被配置成执行操作，所述操作包括：将所述第二馏分循环至所述沸腾床加氢裂化单元作为用于来自所述沸腾床加氢裂化单元的流出物的稀释油。
14.根据权利要求10所述的***，其中所述脱盐粗原油包含所述常压蒸馏塔中的稀释剂。
15.根据权利要求1所述的***，其中所述控制***被配置成执行操作，所述操作包括：再循环作为汽提介质的石脑油以除去硫化氢。
16.一种用于共处理原油与残油的方法，所述方法包括：
将沸腾床加氢裂化单元与常压蒸馏塔流体连接；
将减压蒸馏塔流体连接至所述常压蒸馏塔和所述沸腾床加氢裂化单元；
将脱沥青单元流体连接至所述减压蒸馏塔和所述沸腾床加氢裂化单元；以及
操作所述脱沥青单元以产生包含脱沥青油的第一馏分、包含树脂油的第二馏分和包含沥青质的第三馏分。
17.根据权利要求16所述的方法，所述方法还包括将汽提塔流体连接在所述沸腾床加氢裂化单元和所述常压蒸馏塔之间。
18.根据权利要求17所述的方法，所述方法还包括：
将来自所述沸腾床加氢裂化单元的流出物循环至所述汽提塔以生成汽提塔塔底流；
将所述汽提塔塔底流和脱盐粗原油循环至所述常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；
将所述常压蒸馏塔塔底流循环至所述减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；
将所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至三馏分溶剂脱沥青单元以生成第一馏分、第二馏分和第三馏分；
将所述第一馏分和所述减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流，并且将所述合并的再循环流循环至所述沸腾床加氢裂化单元；和
将所述第二馏分循环至所述沸腾床加氢裂化单元。
19.根据权利要求16所述的方法，所述方法还包括将汽提塔流体连接在所述沸腾床加氢裂化单元和所述常压蒸馏塔之间。
20.根据权利要求19所述的方法，所述方法还包括：
将脱盐粗原油和来自所述沸腾床加氢裂化单元的流出物循环至所述汽提塔以生成汽提塔塔底流；
将所述汽提塔塔底流循环至所述常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；
将所述常压蒸馏塔塔底流循环至所述减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；
将所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至所述三馏分溶剂脱沥青单元以生成第一馏分、第二馏分和第三馏分；
将所述第一馏分和所述减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流，并且将所述合并的再循环流循环至所述沸腾床加氢裂化单元；和
将所述第二馏分循环至所述沸腾床加氢裂化单元。
21.根据权利要求16所述的方法，所述方法还包括在所述沸腾床加氢裂化单元和所述常压蒸馏塔之间流体连接在常压塔压力下运行的预闪蒸塔。
22.根据权利要求21所述的方法，所述方法还包括：
将脱盐粗原油和来自所述沸腾床加氢裂化单元的流出物循环至所述预闪蒸塔以生成预闪蒸塔塔底流；
将来自所述预闪蒸塔的部分冷凝的塔顶流与来自所述常压蒸馏塔的部分冷凝的塔顶流合并；
将所述预闪蒸塔塔底流循环至所述常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；
将所述常压蒸馏塔塔底流循环至所述减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；
将所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至三馏分溶剂脱沥青单元以生成第一馏分、第二馏分和第三馏分；
将所述第一馏分和所述减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流，并将所述合并的再循环流循环至所述沸腾床加氢裂化单元；和
将所述第二馏分循环至所述沸腾床加氢裂化单元。
23.根据权利要求16所述的方法，所述方法还包括：
将来自所述沸腾床加氢裂化单元的流出物和脱盐粗原油循环至所述常压蒸馏塔以生成常压蒸馏塔塔底流；
将所述常压蒸馏塔塔底流循环至所述减压蒸馏塔以生成减压蒸馏塔塔底流；
将所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分循环至三馏分溶剂脱沥青单元以生成第一馏分、第二馏分和第三馏分；
将所述第一馏分和所述减压蒸馏塔塔底流的第二部分合并以生成合并的再循环流，并且将所述合并的再循环流循环至所述沸腾床加氢裂化单元；和
将所述第二馏分循环至所述沸腾床加氢裂化单元。
24.根据权利要求16所述的方法，其中在所述沸腾床加氢裂化单元中至少85重量％的减压残油新鲜进料被转化为较轻的白油级分。
25.根据权利要求16所述的方法，所述方法还包括：
在将脱盐粗原油循环至所述常压蒸馏塔之前加热脱盐粗原油；和
在减压残油新鲜进料量的体积进料量的1％到至少80％范围内将脱盐粗原油循环至所述常压蒸馏塔。
26.根据权利要求16所述的方法，其中所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分占所述减压蒸馏塔塔底流的40体积％至60体积％。
27.根据权利要求16所述的方法，其中所述第一馏分进一步占所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分的40重量％至60重量％，并且所述第二馏分进一步占所述减压蒸馏塔塔底流的第一部分的20重量％至40重量％。
28.根据权利要求16所述的方法，所述方法还包括将所述第二馏分循环至所述沸腾床加氢裂化单元作为用于来自所述沸腾床加氢裂化单元的流出物的稀释油。
29.根据权利要求25所述的方法，其中所述脱盐粗原油包含所述常压蒸馏塔中的稀释剂。
30.根据权利要求16所述的方法，所述方法还包括再循环作为汽提介质的石脑油以除去硫化氢。
CN201880040339.0A 2017-06-15 2018-06-15 将富碳烃转化为贫碳烃 Pending CN110753744A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201762520349P 2017-06-15 2017-06-15
US62/520,349 2017-06-15
PCT/US2018/037694 WO2018232204A1 (en) 2017-06-15 2018-06-15 Converting carbon-rich hydrocarbons to carbon-poor hydrocarbons

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN110753744A true CN110753744A (zh) 2020-02-04

Family

ID=62838012

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201880040339.0A Pending CN110753744A (zh) 2017-06-15 2018-06-15 将富碳烃转化为贫碳烃

Country Status (5)

Country Link
US (1) US10836967B2 (zh)
EP (1) EP3638752A1 (zh)
CN (1) CN110753744A (zh)
SA (1) SA519410789B1 (zh)
WO (1) WO2018232204A1 (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SG11202001629SA (en) 2017-08-29 2020-03-30 Saudi Arabian Oil Co Integrated residuum hydrocracking and hydrofinishing

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
OA12971A (en) * 2002-12-30 2006-10-13 Eni Spa Process for the conversion of heavy charges such as heavy crude oils and distillation residues.
WO2009003633A1 (en) * 2007-06-29 2009-01-08 Eni S.P.A. Process for the conversion of heavy hydrocarbon feedstocks to distillates with the self- production of hydrogen
US20150038599A1 (en) * 2011-04-20 2015-02-05 Expander Energy Inc. Process for co-producing commercially valuable products from byproducts of heavy oil and bitumen upgrading process
CN106661467A (zh) * 2014-09-09 2017-05-10 环球油品公司 生产柴油燃料的方法

Family Cites Families (57)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2950241A (en) 1957-12-09 1960-08-23 Exxon Research Engineering Co Combination crude distillation and olefin production process
US3147210A (en) 1962-03-19 1964-09-01 Union Oil Co Two stage hydrogenation process
US3256178A (en) 1965-05-25 1966-06-14 Union Oil Co Hydrocracking process
US4082647A (en) 1976-12-09 1978-04-04 Uop Inc. Simultaneous and continuous hydrocracking production of maximum distillate and optimum lube oil base stock
US4211635A (en) 1979-04-23 1980-07-08 Mobil Oil Corporation Catalytic conversion of hydrocarbons
US4239616A (en) 1979-07-23 1980-12-16 Kerr-Mcgee Refining Corporation Solvent deasphalting
US4317711A (en) 1980-09-12 1982-03-02 Mobil Oil Corporation Coprocessing of residual oil and coal
US5013247A (en) 1989-10-16 1991-05-07 International Business Machines Corporation Fiber optic connector assembly adapted for providing circuit card charging
US5466362A (en) * 1992-11-19 1995-11-14 Texaco Inc. Process and system for catalyst addition to an ebullated bed reactor
US5322829A (en) 1993-03-15 1994-06-21 Amoco Corporation Resid hydrotreating catalyst and process
US6270654B1 (en) 1993-08-18 2001-08-07 Ifp North America, Inc. Catalytic hydrogenation process utilizing multi-stage ebullated bed reactors
US5814286A (en) * 1996-08-22 1998-09-29 Ormat Process Technologies, Inc. Apparatus for separating solvent in a feed of solvent and deasphalted oil
US5904835A (en) 1996-12-23 1999-05-18 Uop Llc Dual feed reactor hydrocracking process
US6299759B1 (en) 1998-02-13 2001-10-09 Mobil Oil Corporation Hydroprocessing reactor and process with gas and liquid quench
US6179995B1 (en) 1998-03-14 2001-01-30 Chevron U.S.A. Inc. Residuum hydrotreating/hydrocracking with common hydrogen supply
US6312586B1 (en) 1999-09-27 2001-11-06 Uop Llc Multireactor parallel flow hydrocracking process
US6547956B1 (en) 2000-04-20 2003-04-15 Abb Lummus Global Inc. Hydrocracking of vacuum gas and other oils using a post-treatment reactive distillation system
US6436279B1 (en) 2000-11-08 2002-08-20 Axens North America, Inc. Simplified ebullated-bed process with enhanced reactor kinetics
US7238275B2 (en) 2002-04-05 2007-07-03 Fluor Technologies Corporation Combined hydrotreating process and configurations for same
US7279090B2 (en) 2004-12-06 2007-10-09 Institut Francais Du Pe'trole Integrated SDA and ebullated-bed process
US7547386B1 (en) 2005-02-02 2009-06-16 Uop Llc Integrated process by hydroprocessing multiple feeds
FR2885135B1 (fr) 2005-04-28 2007-06-29 Inst Francais Du Petrole Procede de pre-raffinage de petrole brut pour la production d'au moins deux petroles non asphalteniques pa, pb et un petrole asphaltenique pc
US7708877B2 (en) 2005-12-16 2010-05-04 Chevron Usa Inc. Integrated heavy oil upgrading process and in-line hydrofinishing process
US7686941B2 (en) 2006-09-11 2010-03-30 Uop Llc Simultaneous hydrocracking of multiple feedstocks
FR2910487B1 (fr) 2006-12-21 2010-09-03 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion de residus incluant 2 desasphaltages en serie
US7622034B1 (en) 2006-12-29 2009-11-24 Uop Llc Hydrocarbon conversion process
CN101918097A (zh) 2007-11-09 2010-12-15 冠军化学(巴巴多斯)公司 溶剂回收器
US7938952B2 (en) 2008-05-20 2011-05-10 Institute Francais Du Petrole Process for multistage residue hydroconversion integrated with straight-run and conversion gasoils hydroconversion steps
US7938953B2 (en) 2008-05-20 2011-05-10 Institute Francais Du Petrole Selective heavy gas oil recycle for optimal integration of heavy oil conversion and vacuum gas oil treating
FR2933711B1 (fr) 2008-07-10 2010-08-27 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion comprenant une viscoreduction de residu, puis un desasphaltage et une hydroconversion
FR2933709B1 (fr) 2008-07-10 2011-07-22 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion comprenant une hydroconversion d'une charge, un fractionnement, puis un desasphatage de la fraction residu sous vide
FR2933710B1 (fr) 2008-07-10 2012-12-07 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion comprenant un desasphaltage et une conversion de residu
WO2010053865A1 (en) 2008-11-04 2010-05-14 Katana Energy Llc Integration of gasification and hydroprocessing for low emissions refining
US20100122934A1 (en) 2008-11-15 2010-05-20 Haizmann Robert S Integrated Solvent Deasphalting and Slurry Hydrocracking Process
US8110090B2 (en) 2009-03-25 2012-02-07 Uop Llc Deasphalting of gas oil from slurry hydrocracking
US9243194B2 (en) 2009-10-08 2016-01-26 IFP Energies Nouvelles Process for hydroconversion of heavy carbon-containing feedstocks that integrate a boiling-bed technology and a slurry technology
SG178981A1 (en) 2009-12-11 2012-04-27 Uop Llc Process and apparatus for producing hydrocarbon fuel and composition
US8193401B2 (en) 2009-12-11 2012-06-05 Uop Llc Composition of hydrocarbon fuel
US8133446B2 (en) 2009-12-11 2012-03-13 Uop Llc Apparatus for producing hydrocarbon fuel
US9074143B2 (en) 2009-12-11 2015-07-07 Uop Llc Process for producing hydrocarbon fuel
CN102311799A (zh) 2010-07-07 2012-01-11 中国石油化工股份有限公司 一种渣油处理组合工艺方法
CN102311798B (zh) 2010-07-07 2014-05-21 中国石油化工股份有限公司 一种渣油加氢处理和催化裂化组合加工方法
FR2964386B1 (fr) 2010-09-07 2013-09-13 IFP Energies Nouvelles Procede de conversion de residu integrant une etape de desashphaltage et une etape d'hydroconversion
US9650578B2 (en) 2011-06-30 2017-05-16 Nexen Energy Ulc Integrated central processing facility (CPF) in oil field upgrading (OFU)
EP2737030A1 (en) 2011-07-29 2014-06-04 Saudi Arabian Oil Company Integrated selective hydrocracking and fluid catalytic cracking process
WO2013064954A1 (en) 2011-11-03 2013-05-10 Indian Oil Corporation Ltd. Improved deasphalting process for production of feedstocks for dual applications
CN103102944B (zh) 2011-11-10 2015-04-01 中国石油化工股份有限公司 一种渣油加氢处理及轻质化的组合工艺方法
CN103102945B (zh) 2011-11-10 2015-09-30 中国石油化工股份有限公司 一种劣质重油加工方法
CN103102982B (zh) 2011-11-10 2015-09-30 中国石油化工股份有限公司 渣油转化组合工艺方法
CN103102980B (zh) 2011-11-10 2015-05-13 中国石油化工股份有限公司 渣油深度转化的组合工艺方法
US9028674B2 (en) 2013-01-17 2015-05-12 Lummus Technology Inc. Conversion of asphaltenic pitch within an ebullated bed residuum hydrocracking process
US20140221709A1 (en) 2013-02-04 2014-08-07 Lummus Technology Inc. Integration of residue hydrocracking and solvent deasphalting
US9650312B2 (en) 2013-03-14 2017-05-16 Lummus Technology Inc. Integration of residue hydrocracking and hydrotreating
FR3014111B1 (fr) 2013-12-03 2015-12-25 IFP Energies Nouvelles Procede de raffinage d'une charge hydrocarbonee lourde mettant en œuvre un desasphaltage selectif en cascade
US9234142B2 (en) * 2014-02-26 2016-01-12 Uop Llc Process and apparatus for hydroprocessing with two product fractionators
US20150329790A1 (en) 2014-05-15 2015-11-19 Shuwu Yang Systems and methods for producing a crude product
FR3053047B1 (fr) * 2016-06-23 2018-07-27 Axens Procede ameliore d'hydroconversion profonde au moyen d'une extraction des aromatiques et resines avec valorisation de l'extrait a l'hydroconversion et du raffinat aux unites aval.

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
OA12971A (en) * 2002-12-30 2006-10-13 Eni Spa Process for the conversion of heavy charges such as heavy crude oils and distillation residues.
WO2009003633A1 (en) * 2007-06-29 2009-01-08 Eni S.P.A. Process for the conversion of heavy hydrocarbon feedstocks to distillates with the self- production of hydrogen
US20150038599A1 (en) * 2011-04-20 2015-02-05 Expander Energy Inc. Process for co-producing commercially valuable products from byproducts of heavy oil and bitumen upgrading process
CN106661467A (zh) * 2014-09-09 2017-05-10 环球油品公司 生产柴油燃料的方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20180362865A1 (en) 2018-12-20
EP3638752A1 (en) 2020-04-22
US10836967B2 (en) 2020-11-17
SA519410789B1 (ar) 2022-12-05
WO2018232204A1 (en) 2018-12-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8377287B2 (en) Methods and systems for producing reduced resid and bottomless products from heavy hydrocarbon feedstocks
EP2166063B1 (en) Bitumen production-upgrade with solvents
CN107001952B (zh) 升级部分转换的减压渣油的方法
RU2634721C2 (ru) Объединение в один процесс стадий деасфальтизации и гидрообработки смолы и замедленного коксования
US10760013B2 (en) Process and apparatus for recycling slurry hydrocracked product
US11118122B2 (en) Integrated residuum hydrocracking and hydrofinishing
US9809763B2 (en) Process and apparatus for recovering hydrotreated hydrocarbons with two strippers
US11674097B2 (en) Upgrading of pyrolysis tar and flash bottoms
US6048448A (en) Delayed coking process and method of formulating delayed coking feed charge
CN111655824B (zh) 用于回收加氢裂化软沥青的方法和设备
EP2888342A1 (en) Hydrovisbreaking process for feedstock containing dissolved hydrogen
US10597590B2 (en) Process and apparatus for stripping slurry hydrocracked product
CN110753744A (zh) 将富碳烃转化为贫碳烃
US11001762B2 (en) Partial upgrading of bitumen with thermal treatment and solvent deasphalting
US10676682B2 (en) Process and apparatus for recovering hydrocracked effluent with vacuum separation
CA3092096C (en) Method and system for reducing olefin content of partially upgraded bitumen
US11578273B1 (en) Upgrading of heavy residues by distillation and supercritical water treatment

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20200204

WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication