RU2662437C2 - Method of the heavy hydrocarbon raw material processing including selective de-asphatization with the de-asphalted oil recycling - Google Patents
Method of the heavy hydrocarbon raw material processing including selective de-asphatization with the de-asphalted oil recycling Download PDFInfo
- Publication number
- RU2662437C2 RU2662437C2 RU2015129094A RU2015129094A RU2662437C2 RU 2662437 C2 RU2662437 C2 RU 2662437C2 RU 2015129094 A RU2015129094 A RU 2015129094A RU 2015129094 A RU2015129094 A RU 2015129094A RU 2662437 C2 RU2662437 C2 RU 2662437C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fraction
- stage
- oil
- hydroconversion
- liquid
- Prior art date
Links
- 239000002994 raw material Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 15
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 52
- 238000004064 recycling Methods 0.000 title claims description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 95
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 81
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 55
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 38
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000002798 polar solvent Substances 0.000 claims abstract description 32
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 30
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 30
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 30
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims abstract description 30
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 25
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 25
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 24
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 23
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000012454 non-polar solvent Substances 0.000 claims abstract description 23
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 claims abstract description 21
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims abstract description 13
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 claims abstract description 4
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 13
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 claims description 10
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 7
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 4
- 239000012018 catalyst precursor Substances 0.000 claims description 4
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 3
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002029 lignocellulosic biomass Substances 0.000 claims description 3
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- 229910021472 group 8 element Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 15
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000003672 processing method Methods 0.000 abstract description 4
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 16
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 16
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 12
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 12
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 11
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 10
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 7
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 5
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 5
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 5
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 5
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 4
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910003294 NiMo Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N tetralin Chemical compound C1=CC=C2CCCCC2=C1 CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 101100352919 Caenorhabditis elegans ppm-2 gene Proteins 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 2
- PQNFLJBBNBOBRQ-UHFFFAOYSA-N indane Chemical compound C1=CC=C2CCCC2=C1 PQNFLJBBNBOBRQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical compound [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000001935 peptisation Methods 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 229910001392 phosphorus oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- VSAISIQCTGDGPU-UHFFFAOYSA-N tetraphosphorus hexaoxide Chemical compound O1P(O2)OP3OP1OP2O3 VSAISIQCTGDGPU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 150000003738 xylenes Chemical class 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/003—Solvent de-asphalting
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/12—Organic compounds only
- C10G21/14—Hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- 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
-
- 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
- C10G67/0463—The hydrotreatment being a hydrorefining
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
- C10G67/0454—Solvent desasphalting
- C10G67/049—The hydrotreatment being a hydrocracking
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/44—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
Description
Область, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к новому способу переработки тяжелого углеводородного сырья, в частности, полученного после атмосферной перегонки или вакуумной перегонки сырой нефти.The present invention relates to a new method for processing heavy hydrocarbon feedstocks, in particular, obtained after atmospheric distillation or vacuum distillation of crude oil.
Известно, что технические характеристики способов валоризации и переработки ограничены главным образом присутствием молекулярных структур, называемых устойчивыми к разложению. Действительно, эти молекулярные структуры (гетероэлементы, полиароматические молекулы и полярные молекулы, присутствующие в смолах и асфальтенах) приводят к образованию осадочных отложений, вызывающих забивание оборудования, находящегося ниже по потоку установок гидроконверсии тяжелого сырья, и, следовательно, частые остановки работы этого оборудования. Также с тем, чтобы реже останавливать работу, установки гидроконверсии тяжелого сырья в частых случаях работают в более мягких рабочих условиях, ограничивающих, таким образом, степень конверсии.It is known that the technical characteristics of valorization and processing methods are limited mainly by the presence of molecular structures called decomposition resistant. Indeed, these molecular structures (hetero elements, polyaromatic molecules and polar molecules present in resins and asphaltenes) lead to the formation of sedimentary deposits, causing clogging of equipment located downstream of the heavy feed hydroconversion plants, and, therefore, frequent shutdowns of this equipment. Also, in order to stop the operation less frequently, the heavy feed hydroconversion units often work under milder working conditions, thus limiting the degree of conversion.
Одним из объектов настоящего изобретения является, таким образом, повышение степени конверсии валоризуемого сырья.One of the objects of the present invention is, therefore, increasing the degree of conversion of valorizable raw materials.
Другая цель изобретения заключается в сведении к минимуму образования таких отложений в оборудовании, находящемся ниже по потоку установок гидроконверсии.Another object of the invention is to minimize the formation of such deposits in equipment downstream of the hydroconversion plants.
Одно из решений, известных из уровня техники, заключается в последовательном расположении установки деасфальтизации (называемой далее в тексте классической или традиционной SDA) и установки гидроконверсии.One of the solutions known from the prior art is to sequentially position the deasphalting unit (hereinafter referred to as classical or traditional SDA) and the hydroconversion unit.
Принцип деасфальтизации основан на разделении путем осаждения нефтяного остатка на две фазы: i) фазу, называемую «деасфальтированным маслом», также называемую «масляной матрицей» или «масляной фазой», или DAO (De-Asphalted Oil в английской терминологии); и ii) фазу, называемую «асфальтом» или иногда «нефтяным пеком» (“pitch” в английской терминологии), содержащим другие устойчивые к разложению молекулярные структуры. Асфальт, имеющий посредственное качество, является продуктом, неблагоприятно сказывающимся на схемах переработки, содержание которого следует свести к минимуму.The principle of deasphalting is based on separation by precipitation of the oil residue into two phases: i) a phase called “deasphalted oil”, also called “oil matrix” or “oil phase”, or DAO (De-Asphalted Oil in English terminology); and ii) a phase called “asphalt” or sometimes “oil pitch” (“pitch” in English terminology) containing other degradation-resistant molecular structures. Asphalt of mediocre quality is a product that adversely affects processing schemes, the content of which should be minimized.
В заявках на патент US №2012/0061292 А1 и US №2012/0061293 А1 описана последовательность способов в кипящем слое и традиционной деасфальтизации с повторным использованием деасфальтированного масла DAO до способа, осуществляемого в кипящем слое.In patent applications US No. 2012/0061292 A1 and US No. 2012/0061293 A1 describes the sequence of methods in a fluidized bed and traditional deasphalting with reuse of asphalt DAO oil to a method carried out in a fluidized bed.
В этих заявках на патент описана традиционная деасфальтизация, которая по своему принципу подвержена ограничениям, в частности, ограничению выхода деасфальтированного масла DAO, увеличивающемуся вместе с молекулярным весом растворителя (до растворителя С6/С7), затем достигает высшего предела на пороге, присущем каждому сырью и каждому растворителю. К тому же эта традиционная деасфальтизация страдает очень слабой селективностью, вызывающей экстрагирование в асфальтовую фракцию молекулярных структур, которые еще можно использовать.These patent applications describe traditional deasphalting, which in principle is subject to restrictions, in particular, limiting the yield of deasphalted DAO oil, increasing along with the molecular weight of the solvent (to solvent C6 / C7), then reaches the upper limit on the threshold inherent in each raw material and to every solvent. In addition, this traditional deasphalting suffers from very low selectivity, which causes extraction of molecular structures that can still be used into the asphalt fraction.
В ходе своих исследований заявитель разработал новый способ переработки тяжелого углеводородного сырья, позволяющий устранить указанные выше недостатки путем введения в способ стадии селективной деасфальтизации, называемой селективной SDA. Было отмечено, что осуществление селективной деасфальтизации по изобретению позволяет селективно извлекать асфальтовую фракцию, называемую конечной, т.е. специфически содержащую устойчивые структуры, из сырья и получать выход деасфальтированного масла DAO, который может превышать порог зависимости от указанного растворителя. Кроме того, было констатировано, что деасфальтированное масло DAO, полученное на стадии селективной деасфальтизации по изобретению, обладает ароматическим свойством (т.е. содержит ароматические структуры), более выраженным, чем в случае традиционной деасфальтизации, и что его рециркулирование до стадии гидроконверсии обеспечивает улучшенную стабилизацию среды, обработанной в кипящем слое путем растворения и/или пептизации и/или диспергирования молекулярных структур, способствующих образованию осадочных отложений.In the course of his research, the applicant has developed a new method for the processing of heavy hydrocarbon feedstocks, which allows to eliminate the above disadvantages by introducing into the method a selective deasphalting step called selective SDA. It was noted that the implementation of the selective deasphalting according to the invention allows to selectively extract the asphalt fraction, called the final fraction, i.e. specifically containing stable structures from raw materials and obtain a yield of deasphalted DAO oil, which may exceed the threshold depending on the specified solvent. In addition, it was found that the DAO deasphalted oil obtained in the selective deasphalting step of the invention has an aromatic property (i.e. contains aromatic structures) that is more pronounced than in the case of traditional deasphalting, and that its recirculation to the hydroconversion stage provides an improved stabilization of the fluidized bed environment by dissolving and / or peptizing and / or dispersing molecular structures that contribute to the formation of sedimentary deposits.
Объект изобретенияObject of invention
Настоящее изобретение относится к способу переработки тяжелого углеводородного сырья, имеющего начальную температуру кипения по меньшей мере 300°C, включающему следующие стадии:The present invention relates to a method for processing heavy hydrocarbon feedstocks having an initial boiling point of at least 300 ° C, comprising the following steps:
а) стадия гидроконверсии по меньшей мере части указанного сырья в присутствии водорода по меньшей мере в одном трехфазном реакторе, причем указанный реактор содержит по меньшей мере один катализатор гидроконверсии и работает в кипящем слое с восходящим потоком жидкости и газа и содержит по меньшей мере одно средство для извлечения указанного катализатора из указанного реактора и по меньшей мере одно средство для подачи свежего катализатора в указанный реактор в условиях, обеспечивающих получение жидкого сырья с низким содержанием углерода по Конрадсону, металлов, серы и азота,a) a stage of hydroconversion of at least a portion of said feedstock in the presence of hydrogen in at least one three-phase reactor, said reactor comprising at least one hydroconversion catalyst and operating in a fluidized bed with an upward flow of liquid and gas and containing at least one agent for extracting said catalyst from said reactor and at least one means for supplying fresh catalyst to said reactor under conditions providing a low-carbon liquid feed Conradson kind, metals, sulfur and nitrogen,
b) стадия разделения потока, выходящего со стадии а), для получения легкой жидкой фракции, кипящей при температуре ниже 300°C, и тяжелой жидкой фракции, кипящей при температуре выше 300°C,b) a step for separating the stream leaving step a) to obtain a light liquid fraction boiling at a temperature below 300 ° C, and a heavy liquid fraction boiling at a temperature above 300 ° C,
с) стадия селективной деасфальтизации по меньшей мере части тяжелой жидкой фракции, кипящей при температуре выше 300°C, выходящей со стадии b), путем экстракции жидкость/жидкость в одну стадию в среде экстрагирования, причем указанное зкстрагирование осуществляют при помощи смеси по меньшей мере одного полярного растворителя и по меньшей мере одного неполярного растворителя с получением асфальтовой фазы и фракции деасфальтированного масла DAO, причем соотношение одного или нескольких указанных полярных растворителей и одного или нескольких указанных неполярных растворителей смеси растворителей регулируют в соответствии со свойствами сырья и целевым выходом асфальта, при этом стадию деасфальтизации проводят в условиях, субкритических для указанной смеси растворителей,c) a step for selective deasphalting of at least a portion of the heavy liquid fraction boiling at a temperature above 300 ° C. leaving step b) by extraction of the liquid / liquid in one stage in an extraction medium, said extraction being carried out using a mixture of at least one polar solvent and at least one non-polar solvent to obtain the asphalt phase and the fraction of deasphalted oil DAO, the ratio of one or more of these polar solvents and one or more of said non-polar solvent solvent mixture is adjusted in accordance with the properties of raw materials and the target output of asphalt, wherein the deasphalting step is carried out under conditions subcritical to said solvent mixture,
d) стадия рециркулирования по меньшей мере части указанной фракции деасфальтированного масла DAO, выходящей со стадии с), перед стадией а) гидроконверсии и/или на вход на стадию b) разделения.d) a step for recycling at least a portion of said fraction of de-asphalted DAO oil leaving step c) before step a) of a hydroconversion and / or to an entrance to separation step b).
В варианте способа стадию с) проходит по меньшей мере часть тяжелой фракции, предварительно прошедшей стадию отгонки паром и/или водородом.In an embodiment of the method, step c) passes at least a portion of the heavy fraction that has previously passed the step of stripping with steam and / or hydrogen.
Преимущественно по изобретению стадию а) гидроконверсии осуществляют при абсолютном давлении от 2 до 35 МПа, при температуре от 300 до 550°C, часовой объемной скорости (VVH) от 0,1 до 10 ч-1 и при количестве водорода, смешанного с сырьем, составляющем от 50 до 5000 нормальных кубических метров (нм3) на кубический метр (м3) жидкого сырья.Advantageously, according to the invention, stage a) hydroconversion is carried out at an absolute pressure of from 2 to 35 MPa, at a temperature of from 300 to 550 ° C, an hourly space velocity (VVH) of from 0.1 to 10 h −1 and with the amount of hydrogen mixed with the feed, comprising from 50 to 5000 normal cubic meters (nm 3 ) per cubic meter (m 3 ) of liquid raw materials.
Преимущественно по изобретению катализатор гидроконверсии на стадии а) является катализатором, содержащим глиноземный носитель и по меньшей мере один металл группы VIII, выбранный из никеля и кобальта, причем указанный элемент группы VIII используют в сочетании по меньшей мере с одним металлом группы VIB, выбранным из молибдена и вольфрама.Advantageously, according to the invention, the hydroconversion catalyst in step a) is a catalyst containing an alumina support and at least one Group VIII metal selected from nickel and cobalt, said Group VIII element being used in combination with at least one Group VIB metal selected from molybdenum and tungsten.
Преимущественно по изобретению полярный растворитель, используемый на стадии с) деасфальтизации, выбирают из чистых ароматических или нафтеноароматических растворителей, при этом полярные растворители содержат гетероэлементы или их смесь, или фракции с высоким содержанием ароматических соединений, такие как фракции, полученные путем FFC (Fluid Catalitic Cracking), фракции, полученные из угля, биомассы или смеси биомасса/уголь.Advantageously, according to the invention, the polar solvent used in step c) of the deasphalting is selected from pure aromatic or naphtheno-aromatic solvents, while the polar solvents contain hetero elements or a mixture thereof, or fractions with a high content of aromatic compounds, such as fractions obtained by FFC (Fluid Catalitic Cracking ), fractions derived from coal, biomass, or a biomass / coal mixture.
Преимущественно по изобретению неполярный растворитель, используемый на стадии с) деасфальтизации, содержит растворитель, состоящий из насыщенного углеводородного соединения, содержащего число атомов углерода, превышающее или равное 2, предпочтительно от 2 до 9.Advantageously, according to the invention, the non-polar solvent used in step c) of the deasphalting comprises a solvent consisting of a saturated hydrocarbon compound containing carbon atoms greater than or equal to 2, preferably from 2 to 9.
Преимущественно по изобретению на стадии с) используют объемное отношение смеси полярного и неполярного растворителей к массе сырья, выраженное в литрах на килограмм, составляющее от 1/1 до 10/1.Advantageously, according to the invention, in step c), the volume ratio of the mixture of polar and non-polar solvents to the mass of raw material, expressed in liters per kilogram, is from 1/1 to 10/1.
Преимущественно по изобретению часть фракции деасфальтированного масла DAO, не рециркулированного до стадии а) гидроконверсии и/или на вход на стадию b) разделения, направляют, предпочтительно в смеси по меньшей мере с частью легкой жидкой фракции, выходящей со стадии b), в установки дообработки.Advantageously, according to the invention, a portion of the fraction of deasphalted DAO oil that is not recycled to stage a) of the hydroconversion and / or to the entrance to stage b) of separation is sent, preferably in a mixture with at least part of the light liquid fraction leaving stage b), to the after-treatment plants .
Преимущественно по изобретению сырье является сырой нефтью или сырьем, полученным атмосферной перегонкой или вакуумной перегонкой сырой нефти, или остаточной фракцией, полученной при прямом ожижении угля, или вакуумным дистиллятом, или остаточной фракцией, полученной при прямом ожижении лигноцеллюлозной биомассы, взятой отдельно или в смеси с углем, и/или остаточной нефтяной фракцией.Advantageously, according to the invention, the feedstock is crude oil or feedstock obtained by atmospheric distillation or vacuum distillation of crude oil, or a residual fraction obtained by direct liquefaction of coal, or a vacuum distillate, or a residual fraction obtained by direct liquefaction of lignocellulosic biomass, taken separately or mixed with coal, and / or residual oil fraction.
Описание фигурDescription of figures
Фигура 1 иллюстрирует осуществление способа по первому варианту осуществления.Figure 1 illustrates the implementation of the method according to the first embodiment.
Фигура 2 иллюстрирует осуществление способа по второму варианту осуществления.Figure 2 illustrates the implementation of the method according to the second embodiment.
Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
СырьеRaw materials
Тяжелое углеводородное сырье в соответствии со способом по изобретению преимущественно является тяжелым сырьем, полученным атмосферной перегонкой или вакуумной перегонкой сырой нефти, температура которого обычно составляет по меньшей мере 300°C, предпочтительно выше 450°C, и содержит примеси, в частности серу, азот и металлы. Сырье может представлять собой сырую нефть.The heavy hydrocarbon feed in accordance with the method of the invention is preferably a heavy feed obtained by atmospheric distillation or vacuum distillation of crude oil, the temperature of which is usually at least 300 ° C, preferably above 450 ° C, and contains impurities, in particular sulfur, nitrogen and metals. The feed may be crude oil.
Сырье в соответствии со способом по изобретению может быть нефтяного происхождения типа атмосферного остатка или вакуумного остатка от сырой нефти, называемой традиционной (степень API>20°), тяжелой (степень API составляет от 10 до 20°) или сверхтяжелой (степень API<10°).The feed in accordance with the method of the invention may be of petroleum origin, such as atmospheric residue or vacuum residue from crude oil, called traditional (API grade> 20 °), heavy (
Сырье может иметь разное географическое и геохимическое происхождение (тип I, II, IIS или III) и иметь также разную степень зрелости и биоразлагаемости.Raw materials can have different geographical and geochemical origin (type I, II, IIS or III) and also have different degrees of maturity and biodegradability.
Указанное сырье может также представлять собой остаточную фракцию от прямого сжижения угля (атмосферный остаток или вакуумный остаток, полученный, например, способом H-Coal™), или вакуумный дистиллят H-Coal™, или остаточную фракцию, происходящую от прямого сжижения лигноцеллюлозной биомассы, индивидуально или в смеси с углем, и/или остаточную нефтяную фракцию. Сырье этого типа содержит главным образом много примесей, в которых металлы составляют более 20 м.д., предпочтительно более 100 м.д. Содержание серы превышает 0,5%, предпочтительно превышает 1% и предпочтительно превышает 2 мас.% Содержание асфальтенов С7 преимущественно больше 1%, предпочтительно содержание асфальтенов С7 составляет от 1 до 40% и более предпочтительно от 2 до 30%. Асфальтены С7 являются соединениями, известными как ингибиторы конверсии остаточных фракций как по своей способности образовывать тяжелые углеводородные остатки, обычно называемые коксом, так и своей тенденцией образовывать отложения, которые существенно ограничивают технологичность установок гидрообработки и гидроконверсии. Содержание углерода по Конрадсону превышает 5%, даже 35 мас.% Содержание углерода по Конрадсону определяют по норме ASTM D 482, и оно означает для специалиста хорошо известное увеличение количества остатков углерода, образовавшихся после сгорания в стандартных условиях температуры и давления.The specified raw material may also be a residual fraction from direct liquefaction of coal (atmospheric residue or vacuum residue obtained, for example, by the H-Coal ™ method), or an H-Coal ™ vacuum distillate, or a residual fraction resulting from direct liquefaction of lignocellulosic biomass, individually or in admixture with coal, and / or a residual oil fraction. A feed of this type contains mainly many impurities in which the metals are more than 20 ppm, preferably more than 100 ppm. The sulfur content exceeds 0.5%, preferably exceeds 1% and preferably exceeds 2% by weight. The content of C7 asphaltenes is predominantly greater than 1%, preferably the content of C7 asphaltenes is from 1 to 40% and more preferably from 2 to 30%. C7 asphaltenes are compounds known as inhibitors of the conversion of residual fractions both in their ability to form heavy hydrocarbon residues, usually called coke, and in their tendency to form deposits, which significantly limit the manufacturability of hydroprocessing and hydroconversion plants. Conradson’s carbon content exceeds 5%, even 35% by weight. Conradson’s carbon content is determined according to ASTM D 482, and it means a specialist is well-known increase in the amount of carbon residue formed after combustion under standard temperature and pressure conditions.
Стадия а) гидроконверсии сырьяStage a) hydroconversion of raw materials
Согласно стадии а) способа по изобретению сырье проходит стадию а) гидроконверсии в присутствии водорода по меньшей мере в одном трехфазном реакторе, причем указанный реактор содержит по меньшей мере один катализатор гидроконверсии и работает в кипящем слое с восходящим потоком жидкости и газа и содержит по меньшей мере одно средство для извлечения указанного катализатора из указанного реактора и по меньшей мере одно средство для подачи свежего катализатора в указанный реактор в условиях, обеспечивающих получение жидкого сырья с низким содержанием углерода по Конрадсону, металлов, серы и азота.According to step a) of the method according to the invention, the feed passes through step a) hydroconversion in the presence of hydrogen in at least one three-phase reactor, said reactor containing at least one hydroconversion catalyst and operating in a fluidized bed with an upward flow of liquid and gas and containing at least one means for extracting said catalyst from said reactor and at least one means for supplying fresh catalyst to said reactor under conditions that provide low liquid feed m carbon content according to Conradson, metals, sulfur and nitrogen.
Согласно способу по изобретению по меньшей мере часть фракции деасфальтированного масла DAO, выходящей со стадии с), рециркулируют перед стадией а) гидроконверсии в смеси с указанным сырьем.According to the method of the invention, at least a portion of the fraction of deasphalted DAO oil leaving step c) is recycled prior to step a) of the hydroconversion in a mixture with said feed.
В случае, если сырье, обработанное способом по изобретению, является сырой нефтью, сырое нефтяное сырье направляют прямо на указанную стадию а) гидроконверсии, предпочтительно после простого отбора его самой легкой фракции, конечная точка которой главным образом составляет от 50 до 250°C и предпочтительно от 100 до 200°C.If the feedstock processed by the method of the invention is crude oil, the crude oil feed is sent directly to the indicated step a) hydroconversion, preferably after simply selecting its lightest fraction, the end point of which is mainly from 50 to 250 ° C and preferably from 100 to 200 ° C.
В случае, если сырье, обработанное способом по изобретению, представляет собой фракцию, полученную атмосферной перегонкой сырой нефти или фракцией, называемой атмосферным остатком (RA), указанный способ преимущественно включает стадию атмосферной перегонки, предшествующей стадии а) гидроконверсии.If the feedstock processed by the method of the invention is a fraction obtained by atmospheric distillation of a crude oil or a fraction called atmospheric residue (RA), said method preferably comprises an atmospheric distillation step preceding hydroconversion step a).
В случае, если сырье, обработанное способом по изобретению, представляет собой фракцию, полученную атмосферной и вакуумной перегонкой сырой нефти или фракцией, называемой вакуумным остатком (RSV), указанный способ преимущественно включает стадию атмосферной перегонки, следующую после стадии вакуумной перегонки, которые предшествуют стадии а) гидроконверсии.If the feedstock processed by the method of the invention is a fraction obtained by atmospheric and vacuum distillation of a crude oil or a fraction called a vacuum residue (RSV), said method preferably comprises an atmospheric distillation step following the vacuum distillation step that precede step a ) hydroconversion.
Стадию а) гидроконверсии сырья по изобретению осуществляют главным образом в традиционных условиях гидроконверсии в кипящем слое жидкой углеводородной фракции. Обычно работа осуществляется при абсолютном давлении, составляющем от 2 до 35 МПа, предпочтительно от 5 до 25 МПа и предпочтительно от 6 до 20 МПа, при температуре от 300 до 550°C и предпочтительно от 350 до 500°C Часовая объемная скорость (VVH) и парциальное давление водорода являются существенными факторами, которые выбирают в зависимости от характеристик продукта, подлежащего обработке, и от целевой конверсии. Предпочтительно VVH составляет от 0,1 ч-1 до 10 ч-1 и предпочтительно от 0,15 ч-1 до 5 ч-1. Количество водорода, смешанного с сырьем, предпочтительно составляет от 50 до 5000 нормальных кубических метров (Нм3) на кубический метр (м3) жидкого сырья и более предпочтительно от 100 до 2000 Нм3/м3, и еще более предпочтительно от 200 до 1000 Нм3/м3.Stage a) hydroconversion of the feed according to the invention is carried out mainly under traditional fluidized bed hydroconversion conditions of a liquid hydrocarbon fraction. Typically, operation is carried out at an absolute pressure of 2 to 35 MPa, preferably 5 to 25 MPa and preferably 6 to 20 MPa, at a temperature of 300 to 550 ° C, and preferably 350 to 500 ° C. Hourly space velocity (VVH) and the partial pressure of hydrogen are significant factors that are selected depending on the characteristics of the product to be processed and on the target conversion. Preferably, the VVH is from 0.1 h -1 to 10 h -1 and preferably from 0.15 h -1 to 5 h -1 . The amount of hydrogen mixed with the feed is preferably from 50 to 5000 normal cubic meters (Nm 3 ) per cubic meter (m 3 ) of liquid feed and more preferably from 100 to 2000 Nm 3 / m 3 , and even more preferably from 200 to 1000 Nm 3 / m 3 .
Катализатор гидроконверсии, используемый на стадии а) способа по изобретению, преимущественно является гранулированным катализатором с размером гранул порядка 1 мм. Катализатор чаще всего имеет форму экструдатов или шаров. Обычно катализатор включает носитель, распределение пор которого адаптировано к обработке сырья, предпочтительно аморфный и очень предпочтительно глиноземный, при этом носитель из кремнезема-глинозема также является приемлемым в некоторых случаях и по меньшей мере один металл группы VIII, выбранный из никеля и кобальта и предпочтительно никеля, причем указанный элемент группы VIII предпочтительно используют в сочетании по меньшей мере с одним металлом группы VIB, выбранным из молибдена и вольфрама, и предпочтительно металл группы VIB является молибденом.The hydroconversion catalyst used in step a) of the process of the invention is advantageously a granular catalyst with a grain size of about 1 mm. The catalyst most often takes the form of extrudates or balls. Typically, the catalyst includes a carrier, the pore distribution of which is adapted to the processing of raw materials, preferably amorphous and very preferably alumina, while a silica-alumina carrier is also acceptable in some cases and at least one Group VIII metal selected from nickel and cobalt and preferably nickel moreover, the specified element of group VIII is preferably used in combination with at least one metal of group VIB selected from molybdenum and tungsten, and preferably the metal of group VIB is I molybdenum.
Предпочтительно катализатор гидроконверсии содержит никель в качестве элемента группы VIII и молибден в качестве элемента группы VIB. Содержание никеля преимущественно составляет от 0,5 до 15%, выраженное по массе оксида никеля (NiO), и предпочтительно от 1 до 10% масс, и содержание молибдена преимущественно составляет от 1 до 40%, выраженное по массе триоксида молибдена (МоО3), и предпочтительно от 4 до 20 мас.% Указанный катализатор может также преимущественно содержать фосфор, причем содержание оксида фосфора предпочтительно меньше 20 мас.% и предпочтительно меньше 10 мас.%Preferably, the hydroconversion catalyst contains nickel as an element of group VIII and molybdenum as an element of group VIB. The nickel content is preferably from 0.5 to 15%, expressed by weight of nickel oxide (NiO), and preferably from 1 to 10% by weight, and the molybdenum content is preferably from 1 to 40%, expressed by weight of molybdenum trioxide (MoO 3 ) and preferably from 4 to 20 wt.%. The specified catalyst may also preferably contain phosphorus, and the content of phosphorus oxide is preferably less than 20 wt.% and preferably less than 10 wt.%
Использованный катализатор гидроконверсии можно согласно способу по изобретению частично заменить свежим катализатором путем извлечения предпочтительно из нижней части реактора и путем введения либо через верхнюю часть, либо через нижнюю часть реактора свежего или регенерированного, или очищенного катализатора, предпочтительно с регулярным временным интервалом и более предпочтительно периодически или почти непрерывно. Степень замены использованного катализатора гидроконверсии свежим катализатором преимущественно составляет от 0,01 килограмма до 10 килограмм на кубический метр обработанного сырья и предпочтительно от 0,3 кг до 3 кг на кубический метр обработанного сырья. Это извлечение и эту замену осуществляют при помощи устройств, преимущественно обеспечивающих непрерывную работу на этой стадии гидроконверсии.The hydroconversion catalyst used can, according to the method of the invention, be partially replaced with a fresh catalyst, preferably from the lower part of the reactor and by introducing, either through the upper part or through the lower part of the reactor, fresh or regenerated or purified catalyst, preferably with a regular time interval, and more preferably periodically or almost continuously. The degree of replacement of the used hydroconversion catalyst with a fresh catalyst is preferably from 0.01 kilograms to 10 kilograms per cubic meter of processed feed, and preferably from 0.3 kg to 3 kg per cubic meter of processed feed. This extraction and this replacement is carried out using devices mainly providing continuous operation at this stage of hydroconversion.
Также можно преимущественно направлять использованный катализатор, извлеченный из реактора, в зону регенерации, в которой удаляют углерод и серу, которые он содержит, затем повторно направить этот регенерированный катализатор на стадию а) гидроконверсии. Также можно преимущественно направлять использованный катализатор, извлеченный из реактора, в зону очистки, в которой удаляют большую часть осажденных металлов прежде, чем направить использованный и очищенный катализатор в зону регенерации, в которой удаляют углерод и серу, которые он содержит, затем повторно направить этот регенерированный катализатор на стадию а) гидроконверсии.It is also possible to preferentially direct the used catalyst recovered from the reactor to a regeneration zone in which the carbon and sulfur that it contains are removed, then re-direct this regenerated catalyst to stage a) hydroconversion. It is also possible to preferentially direct the used catalyst recovered from the reactor to a purification zone in which most of the deposited metals are removed before sending the used and refined catalyst to a regeneration zone in which the carbon and sulfur that it contains are removed, then re-direct this regenerated the catalyst in stage a) hydroconversion.
Стадию а) способа по изобретению преимущественно осуществляют в условиях способа H-Oil™, такого как описан, например, в патентах US-A-4521295, или US-A-4495060, или US-A-4457831, или US-A-4354852, или в статье Aiche, March 19-23, 1995, HOUSTON, Texas, paper number 46d, Second generation ebullated bed technology.Stage a) of the method according to the invention is preferably carried out under the conditions of the H-Oil ™ method, such as described, for example, in patents US-A-4521295, or US-A-4495060, or US-A-4457831, or US-A-4354852 or Aiche, March 19-23, 1995, HOUSTON, Texas, paper number 46d, Second generation ebullated bed technology.
Катализатор гидроконверсии, использованный на стадии а) гидроконверсии, преимущественно позволяет одновременно обеспечивать деметаллизацию и обессеривание в условиях, обеспечивающих получение жидкого сырья с низким содержанием металлов, углерода по Конрадсону и серы и обеспечивающих достижения высокой степени конверсии в легкие продукты, т.е. в частности, в топливные бензиновые и газойлевые фракции.The hydroconversion catalyst used in stage a) of the hydroconversion mainly allows for simultaneous demetallization and desulfurization under conditions ensuring the production of liquid raw materials with a low content of metals, Conradson carbon and sulfur and ensuring a high degree of conversion to light products, i.e. in particular, in fuel gasoline and gas oil fractions.
Стадию а) преимущественно проводят в одном или нескольких трехфазных реакторах гидроконверсии, предпочтительно в одном или нескольких трехфазных реакторах гидроконверсии с промежуточными отстойниками. Каждый реактор преимущественно содержит рециркуляционный насос, позволяющий поддерживать катализатор в кипящем слое путем непрерывного рециркулирования по меньшей мере части жидкой фазы, преимущественно извлекаемой из верхней части реактора и повторно подаваемой в нижнюю часть реактора.Step a) is preferably carried out in one or more three-phase hydroconversion reactors, preferably in one or more three-phase hydroconversion reactors with intermediate settling tanks. Each reactor preferably comprises a recirculation pump, which allows the catalyst to be maintained in a fluidized bed by continuously recirculating at least a portion of the liquid phase, which is predominantly recovered from the upper part of the reactor and recycled to the lower part of the reactor.
Стадия b) разделения потока, выходящего со стадии а)Stage b) separation of the stream exiting from stage a)
Поток, выходящий со стадии а) гидроконверсии, проходит затем в соответствии со стадией b) способа по изобретению стадию разделения для получения легкой жидкой фракции, кипящей при температуре ниже 300°C, предпочтительно ниже 350°C и более предпочтительно ниже 375°C, и тяжелой жидкой фракции, кипящей при температуре выше 300°C, предпочтительно выше 350°C и более предпочтительно выше 375°C. Это разделение осуществляют любым известным специалисту средством разделения, за исключением атмосферной и вакуумной перегонки. Предпочтительно это разделение осуществляют при помощи одной или нескольких испарительных емкостей, расположенных последовательно, и предпочтительно двух последовательно расположенных испарительных емкостей.The effluent from step a) of the hydroconversion then proceeds according to step b) of the method of the invention, a separation step to obtain a light liquid fraction boiling at a temperature below 300 ° C, preferably below 350 ° C and more preferably below 375 ° C, and a heavy liquid fraction boiling at a temperature above 300 ° C, preferably above 350 ° C and more preferably above 375 ° C. This separation is carried out by any means of separation known to the person skilled in the art, with the exception of atmospheric and vacuum distillation. Preferably, this separation is carried out using one or more evaporation tanks arranged in series, and preferably two successively arranged evaporation tanks.
На стадии b) разделения условия выбирают таким образом, чтобы точка разделения составляла 300°C, предпочтительно 350°C и более предпочтительно 375°C для получения двух жидких фракций, одной фракции, называемой легкой, и одной фракции, называемой тяжелой.In the separation step b), the conditions are selected so that the separation point is 300 ° C., preferably 350 ° C. and more preferably 375 ° C., to obtain two liquid fractions, one fraction called light and one fraction called heavy.
Легкую фракцию, полученную непосредственно на выходе со стадии b) разделения, затем преимущественно отделяют от легких газов (Н2 и С1-С4) для получения легкой жидкой фракции, кипящей при температуре ниже 300°C, при помощи любого средства разделения, известного специалисту, такого, например, как прохождение через испарительную емкость для извлечения газообразного водорода, который преимущественно возвращают на стадию а) гидроконверсии. Указанная легкая жидкая фракция, преимущественно отделенная от указанных легких газов и кипящая при температуре ниже 300°C, предпочтительно 350°C и более предпочтительно 375°C, содержит растворенные легкие газы (С5+), фракцию, кипящую при температуре ниже 150°C, соответствующую нафте, фракцию, кипящую при температуре от 150 до 250°C, соответствующую керосиновой фракции, и по меньшей мере часть фракции газойля, кипящую в диапазоне от 250 до 375°C. Указанную легкую жидкую фракцию преимущественно направляют на стадию разделения, предпочтительно в дистилляционную колонну для разделения указанных нафты, керосина и газойля.The light fraction obtained directly at the outlet from separation step b) is then preferably separated from light gases (H 2 and C 1 -C 4 ) to obtain a light liquid fraction boiling at a temperature below 300 ° C using any separation means known specialist, such as, for example, passing through an evaporation tank to extract hydrogen gas, which is mainly returned to stage a) hydroconversion. The specified light liquid fraction, mainly separated from these light gases and boiling at a temperature below 300 ° C, preferably 350 ° C and more preferably 375 ° C, contains dissolved light gases (C5 +), a fraction boiling at a temperature below 150 ° C, corresponding naphtha, a fraction boiling at a temperature of from 150 to 250 ° C, corresponding to the kerosene fraction, and at least a portion of the gas oil fraction boiling in the range from 250 to 375 ° C. Said light liquid fraction is preferably sent to a separation step, preferably to a distillation column for separating said naphtha, kerosene and gas oil.
Тяжелая жидкая фракция, кипящая при температуре выше 300°C, предпочтительно выше 350°C и более предпочтительно выше 375°C, содержит по меньшей мере часть фракции газойля, кипящей при температуре от 250 до 375°C, фракцию, кипящую при температуре от 375 до 540°C, называемую вакуумным дистиллятом, и фракцию, кипящую при температуре выше 540°C, называемую не конвертированным вакуумным остатком. Тяжелая жидкая фракция содержит, таким образом, по меньшей мере часть средних дистиллятов и предпочтительно по меньшей мере часть фракции газойля, кипящую при температуре от 250 до 375°C.The heavy liquid fraction boiling at a temperature above 300 ° C, preferably above 350 ° C and more preferably above 375 ° C, contains at least a portion of the gas oil fraction boiling at a temperature of from 250 to 375 ° C, a fraction boiling at a temperature of from 375 up to 540 ° C, called a vacuum distillate, and a fraction boiling at a temperature above 540 ° C, called a non-converted vacuum residue. The heavy liquid fraction thus contains at least a portion of the middle distillates and preferably at least a portion of the gas oil fraction boiling at a temperature of from 250 to 375 ° C.
В варианте способа по изобретению тяжелую жидкую фракцию преимущественно подвергают стадии отгонки легких фракций паром и/или водородом прежде, чем направить на стадию с) деасфальтизации по изобретению. Эта стадия позволяет удалять по меньшей мере частично фракцию вакуумного дистиллята (9) или (VGO в английской терминологии), содержащегося в тяжелой жидкой фракции.In an embodiment of the method according to the invention, the heavy liquid fraction is preferably subjected to the stage of stripping the light fractions with steam and / or hydrogen before being sent to step c) of the asphalt-free process according to the invention. This step allows at least partial removal of the vacuum distillate fraction (9) or (VGO in English terminology) contained in the heavy liquid fraction.
Стадия с) селективной деасфальтизации тяжелой жидкой фракции, выходящей со стадии b)Stage c) selective deasphalting of the heavy liquid fraction leaving stage b)
В соответствии со способом по изобретению по меньшей мере часть тяжелой жидкой фракции, кипящей при температуре выше 300°C, предпочтительно выше 350°C и более предпочтительно выше 375°C, выходящей со стадии b), проходит стадию с) селективной деасфальтизации, осуществляемой в одну стадию. В варианте, указанной стадии с) подвергают по меньшей мере часть тяжелой фракции, предварительно подвергнутой стадии отгонки легких фракций паром и/или водородом.According to the method of the invention, at least a portion of the heavy liquid fraction boiling at a temperature above 300 ° C, preferably above 350 ° C and more preferably above 375 ° C leaving step b) undergoes step c) of selective deasphalting carried out in one stage. In an embodiment of the aforementioned step c), at least a portion of the heavy fraction is subjected, previously subjected to the step of stripping the light fractions by steam and / or hydrogen.
Указанная стадия с) селективной деасфальтизации включает приведение в контакт указанной тяжелой жидкой фракции и смеси по меньшей мере одного полярного растворителя и по меньшей мере одного неполярного растворителя в среде экстрагирования. Соотношение полярного и неполярного растворителя регулируют в зависимости от свойств сырья и ожидаемой степени экстрагирования асфальта.Said selective deasphalting step c) comprises contacting said heavy liquid fraction and a mixture of at least one polar solvent and at least one non-polar solvent in an extraction medium. The ratio of the polar and non-polar solvent is regulated depending on the properties of the raw materials and the expected degree of extraction of asphalt.
Далее в тексте и в предшествующем тесте выражение «смесь растворителей по изобретению» подразумевает смесь по меньшей мере одного полярного растворителя и по меньшей мере одного неполярного растворителя по изобретению.Further in the text and in the preceding test, the expression “solvent mixture according to the invention” means a mixture of at least one polar solvent and at least one non-polar solvent according to the invention.
Стадия с) селективной деасфальтизации позволяет продвинуться в поддержании в растворенном состоянии в масляной матрице DAO всех или части молекулярных структур, называемых устойчивыми к разложению. Она позволяет продвинуться в поддержании в растворенном состоянии в масляной матрице DAO всех или части полярных структур тяжелых смол и асфальтенов, которые являются основными составляющими асфальтовой фазы. Стадия с) селективной деасфальтизации позволяет, таким образом, выбирать, какой тип полярных структур остается растворенным в масляной матрице DAO. Следовательно, стадия с) селективной деасфальтизации позволяет селективно экстрагировать из тяжелой жидкой фракции только часть этого асфальта, т.е. наиболее полярные и наиболее устойчивые структуры в способах переработки.Stage c) of selective deasphalting allows advancement in maintaining in a dissolved state in the DAO oil matrix all or part of the molecular structures called decomposition resistant. It allows one to advance in maintaining in a dissolved state in the DAO oil matrix all or part of the polar structures of heavy resins and asphaltenes, which are the main components of the asphalt phase. Stage c) of selective deasphalting thus allows one to choose which type of polar structure remains dissolved in the DAO oil matrix. Therefore, stage c) of selective deasphalting allows only part of this asphalt to be selectively extracted from the heavy liquid fraction, i.e. the most polar and most stable structures in processing methods.
Асфальт, экстрагированный способом по изобретению, соответствует конечному асфальту, состоящему главным образом из полиароматических молекулярных структур и/или устойчивых гетероатомных структур. Выход асфальта коррелирует с выходом масла DAO в соответствии со следующим отношением:Asphalt extracted by the method of the invention corresponds to the final asphalt, consisting mainly of polyaromatic molecular structures and / or stable heteroatomic structures. Asphalt yield correlates with DAO oil yield in accordance with the following ratio:
Выход асфальта = 100-[выход масла DAO]Asphalt Output = 100- [DAO Oil Output]
Стадию с) селективной деасфальтизации можно осуществлять в экстракционной колонне, предпочтительно в смесителе-отстойнике. Эту стадию проводят путем экстракции жидкость/жидкость в одну стадию.Step c) of selective deasphalting can be carried out in an extraction column, preferably in a settling mixer. This step is carried out by liquid / liquid extraction in a single step.
Экстракцию жидкость/жидкость на стадии с) осуществляют в условиях, являющихся субкритическими для смеси растворителей, т.е. при температуре ниже критической температуры смеси растворителей. Температура экстракции преимущественно составляет от 50 до 350°C, предпочтительно от 90 до 320°C, более предпочтительно от 100 до 310°C, более предпочтительно от 120 до 310°C, еще более предпочтительно от 150 до 310°C, и давление преимущественно составляет от 0,1 до 6 МПа, предпочтительно от 2 до 6 МПа.The liquid / liquid extraction in step c) is carried out under conditions that are subcritical to the solvent mixture, i.e. at temperatures below the critical temperature of the solvent mixture. The extraction temperature is preferably from 50 to 350 ° C, preferably from 90 to 320 ° C, more preferably from 100 to 310 ° C, more preferably from 120 to 310 ° C, even more preferably from 150 to 310 ° C, and the pressure is mainly ranges from 0.1 to 6 MPa, preferably from 2 to 6 MPa.
Объемное отношение смеси растворителей по изобретению (объем полярного растворителя + объем неполярного растворителя) к массе тяжелой жидкой фракции главным образом составляет от 1/1 до 10/1, предпочтительно от 2/1 до 8/1, выраженное в литрах на килограмм.The volume ratio of the solvent mixture of the invention (volume of polar solvent + volume of non-polar solvent) to the weight of the heavy liquid fraction is mainly from 1/1 to 10/1, preferably from 2/1 to 8/1, expressed in liters per kilogram.
Смесь растворителей по изобретению, используемая на стадии с), является смесью по меньшей мере одного полярного растворителя и по меньшей мере одного неполярного растворителя.The solvent mixture of the invention used in step c) is a mixture of at least one polar solvent and at least one non-polar solvent.
Используемый полярный растворитель можно выбирать из чистых ароматических или нафтеноароматических растворителей, полярных растворителей, содержащих гетероэлементы, или их смесей. Ароматический растворитель преимущественно выбирают из моноароматических углеводородов, предпочтительно, бензола, толуола или ксилолов, индивидуально или в смеси; диароматических или полиароматических; нафтеновых углеводородов-ароматических углеводородов, таких как тетралин или индан; ароматических гетероатомных углеводородов (содержащих кислород, азот, серу) или из любого другого семейства соединений, имеющих более полярный характер, чем насыщенные углеводороды, как например, диметилсульфоксид (ДМСО), диметилформамид (ДМФА), тетрагидрофуран (ТГФ). Полярный растворитель, используемый в способе по изобретению, может также представлять собой фракцию, богатую ароматическими соединениями. Фракции, богатые ароматическими соединениями, по изобретению могут, например, представлять собой фракции, полученные от FCC (Fluid Catalitic Cracking), такие как тяжелый бензин или LCO (LCO (light cycle oil). Можно также упомянуть фракции, полученные из угля, биомассы или смеси биомасса/уголь, возможно с нефтяным сырьем, оставшимся после термохимической переработки с использованием или без использования водорода, с катализатором или без катализатора. Предпочтительно, используемый полярный растворитель является моноароматическим углеводородом, чистым или смешанным с другим ароматическим углеводородом.The polar solvent used can be selected from pure aromatic or naphthenoaromatic solvents, polar solvents containing heteroelements, or mixtures thereof. The aromatic solvent is preferably selected from monoaromatic hydrocarbons, preferably benzene, toluene or xylenes, individually or in a mixture; diaromatic or polyaromatic; naphthenic aromatic hydrocarbons, such as tetralin or indan; aromatic heteroatomic hydrocarbons (containing oxygen, nitrogen, sulfur) or from any other family of compounds having a more polar nature than saturated hydrocarbons, such as dimethyl sulfoxide (DMSO), dimethylformamide (DMF), tetrahydrofuran (THF). The polar solvent used in the method of the invention may also be a fraction rich in aromatic compounds. Fractions rich in aromatic compounds according to the invention can, for example, be fractions obtained from FCC (Fluid Catalitic Cracking), such as heavy gasoline or LCO (LCO (light cycle oil). Fractions derived from coal, biomass or biomass / coal mixtures, possibly with petroleum feed remaining after thermochemical processing with or without hydrogen, with or without a catalyst Preferably, the polar solvent used is a monoaromatic hydrocarbon, pure or mixed nym with another aromatic hydrocarbon.
Используемый неполярный растворитель предпочтительно является растворителем, состоящим из насыщенного углеводорода, причем указанный насыщенный углеводород содержит число атомов углерода, превышающее или равное 2, предпочтительно от 2 до 9. Эти насыщенные углеводородные растворители используют в чистом виде или в смеси (например: смесь алканов и/или циклоалканов или легких нефтяных фракций типа нафты).The non-polar solvent used is preferably a solvent consisting of a saturated hydrocarbon, wherein said saturated hydrocarbon contains a number of carbon atoms greater than or equal to 2, preferably from 2 to 9. These saturated hydrocarbon solvents are used in pure form or in a mixture (for example: a mixture of alkanes and / or cycloalkanes or light petroleum fractions such as naphtha).
Преимущественно точка кипения полярного растворителя смеси растворителей по изобретению выше точки кипения неполярного растворителя.Advantageously, the boiling point of the polar solvent of the solvent mixture of the invention is higher than the boiling point of the non-polar solvent.
В сочетании с температурой и давлением экстрагирования по изобретению изменение соотношения между полярным и неполярным растворителем является настоящим ключом к регулированию стадии с) селективного деасфальтирования по изобретению. Например, для данной тяжелой жидкой фракции чем выше содержание и/или полярность полярного растворителя в смеси растворителей, тем больше выход деасфальтированного масла, при этом часть полярных структур тяжелой жидкой фракции остается растворенной и/или диспергированной в фазе деасфальтированного масла DAO. Уменьшение содержания полярного растворителя в смеси ведет к повышению количества извлеченной асфальтеновой фазы. Таким образом, стадия с) селективной деасфальтизации по изобретению позволяет селективно экстрагировать независимо от того, каким является сырье, асфальтовую фракцию, называемую конечной, с высоким содержанием примесей и устойчивых соединений, при этом по меньшей мере часть полярных структур тяжелых смол и асфальтенов, являющихся наименее полярными неустойчивыми, остается растворенной в масляной матрице. К тому же это позволяет усиливать ароматическое свойство фазы деасфальтированного масла DAO, возврат которой до стадии гидроконверсии позволяет повысить стабильность среды, обработанной в кипящем слое за счет солюбилизации и/или пептизации и/или диспергирования молекулярных структур, вызывающих образование осадочных отложений. Следовательно, на стадии гидроконверсии можно использовать более суровые рабочие условия и достигать, таким образом, более высокой степени переработки остаточной фракции.In combination with the temperature and pressure of the extraction according to the invention, changing the ratio between the polar and non-polar solvent is the real key to regulating step c) of the selective deasphalting according to the invention. For example, for a given heavy liquid fraction, the higher the content and / or polarity of the polar solvent in the solvent mixture, the greater the yield of deasphalted oil, while part of the polar structures of the heavy liquid fraction remains dissolved and / or dispersed in the phase of the deasphalted DAO oil. A decrease in the content of polar solvent in the mixture leads to an increase in the amount of recovered asphaltene phase. Thus, step c) of the selective deasphalting according to the invention allows for the selective extraction of the asphalt fraction, called the final one, with a high content of impurities and stable compounds, regardless of the type of raw material, with at least a portion of the polar structures of heavy resins and asphaltenes being the least polar unstable, remains dissolved in the oil matrix. In addition, this makes it possible to enhance the aromatic property of the phase of deasphalted DAO oil, the return of which to the hydroconversion stage allows to increase the stability of the fluid treated in the fluidized bed by solubilization and / or peptization and / or dispersion of molecular structures that cause the formation of sedimentary deposits. Therefore, in the hydroconversion stage, more severe operating conditions can be used and thus a higher degree of processing of the residual fraction can be achieved.
Преимущественно, содержание полярного растворителя в смеси полярного растворителя и неполярного растворителя составляет от 0,1 до 99,9%, предпочтительно от 0,1 до 95%, более предпочтительно от 1 до 95%, более предпочтительно от 1 до 90%, еще более предпочтительно от 1 до 85% и очень предпочтительно от 1 до 80%.Advantageously, the content of the polar solvent in the mixture of the polar solvent and non-polar solvent is from 0.1 to 99.9%, preferably from 0.1 to 95%, more preferably from 1 to 95%, more preferably from 1 to 90%, even more preferably from 1 to 85% and very preferably from 1 to 80%.
Содержание полярного растворителя в смеси полярного растворителя и неполярного растворителя зависит от природы тяжелой жидкой фракции, при этом молекулярные структуры, составляющие тяжелую жидкую фракцию, меняются от одной тяжелой жидкой фракции к другой. Все тяжелые жидкие фракции имеют не одинаковое свойство устойчивости. Содержание асфальта, подлежащего экстрагированию, необязательно является одинаковым в зависимости от природы тяжелой жидкой фракции.The content of the polar solvent in the mixture of the polar solvent and non-polar solvent depends on the nature of the heavy liquid fraction, while the molecular structures that make up the heavy liquid fraction vary from one heavy liquid fraction to another. All heavy liquid fractions do not have the same stability property. The asphalt content to be extracted is not necessarily the same depending on the nature of the heavy liquid fraction.
Природа тяжелой жидкой фракции также зависит от происхождения нефти, полученной из угля, или типа биомассы в сырье по изобретению.The nature of the heavy liquid fraction also depends on the origin of the oil derived from coal, or the type of biomass in the feed of the invention.
Преимущество стадии с) селективной деасфальтизации заключается в том, чтобы существенно улучшать выход деасфальтированного масла DAO во всем диапазоне, до сих пор не охваченном при традиционной деасфальтизации. В отношении данной жидкой тяжелой фракции, полученный максимальный выход масла DAO которой составляет 75% (обычное экстрагирование гептаном), селективная деасфальтизация позволяет при помощи регулирования соотношения полярного растворителя и неполярного растворителя охватывать диапазон 75-99,9% выхода деасфальтированного масла DAO.The advantage of step c) of selective deasphalting is to substantially improve the yield of DAO deasphalted oil over the entire range not yet covered by conventional deasphalting. With respect to this heavy liquid fraction, the maximum yield of DAO oil of which is 75% (conventional extraction with heptane), selective deasphalting allows controlling the ratio of polar solvent to non-polar solvent to cover the range of 75-99.9% of the yield of deasphalted DAO oil.
Выход деасфальтированного масла DAO после стадии с), независимо от того, какой является тяжелая жидкая фракция, преимущественно составляет от 50 до 99,9%, предпочтительно от 75 до 99,9%, более предпочтительно от 80 до 99,9%.The yield of deasphalted DAO oil after step c), regardless of what the heavy liquid fraction is, is preferably from 50 to 99.9%, preferably from 75 to 99.9%, more preferably from 80 to 99.9%.
Другое преимущество изобретения заключается в том, что селективная деасфальтизация на стадии с) позволяет уменьшить асфальтовую фракцию, выход которой может быть значительно ниже по сравнению с традиционной деасфальтизацией при данном сырье. Например, при использовании сырья типа вакуумного остатка Arabian Heavy асфальтовый выход, полученный при помощи только парафинового растворителя (пентан), может увеличиться до 30%, даже более. За счет селективной деасфальтизации этот выход уменьшается в диапазоне от 0,1 до 30% в зависимости от соотношения неполярный/полярный растворитель. Он уменьшается тем больше, чем выше содержание полярного растворителя в смеси.Another advantage of the invention is that the selective deasphalting in step c) reduces the asphalt fraction, the yield of which can be significantly lower compared to traditional deasphalting with this raw material. For example, when using raw materials such as the Arabian Heavy vacuum residue, the asphalt yield obtained using only a paraffin solvent (pentane) can increase to 30%, even more. Due to selective deasphalting, this yield decreases in the range from 0.1 to 30%, depending on the ratio of non-polar / polar solvent. It decreases the more, the higher the content of the polar solvent in the mixture.
Следовательно, область экстрагирования асфальта с выходом в диапазоне от 0,1 до 50% и более конкретно от 0,1 до 30%, предпочтительно от 0,1 до 15% теперь является охваченной. Он зависит от целевой селективности для данного сырья, а также от природы сырья. Это представляет интерес в связи с тем, что очень низкая стоимость валоризации асфальта (невыгодная фракция) всегда является настоящим ограничением для схем, включающих в способ этого типа.Therefore, the extraction area of asphalt with a yield in the range from 0.1 to 50% and more specifically from 0.1 to 30%, preferably from 0.1 to 15%, is now covered. It depends on the target selectivity for a given raw material, as well as on the nature of the raw material. This is of interest due to the fact that the very low cost of asphalt valorization (disadvantageous fraction) is always a real limitation for schemes involving this type of process.
Более ароматический характер деасфальтированного масла DAO, выходящего со стадии с), позволяет за счет его свойств использовать его для стабилизации асфальтенов С7, содержащихся в сырье, в зонах, в которых могут образовываться осадочные отложения, таких как кипящий слой, зона разделения между кипящим слоем и стадией селективной деасфальтизации. Деасфальтированное масло DAO можно возвращать на вход в первый реактор установки с кипящим слоем, а также непосредственно на вход в один из других реакторов в рабочих условиях, разных для разных реакторов.The more aromatic character of the DAO deasphalted oil leaving step c), due to its properties, allows it to be used to stabilize the C7 asphaltenes contained in raw materials in areas in which sedimentary deposits can form, such as a fluidized bed, a separation zone between the fluidized bed and stage of selective deasphalting. DAO deasphalted oil can be returned to the inlet of the first reactor of the fluidized bed installation, as well as directly to the inlet of one of the other reactors under operating conditions that are different for different reactors.
Полученный выход асфальта преимущественно меньше 18%, предпочтительно меньше 10% и более предпочтительно меньше 5 мас.%The resulting asphalt yield is preferably less than 18%, preferably less than 10%, and more preferably less than 5 wt.%
Стадия d) рециркулирования фракции деасфальтированного масла DAOStage d) recycling fractions of deasphalted oil DAO
Согласно способу по изобретению по меньшей мере часть указанной фракции деасфальтированного масла DAO, выходящего со стадии с), рециркулируют до стадии а) гидроконверсии и/или на вход стадии b) разделения.According to the method of the invention, at least a portion of said fraction of de-asphalted DAO oil leaving step c) is recycled to step a) hydroconversion and / or to the input of separation step b).
Часть фракции деасфальтированного масла DAO, не рециркулированная до стадии а) гидроконверсии и/или на вход стадии b) разделения, можно преимущественно направлять, возможно, в смеси по меньшей мере с частью и предпочтительно со всей легкой жидкой фракцией со стадии b), в установки дообработки, такие, например, как установка гидрообработки и/или гидрокрекинга или каталитического крекинга.Part of the fraction of deasphalted DAO oil, not recirculated to stage a) hydroconversion and / or to the input of stage b) of separation, can preferably be sent, possibly in a mixture with at least part and preferably with the entire light liquid fraction from stage b), to the installation post-treatment, such as, for example, a hydroprocessing and / or hydrocracking or catalytic cracking unit.
Описание фигурDescription of figures
Следующие способы осуществления описаны со ссылкой на соответствующие фигуры.The following implementation methods are described with reference to the corresponding figures.
В соответствии с первым вариантом осуществления способа по изобретению, изображенным на фигуре 1, сырье, поступающее с колонны вакуумной перегонки (23) и имеющее начальную температуру кипения по меньшей мере 300°C, направляют по трубопроводу (1) в установку гидроконверсии (2) с кипящим слоем.According to a first embodiment of the method according to the invention shown in FIG. 1, the feed coming from the vacuum distillation column (23) and having an initial boiling point of at least 300 ° C. is sent via line (1) to a hydroconversion unit (2) fluidized bed.
Поток, полученный на выходе со стадии гидроконверсии (выходящий по трубопроводу 3), разделяют в зоне разделения (4) путем отгонки с паром и/или водородом. В зоне разделения (4) условия выбирают главным образом такие, что точка разделения на фракции составляет 300°C, предпочтительно 350°C и более предпочтительно 375°C, чтобы получить две жидкие фракции, фракцию, называемую легкой (трубопровод 25), и фракцию, называемую тяжелой (трубопровод 6), без промежуточной стадии атмосферной и вакуумной перегонки.The stream obtained at the outlet from the hydroconversion stage (exiting via pipeline 3) is separated in the separation zone (4) by distillation with steam and / or hydrogen. In the separation zone (4), conditions are mainly chosen such that the fractionation point is 300 ° C., preferably 350 ° C. and more preferably 375 ° C., to obtain two liquid fractions, a fraction called light (pipe 25), and a fraction , called heavy (pipeline 6), without an intermediate stage of atmospheric and vacuum distillation.
Легкую жидкую фракцию преимущественно направляют по трубопроводу 25 в разделительную емкость (17) для выделения из нее фракции, обогащенной водородом (трубопровод 24), и легкой жидкой фракции (трубопровод 26). Указанную жидкую фракцию преимущественно направляют в специализированную атмосферную колонну (5) для выделения из нее бензиновой фракции (29), керосиновой фракции (30), фракции газойля (31). Фракцию, обогащенную водородом (трубопровод 24), преимущественно возвращают на вход в установку гидроконверсии (2).The light liquid fraction is preferably sent via
Дистилляционные колонки (5), (18) и (23) позволяют разделять фракции газа, бензина (19), керосина (20), газойля (21), вакуумного дистиллята (9) или (VGO в английской терминологии); и вакуумный остаток (1) или (VR в английской терминологии).Distillation columns (5), (18) and (23) allow you to separate the fractions of gas, gasoline (19), kerosene (20), gas oil (21), vacuum distillate (9) or (VGO in English terminology); and vacuum residue (1) or (VR in English terminology).
Затем тяжелую жидкую фракцию направляют по трубопроводу (6) в установку селективной деасфальтизации (7) по изобретению для получения фракции деасфальтированного масла DAO (трубопровод 8) и остаточного асфальта (трубопровод 16). Фракцию деасфальтированного масла DAO, преимущественно по меньшей мере частично, предпочтительно полностью направляют в колонну вакуумной перегонки (23) или на вход в зону разделения (4).The heavy liquid fraction is then sent via line (6) to the selective deasphalting unit (7) according to the invention to obtain a fraction of deasphalted DAO oil (line 8) and residual asphalt (line 16). The fraction of the deasphalted DAO oil, preferably at least partially, is preferably completely sent to the vacuum distillation column (23) or to the entrance to the separation zone (4).
Поток (9) содержит фракцию вакуумных дистиллятов (VGO) возможно с частью деасфальтированного масла DAO. Эту смесь преимущественно направляют последовательно в установку гидрообработки (10), затем в установку гидрокрекинга или каталитического крекинга (11). Фракцию деасфальтированного масла DAO затем можно необязательно направлять по меньшей мере частично непосредственно в установку гидрообработки (10), затем в установку гидрокрекинга или каталитического крекинга (11) (не изображенную на фигуре 1).Stream (9) contains a fraction of vacuum distillates (VGO), possibly with a portion of the DAO deasphalted oil. This mixture is preferably sent sequentially to the hydroprocessing unit (10), then to the hydrocracking or catalytic cracking unit (11). The DAO deasphalted oil fraction can then optionally be sent at least partially directly to the hydroprocessing unit (10), then to the hydrocracking or catalytic cracking unit (11) (not shown in FIG. 1).
Поток, выходящий из установки гидрокрекинга или каталитического крекинга, преимущественно направляют в колонну атмосферной перегонки (12) так, чтобы извлекать разные валоризуемые фракции. Бензиновую фракцию извлекают через трубопровод (13), фракцию среднего дистиллята - через трубопровод (14) и более тяжелую фракцию сырья после гидроконверсии - через трубопровод (15). Поток, выходящий из установки гидрокрекинга или каталитического крекинга, можно также, по меньшей мере частично, повторно направлять по трубопроводу 27 во входную колонну атмосферной перегонки (18).The stream leaving the hydrocracking or catalytic cracking unit is preferably sent to an atmospheric distillation column (12) so as to extract different valorizable fractions. The gasoline fraction is extracted through the pipeline (13), the middle distillate fraction through the pipeline (14) and the heavier fraction of the feedstock after hydroconversion - through the pipeline (15). The stream exiting the hydrocracking or catalytic cracking unit can also, at least in part, be re-routed via
Поток (28) позволяет осуществлять возможное впрыскивание предшественника катализатора. Этот предшественник катализатора можно направлять либо вместе с сырьем кипящего слоя перед первым реактором, либо в межступенчатый сепаратор, находящийся между двумя реакторами, либо на вход одного из других реакторов. Предшественник катализатора можно также впрыскивать в эти разные участки реакционной зоны для оптимизации его эффективности и его потребления, связанные с рабочими условиями среды, в которой его используют, и в частности температурным уровнем в реакторах.Stream (28) allows for the possible injection of a catalyst precursor. This catalyst precursor can be sent either together with the fluidized bed feed in front of the first reactor, or to an interstage separator located between the two reactors, or to the inlet of one of the other reactors. The catalyst precursor can also be injected into these different sections of the reaction zone to optimize its efficiency and its consumption, related to the operating conditions of the environment in which it is used, and in particular the temperature level in the reactors.
Во втором варианте осуществления способа по изобретению, изображенном на фигуре 2, осуществление изобретения идентично варианту, описанному по фигуре 1 (те же условные обозначения потоков, трубопроводов и установки), с той разницей, что специализированная колонна атмосферной перегонки (5) отсутствует. В варианте осуществления способа, описанном по фигуре 2, жидкую фракцию (26), выходящую из нижней части разделительной емкости (17), направляют непосредственно во входную атмосферную колонну (18) нефтеперерабатывающего завода. Эта конфигурация позволяет экономить на отсутствии одной из дистилляционных установок.In the second embodiment of the method according to the invention shown in figure 2, the implementation of the invention is identical to the variant described in figure 1 (the same symbols for flows, pipelines and plants), with the difference that there is no specialized atmospheric distillation column (5). In an embodiment of the method described in FIG. 2, the liquid fraction (26) exiting the bottom of the separation vessel (17) is sent directly to the inlet atmospheric column (18) of the refinery. This configuration allows you to save on the absence of one of the distillation plants.
ПРИМЕРЫEXAMPLES
Пример 1 (сравнительный)Example 1 (comparative)
Остаток (RA), полученный в результате атмосферной перегонки сырой нефти Атабаска, подвергают вакуумной перегонке в условиях, позволяющих получать вакуумный остаток (RSV), основные характеристики которого приведены ниже в таблице 1. Сырьем для кипящего слоя, таким образом, является сверхтяжелый вакуумный остаток сырой нефти (RSV), имеющий следующие свойства:The residue (RA) obtained by atmospheric distillation of Athabasca crude oil is subjected to vacuum distillation under conditions allowing to obtain a vacuum residue (RSV), the main characteristics of which are shown in Table 1 below. Thus, the raw material for the fluidized bed is, therefore, a superheavy crude vacuum residue oil (RSV) having the following properties:
Состав сырья для установки гидроконверсии в кипящем слоеTable 1
The composition of the raw materials for the installation of hydroconversion in a fluidized bed
Полученное сырье полностью направляют в установку гидроконверсии в присутствии водорода, причем указанная установка включает по меньшей мере один трехфазный реактор, содержащий катализатор гидроконверсии NiMo/глинозем. Установка работает в кипящем слое с восходящим потоком жидкости и газа. Используемая установка содержит два последовательно расположенных реактора и снабжена межступенчатым сепаратором. Условия, применяемые в установке гидроконверсии следующие:The resulting feed is completely sent to a hydroconversion unit in the presence of hydrogen, said unit comprising at least one three-phase reactor containing a NiMo / alumina hydroconversion catalyst. The installation operates in a fluidized bed with an upward flow of liquid and gas. The installation used contains two reactors in series and is equipped with an interstage separator. The conditions used in the hydroconversion unit are as follows:
Часовая объемная скорость (VVH)реактор=0,3 ч-1 Hourly space velocity (VVH) reactor = 0.3 h -1
Общее давление (Ptot)=16 МПаTotal pressure (P tot ) = 16 MPa
Температура (Т°)=410°CTemperature (T °) = 410 ° C
Количество водорода, смешанного с сырьем в первом реакторе=630 нм3/м3 The amount of hydrogen mixed with raw materials in the first reactor = 630 nm 3 / m 3
Количество водорода, смешанного с сырьем во втором реакторе=190 нм3/м3 The amount of hydrogen mixed with raw materials in the second reactor = 190 nm 3 / m 3
Эти рабочие условия позволяют получать жидкий поток с пониженным содержанием углерода по Конрадсону, металлов и серы. Жидкий поток, прошедший гидроконверсию, затем направляют в зону разделения, состоящую из двух последовательно расположенных испарительных емкостей, для получения легкой жидкой фракции, кипящей при температуре ниже 375°C, и тяжелой жидкой фракции, кипящей при температуре выше 375°C.These operating conditions allow the production of a liquid stream with a low carbon content according to Conradson, metals and sulfur. The liquid stream that underwent hydroconversion is then sent to a separation zone consisting of two successively arranged evaporation tanks to obtain a light liquid fraction boiling at a temperature below 375 ° C and a heavy liquid fraction boiling at a temperature above 375 ° C.
Тяжелая фракция, кипящая при температуре выше 375°C, содержит часть фракции газойля, кипящей при температуре от 250 до 375°C, фракцию, кипящую при температуре от 375 до 524°C, называемую вакуумным дистиллятом (DSV), и фракцию, кипящую при температуре выше 524°C, называемую атмосферным остатком (RA). Состав тяжелой фракции, кипящей при температуре выше 375°C, описан ниже в таблице 2.The heavy fraction boiling at temperatures above 375 ° C contains a portion of the gas oil fraction boiling at a temperature of 250 to 375 ° C, a fraction boiling at a temperature of 375 to 524 ° C, called vacuum distillate (DSV), and a fraction boiling at temperatures above 524 ° C, called atmospheric residue (RA). The composition of the heavy fraction boiling at a temperature above 375 ° C is described below in table 2.
Состав тяжелой фракции, кипящей при температуре выше 375°Ctable 2
The composition of the heavy fraction boiling at a temperature above 375 ° C
Всю тяжелую жидкую фракцию, кипящую при температуре выше 375°C, выходящую со стадии разделения, без промежуточной стадии атмосферной и вакуумной перегонки, деасфальтируют для получения деасфальтированной углеводородной фракции и остаточного асфальта. Условия, используемые в установке деасфальтизации следующие:The entire heavy liquid fraction boiling at a temperature above 375 ° C, leaving the separation stage, without an intermediate stage of atmospheric and vacuum distillation, is deasphalted to obtain a deasphalted hydrocarbon fraction and residual asphalt. The conditions used in the deasphalting unit are as follows:
Растворитель: н-пентанSolvent: n-pentane
Общее давление (Ptot)=3 МПаTotal pressure (P tot ) = 3 MPa
Температура (Т°средняя)=160°CTemperature (T ° average ) = 160 ° C
Объемное отношение растворитель/сырье=6 об./мас. (объем/масса)The volume ratio of solvent / raw material = 6 vol./wt. (volume / mass)
На выходе со стадии деасфальтизации получают фракцию деасфальтированного масла (DAO) и асфальт. Фракция деасфальтированного масла (DAO) и асфальт имеют следующие характеристики, указанные в таблице 3:At the exit from the deasphalting step, a fraction of deasphalted oil (DAO) and asphalt are obtained. The deasphalted oil fraction (DAO) and asphalt have the following characteristics shown in table 3:
Состав фракции деасфальтированного масла (DAO) и асфальтаTable 3
The composition of the fraction of deasphalted oil (DAO) and asphalt
Полученный выход деасфальтированного масла DAO, таким образом, составляет 81,6%. Для того чтобы иметь возможность транспортировки асфальта, необходимо очень существенно уменьшить вязкость этой фракции. С этой целью используют ароматическую фракцию, называемую разжижителем. Из разжижителей наиболее часто используют фракцию газойля LCO (Light Cycle Oil в английской терминологии) с установки каталитического крекинга. Для уменьшения вязкости асфальта при 250°C до 300 сСт необходимо ввести 17 мас.% LCO по отношению к массе асфальта, что в традиционном способе соответствует 2,0 мас.% LCO по отношению к исходному сырью RSV Атабаска.The resulting yield of deasphalted DAO oil is thus 81.6%. In order to be able to transport asphalt, it is necessary to significantly reduce the viscosity of this fraction. For this purpose, an aromatic fraction called a diluent is used. Of the thinners, the most commonly used is the LCO gas oil fraction (Light Cycle Oil in English terminology) from a catalytic cracking unit. To reduce the viscosity of asphalt at 250 ° C to 300 cSt, it is necessary to introduce 17 wt.% LCO in relation to the mass of asphalt, which in the traditional method corresponds to 2.0 wt.% LCO in relation to the feedstock RSV Athabasca.
Полученная таким образом деасфальтированная углеводородная фракция (DAO) представляет собой очищенную фракцию с общим выходом 51,5 мас.% по отношению к исходному вакуумному остатку Атабаска. Эту фракцию можно затем направить в установку дообработки, такую как установка каталитического крекинга или установка гидрокрекинга. Полученное деасфальтированное масло может затем проходить стадию гидрообработки с последующей стадией гидрокрекинга в неподвижном слое в условиях, позволяющих, в частности, уменьшить в нем содержание металлов, серы и углерода по Конрадсону и получать после нового разделения путем атмосферной перегонки газообразную фракцию, атмосферный дистиллят, который затем можно расщеплять на бензиновую фракцию и фракцию газойля, и более тяжелую фракцию, называемую атмосферным остатком.Thus obtained deasphalted hydrocarbon fraction (DAO) is a purified fraction with a total yield of 51.5 wt.% With respect to the initial vacuum residue of Athabasca. This fraction can then be sent to a post-treatment unit, such as a catalytic cracking unit or a hydrocracking unit. The obtained deasphalted oil can then undergo a hydrotreatment stage followed by a hydrocracking step in a fixed bed under conditions, in particular, allowing it to reduce the metal, sulfur and carbon content according to Konradson and to obtain, after a new separation by atmospheric distillation, a gaseous fraction, atmospheric distillate, which then can be split into a gasoline fraction and a gas oil fraction, and a heavier fraction, called atmospheric residue.
Затем общее количество деасфальтированного масла DAO направляют в установку гидрокрекинга и полностью перерабатывают во фракцию 540-. Переработка фракции 540+ RSV Атабаска составляет 88,4 мас.%Then the total amount of deasphalted DAO oil is sent to the hydrocracking unit and completely processed into fraction 540-. Processing fraction 540+ RSV Athabasca is 88.4 wt.%
Пример 2 (по изобретению)Example 2 (according to the invention)
Сырье для селективной деасфальтизации по изобретению, является тем же, что представлено в таблице 2 из примера 1. Условия, применяемые в установке селективной деасфальтизации, являются следующими:The raw material for selective deasphalting according to the invention is the same as that presented in table 2 of example 1. The conditions used in the installation of selective deasphalting are as follows:
Растворитель: гептан/толуол=95/5 об./об. (объем/объем)Solvent: heptane / toluene = 95/5 vol./about. (volume / volume)
Общее давление (Ptot)=4 МПаTotal pressure (P tot ) = 4 MPa
Средняя температура (Т°средняя)=240°CAverage temperature (T ° average ) = 240 ° C
Отношение растворитель/сырье=5/1 об./об. (объем/объем)The ratio of solvent / raw material = 5/1 vol./about. (volume / volume)
На выходе после селективной деасфальтизации получают фракцию деасфальтированного масла (DAO) и асфальт. Фракция деасфальтированного масла (DAO) и асфальт имеют следующие характеристики, указанные в таблице 4:At the exit after selective deasphalting, a fraction of deasphalted oil (DAO) and asphalt are obtained. The deasphalted oil fraction (DAO) and asphalt have the following characteristics shown in table 4:
Состав селективных фракций деасфальтированного масла (DAO) и асфальтаTable 4
The composition of the selective fractions of deasphalted oil (DAO) and asphalt
Способ по изобретению позволяет, таким образом, выделять фракцию деасфальтированного масла c общим выходом 59,9 мас.% по отношению к исходному вакуумному остатку Атабаска. Таким образом, преимущество заключается в получении более значительного количества тяжелой фракции, которую затем можно обрабатывать способом дообработки типа гидрообработки и/или гидрокрекинга в неподвижном слое и/или каталитического крекинга. В связи с тем, что деасфальтированное масло DAO, полученное селективной деасфальтизацией по изобретению, обладает более выраженными ароматическими свойствами, его может повторно использовать в кипящем слое для стабилизации обработанной среды путем растворения и/или пептизации и/или диспергирования молекулярных структур, вызывающих образование осадочных отложений.The method according to the invention thus allows to isolate the fraction of deasphalted oil with a total yield of 59.9 wt.% With respect to the initial vacuum residue of Athabasca. Thus, the advantage is to obtain a more significant amount of the heavy fraction, which can then be processed by a post-treatment process such as hydroprocessing and / or hydrocracking in a fixed bed and / or catalytic cracking. Due to the fact that the DAO deasphalted oil obtained by selective deasphalting according to the invention has more pronounced aromatic properties, it can be reused in a fluidized bed to stabilize the treated medium by dissolving and / or peptizing and / or dispersing molecular structures that cause sedimentation .
По сравнению с последовательным расположением установки гидроконверсии в кипящем слое и установки деасфальтизации пентаном (С5), выход масла DAO увеличивается на 13 мас.%Compared to the sequential location of the fluidized bed hydroconversion unit and the pentane deasphalting unit (C5), the yield of DAO oil is increased by 13 wt.%
Затем общее количество деасфальтированного масла DAO направляют в установку гидрокрекинга и полностью перерабатывают во фракцию 540-. Переработка фракции 540+ составляет 96,8 мас.% За счет проведения селективной деасфальтизации переработка фракции 540+ увеличилась на 8,4 мас.%Then the total amount of deasphalted DAO oil is sent to the hydrocracking unit and completely processed into fraction 540-. The processing of the 540+ fraction is 96.8 wt.% Due to the selective deasphalting, the processing of the 540+ fraction increased by 8.4 wt.%
Пример 3 (сравнительный):Example 3 (comparative):
Сырую нефть Атабаска, характеристики которой приведены в таблице 5, подвергают атмосферной перегонке.Athabasca crude oil, the characteristics of which are given in table 5, is subjected to atmospheric distillation.
Характеристики сырой нефти АтабаскаTable 5
Characteristics of Athabasca Crude Oil
Остаток, полученный в результате атмосферной перегонки сырой нефти Атабаска, подвергают вакуумной перегонке в условиях, позволяющих получать вакуумный дистиллят, называемый “Straight Run” (DSV SR), и вакуумный остаток, называемый “Straight Run” (RSV SR), входящие в состав сырья для установки гидроконверсии в кипящем слое, основные характеристики которого приведены ниже в таблице 6.The residue obtained by atmospheric distillation of Athabasca crude oil is subjected to vacuum distillation under conditions allowing to obtain a vacuum distillate called “Straight Run” (DSV SR), and a vacuum residue called “Straight Run” (RSV SR), which are part of the feedstock for the installation of hydroconversion in a fluidized bed, the main characteristics of which are given below in table 6.
Состав сырья для установки гидроконверсии в кипящем слоеTable 6
The composition of the raw materials for the installation of hydroconversion in a fluidized bed
Фракцию RSV SR сначала смешивают с фракцией деасфальтированного масла DAO C4 (т.е. с фракцией масла DAO, полученной традиционной деасфальтизацией бутаном), прежде чем полностью направить в установку гидроконверсии в присутствии водорода, причем указанная зона включает по меньшей мере один трехфазный реактор, содержащий катализатор гидроконверсии NiMo/глинозем. Реакционная зона работает в кипящем слое с восходящим потоком жидкости и газа. Используемая установка содержит два реактора. Условия, применяемые в установке гидроконверсии, являются следующими:The RSV SR fraction is first mixed with the DAO C4 deasphalted oil fraction (i.e., with the DAO oil fraction obtained by conventional butane deasphalting) before being completely sent to the hydroconversion unit in the presence of hydrogen, said zone comprising at least one three-phase reactor containing NiMo / Alumina hydroconversion catalyst. The reaction zone operates in a fluidized bed with an upward flow of liquid and gas. The installation used contains two reactors. The conditions used in the hydroconversion unit are as follows:
Часовая объемная скорость реактора (VVH)реактор=0,3 ч-1.Reactor hourly space velocity (VVH) reactor = 0.3 h -1 .
Общее давление (Ptot)=16 МПаTotal pressure (P tot ) = 16 MPa
Температура (Т°)=420°CTemperature (T °) = 420 ° C
Количество водорода, смешанного с сырьем в первом реакторе=630 нм3/м3 The amount of hydrogen mixed with raw materials in the first reactor = 630 nm 3 / m 3
Количество водорода, смешанного с сырьем во втором реакторе=190 нм3/м3 The amount of hydrogen mixed with raw materials in the second reactor = 190 nm 3 / m 3
Эти рабочие условия позволяют получать жидкий поток с пониженным содержанием углерода по Конрадсону, металлов и серы. Жидкий поток, прошедший гидрообработку, затем направляют в промежуточную зону атмосферной и вакуумной перегонки, после которой извлекают фракцию вакуумного дистиллята, кипящую при температуре от 375 до 540°C (DSV LB), и фракцию вакуумного остатка, кипящую при температуре выше 540°C (RSV LB), выходы которых и характеристики продуктов приведены ниже в таблице 7.These operating conditions allow the production of a liquid stream with a low carbon content according to Conradson, metals and sulfur. The hydrotreated liquid stream is then sent to the intermediate zone of atmospheric and vacuum distillation, after which the vacuum distillate fraction boiling at a temperature of 375 to 540 ° C (DSV LB) and the vacuum residue fraction boiling at a temperature above 540 ° C are recovered ( RSV LB), the outputs of which and product characteristics are shown below in table 7.
Выход и характеристики тяжелых продуктов, происходящих из кипящего слоя (LB)Table 7
The yield and characteristics of heavy products originating from a fluidized bed (LB)
Переработка нетто фракции 540°C+ сырья составляет 68 мас.% за проход. Вакуумный остаток (RSV), выходящий из зоны перегонки, затем преимущественно направляют в зону деасфальтизации, в которой его обрабатывают в экстракторе при помощи бутанового растворителя в условиях деасфальтизации, известных специалисту, позволяющих получать деасфальтированную углеводородную фракцию, называемую DAO, и остаточный асфальт. Условия, применяемые в установке деасфальтизации, следующие:The processing of the net fraction of 540 ° C + raw materials is 68 wt.% Per pass. The vacuum residue (RSV) leaving the distillation zone is then preferably sent to a deasphalting zone, in which it is treated in an extractor using a butane solvent under deasphalting conditions known to those skilled in the art, allowing a deasphalted hydrocarbon fraction called DAO and residual asphalt to be obtained. The conditions used in the deasphalting installation are as follows:
Растворитель: н-бутанSolvent: n-butane
Общее давление (Ptot)=3 МПаTotal pressure (P tot ) = 3 MPa
Средняя температура (Т°средняя)=95°CAverage temperature (T ° average ) = 95 ° C
Объемное отношение растворитель/сырье=8 об./мас. (объем/масса)The volume ratio of solvent / raw material = 8 vol./wt. (volume / mass)
На выходе после деасфальтизации получают фракцию деасфальтированного масла (DAO) и асфальт. Фракция деасфальтированного масла (DAO) и асфальт имеют следующие характеристики, указанные в таблице 8:At the outlet after deasphalting, a fraction of deasphalted oil (DAO) and asphalt are obtained. The deasphalted oil fraction (DAO) and asphalt have the following characteristics shown in table 8:
Состав DAO и асфальтаTable 8
Composition of DAO and Asphalt
Общее количество масла DAO C4 затем рециркулируют и смешивают с сырьем RSV SR Атабаска, причем далее смесь направляют на стадию гидроконверсии в кипящем слое. Такая последовательность позволяет получать на выходе 2 тяжелые фракции, одну переработанную фракцию DSV (DSV LB) и фракцию асфальта. Характеристики этих двух фракций приведены в таблицах 7 и 8. Общая конверсия фракции 540°C+ составляет 84,5 мас.% по отношению к сырью RSV SR Атабаска.The total amount of DAO C4 oil is then recycled and mixed with the RSV SR Athabasca feedstock, whereupon the mixture is sent to the fluidized bed hydroconversion step. This sequence allows you to get 2 heavy fractions, one recycled DSV fraction (DSV LB) and asphalt fraction at the output. The characteristics of these two fractions are shown in tables 7 and 8. The total conversion of the fraction 540 ° C + is 84.5 wt.% In relation to the raw materials RSV SR Athabasca.
Затем фракцию вакуумного дистиллята (DSV LB) направляют в установку дообработки, такую как установка гидрообработки, за которой следует установка гидрокрекинга, в условиях, позволяющих уменьшать, в частности, содержание в ней металлов, серы и углерода по Конрадсону и получать после нового разделения путем атмосферной перегонки газообразную фракцию, атмосферный дистиллят, который можно разделять на бензиновую фракцию и фракцию газойля, и более тяжелую фракцию, называемую атмосферным остатком. Можно также обрабатывать вместе фракции DSV (DSV SR + DSV LB). В этом случае именно смесь DSV SR + DSV LB, состав которой также приведен в таблице 9, направляют в установку дообработки, такую как установка гидрообработки, за которой следует установка гидрокрекинга, в условиях, позволяющих уменьшать, в частности, содержание в ней металлов, серы и углерода по Конрадсону и получать после нового разделения путем атмосферной перегонки газообразную фракцию, атмосферный дистиллят, который можно разделять на бензиновую фракцию и фракцию газойля, и более тяжелую фракцию, называемую атмосферным остатком.The fraction of vacuum distillate (DSV LB) is then sent to a post-treatment unit, such as a hydrotreatment unit, followed by a hydrocracking unit, under conditions that make it possible to reduce, in particular, the metal, sulfur and carbon content according to Conradson and obtain it after a new separation by atmospheric distillation of the gaseous fraction, atmospheric distillate, which can be separated into a gasoline fraction and a gas oil fraction, and a heavier fraction, called atmospheric residue. You can also process together fractions of DSV (DSV SR + DSV LB). In this case, it is the DSV SR + DSV LB mixture, the composition of which is also given in Table 9, that is sent to a post-treatment unit, such as a hydroprocessing unit, followed by a hydrocracking unit, under conditions that allow, in particular, to reduce the metal and sulfur content in it and Conradson carbon, and after a new separation by atmospheric distillation, obtain a gaseous fraction, an atmospheric distillate that can be separated into a gasoline fraction and a gas oil fraction, and a heavier fraction called atmospheric residue.
Состав смеси DSV LB + DSV SRTable 9
The composition of the mixture DSV LB + DSV SR
Для того чтобы иметь возможность транспортировки асфальта, необходимо очень существенно уменьшить вязкость этой фракции. С этой целью вводят ароматическую фракцию, называемую разжижителем. Из разжижителей наиболее часто используют фракцию газойля LCO с установки каталитического крекинга. Для уменьшения вязкости асфальта при 250°C до 300 сСт необходимо ввести 19 мас.% LCO по отношению к массе асфальта, что означает 1,6 тонны LCO по отношению к 100 тоннам обработанного сырья Атабаска.In order to be able to transport asphalt, it is necessary to significantly reduce the viscosity of this fraction. For this purpose, an aromatic fraction called a diluent is introduced. Of the thinners, the LCO gas oil fraction from the catalytic cracking unit is most often used. To reduce the viscosity of asphalt at 250 ° C to 300 cSt, it is necessary to introduce 19 wt.% LCO in relation to the mass of asphalt, which means 1.6 tons of LCO in relation to 100 tons of processed Athabasca raw materials.
Пример 4 (по изобретению)Example 4 (according to the invention)
Фракцию деасфальтированного масла DAO, полученную по изобретению, такого как описано в примере 2, направляют вместе с атмосферным остатком сырья Атабаска, описанным в таблице 1, в первичную вакуумную дистилляционную колонну. В ней получают фракцию DSV, которая содержит DSV SR, присутствующую в исходной сырой нефти Атабаска, а также фракцию 540°- фракции масла DAO, полученной в установке деасфальтизации. Первичная вакуумная дистилляционная колонна производит также вакуумный остаток RSV, который содержит RSV SR, присутствующий в исходной сырой нефти Атабаска, а также фракцию 540°+ фракции масла DAO, полученной в установке деасфальтизации по изобретению.A fraction of the DAO deasphalted oil obtained according to the invention, such as described in Example 2, is sent, together with the atmospheric residue of the Athabasca feed, described in Table 1, to a primary vacuum distillation column. It produces a DSV fraction that contains DSV SR present in the Athabasca crude oil, as well as a 540 ° fraction of a DAO oil fraction obtained from a deasphalting unit. The primary vacuum distillation column also produces a RSV vacuum residue that contains RSV SR present in the Athabasca crude oil, as well as a 540 ° fraction + DAO oil fraction obtained in the deasphalting unit of the invention.
Этот вакуумный остаток, полученный в первичной вакуумной дистилляционной колонне, является сырьем для установки гидроконверсии в кипящем слое. Это сырье полностью направляют в установку гидроконверсии в присутствии водорода, причем указанная зона включает по меньшей мере один трехфазный реактор, содержащий катализатор гидроконверсии NiMo/глинозем. Реакционная зона работает в кипящем слое с восходящим потоком жидкости и газа. Используемая установка содержит два последовательно расположенных реактора. Условия, применяемые в установке гидроконверсии, являются следующими:This vacuum residue obtained in the primary vacuum distillation column is the raw material for the fluidized bed hydroconversion unit. This feed is completely sent to a hydroconversion unit in the presence of hydrogen, said zone comprising at least one three-phase reactor containing a NiMo / alumina hydroconversion catalyst. The reaction zone operates in a fluidized bed with an upward flow of liquid and gas. The installation used contains two series reactors. The conditions used in the hydroconversion unit are as follows:
Часовая объемная скорость реактора (VVH)реактор=0,3 ч-1.Reactor hourly space velocity (VVH) reactor = 0.3 h -1 .
Общее давление (Ptot)=16 МПаTotal pressure (P tot ) = 16 MPa
Температура (Т°)=420°CTemperature (T °) = 420 ° C
Количество водорода, смешанного с сырьем в первом реакторе=630 нм3/м3 The amount of hydrogen mixed with raw materials in the first reactor = 630 nm 3 / m 3
Количество водорода, смешанного с сырьем во втором реакторе=190 нм3/м3 The amount of hydrogen mixed with raw materials in the second reactor = 190 nm 3 / m 3
Эти рабочие условия позволяют получать жидкий поток с пониженным содержанием углерода по Конрадсону, металлов и серы. Жидкий поток, прошедший гидроконверсию, затем направляют в зону разделения, которая состоит из двух последовательных испарительных емкостей, для получения легкой жидкой фракции, кипящей при температуре ниже 375°C, отделенной от легких газов, и тяжелой жидкой фракции, кипящей при температуре выше 375°C.These operating conditions allow the production of a liquid stream with a low carbon content according to Conradson, metals and sulfur. The hydroconverted liquid stream is then sent to a separation zone, which consists of two successive evaporation tanks, to obtain a light liquid fraction boiling at a temperature below 375 ° C, separated from light gases, and a heavy liquid fraction boiling at a temperature above 375 ° C.
Тяжелая фракция, кипящая при температуре выше 375°C, содержит часть фракции газойля, кипящей при температуре от 250 до 375°C, фракцию, кипящую при температуре от 375 до 540°C, называемую вакуумным дистиллятом (DSV), и фракцию, кипящую при температуре 540°C, называемую вакуумным остатком (RSV). Свойства тяжелой фракции, кипящей при температуре выше 375°C, приведены ниже в таблице 10.The heavy fraction boiling at temperatures above 375 ° C contains a portion of the gas oil fraction boiling at a temperature of 250 to 375 ° C, a fraction boiling at a temperature of 375 to 540 ° C, called vacuum distillate (DSV), and a fraction boiling at 540 ° C, called vacuum residue (RSV). The properties of the heavy fraction boiling at temperatures above 375 ° C are shown below in table 10.
Состав тяжелой фракции, кипящей при температуре выше 375°CTable 10
The composition of the heavy fraction boiling at a temperature above 375 ° C
Всю тяжелую жидкую фракцию, кипящую при температуре выше 375°C, со стадии разделения деасфальтируют без промежуточной стадии атмосферной и вакуумной перегонки для получения фракции деасфальтированного масла DAO и остаточного асфальта. Согласно способу по изобретению в установке деасфальтизации происходит селективная деасфальтизация с использованием смеси растворителей в следующих условиях:The entire heavy liquid fraction boiling at a temperature above 375 ° C is deasphalted from the separation stage without an intermediate stage of atmospheric and vacuum distillation to obtain a fraction of deasphalted DAO oil and residual asphalt. According to the method of the invention, selective deasphalting occurs in a deasphalting unit using a mixture of solvents under the following conditions:
Растворитель: гептан/толуол=95/5 об./об. (объем/объем)Solvent: heptane / toluene = 95/5 vol./about. (volume / volume)
Общее давление (Ptot)=4 МПаTotal pressure (P tot ) = 4 MPa
Средняя температура (Т°средняя)=240°CAverage temperature (T ° average ) = 240 ° C
Отношение растворитель/сырье=5 об./мас. (объем/масса)The ratio of solvent / raw material = 5 vol./wt. (volume / mass)
На выходе после деасфальтизации получают фракцию деасфальтированного масла DAO и асфальт. Фракция деасфальтированного масла DAO и асфальт имеют следующие характеристики, указанные в таблице 11:At the outlet after deasphalting, a fraction of deasphalted DAO oil and asphalt are obtained. The DAO deasphalted oil fraction and asphalt have the following characteristics shown in table 11:
Состав селективных фракции DAO и асфальтаTable 11
The composition of the selective fractions of DAO and asphalt
Для того чтобы иметь возможность транспортировки асфальта, необходимо очень существенно уменьшить его вязкость. С этой целью вводят ароматическую фракцию, называемую разжижителем. Из разжижителей наиболее часто используют фракцию газойля LCO с установки каталитического крекинга. Для уменьшения вязкости асфальта при 250°C до 300 сСт необходимо ввести 48 мас.% LCO по отношению к асфальту, что означает 0,75 тонны LCO по отношению к 100 обработанным тоннам исходного сырья Атабаска.In order to be able to transport asphalt, it is necessary to significantly reduce its viscosity. For this purpose, an aromatic fraction called a diluent is introduced. Of the thinners, the LCO gas oil fraction from the catalytic cracking unit is most often used. To reduce the viscosity of asphalt at 250 ° C to 300 cSt, it is necessary to introduce 48 wt.% LCO with respect to asphalt, which means 0.75 tons of LCO with respect to 100 processed tons of Athabasca feedstock.
Все деасфальтированное масло DAO затем рециркулируют в смеси с атмосферным остатком, который затем направляют в колонну вакуумной перегонки. На выходе из колонны вакуумной перегонки получают фракцию вакуумного остатка (RSV), являющуюся сырьем для установки гидроконверсии, и фракцию вакуумного дистиллята (DSV), кипящую при температуре от 375 до 540°C. Эта конфигурация позволяет разделять фракцию селективного деасфальтированного масла DAO на легкую фракцию, которая выходит вместе с одним или несколькими вакуумными дистиллятами, полученными при первичном вакуумном фракционировании, и тяжелую фракцию, которая выходит вместе с вакуумным остатком из колонны первичного вакуумного фракционирования, являясь, таким образом, сырьем с пониженным содержанием асфальтенов С7 для установки гидроконверсии в кипящем слое. При такой последовательности общая конверсия фракции 540°C+ составляет 98,4 мас.% по отношению к сырью RSV SR Атабаска.All deasphalted DAO oil is then recycled in a mixture with atmospheric residue, which is then sent to a vacuum distillation column. At the outlet of the vacuum distillation column, a fraction of the vacuum residue (RSV), which is the feedstock for the hydroconversion unit, and a fraction of the vacuum distillate (DSV), boiling at a temperature of 375 to 540 ° C, are obtained. This configuration allows you to separate the fraction of selective deasphalted DAO oil into a light fraction, which leaves together with one or more vacuum distillates obtained during the primary vacuum fractionation, and a heavy fraction, which leaves together with the vacuum residue from the column of the primary vacuum fractionation, thus being raw materials with a low content of C7 asphaltenes for a fluidized bed hydroconversion unit. With this sequence, the total conversion of the 540 ° C + fraction is 98.4 wt.% With respect to the RSV SR Athabasca feed.
Вакуумный дистиллят DSV, полученный первичным вакуумным фракционированием, содержит, таким образом, вакуумный дистиллят, присутствующий в исходном сырье Атабаска, и легкую фракцию деасфальтированного масла DAO, полученную селективной деасфальтизацией по изобретению. Эту фракцию вакуумного дистиллята DSV, полученную первичным вакуумным фракционированием, состав которой представлен в таблице 12, затем направляют в установки дообработки, такие, например, как зона гидрообработки и/или каталитического крекинга и/или каталитического гидрокрекинга. В частности, фракцию вакуумного дистиллята DSV, полученную первичным вакуумным фракционированием, направляют в установку дообработки, такую как установка гидрообработки, за которой следует установка гидрокрекинга в условиях, позволяющих уменьшить, в частности, содержание в ней металлов, серы и углерода по Конрадсону и получать после нового разделения путем атмосферной перегонки газообразную фракцию, атмосферный дистиллят, который можно разделить на бензиновую фракцию и фракцию газойля, и более тяжелую фракцию, называемую атмосферным остатком.The DSV vacuum distillate obtained by primary vacuum fractionation thus contains the vacuum distillate present in the Athabasca feedstock and the light fraction of DAO deasphalted oil obtained by selective deasphalting according to the invention. This DSV vacuum distillate fraction obtained by primary vacuum fractionation, the composition of which is shown in Table 12, is then sent to post-treatment plants, such as, for example, a hydroprocessing and / or catalytic cracking and / or catalytic hydrocracking zone. In particular, the DSV vacuum distillate fraction obtained by primary vacuum fractionation is sent to a post-treatment unit, such as a hydrotreatment unit, followed by a hydrocracking unit under conditions that make it possible to reduce, in particular, Conradson’s metal, sulfur and carbon content and to receive it after a new separation by atmospheric distillation of a gaseous fraction, an atmospheric distillate, which can be divided into a gasoline fraction and a gas oil fraction, and a heavier fraction called atmospheric remnants.
Состав фракции вакуумного дистиллята DSV, полученной первичным вакуумным фракционированием, представлен в таблице 12.The composition of the DSV vacuum distillate fraction obtained by primary vacuum fractionation is shown in Table 12.
Состав фракции DSVTable 12
The composition of the DSV fraction
Полученная таким образом фракция DSV представляет собой очищенную фракцию с общим выходом 43,2 мас.% по отношению к исходному сырому продукту Атабаска. Эту фракцию затем можно направлять в установку дообработки, такую как установка каталитического крекинга или установка гидрокрекинга. Предпочтительно, полученное деасфальтированное масло проходит затем стадию гидрообработки с последующей стадией гидрокрекинга в неподвижном слое в условиях, позволяющих уменьшать, в частности, содержание в нем металлов, серы и углерода по Конрадсону и получать после нового разделения путем атмосферной перегонки газообразную фракцию, атмосферный дистиллят, который можно разделить на бензиновую фракцию и фракцию газойля, и более тяжелую фракцию, называемую атмосферным остатком.The DSV fraction thus obtained is a purified fraction with a total yield of 43.2 wt.% With respect to the initial crude Athabasca product. This fraction can then be sent to a post-treatment unit, such as a catalytic cracking unit or a hydrocracking unit. Preferably, the deasphalted oil obtained then undergoes a hydrotreatment step followed by a hydrocracking step in a fixed bed under conditions allowing, in particular, to reduce the metal, sulfur and carbon content in it according to Conradson and to obtain, after a new separation by atmospheric distillation, a gaseous fraction, an atmospheric distillate, which can be divided into a gasoline fraction and a gas oil fraction, and a heavier fraction, called atmospheric residue.
Claims (15)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR12/03466 | 2012-12-18 | ||
| FR1203466A FR2999599B1 (en) | 2012-12-18 | 2012-12-18 | PROCESS FOR CONVERTING A HEAVY HYDROCARBON LOAD INTEGRATING SELECTIVE DESHALING WITH RECYCLING OF DESASPHALTEE OIL |
| PCT/FR2013/052794 WO2014096591A1 (en) | 2012-12-18 | 2013-11-19 | Method for converting a heavy hydrocarbon feedstock incorporating selective deasphalting with recycling of the deasphalted oil |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015129094A RU2015129094A (en) | 2017-01-24 |
| RU2662437C2 true RU2662437C2 (en) | 2018-07-26 |
Family
ID=47878126
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015129094A RU2662437C2 (en) | 2012-12-18 | 2013-11-19 | Method of the heavy hydrocarbon raw material processing including selective de-asphatization with the de-asphalted oil recycling |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104995284B (en) |
| CA (1) | CA2891129C (en) |
| FR (1) | FR2999599B1 (en) |
| MX (1) | MX2015007030A (en) |
| RU (1) | RU2662437C2 (en) |
| WO (1) | WO2014096591A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2803815C2 (en) * | 2019-03-04 | 2023-09-20 | Чайна Петролеум Энд Кемикал Корпорейшн | Method and system for producing light olefins from low-quality petroleum products |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR102243790B1 (en) * | 2016-10-18 | 2021-04-22 | 모에탈 엘엘씨 | Fuel composition from hard tight oil and high sulfur fuel oil |
| CA3074616A1 (en) * | 2017-09-11 | 2019-03-14 | China Petroleum & Chemical Corporation | Process and system for upgrading low-quality oils |
| FR3075810B1 (en) | 2017-12-21 | 2020-09-11 | Ifp Energies Now | IMPROVED RESIDUE CONVERSION PROCESS INTEGRATING DEEP HYDROCONVERSION STAGES AND A DESASPHALTING STAGE |
| FR3075811B1 (en) * | 2017-12-21 | 2020-09-11 | Ifp Energies Now | PROCESS FOR THE CONVERSION OF HEAVY LOADS OF HYDROCARBONS INCLUDING HYDROCONVERSION STEPS IN A TRAINED BED AND A RECYCLE OF A DESASPHALTED OIL |
| FR3075809B1 (en) * | 2017-12-21 | 2020-09-11 | Ifp Energies Now | PROCESS FOR CONVERTING HEAVY LOADS OF HYDROCARBONS WITH RECYCLE OF A DESASPHALTED OIL |
| CA3131283A1 (en) * | 2019-03-04 | 2020-09-10 | China Petroleum & Chemical Corporation | Process and system for producing light olefins from inferior oils |
| FR3097229B1 (en) * | 2019-06-12 | 2021-06-11 | Ifp Energies Now | OLEFINS PRODUCTION PROCESS INCLUDING HYDROTREATMENT, DESASPHALTING, HYDROCRACKING AND VAPOCRAQUAGE |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB708051A (en) * | 1949-04-13 | 1954-04-28 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Hydrocarbon modified propane deasphalting |
| RU2337939C2 (en) * | 2003-02-21 | 2008-11-10 | Энститю Франсэ Дю Петроль | Method including deasphalting with solvents and processing in fluidisated layer of residual stock of rectification of heavy crude oil and facility for implementation of this method |
| EA015209B1 (en) * | 2006-10-20 | 2011-06-30 | Сауди Арейбиен Ойл Компани | Enhanced solvent deasphalting process for heavy hydrocarbon feedstocks |
| US20120061293A1 (en) * | 2010-09-07 | 2012-03-15 | IFP Energies Nouvelles | Residue conversion process that includes a deasphalting stage and a hydroconversion stage |
| US20120061292A1 (en) * | 2010-09-07 | 2012-03-15 | IFP Energies Nouvelles | Residue conversion process that includes a deasphalting stage and a hydroconversion stage with recycling of deasphalted oil |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4305812A (en) * | 1980-06-19 | 1981-12-15 | Mobil Oil Corporation | Solvent deasphalting by polarity gradient extraction |
| US4455216A (en) * | 1980-12-04 | 1984-06-19 | Mobil Oil Corporation | Polarity gradient extraction method |
| US4450067A (en) * | 1981-04-30 | 1984-05-22 | Mobil Oil Corporation | Distillation-induced extraction process |
| 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 |
| US4493765A (en) * | 1983-06-06 | 1985-01-15 | Exxon Research And Engineering Co. | Selective separation of heavy oil using a mixture of polar and nonpolar solvents |
| FR2958656B1 (en) * | 2010-04-13 | 2012-05-11 | Inst Francais Du Petrole | METHOD FOR HYDROCONVERSION OF PETROLEUM LOADS VIA SLURRY TECHNOLOGY FOR RECOVERING METALS FROM THE CATALYST AND THE LOAD USING AN EXTRACTION STEP |
-
2012
- 2012-12-18 FR FR1203466A patent/FR2999599B1/en active Active
-
2013
- 2013-11-19 CN CN201380066527.8A patent/CN104995284B/en active Active
- 2013-11-19 WO PCT/FR2013/052794 patent/WO2014096591A1/en active Application Filing
- 2013-11-19 RU RU2015129094A patent/RU2662437C2/en active
- 2013-11-19 MX MX2015007030A patent/MX2015007030A/en active IP Right Grant
- 2013-11-19 CA CA2891129A patent/CA2891129C/en active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB708051A (en) * | 1949-04-13 | 1954-04-28 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Hydrocarbon modified propane deasphalting |
| RU2337939C2 (en) * | 2003-02-21 | 2008-11-10 | Энститю Франсэ Дю Петроль | Method including deasphalting with solvents and processing in fluidisated layer of residual stock of rectification of heavy crude oil and facility for implementation of this method |
| EA015209B1 (en) * | 2006-10-20 | 2011-06-30 | Сауди Арейбиен Ойл Компани | Enhanced solvent deasphalting process for heavy hydrocarbon feedstocks |
| US20120061293A1 (en) * | 2010-09-07 | 2012-03-15 | IFP Energies Nouvelles | Residue conversion process that includes a deasphalting stage and a hydroconversion stage |
| US20120061292A1 (en) * | 2010-09-07 | 2012-03-15 | IFP Energies Nouvelles | Residue conversion process that includes a deasphalting stage and a hydroconversion stage with recycling of deasphalted oil |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2803815C2 (en) * | 2019-03-04 | 2023-09-20 | Чайна Петролеум Энд Кемикал Корпорейшн | Method and system for producing light olefins from low-quality petroleum products |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR2999599A1 (en) | 2014-06-20 |
| WO2014096591A1 (en) | 2014-06-26 |
| FR2999599B1 (en) | 2015-11-13 |
| CA2891129A1 (en) | 2014-06-26 |
| CN104995284B (en) | 2018-02-02 |
| RU2015129094A (en) | 2017-01-24 |
| CN104995284A (en) | 2015-10-21 |
| MX2015007030A (en) | 2015-09-29 |
| CA2891129C (en) | 2020-12-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9982203B2 (en) | Process for the conversion of a heavy hydrocarbon feedstock integrating selective cascade deasphalting with recycling of a deasphalted cut | |
| RU2707509C2 (en) | Improved method of converting heavy hydrocarbon feedstock | |
| RU2662437C2 (en) | Method of the heavy hydrocarbon raw material processing including selective de-asphatization with the de-asphalted oil recycling | |
| US7214308B2 (en) | Effective integration of solvent deasphalting and ebullated-bed processing | |
| CN107541290B (en) | Hydroconversion process | |
| US9834731B2 (en) | Process for converting petroleum feedstocks comprising a stage of fixed-bed hydrotreatment, a stage of ebullating-bed hydrocracking, a stage of maturation and a stage of separation of the sediments for the production of fuel oils with a low sediment content | |
| US8784646B2 (en) | Residue conversion process that includes a deasphalting stage and a hydroconversion stage with recycling of deasphalted oil | |
| RU2592688C2 (en) | Method of converting hydrocarbon material containing shale oil by hydroconversion in fluidised bed, fractionation using atmospheric distillation and hydrocracking | |
| CN105793395B (en) | Deasphalting method of the refining containing heavy hydrocarbon feedstocks of making choice property cascade | |
| US11208602B2 (en) | Process for converting a feedstock containing pyrolysis oil | |
| US11149217B2 (en) | Method for converting heavy hydrocarbon feedstocks with recycling of a deasphalted oil | |
| RU2673803C1 (en) | Method for upgrading partially converted vacuum residue | |
| US8551323B2 (en) | Systems and methods for hydroprocessing a heavy oil feedstock | |
| RU2687098C2 (en) | Method of converting a heavy hydrocarbon feedstock, involving selective de-asphalting upstream from conversion step | |
| WO2021008924A1 (en) | Process for the preparation of olefins, comprising hydrotreatment, de-asphalting, hydrocracking and steam cracking | |
| FR3101637A1 (en) | OLEFINS PRODUCTION PROCESS INCLUDING DESASPHALTING, HYDROCONVERSION, HYDROCRAQUAGE AND VAPOCRAQUAGE | |
| US11767477B2 (en) | Slurry hydroconversion process for upgrading heavy hydrocarbons | |
| US11760942B2 (en) | Synthetic crude composition | |
| US20230002687A1 (en) | Hydroconverted compositions | |
| CN110776954B (en) | Process for treating heavy hydrocarbon-based feedstock comprising fixed bed hydroprocessing, deasphalting operations and ebullated bed hydrocracking of asphalt | |
| CN110776953B (en) | Process for treating heavy hydrocarbon feedstock comprising fixed bed hydroprocessing, two deasphalting operations and hydrocracking of bitumen | |
| US20220275293A1 (en) | Apparatus and process for upgrading heavy hydrocarbons | |
| US20220333024A1 (en) | Apparatus and process for upgrading heavy hydrocarbons | |
| FR3102772A1 (en) | OLEFIN PRODUCTION PROCESS INCLUDING DESASPHALTING, HYDROCRACKING AND VAPOCRAQUAGE | |
| FR3097229A1 (en) | OLEFIN PRODUCTION PROCESS INCLUDING HYDROTREATMENT, DESASPHALTING, HYDROCRACKING AND VAPOCRAQUAGE |