RU2517186C2 - Procedure and device for production of hydrocarbon fuel and its composition - Google Patents

Procedure and device for production of hydrocarbon fuel and its composition Download PDF

Info

Publication number
RU2517186C2
RU2517186C2 RU2012129236/04A RU2012129236A RU2517186C2 RU 2517186 C2 RU2517186 C2 RU 2517186C2 RU 2012129236/04 A RU2012129236/04 A RU 2012129236/04A RU 2012129236 A RU2012129236 A RU 2012129236A RU 2517186 C2 RU2517186 C2 RU 2517186C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
pitch
solvent
hydrocracking
heavy
Prior art date
Application number
RU2012129236/04A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2012129236A (en
Inventor
Джеймс Ф. МакГИ
Лоренц Дж. БАУЕР
Original Assignee
Юоп Ллк
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
Priority claimed from US12/636,137 external-priority patent/US9074143B2/en
Priority claimed from US12/636,142 external-priority patent/US8133446B2/en
Priority claimed from US12/636,135 external-priority patent/US8193401B2/en
Application filed by Юоп Ллк filed Critical Юоп Ллк
Publication of RU2012129236A publication Critical patent/RU2012129236A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2517186C2 publication Critical patent/RU2517186C2/en

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
    • C10G47/26—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • 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
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of 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
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/205—Metal content
    • C10G2300/206—Asphaltenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/44—Solvents

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

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention refers to production of hydrocarbon fuel. The invention relates to the method including heavy charge suspension hydrocracking with obtained products of suspension hydrocracking; separation of the above products of suspension hydrocracking with obtainment of a tar pitch flow and a flow of heavy vacuum gas oil; mixing of at least a part of tar pitch with solvent in order to dissolve a part of tar pitch in the solvent; mixing of the dissolved part of tar pitch with at least a part of heavy vacuum gas oil with production of a composite product. The invention is related also to a device for hydrocarbon fuel and composite production.
EFFECT: producing turbine or bunker fuel with characteristics acceptable for burning in gas turbines or for producing different grades of bunker fuel.
1 cl, 1 dwg, 4 tbl, 3 ex

Description

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для получения углеводородного топлива с помощью суспензионного гидрокрекинга (СГК) и деасфальтизации растворителем (ДАР).The present invention relates to a method and apparatus for producing hydrocarbon fuels using slurry hydrocracking (SGC) and solvent deasphalting (DAR).

Уровень техникиState of the art

В связи с сокращением запасов традиционной сырой нефти, необходимо повышать качество тяжелых нефтей с целью их соответствия требованиям. При повышении качества более тяжелые материалы превращаются в легкие фракции, причем должна удаляться большая часть серы, азота и металлов. Сначала сырую нефть обычно обрабатывают в колонне атмосферной дистилляции для того, чтобы получить топливные продукты, в том числе нафту, керосин и дизельное топливо. Поток остатка из колонны атмосферной дистилляции обычно направляется в колонну вакуумной дистилляции, чтобы получить вакуумный газойль (ВГО), который может быть исходным сырьем для установки флюид-каталитического крекинга (ФКК) или используется иначе. Типичный ВГО выкипает в диапазоне между 300°С (572°F) и 524°С (975°F).Due to the reduction in stocks of traditional crude oil, it is necessary to improve the quality of heavy oils in order to meet their requirements. With an increase in quality, heavier materials turn into light fractions, and most of the sulfur, nitrogen and metals must be removed. First, crude oil is usually processed in an atmospheric distillation column in order to obtain fuel products, including naphtha, kerosene and diesel fuel. The residue stream from the atmospheric distillation column is usually sent to the vacuum distillation column to obtain vacuum gas oil (VGO), which may be feedstock for the fluid catalytic cracking (FCC) unit or used differently. A typical VGO boils in the range between 300 ° C (572 ° F) and 524 ° C (975 ° F).

Процесс СГК используется для первоначального облагораживания тяжелого углеводородного исходного сырья, полученного путем дистилляции сырой нефти, в том числе углеводородных остатков или газойлей из колонны атмосферной или вакуумной дистилляции. В ходе СГК это жидкое исходное сырье смешивается с водородом и частицами твердого катализатора, например, в виде дисперсного металлсодержащего соединения, такого как сульфид металла, с образованием суспензионной фазы. Типичные процессы СГК описаны, например, в патентах США №5755955 и 5474977. В процессе СГК получается нафта, дизельное топливо, газойль, такой как ВГО, и поток низкокачественного тугоплавкого пека. Обычно потоки ВГО дополнительно перерабатываются в процессах каталитического гидрокрекинга или флюид-каталитического крекинга для того, чтобы получить пригодные для продажи продукты. С целью предотвращения избыточного коксования в реакторе СГК, тяжелый ВГО (ТВГО) может быть рецикулирован в реактор СГК.The SGK process is used for the initial refinement of heavy hydrocarbon feedstocks obtained by distillation of crude oil, including hydrocarbon residues or gas oil from an atmospheric or vacuum distillation column. During SGC, this liquid feed is mixed with hydrogen and solid catalyst particles, for example, in the form of a dispersed metal-containing compound, such as metal sulfide, to form a suspension phase. Typical SGK processes are described, for example, in US Pat. Nos. 5,559,555 and 5,474,977. The SGK process produces naphtha, diesel fuel, gas oil such as VGO, and a low-quality refractory pitch stream. Typically, VGO streams are further processed in catalytic hydrocracking or fluid catalytic cracking processes to produce commercially available products. In order to prevent excessive coking in the SGK reactor, heavy VGO (TBGO) can be recycled to the SGK reactor.

Процесс ДАР вообще относится к нефтепереработке, в которой повышается качество указанных выше углеводородных фракций с использованием экстракции в присутствии растворителя. Практически ДАР позволяет извлечь более тяжелые углеводороды, при относительно низкой температуре, без крекинга или разложения тяжелых углеводородов. В процессе ДАР углеводороды разделяются в соответствии с их растворимостью в жидком растворителе, в отличие от летучести при дистилляции. Предпочтительно экстракции подвергаются более парафиновые компоненты с меньшей молекулярной массой. Наименьшей растворимостью обладают материалы с высокой молекулярной массой и наиболее полярные ароматические компоненты.The DAR process generally refers to refining, in which the quality of the above hydrocarbon fractions is improved using extraction in the presence of a solvent. In practice, DAR allows the recovery of heavier hydrocarbons at a relatively low temperature, without cracking or decomposition of heavy hydrocarbons. In the DAP process, hydrocarbons are separated according to their solubility in a liquid solvent, in contrast to volatility during distillation. Preferably, more paraffinic components with a lower molecular weight are extracted. The materials with the highest molecular weight and the most polar aromatic components have the least solubility.

Газовые турбины применяются во многих отраслях, включая авиационные двигатели, энергетические установки и силовые установки на судах. С развитием технологии материалов для газовых турбин, температура в блоке камеры сгорания повысилась на несколько сотен градусов, обеспечивая значительное улучшение эффективности в цикле Брайтона. Наиболее эффективные газовые турбины могут иметь рабочую температуру в горячем тракте выше 1093°С (2000°F), и поэтому они имеют гораздо более высокую эффективность цикла, чем турбины предыдущего поколения. Для газовых турбин с более высокой эффективностью возникла потребность в более строгих технических условиях для топлива.Gas turbines are used in many industries, including aircraft engines, power plants and power plants on ships. With the development of gas turbine material technology, the temperature in the combustion chamber unit has increased by several hundred degrees, providing a significant improvement in efficiency in the Brighton cycle. The most efficient gas turbines can have an operating temperature in the hot path above 1093 ° C (2000 ° F), and therefore they have much higher cycle efficiency than previous generation turbines. For gas turbines with higher efficiency, there is a need for more stringent technical specifications for fuel.

В соответствии со статьей Svensson, DNV approves siemens Gas Turbine FOR HFO, 61 Royal Belgian Institute of Marine Engineers 55 (2007), газовая турбина мощностью 17 МВт типа SGT-500 успешно прошла всестороннее испытание с использованием мазутного топлива, соответствующего техническим условиям IFO 180 и получившего разрешение DNV (Det Norske Veritas) норвежского правительства для применения на флоте. На момент публикации указанной статьи тяжелое углеводородное топливо IF0180 было на 200-250 долл. США дешевле, чем среднедистиллятное топливо, которое обычно сжигают во флотских газовых турбинах. Технические условия IFO 180 также известны как спецификация RME 180, применимая для остаточных флотских топлив, используемых не для газотурбинных двигателей, например в качестве топлива для тихоходных дизелей, которые обычно имеются в судовых системах.In accordance with Svensson, DNV approves siemens Gas Turbine FOR HFO, 61 Royal Belgian Institute of Marine Engineers 55 (2007), the SGT-500 type 17 MW gas turbine has successfully passed a comprehensive test using fuel oil that complies with IFO 180 specifications and approved by the Norwegian government DNV (Det Norske Veritas) for use in the Navy. At the time this article was published, IF0180 heavy hydrocarbon fuel was $ 200-250 cheaper than mid-range fuel, which is usually burned in naval gas turbines. The IFO 180 specifications are also known as the RME 180 specification, applicable to residual naval fuels not used for gas turbine engines, such as fuel for low-speed diesel engines that are commonly found in marine systems.

Существует потребность в таком топливе, поскольку турбины обладают большей эффективностью, чем многие другие двигатели, вырабатывающие электроэнергию в малом - среднем объеме для такого использования, как пиковая мощность для сети электропередач, судовые двигатели для быстроходных судов, таких как паромы, военного транспорта и других областей. Устройства комбинированного производства тепловой и электрической энергии, в которых отходящее тепло турбины используется для производства пара или получения другого малоинтенсивного тепла, являются другими примерами систем, в которых достигается высокая эффективность всего цикла, но требуется топливо, которое является подходящим для турбин.There is a need for such fuel, because turbines are more efficient than many other engines that generate electricity in a small - medium volume for such uses as peak power for a power transmission network, marine engines for high-speed vessels such as ferries, military vehicles and other areas . Combined heat and power generation devices in which the turbine waste heat is used to produce steam or to produce other low-intensity heat are other examples of systems that achieve high cycle efficiency but require fuel that is suitable for turbines.

Ранее было предпринято множество попыток получения подходящего топлива для газовых турбин из дешевых углеводородных остатков. Один способ включал гидроочистку нефтяного остатка в регулируемых условиях для того, чтобы удалять только незначительную часть серы и азота, но большую часть металлов с использованием катализатора деметаллизации в "процессе тонкой очистки". Пример такого процесса известен как GEFINERY от фирмы Japan Gasoline Corporation. Однако затраты в указанном процессе считаются неоправданно высокими, с учетом ограниченного улучшения качества.Many attempts have been made previously to obtain suitable fuels for gas turbines from cheap hydrocarbon residues. One method involved hydrotreating an oil residue under controlled conditions in order to remove only a minor portion of sulfur and nitrogen, but most metals using a demetallization catalyst in a “fine process”. An example of such a process is known as GEFINERY from Japan Gasoline Corporation. However, the costs in this process are considered unreasonably high, given the limited improvement in quality.

В других способах предлагается повышать ценность остатка от растворения угля или "очищенных растворителем" продуктов из угля с помощью процесса гидроочистки, чтобы получить вакуумный дистиллят. Примерами таких способов являются процесс SRC (очищенный растворителем уголь) и процесс Hypercoal фирмы Japan New Energy Development Organization. В другом способе нефтяной остаток обрабатывают в процессе ДАР, при этом выход деасфальтизированного топлива (ДАТ) поддерживают на относительно низком уровне, чтобы избежать попадания каких-либо металлоорганических соединений в ДАТ. В указанном способе процесс ДАР сочетается с последующей очисткой или гидроочисткой ДАТ с целью удаления металлов. Указанные три примера способов считаются невыгодными в связи с ограниченной способностью получения подходящих топлив, соответствующих применяемым техническим условиям.Other methods suggest increasing the value of the residue from the dissolution of coal or “solvent-purified” coal products using a hydrotreatment process to obtain a vacuum distillate. Examples of such methods are the SRC process (solvent purified coal) and the Hypercoal process of Japan New Energy Development Organization. In another method, the oil residue is treated in a DAP process, while the yield of deasphalted fuel (DAT) is kept relatively low to avoid any organometallic compounds entering the DAT. In this method, the DAP process is combined with subsequent purification or hydrotreating of the DAT in order to remove metals. These three examples of methods are considered disadvantageous due to the limited ability to obtain suitable fuels that meet the applicable specifications.

Специальное топливо, которое является предметом настоящего изобретения, может быть менее дорогим в производстве, чем типичное флотское дизельное топливо или керосин. Даже с учетом необходимости последующих мероприятий по охране окружающей среды для удаления SOx и NOx из отработавших газов, было бы выгодно сжигать такое топливо в турбинах.The special fuel that is the subject of the present invention may be less expensive to manufacture than typical naval diesel fuel or kerosene. Even taking into account the need for subsequent environmental protection measures to remove SOx and NOx from the exhaust gases, it would be beneficial to burn such fuel in turbines.

Существует постоянная потребность в углеводородных топливных композициях, производство которых может быть недорогим и которые можно использовать в газовых турбинах и судовых двигателях.There is a continuing need for hydrocarbon fuel compositions, the production of which can be inexpensive and which can be used in gas turbines and marine engines.

Раскрытие изобретенияDisclosure of invention

В типичном варианте осуществления настоящее изобретение включает в себя способ получения углеводородного топлива, включающий суспензионный гидрокрекинг тяжелого сырья для получения продуктов суспензионного гидрокрекинга. Указанные продукты суспензионного гидрокрекинга разделяют, получая поток пека и поток ТВГО. По меньшей мере, часть пекового потока смешивается с растворителем для того, чтобы растворить часть пека в растворителе. Растворенную часть пека смешивают, по меньшей мере, с частью потока ТВГО с образованием смешанного продукта. По замыслу, смешанный продукт содержит не больше чем 5 м.д. натрия по массе, не больше чем 50 м.д. ванадия по массе и, по меньшей мере, 80 об.% смешанного продукта выкипают при температуре, равной 426°С (800°F) или выше.In a typical embodiment, the present invention includes a method for producing hydrocarbon fuel, comprising slurry hydrocracking of heavy feedstocks to produce slurry hydrocracking products. These suspension hydrocracking products are separated to give a pitch stream and a stream of TBGO. At least a portion of the pitch stream is mixed with a solvent in order to dissolve a portion of the pitch in the solvent. The dissolved portion of the pitch is mixed with at least a portion of the TBGO stream to form a mixed product. By design, the mixed product contains no more than 5 ppm. sodium by weight, not more than 50 ppm vanadium by weight and at least 80 vol.% of the mixed product is boiled off at a temperature of 426 ° C (800 ° F) or higher.

В другом типичном варианте осуществления настоящее изобретение включает в себя способ получения углеводородного топлива, включающий суспензионный гидрокрекинг тяжелого сырья, для получения продуктов суспензионного гидрокрекинга. Указанные продукты суспензионного гидрокрекинга разделяют, получая поток пека и поток ТВГО. По меньшей мере, часть пекового потока подвергают деасфальтизации растворителем, чтобы получить ДАТ. Указанное ДАТ смешивается, по меньшей мере, с частью потока ТВГО с образованием смешанного продукта.In another typical embodiment, the present invention includes a method for producing hydrocarbon fuels, comprising slurry hydrocracking of heavy feedstocks to produce slurry hydrocracking products. These suspension hydrocracking products are separated to give a pitch stream and a stream of TBGO. At least a portion of the pitch stream is deasphalted with a solvent to obtain a DAT. The specified DAT is mixed with at least a portion of the TBGO stream to form a mixed product.

В дополнительном типичном варианте осуществления настоящее изобретение включает в себя устройство для получения углеводородного топлива, которое содержит суспензионный реактор гидрокрекинга для взаимодействия тяжелого сырья с водородом в присутствии катализатора, чтобы получить продукты суспензионного гидрокрекинга. В блоке фракционирования, соединенном с реактором суспензионного гидрокрекинга, фракционируется, по меньшей мере, часть продуктов суспензионного гидрокрекинга. В блоке фракционирования имеется боковой отвод для выпуска потока ТВГО и нижний отвод для выпуска потока пека. В процессе ДАР в колонне, соединенной с выпускным патрубком пека, образуется поток ДАТ, выпускаемый из патрубка ДАТ. В емкости или трубопроводе, соединенном с боковым выпускным патрубком и выпускным патрубком ДАТ, смешивается, по меньшей мере, часть потока ТВГО и потока ДАТ.In an additional typical embodiment, the present invention includes a device for producing hydrocarbon fuel, which comprises a slurry hydrocracking reactor for reacting heavy feedstocks with hydrogen in the presence of a catalyst to produce slurry hydrocracking products. In the fractionation unit connected to the slurry hydrocracking reactor, at least a portion of the slurry hydrocracking products are fractionated. In the fractionation unit there is a lateral branch for the release of the stream of TBGO and a lower branch for the release of the pitch stream. In the DAP process, a DAT stream is formed in the column connected to the pitch outlet pipe, which is discharged from the DAT pipe. At least a portion of the TBGO stream and the DAT stream are mixed in a container or pipe connected to the side outlet and the DAT outlet.

В еще одном типичном варианте осуществления устройство содержит сепаратор для выделения водорода из продуктов суспензионного гидрокрекинга, который соединяется с реактором СГК.In yet another typical embodiment, the device comprises a separator for separating hydrogen from slurry hydrocracking products, which is coupled to the SGK reactor.

В еще одном дополнительном типичном варианте осуществления блок фракционирования устройства также включает боковой выпускной патрубок для выпуска потока дизельного топлива и боковой выпускной патрубок для выпуска потока легкого ВГО (ЛВГО).In yet a further typical embodiment, the fractionation unit of the device also includes a side outlet for discharging a stream of diesel fuel and a side outlet for discharging a stream of light VGO (LVGO).

В еще одном дополнительном типичном варианте осуществления настоящее изобретение включает углеводородную композицию, которая содержит не менее чем 73 масс.% ароматических углеводородов, не больше чем 5 масс.% нерастворимых в гептане соединений и не больше чем 50 м.д. по массе ванадия. По меньшей мере, 80 об.% композиции выкипают при температуре выше 426°С (800°F). В других аспектах композиция может включать не более чем 75 масс.% ароматических углеводородов, может содержать не больше чем 5 масс.% нерастворимых в гексане соединений или не больше чем 5 масс.% нерастворимых в пентане соединений. В другом аспекте, по меньшей мере, 90 об.% композиции выкипают при температуре выше 426°С. В другом аспекте композиция содержит не больше чем 30 м.д. по массе или не больше чем 10 м.д. по массе ванадия. В дополнительном аспекте композиция имеет вязкость не больше чем 180 сСт при 50°С. В одном дополнительном аспекте композиция имеет не больше чем 5 м.д. по массе натрия.In yet another typical embodiment, the present invention includes a hydrocarbon composition that contains at least 73 wt.% Aromatic hydrocarbons, not more than 5 wt.% Heptane insoluble compounds and not more than 50 ppm. by weight of vanadium. At least 80 vol.% Of the composition is boiled off at temperatures above 426 ° C (800 ° F). In other aspects, the composition may include no more than 75 wt.% Aromatic hydrocarbons, may contain no more than 5 wt.% Insoluble in hexane compounds or not more than 5 wt.% Insoluble in pentane. In another aspect, at least 90 vol.% Of the composition is boiled off at a temperature above 426 ° C. In another aspect, the composition contains no more than 30 ppm. by weight or not more than 10 ppm by weight of vanadium. In an additional aspect, the composition has a viscosity of not more than 180 cSt at 50 ° C. In one additional aspect, the composition has no more than 5 ppm. by weight of sodium.

Эти и другие аспекты и варианты осуществления настоящего изобретения являются очевидными из подробного описания изобретения.These and other aspects and embodiments of the present invention are apparent from the detailed description of the invention.

ОпределенияDefinitions

Термин "ароматический" означает соединение, включающее молекулу, содержащую кольцо, как определяется по стандарту ASTM D 2549.The term "aromatic" means a compound comprising a molecule containing a ring, as defined by ASTM D 2549.

Термин "коммуникация" означает, что в поток материала эффективно допускаются перечисленные компоненты.The term "communication" means that the listed components are effectively allowed into the material flow.

Термин "коммуникация ниже по ходу потока" означает, что, по меньшей мере, часть материала, текущая к объекту для соединения ниже по потоку, может эффективно вытекать из объекта, с которым он взаимодействует.The term “downstream communication” means that at least a portion of the material flowing to the object for connection downstream can efficiently flow from the object with which it interacts.

Термин "коммуникация выше по ходу потока" означает, что, по меньшей мере, часть материала, текущая от объекта для соединения выше по потоку, может эффективно вытекать к объекту, с которым он взаимодействует.The term “upstream communication” means that at least a portion of the material flowing from the object to be connected upstream can efficiently flow to the object with which it interacts.

Используемый в изобретении термин "температура кипения" означает эквивалентную точку кипения при атмосферном давлении (ЭТКА), которую рассчитывают из наблюдаемой температуры кипения и давления дистилляции, с использованием уравнений, представленных в стандарте ASTM D1160, приложение А7, озаглавленное "Практика приведения наблюдаемой температуры паров к эквивалентной температуре при атмосферном давлении".The term “boiling point” as used in the invention means the equivalent boiling point at atmospheric pressure (ETKA), which is calculated from the observed boiling point and distillation pressure, using the equations presented in ASTM D1160, Appendix A7, entitled “The Practice of Bringing the Observed Vapor Temperature to equivalent temperature at atmospheric pressure. "

Используемый в изобретении термин "пек" означает углеводородный материал, кипящий выше 538°С (975°F) ЭТКА, что определяется с использованием любого стандартного газохроматографического метода, моделирующего дистилляцию, такого как ASTM D2887, D6352 или D7169, которые все используются в нефтяной промышленности.As used herein, the term “pitch” means a hydrocarbon material boiling above 538 ° C (975 ° F) ETKA as determined using any standard distillation gas chromatographic method such as ASTM D2887, D6352 or D7169 that are all used in the petroleum industry .

Используемый в изобретении термин "степень превращения пека" означает превращение материалов, кипящих выше 524°С (975°F), с образованием материала, кипящего при 524°С (975°F) или ниже.As used herein, the term “pitch conversion” means the conversion of materials boiling above 524 ° C (975 ° F) to form material boiling at 524 ° C (975 ° F) or lower.

Используемый в изобретении термин "тяжелый вакуумный газойль" означает углеводородный материал, кипящий в диапазоне между 427°С (800°F) и 538°С (975°F) ЭТКА, что определяется с использованием любого стандартного газохроматографического метода, моделирующего дистилляцию, такого как ASTM D2887, D6352 или D7169, которые все используются в нефтяной промышленности.As used herein, the term "heavy vacuum gas oil" means a hydrocarbon material boiling between 427 ° C (800 ° F) and 538 ° C (975 ° F) ETKA as determined using any standard distillation gas chromatographic method such as ASTM D2887, D6352 or D7169, which are all used in the oil industry.

Используемый в изобретении термин "нерастворимые" в растворителе означает материалы, нерастворимые в указанном растворителе.Used in the invention, the term "insoluble" in a solvent means materials insoluble in the specified solvent.

Термин "объемная скорость подачи жидкости" означает объемную скорость подачи жидкого сырья в объем реактора, причем объем приведен к стандартной температуре 16°С.The term "volumetric flow rate of the liquid" means the volumetric flow rate of liquid raw materials into the volume of the reactor, and the volume is brought to a standard temperature of 16 ° C.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

На фигуре приведен схематичный чертеж способа и устройства настоящего изобретения.The figure shows a schematic drawing of a method and device of the present invention.

Осуществление изобретенияThe implementation of the invention

Суспензионный гидрокрекинг обеспечивает превращение до 80-95 масс.% многих низкокачественных потоков вакуумных остатков в дистиллят, выкипающий до 524°С (975°F), и небольшое количество пека. Растворимая в толуоле часть продукта СГК, которая выкипает при 524°С (975°F) или выше, имеет относительно небольшую молекулярную массу, такую как 700-900, что определяется методом осмометрии под давлением паров по стандарту ASTM D2503, и содержит некоторое количество примеси никеля и ванадия. Суспензионный гидрокрекинг в присутствии катализаторов на основе железа при давлении ниже 20,7 МПа (3000 фунт/кв.дюйм) ограничивается способностью к раскрытию металлопорфиринового кольца. Неожиданно было установлено, что растворимая в пентане часть остаточного пека, кипящая выше 524°С, из процесса суспензионного гидрокрекинга в присутствии катализатора на основе железа, при степени превращения выше 80 масс.% содержит весьма малые количества никеля и ванадия. Этот продукт существенно отличается от прямогонных фракций, деасфальтизированных растворителем, которые содержат значительное количество растворимых металлоорганических соединений никеля и ванадия и которые было невозможно использовать в турбинах последнего поколения. Эти виды топлива, обремененные металлами, можно было использовать только в турбинах с охлаждением, при использовании определенных приемов, таких как присадки, пассивирующие металл, и автономная промывка водой для удаления осадка на лопатках турбины.Suspension hydrocracking provides the conversion of up to 80-95 wt.% Of many low-quality flows of vacuum residues in the distillate, boiling up to 524 ° C (975 ° F), and a small amount of pitch. The toluene-soluble portion of the SGC product that boils at 524 ° C (975 ° F) or higher has a relatively small molecular weight, such as 700-900, as determined by vapor pressure osmometry according to ASTM D2503, and contains some impurity nickel and vanadium. Suspension hydrocracking in the presence of iron-based catalysts at pressures below 20.7 MPa (3000 psi) is limited by the ability to open the metalloporphyrin ring. Surprisingly, it was found that the pentane-soluble part of the residual pitch boiling above 524 ° C from the suspension hydrocracking process in the presence of an iron-based catalyst, with a conversion degree above 80 wt.%, Contains very small amounts of nickel and vanadium. This product differs significantly from straight run solvent deasphalted fractions, which contain a significant amount of soluble organometallic nickel and vanadium compounds and which could not be used in the latest generation turbines. These types of fuel, encumbered with metals, could only be used in cooling turbines, using certain techniques, such as metal passivating additives, and autonomous washing with water to remove sediment on the turbine blades.

Кроме того, было установлено, что наиболее тяжелая часть дистиллята - вакуумного газойля, кипящая в диапазоне 426-524°С (800-975°F), эквивалентном точкам кипения при атмосферном давлении, известная как ТВГО, и полученная путем суспензионного гидрокрекинга остатка 524+°С в присутствии катализатора на основе железа при степени превращения выше 80 масс.%, не содержит заметного количества никеля и ванадия. Кроме того, указанный материал содержит некоторые парафины в диапазоне С30-С45, а также полициклические ароматические и гетероатомные материалы. Указанный материал обладает отличными характеристиками топлива и является текучим при комнатной температуре. Более легкая часть дистиллята - вакуумного газойля, выкипающая в диапазоне 343-426°С (650-800°F), эквивалентном точкам кипения при атмосферном давлении, известная как ЛВГО, полученная при суспензионном гидрокрекинге, может применяться для непосредственного сжигания в качестве турбинного топлива, но часто может быть целесообразно повышать качество этой фракции путем дополнительной переработки в нафту и дизельное топливо для того, чтобы повысить ценность этого потока.In addition, it was found that the heaviest part of the distillate is vacuum gas oil boiling in the range of 426-524 ° C (800-975 ° F), equivalent to atmospheric pressure boiling points, known as TBGO, and obtained by suspension hydrocracking of residue 524+ ° C in the presence of an iron-based catalyst with a conversion degree above 80 wt.%, Does not contain a noticeable amount of nickel and vanadium. In addition, the specified material contains some paraffins in the range of C 30 -C 45, as well as polycyclic aromatic and heteroatomic materials. The specified material has excellent fuel characteristics and is fluid at room temperature. The lighter part of the distillate - vacuum gas oil, boiling in the range of 343-426 ° C (650-800 ° F), equivalent to boiling points at atmospheric pressure, known as LHGO obtained by suspension hydrocracking, can be used for direct combustion as turbine fuel, but often it may be advisable to improve the quality of this fraction by additional processing into naphtha and diesel fuel in order to increase the value of this stream.

Следовательно, ТВГО и деасфальтизированный растворителем пек, полученный в процессе СГК, можно смешивать вместе, чтобы получить углеводородное топливо, которое соответствует техническим условиям на топливо RME 180 и IFO 180. Поэтому указанное углеводородное топливо можно сжигать в газовых турбинах и в судовых двигателях, не прибегая к дополнительному облагораживанию. Специальные композиции углеводородного топлива, полученные с помощью способа и устройства настоящего изобретения, могут быть использованы как таковые или в смесях с другими типами топлива, или в массе, или в смеси на месте применения.Therefore, TBGO and solvent-deasphalted pitch obtained in the SGC process can be mixed together to produce hydrocarbon fuels that meet the specifications for RME 180 and IFO 180 fuels. Therefore, these hydrocarbon fuels can be burned in gas turbines and in marine engines without resorting to to additional refinement. Special hydrocarbon fuel compositions obtained using the method and device of the present invention can be used as such or in mixtures with other types of fuel, or in bulk, or in a mixture at the place of use.

Варианты осуществления изобретения относятся к суспензионному гидрокрекингу тяжелого углеводородного исходного сырья для первоначального облагораживания с получением топлива. Например, согласно одному варианту осуществления, тяжелое углеводородное исходное сырье содержит остаток вакуумной колонны. Типичные представители дополнительных компонентов тяжелого углеводородного исходного сырья включают остаточные фракции, кипящие выше 566°С (1050°F), смолы, битум, синтетическое жидкое топливо из угля и сланцевое масло. Битум также известен как природный асфальт, битуминозные пески или нефтеносные пески. Битум определяется как горная порода, которая содержит углеводороды с вязкостью больше 10000 сСт или такие углеводороды, которые можно экстрагировать из горной породы, добытой из шахты или карьера. Некоторые природные битумы являются твердыми веществами, такие как гильсонит, грэхемит и озокерит, который различаются прослойкой, плавкостью и растворимостью. Другие асфальтенсодержащие материалы также могут быть использованы в качестве компонентов, перерабатываемых в процессе СГК. Кроме асфальтенов, указанные дополнительные компоненты тяжелого углеводородного исходного сырья, среди прочих составляющих, обычно также могут содержать значительное количество загрязняющих металлов, например никель, железо и ванадий, имеют высокое содержание органических сернистых и азотистых соединений и высокое содержание коксового остатка по Конрадсону. Содержание металлов в таких компонентах, например, может быть в диапазоне от 100 м.д. до 1000 м.д. по массе, общее содержание серы может быть в диапазоне от 1 до 7 масс.% и удельный вес в градусах API может быть в диапазоне от -5° (1,1186) до 35° (0,8498). Коксовый остаток по Конрадсону для таких компонентов обычно составляет, по меньшей мере, 5 масс.% и часто находится в диапазоне от 10 до 30 масс.%.Embodiments of the invention relate to slurry hydrocracking of heavy hydrocarbon feedstocks for initial refining to produce fuel. For example, in one embodiment, the heavy hydrocarbon feed contains the remainder of the vacuum column. Typical representatives of additional components of the heavy hydrocarbon feedstock include residual fractions boiling above 566 ° C (1050 ° F), resins, bitumen, synthetic liquid fuel from coal, and shale oil. Bitumen is also known as natural asphalt, tar sands or oil sands. Bitumen is defined as a rock that contains hydrocarbons with a viscosity of more than 10,000 cSt or such hydrocarbons that can be extracted from rock extracted from a mine or quarry. Some natural bitumens are solids, such as gilsonite, grahamite and ozokerite, which differ in their interlayer, fusibility and solubility. Other asphalt-containing materials can also be used as components processed in the SGK process. In addition to asphaltenes, these additional components of a heavy hydrocarbon feedstock, among other components, can usually also contain a significant amount of polluting metals, for example nickel, iron and vanadium, have a high content of organic sulfur and nitrogen compounds and a high content of coke residue according to Conradson. The metal content in such components, for example, may be in the range of 100 ppm. up to 1000 ppm by weight, the total sulfur content can be in the range of 1 to 7 wt.% and the specific gravity in degrees of API can be in the range of -5 ° (1.1186) to 35 ° (0.8498). Conradson coke residue for such components is usually at least 5 wt.% And is often in the range of 10 to 30 wt.%.

Как показано на фигуре, настоящее изобретение для превращения тяжелых углеводородов в углеводородное топливо иллюстрируется установкой СГК 10 и установкой деасфальтизации с растворителем 110.As shown in the figure, the present invention for converting heavy hydrocarbons to hydrocarbon fuel is illustrated by the SGK unit 10 and the deasphalting unit with solvent 110.

Поток тяжелого сырья в трубопроводе 12 представлен как сырье для установки СГК 10, как показано на фигуре. Поток рециркулирующего тяжелого продукта в линии 14 может смешиваться с потоком 12 тяжелого сырья. Добавку, ингибирующую образование кокса, или дисперсный материал катализатора в трубопроводе 16 смешивают вместе с потоком сырья в трубопроводе 12 с образованием однородной суспензии. В качестве дисперсного материала могут быть использованы разнообразные частицы твердого катализатора. Особенно эффективны частицы катализатора, которые описаны в патенте США №4963247. Указанные частицы обычно представляют собой сульфат двухвалентного железа, с размером частиц меньше чем 45 мкм, причем в одном аспекте основная часть, то есть, по меньшей мере, 50% по массе, имеет размер частиц меньше чем 10 мкм. Предпочтительным катализатором является моногидрат сульфата железа. Кроме того, может быть предпочтительным бокситный катализатор. В одном аспекте, в сырьевую смесь добавляют от 0,01 до 4,0 масс.% частиц катализатора, ингибирующего образование кокса в расчете на свежее исходное сырье. Маслорастворимые добавки, ингибирующие образование кокса, могут быть использованы альтернативно или дополнительно. Маслорастворимые добавки содержат нафтенат металла или октаноат металла в диапазоне от 50 до 1000 м.д. по массе в расчете на свежее исходное сырье, с молибденом, вольфрамом, рутением, никелем, кобальтом или железом.The flow of heavy raw materials in the pipeline 12 is presented as raw materials for the installation of SGK 10, as shown in the figure. The heavy recycle stream in line 14 may be mixed with the heavy feed stream 12. A coke inhibiting additive or dispersed catalyst material in conduit 16 is mixed together with a feed stream in conduit 12 to form a uniform suspension. As the dispersed material, a variety of solid catalyst particles can be used. Particularly effective catalyst particles, which are described in US patent No. 4963247. Said particles are typically ferrous sulfate with a particle size of less than 45 microns, in one aspect, the main part, that is, at least 50% by mass, has a particle size of less than 10 microns. A preferred catalyst is iron sulfate monohydrate. In addition, a bauxite catalyst may be preferred. In one aspect, from 0.01 to 4.0 mass% of coke formation inhibiting catalyst particles based on fresh feed are added to the feed mixture. Oil soluble coke inhibitory additives may be used alternatively or additionally. Oil soluble additives contain metal naphthenate or metal octanoate in the range of 50 to 1000 ppm. by weight based on fresh feedstock, with molybdenum, tungsten, ruthenium, nickel, cobalt or iron.

Указанная суспензия катализатора и тяжелого углеводородного сырья в трубопроводе 18 может смешиваться с водородом в линии 20 и перемещаться в огневой нагреватель 22 по трубопроводу 24. Объединенное сырье, нагретое в нагревателе 22, проходит через подводящий трубопровод 26 во входной патрубок трубчатого СГК реактора 30. В нагревателе 22 вновь добавленные частицы катализатора на основе железа из трубопровода 16 обычно превращаются с образованием сульфида железа, который является каталитически активным. В СГК реакторе 30 в некоторой степени имеет место разложение. Например, моногидрат сульфата железа может превращаться в сульфид двухвалентного железа, который на выходе из нагревателя 22 имеет размер частиц меньше чем 0,1 или даже 0,01 мкм. Реактор 30 СГК реактор 30 может быть трехфазным, например реактором с твердой-жидкой-газовой фазами, реактором без неподвижного твердого слоя, через который проходит восходящий поток катализатора, водорода углеводородного сырья, с обратным перемешиванием в некоторой степени. Могут быть использованы многие другие устройства перемешивания и перекачки для подачи сырья, водорода и катализатора в реактор 30.The specified suspension of catalyst and heavy hydrocarbon feedstock in conduit 18 can be mixed with hydrogen in line 20 and transferred to a fire heater 22 through conduit 24. Combined feedstock heated in a heater 22 passes through a supply conduit 26 into the inlet pipe of the tubular SGC reactor 30. In the heater 22, newly added iron-based catalyst particles from conduit 16 are typically converted to form iron sulfide, which is catalytically active. In the SGK reactor 30, decomposition occurs to some extent. For example, ferrous sulfate monohydrate can be converted to ferrous sulfide, which at the outlet of the heater 22 has a particle size of less than 0.1 or even 0.01 microns. The SGK reactor 30, the reactor 30 can be a three-phase reactor, for example, a solid-liquid-gas phase reactor, a reactor without a fixed solid layer through which an upward flow of catalyst, hydrogen, hydrocarbon feedstock passes, with some back mixing. Many other mixing and pumping devices can be used to feed raw materials, hydrogen, and catalyst to the reactor 30.

В СГК реакторе 30, тяжелое сырье и водород взаимодействуют в присутствии указанного выше катализатора с образованием продуктов суспензионного гидрокрекинга. Реактор 30 СГК может эксплуатироваться при довольно умеренном давлении, в диапазоне от 3,5 до 24 МПа, без образования кокса. Типичная температура реактора находится в диапазоне от 350°С до 600°С, причем предпочтительной является температура от 400 до 500°С. Объемная скорость подачи жидкости (ОСПЖ) обычно составляет менее 4 ч-1 в расчете на свежее сырье, причем диапазон от 0,1 до 3 ч-1 является предпочтительным, и диапазон от 0,2 до 1 ч-1 является особенно предпочтительным. Степень превращения пека может быть, по меньшей мере, 80 масс.%, целесообразно по меньшей мере 85 масс.%, и предпочтительно по меньшей мере, 90 масс.%. Скорость подачи водорода составляет от 674 до 3370 нм3/м3 сырья (от 4000 до 20000 стандартных куб.фут/баррель). Для процесса СГК особенно хорошо подходит трубчатый реактор, через который движется восходящий поток сырья и газа. Поэтому выпускной патрубок из СГК реактора 30 расположен выше входа. Хотя на фигуре показан только один реактор, можно использовать несколько СГК реакторов 30, расположенных параллельно или последовательно. По причине повышенной скорости газа, в СГК реакторе 30 может происходить вспенивание. Для снижения тенденции к образованию пены в СГК реактор 30 также может быть добавлен пеногаситель. Подходящие пеногасители включают силиконы, которые раскрыты в патенте США №4969988. Кроме того, закалочная водородсодержащая среда из трубопровода 32 может быть введена сверху СГК реактора 30 для охлаждения продукта суспензионного гидрокрекинга, когда он покидает реактор.In the SGK reactor 30, the heavy feed and hydrogen interact in the presence of the above catalyst to form suspension hydrocracking products. The SGK reactor 30 can be operated at a fairly moderate pressure, in the range from 3.5 to 24 MPa, without coke formation. A typical reactor temperature is in the range of 350 ° C. to 600 ° C., with a temperature of 400 to 500 ° C. being preferred. The volumetric flow rate of the liquid (OSJ) is usually less than 4 h -1 calculated on fresh raw materials, with a range from 0.1 to 3 h -1 is preferred, and a range from 0.2 to 1 h -1 is particularly preferred. The pitch conversion of the pitch may be at least 80 wt.%, Expediently at least 85 wt.%, And preferably at least 90 wt.%. The hydrogen feed rate is from 674 to 3370 nm 3 / m 3 of raw materials (from 4000 to 20,000 standard cubic feet / barrel). A tubular reactor, through which an upward flow of feedstock and gas, is particularly suitable for the SGC process. Therefore, the outlet pipe from the SGK of the reactor 30 is located above the inlet. Although only one reactor is shown in the figure, it is possible to use several SGC reactors 30 arranged in parallel or in series. Due to the increased gas velocity, foaming may occur in the SGK reactor 30. An antifoam agent can also be added to reduce the tendency to foam in the SGC reactor 30. Suitable antifoam agents include silicones, which are disclosed in US patent No. 4969988. In addition, a quenching hydrogen-containing medium from line 32 can be introduced on top of the SGC reactor 30 to cool the slurry hydrocracking product as it leaves the reactor.

Поток продукта суспензионного гидрокрекинга, содержащий газожидкостную смесь, выводится сверху СГК реактора 30 по трубопроводу 34. Поток суспензионного гидрокрекинга состоит из нескольких продуктов, которые включают ВГО и пек, которые могут быть разделены с использованием ряда различных приемов. В одном аспекте поток суспензионного гидрокрекинга, выходящий вверху СГК реактора 30, разделяют в горячем сепараторе 36 высокого давления, в котором поддерживается температура разделения между 200°С и 470°С (392°-878°F), причем под давлением процесса СГК. Указанный горячий сепаратор высокого давления расположен ниже по ходу потока из СГК реактора 30. Может быть использована необязательная закалочная среда из линии 32 для облегчения быстрого охлаждения продуктов процесса до желательной температуры в горячем сепараторе 36 высокого давления. Поток, выходящий вверху СГК реактора 30 по трубопроводу 34, разделяют в горячем сепараторе 36 высокого давления на газообразный поток, содержащий водород вместе с испарившимися продуктами, и жидкий поток, содержащий жидкие продукты суспензионного гидрокрекинга. Газообразный поток представляет собой продукт однократного испарения при температуре и давлении сепаратора высокого давления. Таким же образом, жидкий поток представляет собой жидкость после однократного испарения при температуре и давлении горячего сепаратора 36 высокого давления. Газообразный поток отбирается с верха горячего сепаратора 36 высокого давления по трубопроводу 38, в то время как жидкую фракцию выводят снизу горячего сепаратора 36 высокого давления по трубопроводу 40.A slurry hydrocracking product stream containing a gas-liquid mixture is discharged on top of the SGC reactor 30 through a line 34. The slurry hydrocracking stream consists of several products that include VGO and pitch, which can be separated using a number of different techniques. In one aspect, the slurry hydrocracking stream exiting at the top of the SGC reactor 30 is separated in a hot high pressure separator 36, which maintains a separation temperature between 200 ° C and 470 ° C (392 ° -878 ° F), moreover under pressure from the SGK process. The specified hot high-pressure separator is located downstream of the SGK reactor 30. An optional quenching medium from line 32 can be used to facilitate rapid cooling of the process products to the desired temperature in the hot high-pressure separator 36. The stream exiting at the top of the SGC of the reactor 30 through a pipe 34 is separated in a hot high-pressure separator 36 into a gaseous stream containing hydrogen together with the evaporated products and a liquid stream containing liquid suspension hydrocracking products. The gaseous stream is a flash product at a temperature and pressure of a high pressure separator. In the same way, the liquid stream is liquid after a single evaporation at the temperature and pressure of the hot high-pressure separator 36. A gaseous stream is drawn from the top of the hot high pressure separator 36 through a pipe 38, while the liquid fraction is discharged from below the hot high pressure separator 36 through a pipe 40.

Жидкая фракция по трубопроводу 40 поступает в горячую испарительную камеру 42 при такой же температуре, как в горячем сепараторе 36 высокого давления, но под давлением от 690 до 3447 кПа (от 100 до 500 фунт/кв.дюйм). Отбираемые с верха по линии 44 пары охлаждаются в холодильнике 46, поступают в трубопровод 50 и объединяются с жидким нижним потоком из холодного сепаратора высокого давления в трубопроводе 48. Жидкая фракция покидает испарительную камеру по трубопроводу 52.The liquid fraction through line 40 enters the hot evaporation chamber 42 at the same temperature as in the hot high-pressure separator 36, but under pressure from 690 to 3447 kPa (100 to 500 psi). The vapors taken from the top along line 44 are cooled in the refrigerator 46, fed into line 50, and combined with the liquid bottom stream from the cold high-pressure separator in line 48. The liquid fraction leaves the evaporation chamber via line 52.

Поток, отбираемый с верха горячего сепаратора 36 высокого давления в трубопровод 38, охлаждается в одном или нескольких холодильниках, представленных охлаждающим аппаратом 54, до пониженной температуры. Промывка водой (не показана) в линии 38 обычно используется для вымывания солей, таких как бисульфид аммония или хлорид аммония. При промывке водой может удаляться почти весь аммиак и некоторая часть сульфида водорода из потока в трубопроводе 38. Этот поток в трубопроводе 38 направляется в холодный сепаратор 56 высокого давления, находящийся ниже СГК реактора 30 по ходу потока, и в горячий сепаратор 36 высокого давления. В одном аспекте, холодный сепаратор высокого давления 56 эксплуатируется при более низкой температуре, чем горячий сепаратор 36 высокого давления, но при таком же давлении. Температуру холодного 56 сепаратора высокого давления поддерживают между 10°С и 93°С (50°-200°F) и под давлением СГК реактора 30. В холодном сепараторе 56 высокого давления, отбираемый с верха горячего сепаратора 36 высокого давления поток разделяется на газообразный поток, который содержит водород в трубопроводе 58, и жидкий поток, который содержит продукты суспензионного гидрокрекинга в трубопроводе 48. Указанный газообразный поток представляет собой фракцию однократного испарения при температуре и давлении холодного сепаратора 56 высокого давления. Таким же образом, жидкий поток представляет собой жидкий продукт после однократного испарения при температуре и давлении холодного сепаратора 56 высокого давления. С использованием сепаратора указанного типа, полученный на выходе газообразный поток содержит, главным образом, водород с некоторыми примесями, такими как сероводород, аммиак и легкие газообразные углеводороды.The stream taken from the top of the hot high-pressure separator 36 into the pipe 38 is cooled in one or more refrigerators provided by the cooling apparatus 54 to a reduced temperature. A water rinse (not shown) in line 38 is typically used to flush salts such as ammonium bisulfide or ammonium chloride. When washing with water, almost all ammonia and some of the hydrogen sulfide can be removed from the stream in line 38. This stream in line 38 is directed to a high pressure cold separator 56 located downstream of the SGK of the reactor 30 and to a hot high pressure separator 36. In one aspect, the cold high pressure separator 56 is operated at a lower temperature than the hot high pressure separator 36, but at the same pressure. The temperature of the cold 56 high-pressure separator is maintained between 10 ° C and 93 ° C (50 ° -200 ° F) and under the pressure of the SGK of the reactor 30. In the cold high-pressure separator 56, the flow taken from the top of the hot high-pressure separator 36 is separated into a gaseous stream which contains hydrogen in conduit 58 and a liquid stream that contains suspension hydrocracking products in conduit 48. Said gaseous stream is a flash vapor at the temperature and pressure of a high-pressure cold separator 56 eniya. In the same way, the liquid stream is a liquid product after a single evaporation at temperature and pressure of a high pressure cold separator 56. Using a separator of this type, the gaseous stream obtained at the outlet contains mainly hydrogen with some impurities, such as hydrogen sulfide, ammonia and light gaseous hydrocarbons.

Обогащенный водородом поток в трубопроводе 58 может проходить через газопромывную колонну 60 с насадкой, где поток промывается с помощью газопромывной жидкости в линии 62 для того, чтобы удалить сероводород и аммиак. Отработанную газопромывную жидкость в линии 64, которая обычно представляет собой амин, можно регенерировать и рециркулировать. Промытый обогащенный водородом поток выходит из скруббера по трубопроводу 66 и рециркулируется через рециркуляционный газовый компрессор 68 и трубопровод 20 обратно в СГК реактор 30. Рециркуляционный газообразный водород можно объединять со свежим подпитывающим водородом, добавляемым по линии 70.The hydrogen-rich stream in line 58 may pass through a nozzle gas scrubbing column 60, where the stream is flushed with a gas scrubbing liquid in line 62 in order to remove hydrogen sulfide and ammonia. The spent gas-washing liquid in line 64, which is usually an amine, can be regenerated and recycled. The washed hydrogen-rich stream exits the scrubber through line 66 and is recycled through the recirculation gas compressor 68 and line 20 back to the SGK reactor 30. The recycle hydrogen gas can be combined with fresh feed hydrogen added via line 70.

Жидкая фракция в трубопроводе 48 переносит жидкий продукт, который соединяется с верхним потоком из горячей испарительной камеры, отбираемым по трубопроводу 44 и охлажденным в холодильнике 46, чтобы получить поток в линии 50, который питает холодную испарительную камеру 72, при такой же температуре, как в холодном сепараторе высокого давления 56, и при более низком давлении от 690 до 3447 кПа (100-500 фунт/кв.дюйм), чем в горячей испарительной камере 42. Газ, отбираемый с верха камеры 72 в трубопровод 74, может быть топливным газом, содержащим С4 - материал, который может быть извлечен и использован. Жидкий нижний поток 76 из холодной испарительной камеры 72 нижний поток 52 из горячей испарительной камеры 42 по отдельным трубопроводам поступают в секцию 80 фракционирования.The liquid fraction in line 48 transfers the liquid product, which is connected to the overhead stream from the hot evaporation chamber, taken through line 44 and cooled in the refrigerator 46 to obtain a stream in line 50, which feeds the cold evaporation chamber 72, at the same temperature as in cold high-pressure separator 56, and at a lower pressure from 690 to 3447 kPa (100-500 psi) than in the hot evaporation chamber 42. The gas taken from the top of the chamber 72 into the pipe 74 may be fuel gas, containing C 4 - material to Which can be removed and used. The liquid bottom stream 76 from the cold evaporation chamber 72, the lower stream 52 from the hot evaporation chamber 42 through separate pipelines enter the fractionation section 80.

Секция 80 фракционирования, ниже по ходу потока соединяется с СГК реактором 30 для фракционирования, по меньшей мере, части указанных продуктов суспензионного гидрокрекинга. Секция 80 фракционирования может включать один или несколько резервуаров, хотя на фигуре показан только один резервуар. Секция 80 фракционирования может включать атмосферную фракционирующую колонну для отпаривания и вакуумную колонну с испарительной камерой, однако в этом варианте она просто является единственной вакуумной колонной. В одном аспекте, инертный газ, такой как водяной пар среднего давления, может поступать вблизи нижней части секции 80 фракционирования по линии 82 для того, чтобы выпаривать более легкие компоненты из более тяжелых компонентов. В секции 80 фракционирования получается верхний газообразный продукт, отбираемый из верхнего выпускного патрубка 83 в линию 84, поток продукта - нафты, отбираемый из бокового выпускного патрубка 85 в линию 86, поток продукта - дизельного топлива, отбираемый из бокового выпускного патрубка 88 в линию 90, поток ЛВГО, отбираемый из бокового выпускного патрубка 91 в линию 92, поток ТВГО, отбираемый из бокового выпускного патрубка 93 в линию 94, и поток пека, отбираемый из нижнего выпускного патрубка 96 в нижнюю линию 98.The fractionation section 80, downstream, is connected to the SGK reactor 30 to fractionate at least a portion of these suspension hydrocracking products. The fractionation section 80 may include one or more tanks, although only one tank is shown in the figure. The fractionation section 80 may include an atmospheric vapor fractionation column and a vacuum column with an evaporation chamber, however, in this embodiment, it is simply the only vacuum column. In one aspect, an inert gas, such as medium pressure steam, may be provided near the bottom of the fractionation section 80 via line 82 in order to evaporate the lighter components from the heavier components. In the fractionation section 80, the upper gaseous product is obtained, taken from the upper outlet pipe 83 to line 84, the product stream is naphtha taken from the side outlet pipe 85 to line 86, the diesel product stream is taken from the side outlet pipe 88 to line 90, the LHGO stream taken from the side outlet pipe 91 to the line 92, the TBGO stream taken from the side outlet pipe 93 to the line 94, and the pitch stream taken from the lower outlet pipe 96 to the bottom line 98.

Поток пекового продукта процесса СГК в нижней линии 98 из нижнего выпускного патрубка 96 может содержать тяжелые ароматические соединения и катализатор СГК. Обычно пек будет иметь температуру кипения выше 524°С (975°F). Пек в линии 98 распределяется между трубопроводом 100, по которому пек поступает в установку ДАР 110, и линией 102 для рециркуляции обратно в СГК реактор 30. Поток ТВГО продукта в линии 94 из бокового выпускного патрубка распределяется между трубопроводом 106 для смешивания и линией 108 для рециркуляции обратно в СГК реактор 30. Потоки в линиях 102 и 108 могут объединяться в трубопроводе 14. Поток ТВГО продукта будет иметь температуру кипения выше 427°С (800°F), что ниже диапазона выкипания для пека. По меньшей мере, 80 масс.% потока ТВГО будет иметь температуру кипения выше 427°С. В дополнительном аспекте, по меньшей мере, 80 масс.% потока ТВГО будет иметь температуру кипения ниже 524°С (975°F). По меньшей мере, часть потока ТВГО из линии 94 транспортируется по трубопроводу 106.The pitch stream of the SGC process in the bottom line 98 from the bottom outlet 96 may contain heavy aromatics and an SGC catalyst. Typically, the pitch will have a boiling point above 524 ° C (975 ° F). The pitch in line 98 is distributed between the pipeline 100, through which the pitch enters the DAR 110 installation, and line 102 for recycling back to the SGK reactor 30. The product stream of TBGO in line 94 from the side outlet is distributed between the mixing pipeline 106 and the recirculation line 108 back to the SGK reactor 30. The streams in lines 102 and 108 can be combined in line 14. The stream of TBGO product will have a boiling point above 427 ° C (800 ° F), which is below the boiling range for the pitch. At least 80 wt.% Of the stream of TBGO will have a boiling point above 427 ° C. In an additional aspect, at least 80 wt.% Of the stream of TBGO will have a boiling point below 524 ° C (975 ° F). At least a portion of the TBGO stream from line 94 is transported through conduit 106.

Поток пека в трубопроводе 100 поступает на установку ДАР 110. В процессе ДАР сырьевой поток пека закачивается по трубопроводу 100 и смешивается с рециркулирующим с растворителем в линии 116 и с подпитывающим растворителем в линии 118 до поступления в первую колонну 120 экстракции в качестве сырья по трубопроводу 112. Дополнительный растворитель, например рециркулирующий растворитель, может быть добавлен в нижнюю часть экстракционной колонны 120 по линии 122. Легкий парафиновый растворитель, обычно пропан, бутан, пентан, гексан, гептан или их смеси, растворяет часть пека в растворителе. Пек, солюбилизированный в растворителе, поднимается и отбирается с верха колонны 120. Качеством, определяющим растворяющую способность легкого углеводородного растворителя, является его плотность, таким образом, растворители, эквивалентные конкретному растворителю, будут иметь эквивалентную плотность. Например, в одном варианте осуществления гептан является наиболее плотным растворителем, который может быть использован без повышения концентрации ванадия в ДАТ. Растворители с меньшей плотностью, чем гептан, также могут быть использованы для снижения концентрации ванадия в ДАТ. Конкретно, растворитель солюбилизирует парафиновые и менее полярные ароматические соединения в пековом сырье. Подходящим растворителем является н-пентан. Более тяжелые части сырьевого потока 112 не обладают растворимостью и осаждаются в виде асфальтенов или поток пека из выпускного патрубка 123 в линии 124, и первый поток ДАТ экстрагируется в виде экстракта, выходящего по линии 126 из выпускного патрубка 127 ДАТ. Поток ДАТ в линии 126 представляет собой растворенную часть пека. Обычно экстракционная колонна 120 будет эксплуатироваться при температуре от 93° до 204°С (200°-400°F) и давлении от 3,8 до 5,6 МПа (550-850 фунт/кв.дюйм). Температура и давление в экстракционной колонне 120 обычно ниже критических параметров растворителя, но могут быть выше или ниже критических параметров, пока плотность хорошо контролируется. Поток ДАТ в линии 126 имеет более низкую концентрацию металлов, чем сырьевой поток в линии 112. Первый поток ДАТ нагревается до температуры выше критической точки растворителя за счет косвенного теплообмена с нагретым растворителем в линии 136 рециркуляции растворителя, в теплообменнике 128 и в огневом нагревателе 129 или другом дополнительном теплообменнике. Растворитель, нагретый выше критической точки, выделяется из ДАТ в сепараторной колонне 130, которая ниже по ходу потока соединяется с потоком, отбираемым с верха первой экстракционной колонны 120. Рециркулирующий поток растворителя покидает сепараторную колонну 130 ДАТ в линии 136 рециркуляции растворителя. Рециркулирующий поток растворителя конденсируется за счет косвенного теплообмена в теплообменнике 128 с экстрактом в линии 126 и в конденсаторе 154. Сепараторная колонна 130 ДАТ обычно будет эксплуатироваться при температуре от 177° до 287°С (350°-550°F) и давлении от 3,8 МПа до 5,2 МПа (550-750 фунт/кв.дюйм). Нижний поток в линии 124 экстрактора содержит металлы в более высокой концентрации, чем в сырье в линии 112. Нижний поток в линии 124 нагревается в огневом нагревателе 140 или с помощью другого средства теплообмена и отпаривается в отпарной колонне 150 пека, чтобы получить поток пека с малым содержанием растворителя в нижней линии 152 и первый поток извлеченного растворителя в трубопроводе 134. Водяной пар в линии 133 может быть использован в качестве отпаривающего флюида в отпарной колонне 150 пека. Отпарная колонна 150 пека, ниже по ходу потока, соединяется с выпускным патрубком 123 для пека из указанной колонны 120 деасфальтизации с растворителем для выделения растворителя из пека. Обычно отпарная колонна 150 пека будет эксплуатироваться при температуре от 204° до 260°С (400°-500°F) и давлении от 344 кПа до 1034 кПа (50-150 фунт/кв.дюйм). Поток ДАТ с малым содержанием растворителя выходит из сепараторной колонны 130 для ДАТ по трубопроводу 132 и поступает в отпарную колонну 160 ДАТ, которая ниже по ходу потока соединяется с нижним потоком сепараторной колонны 130 для ДАТ и указанным выпускным патрубком 127 ДАТ. В отпарной колонне 160 ДАТ дополнительно выделяется второй поток 162 извлеченного растворителя из потока 132 ДАТ путем отпаривания из ДАТ захваченного растворителя при низком давлении. В качестве отпаривающего флюида в отпарной колонне 160 ДАТ может быть использован водяной пар из линии 163. Обычно отпарная колонна 160 ДАТ будет эксплуатироваться при температуре от 149° до 260°С (300°-500°F) и давлении от 344 кПа до 1034 кПа (50-150 фунт/кв.дюйм). Второй поток извлеченного растворителя выходит по трубопроводу 162 и соединяется с первым потоком извлеченного растворителя в трубопроводе 134 до конденсации с помощью холодильника 164 и хранится в резервуаре 166 для растворителя. Извлеченный растворитель, по мере необходимости, рециркулирует из резервуара 166 по трубопроводу 168, для пополнения растворителя в линии 136, чтобы смешиваться с потоком пека в трубопроводе 100. Трубопровод 172 предусмотрен для ДАТ, которое практически не содержит растворителя и является, по меньшей мере, частью потока ДАТ, выходящего из выпускного патрубка 127 ДАТ.The pitch stream in line 100 enters the DAR 110 unit. In the DAR process, the pitch feed stream is pumped through line 100 and mixed with recycle solvent in line 116 and with feed solvent in line 118 until the extraction is sent to first column 120 as feed through line 112 An additional solvent, for example a recycle solvent, may be added to the bottom of the extraction column 120 via line 122. A light paraffin solvent, usually propane, butane, pentane, hexane, heptane, or mixtures thereof, Creates part of the pitch in a solvent. The pitch, solubilized in a solvent, rises and is removed from the top of column 120. The quality that determines the solubility of a light hydrocarbon solvent is its density, so solvents equivalent to a particular solvent will have an equivalent density. For example, in one embodiment, heptane is the densest solvent that can be used without increasing the concentration of vanadium in the DAT. Solvents with a lower density than heptane can also be used to reduce the concentration of vanadium in DAT. Specifically, the solvent solubilizes the paraffinic and less polar aromatic compounds in the pitch feed. A suitable solvent is n-pentane. The heavier portions of the feed stream 112 are not soluble and precipitated as asphaltenes or pitch stream from the outlet pipe 123 in line 124, and the first DAT stream is extracted as an extract leaving line 126 from the outlet pipe 127 of the DAT. The DAT stream on line 126 is the dissolved portion of the pitch. Typically, the extraction column 120 will be operated at a temperature of 93 ° to 204 ° C (200 ° -400 ° F) and a pressure of 3.8 to 5.6 MPa (550-850 psi). The temperature and pressure in the extraction column 120 is usually below the critical parameters of the solvent, but may be above or below critical parameters, while the density is well controlled. The DAT stream in line 126 has a lower metal concentration than the feed stream in line 112. The first DAT stream is heated to a temperature above the critical point of the solvent by indirect heat exchange with the heated solvent in the solvent recirculation line 136, in the heat exchanger 128 and in the fire heater 129 or another optional heat exchanger. The solvent heated above the critical point is separated from the DAT in a separator column 130, which is connected downstream to a stream withdrawn from the top of the first extraction column 120. The solvent recycle stream leaves the DAT separator column 130 in the solvent recirculation line 136. The solvent recycle stream condenses due to indirect heat exchange in the heat exchanger 128 with the extract in line 126 and in the condenser 154. The DAT separator column 130 will usually be operated at a temperature of 177 ° to 287 ° C (350 ° -550 ° F) and a pressure of 3, 8 MPa to 5.2 MPa (550-750 psi). The bottom stream in the extractor line 124 contains metals in a higher concentration than the raw materials in the line 112. The bottom stream in the line 124 is heated in a fire heater 140 or by other heat transfer means and is steamed in the stripping column 150 of the pitch to obtain a pitch stream with a small solvent content in the bottom line 152 and a first recovered solvent stream in conduit 134. Water vapor in line 133 can be used as a stripping fluid in a stripper 150 of pitch. The steamer column 150 pitch, downstream, is connected to the outlet pipe 123 for pitch from the specified column 120 deasphalting with a solvent to separate the solvent from the pitch. Typically, a pitch of 150 pitch will be operated at temperatures from 204 ° to 260 ° C (400 ° -500 ° F) and pressures from 344 kPa to 1034 kPa (50-150 psi). The DAT stream with a low solvent content exits the DAT separator column 130 through line 132 and enters the DAT stripper column 160, which is connected downstream with the lower stream of the DAT separator column 130 and the indicated outlet pipe 127 DAT. In the stripping column 160 DAT, a second solvent stream 162 is further recovered from the DAT stream 132 by stripping the captured solvent from the DAT at low pressure. Water vapor from line 163 can be used as the stripping fluid in the 160 DAT stripper. Typically, the 160 DAT stripper will be operated at a temperature of 149 ° to 260 ° C (300 ° -500 ° F) and a pressure of 344 kPa to 1034 kPa (50-150 psi). The second recovered solvent stream exits through line 162 and is coupled to the first recovered solvent stream in line 134 until condensation is achieved with a refrigerator 164 and stored in the solvent reservoir 166. The recovered solvent, if necessary, is recycled from the reservoir 166 via line 168 to replenish the solvent in line 136 to mix with the pitch stream in line 100. Line 172 is provided for the DAT, which is practically solvent free and is at least part DAT flow leaving outlet pipe 127 DAT.

В линии 172 ДАТ, которое является растворенной частью пека, смешивается с ТВГО в линии 106 в емкости или в трубопроводе 180, как показано на фигуре, чтобы получить смешанный продукт, имеющий углеводородный состав, в котором содержится не менее чем 73 масс.% ароматических углеводородов и предпочтительно не менее чем 75 масс.% ароматических углеводородов. Трубопровод 180 или емкость (не показана) ниже по ходу потока соединяется с боковым выпускным патрубком 93 для ТВГО, с выпускным патрубком 96 пека и с выпускным патрубком 127 для ДАТ. Эта композиция может содержать не больше чем 5 масс.% соединений, нерастворимых в гептане, и не больше чем 50 м.д. по массе ванадия. В дополнительном варианте осуществления углеводородная композиция может содержать не больше чем 5 масс.% соединений, нерастворимых в гексане, и не больше чем 30 м.д. по массе ванадия. В еще одном варианте осуществления углеводородная композиция может содержать не больше чем 5 масс.% соединений, нерастворимых в пентане, и не больше чем 10 м.д. по массе ванадия. По меньшей мере, 80 об.%, предпочтительно 90 об.%, указанной композиции выкипают при температуре 426°С (800°F) или выше. В одном варианте осуществления углеводородная композиция содержит не больше чем 3,5 масс.% серы, целесообразно не больше чем 1,0 масс.% серы, и предпочтительно не больше чем 0,5 масс.% серы. В дополнительном варианте осуществления смешанная углеводородная композиция имеет вязкость не больше чем 180 сСт при 50°С и среднюю молекулярную массу не больше чем 500. В одном варианте осуществления углеводородная композиция содержит не больше чем 5 м.д. по массе натрия и предпочтительно не больше чем 2 м.д. по массе, таким образом, эта композиция может быть подходящим топливом для турбин.In line 172, the DAT, which is the dissolved portion of the pitch, is mixed with TBGO in line 106 in the tank or in pipe 180, as shown in the figure, to obtain a mixed product having a hydrocarbon composition, which contains at least 73 wt.% Aromatic hydrocarbons and preferably not less than 75 wt.% aromatic hydrocarbons. Pipeline 180 or a container (not shown) downstream is connected to the lateral outlet pipe 93 for TBGO, with the outlet pipe 96 of the pitch and with the outlet pipe 127 for the DAT. This composition may contain no more than 5 wt.% Compounds insoluble in heptane, and not more than 50 ppm. by weight of vanadium. In an additional embodiment, the hydrocarbon composition may contain not more than 5 wt.% Compounds insoluble in hexane, and not more than 30 ppm. by weight of vanadium. In yet another embodiment, the hydrocarbon composition may contain no more than 5 wt.% Compounds insoluble in pentane, and not more than 10 ppm. by weight of vanadium. At least 80 vol.%, Preferably 90 vol.%, Of the composition is boiled at a temperature of 426 ° C (800 ° F) or higher. In one embodiment, the hydrocarbon composition contains not more than 3.5 wt.% Sulfur, suitably not more than 1.0 wt.% Sulfur, and preferably not more than 0.5 wt.% Sulfur. In a further embodiment, the mixed hydrocarbon composition has a viscosity of not more than 180 cSt at 50 ° C. and an average molecular weight of not more than 500. In one embodiment, the hydrocarbon composition contains not more than 5 ppm. by weight of sodium and preferably not more than 2 ppm by weight, therefore, this composition may be a suitable turbine fuel.

ПримерыExamples

Следующие примеры были осуществлены с целью демонстрации полезности изобретения.The following examples were implemented to demonstrate the usefulness of the invention.

Пример 1Example 1

Реактор СГК был использован для превращения вакуумного остатка битума из месторождения Peace River в провинции Альберта, Канада при степени превращения пека, равной 80 и 90 масс.%. Полученные продукты СГК разделяли, чтобы получить пековый продукт и ТВГО продукт. Концентрацию ароматических соединений во фракциях СГК продукта определяли стандартным методом испытаний по ASTM D2549-02(2007) для разделения типичных ароматических соединений и неароматических соединений во фракциях высококипящей нефти с помощью элюентной хроматографии. Для удобства принято, что пек, который покидает реактор СГК, на 100% состоит из молекул ароматических соединений при всех степенях превращения выше 80 масс.%. Концентрации ароматических соединений, найденные для каждой фракции ТВГО, приведены в таблице I.The SGK reactor was used to convert the vacuum residue of bitumen from the Peace River field in Alberta, Canada with a pitch conversion of 80 and 90 wt.%. The resulting SGC products were separated to obtain a pitch product and a TBGO product. The concentration of aromatic compounds in fractions of the SGC product was determined by the standard test method according to ASTM D2549-02 (2007) for the separation of typical aromatic compounds and non-aromatic compounds in high boiling oil fractions using eluent chromatography. For convenience, it is accepted that the pitch that leaves the SGK reactor is 100% composed of molecules of aromatic compounds at all degrees of conversion above 80 wt.%. The aromatic concentrations found for each TBGO fraction are shown in Table I.

Таблица ITable I Продукт СГКSGK Product Конверсия, масс.%Conversion, wt.% Диапазон кипения, °СBoiling range, ° С Содержание ароматики, масс.%Aromatics content, wt.% ТВГОTBGO 8080 425-524425-524 71,371.3 ТВГОTBGO 9090 425-524425-524 70,870.8 ПекPitch ПолнаяFull 524+524+ 100one hundred

Пример 2Example 2

Реактор СГК был использован для превращения вакуумного остатка битума из месторождения Peace River в провинции Альберта, Канада при степени превращения пека, равной 87 масс.%. Продукты СГК разделяли, чтобы получить пековый продукт и ТВГО продукт. Затем пековый продукт обрабатывали растворителем и разделяли с использованием н-пентана в качестве растворителя, чтобы экстрагировать ДАТ. Были проведены расчеты компаундирования с целью определения характеристик смешанной углеводородной композиции с заданными соотношениями продукта ТВГО и экстрагированного пентаном ДАТ. Характеристики смешанной углеводородной композиции в сопоставлении с техническими условиями RME180/IF0180 представлены в таблице П. Показатели технических условий RME180/IF180 взяты из стандарта ISO 8217:2005(Е), таблица 2: «Требования для флотских остаточных мазутов». Концентрации ароматических соединений в смесях из таблицы II определяли как средневзвешенное среднее значение из концентраций ароматических соединений во фракциях ТВГО и пека из таблицы I.The SGK reactor was used to convert the vacuum residue of bitumen from the Peace River field in Alberta, Canada with a pitch conversion of 87% by weight. SGC products were separated to obtain a pitch product and a TBGO product. The pitch product was then treated with a solvent and separated using n-pentane as solvent to extract DAT. Compounding calculations were performed to determine the characteristics of a mixed hydrocarbon composition with predetermined proportions of the product of TBGO and pentane-extracted DAT. The characteristics of the mixed hydrocarbon composition in comparison with the technical specifications RME180 / IF0180 are presented in Table P. The technical specifications RME180 / IF180 are taken from the standard ISO 8217: 2005 (E), table 2: “Requirements for naval residual fuel oil”. The concentration of aromatic compounds in the mixtures from table II was determined as the weighted average of the concentration of aromatic compounds in the fractions of TBGO and pitch from table I.

Figure 00000001
Figure 00000001

Можно ожидать, что все смеси будут иметь температуру текучести меньше чем 30°С, на основе их физических свойств согласно методике 2 В8.1 в Техническом справочнике по переработке нефти, API, том 1 (1987). Согласно расчету смесь с соотношением ТВГО/растворимый в пентане пек, равным 79:21, будет иметь вязкость 1201 сСт, а смесь с соотношением ТВГО/растворимый в пентане пек, равным 88:12, будет иметь вязкость 349 сСт при температуре 30°С, в соответствии с методиками 2 В8.1 и 2 В2.3 в Техническом справочнике по переработке нефти, API, том 1 (1987). Следовательно, можно ожидать, что все композиции в таблице будут обладать текучестью при температуре ниже 30°С.It can be expected that all mixtures will have a pour point of less than 30 ° C, based on their physical properties according to Method 2 B8.1 in the Technical Reference for Oil Refining, API, Volume 1 (1987). According to the calculation, a mixture with a ratio of TBGO / pentane soluble in pentane equal to 79:21 will have a viscosity of 1201 cSt, and a mixture with a ratio of TBGO / pentane soluble in pentane equal to 88:12 will have a viscosity of 349 cSt at a temperature of 30 ° C. in accordance with methods 2 B8.1 and 2 B2.3 in the Technical Reference for Oil Refining, API, Volume 1 (1987). Therefore, it can be expected that all compositions in the table will have fluidity at temperatures below 30 ° C.

Смесь с соотношением ТВГО/растворимый в пентане пек, равным 79:21, представляет собой композицию продуктов, полученных в СГК. Смесь с соотношением ТВГО/растворимый в пентане пек, равным 85:15, является композицией, которая соответствует техническим условиям вязкости при 50°С, но обладает немного большей плотностью, чем в технических условиях. Смесь с соотношением ТВГО/растворимый в пентане пек, равным 88:12, имеет состав, который соответствует всем техническим условиям RME 180/IF180.A mixture with a TBGO / pentane soluble pitch ratio of 79:21 is a composition of products obtained in SGC. A mixture with a TBGO / pentane soluble pitch ratio of 85:15 is a composition that meets the viscosity specifications at 50 ° C. but has a slightly higher density than the specifications. A mixture with a TBGO / pentane soluble pitch ratio of 88:12 has a composition that meets all specifications of RME 180 / IF180.

По данным измерений, смесь с соотношением ТВГО/растворимый в пентане пек, равным 88:12, содержит менее 2 м.д. по массе натрия. Авторы полагают, что все смеси имеют концентрацию натрия меньше чем 2 м.д. по массе.According to measurements, a mixture with a ratio of TBGO / pentane soluble pitch of 88:12 contains less than 2 ppm. by weight of sodium. The authors suggest that all mixtures have a sodium concentration of less than 2 ppm. by weight.

Пример 3Example 3

Реактор СГК был использован для превращения вакуумного остатка битума из месторождения Peace River в провинции Альберта, Канада при степени превращения пека 87 масс.%. Смесь продуктов СГК разделяли, чтобы получить пековый продукт. Характеристики пекового продукта приведены в таблице III.The SGK reactor was used to convert the vacuum residue of bitumen from the Peace River field in Alberta, Canada with a pitch conversion of 87% by weight. The mixture of SGC products was separated to obtain a pitch product. The characteristics of the pitch product are shown in table III.

Таблица IIITable III Плотность пека, г/см3 The density of the pitch, g / cm 3 1,1851,185 Никель, м.д. по массеNickel, ppm by weight 120120 Ванадий, м.д. по массеVanadium, ppm by weight 109109

Затем пековый продукт подвергают обработке различными растворителями с целью экстракционного выделения ДАТ. Определяют концентрацию металлов и плотность пека, достигаемые с различными растворителями, эти данные показаны в таблице IV.The pitch product is then treated with various solvents to extract the DAT. The concentration of metals and pitch density achieved with various solvents are determined; these data are shown in Table IV.

Figure 00000002
Figure 00000002

В этом эксперименте было установлено, что концентрация никеля и ванадия в экстрагированной фракции является линейной функцией плотности растворителя или выхода в масс.%. Фактически, гексан не был испытан, но указанные характеристики были интерполированы по данным для пентана и гептана, на основе плотности растворителей. Неожиданно оказалось, что во фракции, экстрагированной из пека, содержится такое небольшое количество никеля и ванадия.In this experiment, it was found that the concentration of nickel and vanadium in the extracted fraction is a linear function of the density of the solvent or the yield in wt.%. In fact, hexane was not tested, but the indicated characteristics were interpolated according to the data for pentane and heptane, based on the density of the solvents. Surprisingly, the fraction extracted from the pitch contained such a small amount of nickel and vanadium.

Авторы полагают, что специалист в этой области техники сможет без детальной разработки, на основе предшествующего описания использовать настоящее изобретение в самом полном объеме. Таким образом, предшествующие конкретные варианты осуществления следует рассматривать просто как иллюстративные, и не ограничивающие остальную часть описания каким либо образом.The authors believe that a specialist in this field of technology will be able to use the present invention to the fullest extent possible without detailed development, based on the preceding description. Thus, the foregoing specific embodiments should be considered merely illustrative, and not limiting the rest of the description in any way.

В предшествующем описании все температуры приведены в градусах Цельсия, а все части и проценты даны по массе, если не указано иное.In the preceding description, all temperatures are given in degrees Celsius, and all parts and percentages are given by weight, unless otherwise indicated.

Из предшествующего описания специалист в этой области техники сможет легко определить существенные характеристики изобретения, и без отклонения от духа и объема, сможет выполнить различные изменения и модификации изобретения для того, чтобы приспособить его для употребления в различных условиях.From the foregoing description, one skilled in the art can easily determine the essential characteristics of the invention, and without deviating from the spirit and scope, can make various changes and modifications of the invention in order to adapt it for use in various conditions.

Claims (10)

1. Способ получения углеводородного топлива, который включает в себя:
- суспензионный гидрокрекинг тяжелого сырья с получением продуктов суспензионного гидрокрекинга;
- разделение указанных продуктов суспензионного гидрокрекинга с получением потока пека и потока тяжелого ВГО;
- смешивание, по меньшей мере, части пекового потока с растворителем для того, чтобы растворить часть пека в растворителе; и
- смешивание растворенной части пека, по меньшей мере, с частью потока тяжелого ВГО с образованием смешанного продукта.1. A method of producing a hydrocarbon fuel, which includes:
- suspension hydrocracking of heavy raw materials to obtain products of suspension hydrocracking;
- separation of these products of suspension hydrocracking to obtain a pitch stream and a stream of heavy VGO;
- mixing at least a portion of the pitch stream with a solvent in order to dissolve a portion of the pitch in a solvent; and
- mixing the dissolved portion of the pitch with at least a portion of the heavy VGO stream to form a mixed product. 2. Способ по пункту 1, который дополнительно включает выделение растворенной части пека из растворителя до указанной стадии смешивания.2. The method according to claim 1, which further comprises isolating the dissolved portion of the pitch from the solvent prior to said mixing step. 3. Способ по пункту 1, в котором суспензионный гидрокрекинг указанного тяжелого сырья включает в себя превращение пека, по меньшей мере, на 85 масс.%.3. The method according to claim 1, wherein the slurry hydrocracking of said heavy feedstock comprises converting the pitch to at least 85% by weight. 4. Способ по пункту 1, в котором указанный растворитель имеет плотность не больше, чем плотность гептана.4. The method according to claim 1, wherein said solvent has a density no greater than that of heptane. 5. Устройство для получения углеводородного топлива, которое включает:
- реактор суспензионного гидрокрекинга для взаимодействия тяжелого сырья и водорода на катализаторе, чтобы получить продукты суспензионного гидрокрекинга;
- сепаратор для выделения водорода из продуктов суспензионного гидрокрекинга, который соединен с указанным реактором суспензионного гидрокрекинга;
- секцию фракционирования, которая соединена с указанным реактором суспензионного гидрокрекинга, для фракционирования, по меньшей мере, части указанных продуктов суспензионного гидрокрекинга, причем указанная секция фракционирования имеет боковой выпускной патрубок для выпускания потока тяжелого ВГО и нижний выпускной патрубок для выпускания потока пека;
- колонну деасфальтизации с растворителем, которая соединена с указанным потоком пека для получения деасфальтизированного потока из выпускного патрубка деасфальтизированной фракции; и
- емкость или трубопровод, который соединен с указанным боковым выпускным патрубком и указанным выпускным патрубком деасфальтизированной фракции для смешивания, по меньшей мере, части указанных потока тяжелого ВГО и потока деасфальтизированной фракции.5. A device for producing hydrocarbon fuel, which includes:
- a suspension hydrocracking reactor for reacting heavy feedstocks and hydrogen on a catalyst to obtain suspension hydrocracking products;
- a separator for hydrogen evolution from suspension hydrocracking products, which is connected to the specified suspension hydrocracking reactor;
a fractionation section that is connected to said slurry hydrocracking reactor to fractionate at least a portion of said slurry hydrocracking products, said fractionation section having a lateral outlet for discharging a heavy VGO stream and a lower outlet for discharging a pitch stream;
- a deasphalting column with a solvent, which is connected to the specified pitch stream to obtain a deasphalted stream from the outlet pipe of the deasphalted fraction; and
- a container or pipeline that is connected to the specified lateral outlet pipe and the specified outlet pipe of the deasphalted fraction for mixing at least part of the specified stream of heavy VGO and stream deasphalted fraction. 6. Композиция углеводородного топлива, содержащая:
не менее, чем 73 масс.% ароматических соединений;
не больше, чем 5 масс.% фракции, нерастворимой в гептане; и
не больше, чем 50 м.д. по массе ванадия;
в которой, по меньшей мере, 80 об.% от указанной композиции выкипают при температуре выше 426°С (800°F).6. A hydrocarbon fuel composition comprising:
not less than 73 wt.% aromatic compounds;
not more than 5 wt.% of a fraction insoluble in heptane; and
no more than 50 ppm by weight of vanadium;
in which at least 80 vol.% of the specified composition is boiled off at a temperature above 426 ° C (800 ° F). 7. Композиция по пункту 6, которая дополнительно содержит не больше, чем 5 масс.% фракции, нерастворимой в гексане.7. The composition according to paragraph 6, which additionally contains no more than 5 wt.% Fractions insoluble in hexane. 8. Композиция по пункту 6, которая дополнительно содержит не больше, чем 5 масс.% фракции, нерастворимой в пентане.8. The composition according to paragraph 6, which additionally contains no more than 5 wt.% Fractions insoluble in pentane. 9. Композиция по пункту 6, которая дополнительно содержит меньше, чем 10 м.д. по массе ванадия.9. The composition according to paragraph 6, which further comprises less than 10 ppm. by weight of vanadium. 10. Композиция по пункту 6, где, по меньшей мере, 90 об.% указанной композиции выкипает при температуре выше 426°С (800°F). 10. The composition according to paragraph 6, where at least 90 vol.% Of the specified composition boils at a temperature above 426 ° C (800 ° F).
RU2012129236/04A 2009-12-11 2010-11-29 Procedure and device for production of hydrocarbon fuel and its composition RU2517186C2 (en)

Applications Claiming Priority (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/636,142 2009-12-11
US12/636,137 US9074143B2 (en) 2009-12-11 2009-12-11 Process for producing hydrocarbon fuel
US12/636,142 US8133446B2 (en) 2009-12-11 2009-12-11 Apparatus for producing hydrocarbon fuel
US12/636,135 US8193401B2 (en) 2009-12-11 2009-12-11 Composition of hydrocarbon fuel
US12/636,137 2009-12-11
US12/636,135 2009-12-11
PCT/US2010/058152 WO2011071705A2 (en) 2009-12-11 2010-11-29 Process and apparatus for producing hydrocarbon fuel and composition

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012129236A RU2012129236A (en) 2014-01-20
RU2517186C2 true RU2517186C2 (en) 2014-05-27

Family

ID=44146111

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012129236/04A RU2517186C2 (en) 2009-12-11 2010-11-29 Procedure and device for production of hydrocarbon fuel and its composition

Country Status (9)

Country Link
EP (1) EP2510076A4 (en)
JP (2) JP2013513693A (en)
CN (2) CN102652169B (en)
BR (1) BR112012013470A2 (en)
CA (2) CA2862613C (en)
MX (1) MX2012003049A (en)
RU (1) RU2517186C2 (en)
SG (2) SG188922A1 (en)
WO (1) WO2011071705A2 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2673803C1 (en) * 2014-11-21 2018-11-30 Ламмус Текнолоджи Инк. Method for upgrading partially converted vacuum residue
RU2681527C1 (en) * 2016-12-30 2019-03-07 Бейджинг Хуаши Юнайтед Энерджи Технолоджи энд Девелопмент Ко., Лтд. Light petroleum products from heavy oil production method and device by the hydrogenation in the fluidized bed method

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102888244B (en) * 2012-10-22 2015-07-15 北京金海畅能源投资有限公司 Production method of ship fuel oil
CN107075392B (en) * 2014-10-22 2020-03-17 国际壳牌研究有限公司 Hydrocracking process integrated with vacuum distillation and solvent deasphalting to reduce build-up of multiple polycyclic aromatics
FR3046176A1 (en) * 2015-12-23 2017-06-30 Axens HYDROPROCESSING OR HYDROCONVERSION PROCESS WITH STRIPER AND LOW PRESSURE SEPARATOR BALL ON THE FRACTION SECTION
US10836964B2 (en) 2016-08-19 2020-11-17 Siemens Aktiengesellschaft Method and device for preparing a vanadium-containing combustible
CN113355133A (en) * 2016-10-18 2021-09-07 马威特尔有限责任公司 Fuel composition of light dense oil and high sulfur fuel oil
US10604709B2 (en) 2017-02-12 2020-03-31 Magēmā Technology LLC Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil from distressed heavy fuel oil materials
US20190233741A1 (en) 2017-02-12 2019-08-01 Magēmā Technology, LLC Multi-Stage Process and Device for Reducing Environmental Contaminates in Heavy Marine Fuel Oil
US11788017B2 (en) 2017-02-12 2023-10-17 Magëmã Technology LLC Multi-stage process and device for reducing environmental contaminants in heavy marine fuel oil
US10836967B2 (en) 2017-06-15 2020-11-17 Saudi Arabian Oil Company Converting carbon-rich hydrocarbons to carbon-poor hydrocarbons
US10723963B2 (en) 2017-08-29 2020-07-28 Saudi Arabian Oil Company Integrated residuum hydrocracking and hydrofinishing
US10920624B2 (en) * 2018-06-27 2021-02-16 Uop Llc Energy-recovery turbines for gas streams
JP2020122150A (en) * 2020-04-01 2020-08-13 マウェタール エルエルシー Process for reducing sulfur-containing emissions from ship

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US600453A (en) * 1898-03-08 Lieb and charles a
RU2270230C2 (en) * 2000-11-30 2006-02-20 Джей Джи Си КОРПОРЕЙШН Petroleum processing method (options)
US20060118463A1 (en) * 2004-12-06 2006-06-08 Colyar James J Integrated SDA and ebullated-bed process
RU2344160C2 (en) * 2003-04-25 2009-01-20 Энститю Франсэ Дю Петроль Method for enrichment of heavy charges by desasphaltation and hydrocracking in boiling layer
RU2352615C2 (en) * 2002-12-20 2009-04-20 Эни С.П.А. Method for processing of heavy charge, such as heavy base oil and stillage bottoms

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1295932A (en) * 1969-05-28 1972-11-08
US3817721A (en) * 1969-05-28 1974-06-18 Ethyl Corp Gasoline compositions
US3905892A (en) * 1972-03-01 1975-09-16 Cities Service Res & Dev Co Process for reduction of high sulfur residue
NL7612960A (en) * 1976-11-22 1978-05-24 Shell Int Research METHOD FOR CONVERTING HYDROCARBONS.
EP0068543B1 (en) * 1981-06-25 1988-09-21 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the preparation of a hydrocarbon mixture
JPS5852386A (en) * 1981-09-24 1983-03-28 Mitsubishi Oil Co Ltd Preparation of raw material pitch for carbon fiber
US4591426A (en) * 1981-10-08 1986-05-27 Intevep, S.A. Process for hydroconversion and upgrading of heavy crudes of high metal and asphaltene content
CA1222965A (en) * 1983-08-16 1987-06-16 Julio H. Krasuk Process for hydroconversion and upgrading of heavy crudes of high metal and asphaltene content
JPS60152594A (en) * 1984-01-23 1985-08-10 Kawasaki Heavy Ind Ltd Desulfurization of residual oil from direct desulphurizer
GB2167430B (en) * 1984-11-22 1988-11-30 Intevep Sa Process for hydroconversion and upgrading of heavy crudes of high metal and asphaltene content
NZ231824A (en) * 1989-01-06 1991-12-23 Mobil Oil Corp Alkylaromatic hydrocarbon oligomers and their use as lubricating basestocks or as additives
IT1275447B (en) * 1995-05-26 1997-08-07 Snam Progetti PROCEDURE FOR THE CONVERSION OF HEAVY CRUDE AND DISTILLATION DISTILLATION RESIDUES
US5755955A (en) * 1995-12-21 1998-05-26 Petro-Canada Hydrocracking of heavy hydrocarbon oils with conversion facilitated by control of polar aromatics
JP2001089769A (en) * 1999-09-24 2001-04-03 Jgc Corp Method of producing fuel oil for gas turbine
US6511937B1 (en) * 1999-10-12 2003-01-28 Exxonmobil Research And Engineering Company Combination slurry hydroconversion plus solvent deasphalting process for heavy oil upgrading wherein slurry catalyst is derived from solvent deasphalted rock
JP4480292B2 (en) * 2000-04-19 2010-06-16 株式会社ジャパンエナジー Process oil, high-viscosity base oil, and production method thereof
US6717021B2 (en) * 2000-06-13 2004-04-06 Conocophillips Company Solvating component and solvent system for mesophase pitch
ITMI20042445A1 (en) * 2004-12-22 2005-03-22 Eni Spa PROCEDURE FOR THE CONVERSION OF HEAVY CHARGES WHICH WEIGHING AND DISTILLATION WASTE
JP4627468B2 (en) * 2005-09-26 2011-02-09 株式会社日立製作所 Gas turbine fuel manufacturing method, gas turbine power generation method, and power generation apparatus
CN100569925C (en) * 2006-06-16 2009-12-16 中国石油化工股份有限公司 A kind of heavy, residual oil combinational processing method
ITMI20061512A1 (en) * 2006-07-31 2008-02-01 Eni Spa PROCEDURE FOR THE TOTAL CONVERSION OF HEAVY DUTIES TO DISTILLATES
US20090127161A1 (en) * 2007-11-19 2009-05-21 Haizmann Robert S Process and Apparatus for Integrated Heavy Oil Upgrading
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
JP5460224B2 (en) * 2009-10-08 2014-04-02 出光興産株式会社 Method for producing highly aromatic hydrocarbon oil

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US600453A (en) * 1898-03-08 Lieb and charles a
RU2270230C2 (en) * 2000-11-30 2006-02-20 Джей Джи Си КОРПОРЕЙШН Petroleum processing method (options)
RU2352615C2 (en) * 2002-12-20 2009-04-20 Эни С.П.А. Method for processing of heavy charge, such as heavy base oil and stillage bottoms
RU2344160C2 (en) * 2003-04-25 2009-01-20 Энститю Франсэ Дю Петроль Method for enrichment of heavy charges by desasphaltation and hydrocracking in boiling layer
US20060118463A1 (en) * 2004-12-06 2006-06-08 Colyar James J Integrated SDA and ebullated-bed process

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2673803C1 (en) * 2014-11-21 2018-11-30 Ламмус Текнолоджи Инк. Method for upgrading partially converted vacuum residue
US10344225B2 (en) 2014-11-21 2019-07-09 Lummus Technology Llc Process to upgrade partially converted vacuum residua
US10370603B2 (en) 2014-11-21 2019-08-06 Lummus Technology Llc Process to upgrade partially converted vacuum residua
RU2681527C1 (en) * 2016-12-30 2019-03-07 Бейджинг Хуаши Юнайтед Энерджи Технолоджи энд Девелопмент Ко., Лтд. Light petroleum products from heavy oil production method and device by the hydrogenation in the fluidized bed method
US10889770B2 (en) 2016-12-30 2021-01-12 Beijing Huashi United Energy Technology And Development Co., Ltd. Method and device for lightening heavy oil by utilizing a suspension-bed hydrogenation process

Also Published As

Publication number Publication date
WO2011071705A2 (en) 2011-06-16
MX2012003049A (en) 2012-07-03
SG188922A1 (en) 2013-04-30
CN102652169A (en) 2012-08-29
CN104774656B (en) 2017-03-29
WO2011071705A3 (en) 2011-10-20
BR112012013470A2 (en) 2016-05-17
CN104774656A (en) 2015-07-15
CA2773584C (en) 2016-04-05
RU2012129236A (en) 2014-01-20
CN102652169B (en) 2015-06-10
EP2510076A2 (en) 2012-10-17
EP2510076A4 (en) 2015-04-15
CA2862613C (en) 2016-02-23
JP2013513693A (en) 2013-04-22
SG178981A1 (en) 2012-04-27
JP2016138277A (en) 2016-08-04
CA2773584A1 (en) 2011-06-16
CA2862613A1 (en) 2011-06-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2517186C2 (en) Procedure and device for production of hydrocarbon fuel and its composition
US8193401B2 (en) Composition of hydrocarbon fuel
US8133446B2 (en) Apparatus for producing hydrocarbon fuel
US9074143B2 (en) Process for producing hydrocarbon fuel
US10202552B2 (en) Method to remove metals from petroleum
JP5759038B2 (en) Hydrocracking of heavy oil, super heavy oil and residual oil
JP6073882B2 (en) Method for stabilizing heavy hydrocarbons
Alfke et al. Oil refining
KR20200119848A (en) Additive for supercritical water process to upgrade heavy oil
US20160108324A1 (en) Method and system for preparing a pipelineable hydrocarbon mixture
CA2203470C (en) Delayed coking process with water and hydrogen donors
Magomedov et al. Role of solvent deasphalting in the modern oil refining practice and trends in the process development
EP4110887A1 (en) Scheme for supercritical water process for heavy oil upgrading
US20220220396A1 (en) Systems and processes for hydrocarbon upgrading
CN109486515B (en) Method and system for efficiently modifying inferior oil
WO2022146512A1 (en) Systems and processes for treating disulfide oil
CN115943195A (en) Hydrocarbon pyrolysis with advantageous feeds
CA2816133A1 (en) A method to improve the characteristics of pipeline flow

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20201130