СПОСОБ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ОЧИСТКИ СЫРОЙ НЕФТИ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ПО МЕНЬШЕЙ МЕРЕ ДВУХ НЕФТЕЙ Pa, Pb, НЕ СОДЕРЖАЩИХ АСФАЛЬТЕНОВ, И ОДНОЙ НЕФТИ Pc, СОДЕРЖАЩЕЙ АСФАЛЬТЕНЫ Российский патент 2010 года по МПК C10G45/14 

Область предлагаемого изобретения

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и к использованию тяжелых и насыщенных серой остатков переработки нефти. Нефть традиционным образом перерабатывается на нефтеперерабатывающих заводах при помощи совокупности технологических операций разделения на фракции и химического преобразования для того, чтобы обеспечить производство совокупности конечных продуктов коммерческого назначения, отвечающих нормативным документам или специфическим и строго определенным техническим требованиям, таким, например, как интервалы перегонки, содержание серы, характеристические технические показатели, такие, например, как октановое число или дизельный показатель, и т.п.

Основные конечные продукты коммерческого характера представляют собой нефтехимическую нафту, бензин, керосин, газойль (называемый также дизельным топливом), мазут, а также различные категории жидкого топлива, в большей или меньшей степени насыщенного серой, битумы для автодорожного применения, поддающиеся сжижению нефтяные газы и, в определенных случаях, другие продукты, а именно, смазочные масла, растворители, парафины, топливо для газовых турбин и т.д. Таким образом, нефтеперерабатывающий завод обеспечивает производство относительно большого количества конечных продуктов коммерческого характера на основе определенного количества типов сырой нефти, выбираемых в функции химического состава этой нефти и ее стоимости.

Изменение рынков, с одной стороны, связанное, в частности, с возрастающей конкуренцией природного газа, и жесткая регламентация относительно загрязняющих выбросов установок, в которых сжигается углеводородное топливо, с другой стороны (регламентация уровней выбросов оксидов серы, оксидов азота и выбросов твердых частиц, в частности, в Европе), приводит к тому, что в весьма неблагоприятном положении оказывается сбыт тяжелого и содержащего серу жидкого топлива, например тяжелого жидкого топлива, в котором содержание серы превышает 3,5 или 4%. Таким образом, нефтеперерабатывающие предприятия сталкиваются с весьма существенной технической проблемой, которая состоит в использовании содержащих серу остатков переработки нефти, принимая во внимание существующие регламентирующие требования. Это содержащее серу жидкое топливо обычно является избыточным, и во многих странах стремятся ограничить содержание серы в используемом жидком топливе до уровня 1%, а в будущем и до уровня 0,5% и даже 0,3%.

Другая тенденция в использовании нефтепродуктов состоит в стремлении увеличить потребление средних дистиллятов и бензина вместо жидкого топлива, причем тенденция к увеличению потребления средних дистиллятов является более значительной, чем тенденция к увеличению потребления бензина.

Предлагаемое изобретение относится к способу предварительной очистки нефти, осуществляемой обычно в регионе ее добычи, предназначенному для улучшения качества нефти в свете этих изменений рынка.

Уровень техники

Заявитель уже предложил в патентной заявке FR-04/02088 использовать сопутствующий нефтяному месторождению газ, обычно достаточно дешевый, для предварительной очистки обычной нефти и производить при этом, с одной стороны, нефть Ра с низким содержанием серы и по существу не содержащую асфальтенов, а с другой стороны, остаточную нефть Рb (содержащую исходные асфальтены, частично преобразованные в результате гидрогенизирующей обработки). Произведенная таким образом нефть Ра будет давать после перегонки совсем мало, или не будет давать вообще, жидкого топлива, содержащего серу, и может иметь высокое содержание средних дистиллятов, все более востребованных на рынке. Эта нефть отличается высоким качеством. Нефть Рb обычно содержит фракции низкого качества, в частности остаточные асфальтены.

Соответствующий способ представляет собой способ предварительной очистки сырой нефти, то есть способ, обеспечивающий производство в качестве конечных продуктов предварительно очищенных нефтей Ра и Рb (улучшенного качества, по меньшей мере для нефти Ра). Эти сорта нефти (предварительно очищенные) обычно распространяются на рынке, вывозятся и поступают на нефтеперерабатывающие заводы. Этот способ предварительной очистки предусматривает также побочное производство, в случае необходимости, конечных коммерческих нефтепродуктов, таких как нафта, газойль и т.п.

Этот способ из существующего уровня техники обеспечивает, таким образом, производство нефти Ра высокого качества, востребованной на рынке. Однако существует потребность в еще большем усовершенствовании соответствия существующему рынку и в повышении качества предлагаемой высококачественной нефти для того, чтобы отвечать потребностям рынка и повысить ценность предлагаемого продукта.

Сущность изобретения

В данном изобретении предлагается способ предварительной очистки сырой нефти обычного качества, обеспечивающий возможность производить уже не две, но по меньшей мере три предварительно очищенные нефти Ра, Рb и Рс, две из которых (Ра и Рb) представляют собой сорта нефти высокого качества, по существу не содержащие асфальтенов, которые после перегонки будут давать много продуктов высокой стоимости (нафта, бензин, средние дистилляты). Напротив, нефть сорта Рс представляет собой нефть, имеющую остаток, содержащий асфальтены, и будет давать после перегонки значительное количество жидкого топлива.

В соответствии с основной отличительной характеристикой предлагаемого изобретения две нефти Ра и Рb обладают различными относительными потенциалами в том, что касается баланса ((нафта + бензин)/средний дистиллят) после обычной перегонки. Таким образом, данный нефтеперерабатывающий завод сможет снабжать себя не только в том, что касается его потребностей в жидком топливе (путем использования нефти Рс), но также модулируя свои запасы нефтями Ра и Рb для того, чтобы надлежащим образом адаптироваться к своему собственному рынку, в частности, к балансу (нафта + бензин)/средний дистиллят. Нефтеперерабатывающий завод, располагающийся, главным образом, в непосредственной близости от городских зон, точно не будет иметь такого же распределения между бензином и дизельным топливом, как нефтеперерабатывающий завод, располагающийся в сельской местности. Также будут иметь место различия между нефтеперерабатывающими заводами, располагающимися в непосредственной близости от нефтехимических комплексов, осуществляющих крекинг нафты, и нефтеперерабатывающими заводами, располагающимися поблизости от горной местности (повышенное потребление топливного мазута вследствие более холодного климата). Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет индивидуально адаптировать каждый нефтеперерабатывающий завод к его собственному рынку сбыта. Это изобретение позволяет также, вводя средство адаптации к рынку сбыта, обеспечить наилучший доступ к этому рынку и наивысшую стоимость предлагаемой нефти высокого качества Ра и Рb.

Это средство адаптации, тонкое и эффективное, не связано с производством жидкого топлива, но связано, главным образом, с использованием остаточной нефти Рс. Таким образом, баланс (нафта + бензин)/средние дистилляты может быть скорректирован независимо от производства жидкого топлива.

Подробное описание предлагаемого изобретения

В данном изобретении предлагается способ предварительной очистки нефти, позволяющий производить на основе сырой нефти Р (или нескольких сортов сырой нефти P1, P2 и т.д.) по меньшей мере три сорта предварительно очищенной нефти Ра, Рb и Рс. При этом нефти Ра и Рb представляют собой нефть высокого качества, то есть нефть, по существу не содержащую асфальтенов. Способ в соответствии с предлагаемым изобретением позволяет также, в случае необходимости, обеспечить производство более чем 3 сортов предварительно очищенной нефти, например 3 нефти, не содержащие асфальтенов, и даже больше. Можно также производить 2 или 3 остаточные нефти (содержащие асфальтены) и даже больше. При этом не будет являться выходом за рамки предлагаемого изобретения то обстоятельство, если данный способ позволяет побочно производить конечные или очищенные продукты: жидкое топливо, нафту, керосин, газойль, жидкое топливо для бытовых целей, масла или масляные основы и т.п.

Один или несколько сортов сырой нефти Р обычно являются традиционными, но можно также использовать любой имеющийся тип сырой нефти, например обычной, тяжелой, битумной и, в частности, любую нефть с показателем API в диапазоне от 5 до 50.

В соответствии с предлагаемым способом используется разделение нефти Р на фракции при помощи по меньшей мере начальной перегонки (так называемой «атмосферной») и обычно при помощи перегонки в вакууме. Эта начальная перегонка предпочтительным образом разделяет по меньшей мере 2 фракции, одна из которых является относительно более богатой средними дистиллятами, а другая является относительно более богатой нафтой (или по меньшей мере имеет другое соотношение между нафтой и средними дистиллятами).

Способ в соответствии с предлагаемым изобретением также содержит по меньшей мере одну установку гидроочистки НDТ или установку конверсии, в частности установку для гидрокрекинга продуктов перегонки в вакууме VGО. Этот способ также часто содержит установку деасфальтирования остатка при вакуумной обработке и установку гидроочистки или гидрокрекинга произведенного и не содержащего асфальта масла DАО. И наконец, этот способ обычно содержит установку, предназначенную для осуществления гидроконверсии остатков RHDC.

В соответствии с одной из основных характеристик предлагаемого изобретения определяют характер фракционирования, способ конверсии, выполняемый в упомянутых установках, и распределение компонентов Ра и Рb для того, чтобы компонент Ра был относительно богатым предшественниками бензина и нафты и был относительно бедным средними дистиллятами, а именно керосином и дизельной фракцией, тогда как компонент Рb, напротив, представляет собой нефть, относительно менее богатую предшественниками бензина и нафты и относительно более богатую средними дистиллятами.

В частности, можно характеризовать нефть, по существу не содержащую асфальтенов, при помощи соотношения:

R=(0,9 N+0,5 VGО+)/(МD+0,1 VGО+), где:

N=нафта: представляет собой процент по весу фракции (перегонка ТВР), кипящей при температуре от 30 до 170°C;

МD=средние дистилляты: представляет собой процент по весу фракции, кипящей при температуре выше 170°C, но ниже 360°C;

VGО+=представляет собой процент по весу фракции, кипящей при температуре выше 360°C. Здесь следует отметить, что если речь идет о нефти Ра и Рb, компонент VGО+ обозначает непреобразованные фракции (обычно подвергшиеся гидроочистке или гидрокрекингу) VGО и DАО, которые не являются асфальтеновыми (или по существу не содержат асфальтенов).

Если рассматривать коэффициенты полезного действия, полученные в результате обычной очистки нефти, приходят к следующим выводам.

- Нафта N может быть преобразована в бензин примерно на 90% при помощи реформинга и изомеризации.

Компонент VGО+, который в данном случае не содержит асфальтенов и обычно подвергается гидроочистке, может быть преобразован в бензин примерно на 50% при помощи каталитического крекинга (называемого FСС, или "fluid саtаlуtiс crаcking" по-английски, что можно перевести как каталитический крекинг в псевдоожиженном слое).

Таким образом, член (0,9 N+0,5 VGО+) представляет собой (для нефти, не содержащей асфальтенов) хороший показатель бензинового потенциала нефти в процессе ее последующей очистки.

- В то же время, обычно можно включить 10% по весу газойля каталитического крекинга (часто называемого LСО, или "light сусlе оil" по-английски, что переводится как легкое циклическое жидкое масло) в средние дистилляты, причем остальная часть LСО используется в качестве разжижителя (или разбавителя) жидкого топлива. Таким образом, член (МD+0,1 VGО+) представляет собой хороший индикатор потенциала средних дистиллятов нефти в процессе последующей очистки этой нефти.

Следовательно, соотношение R характеризует потенциал по бензину по отношению к потенциалу по средним дистиллятам: нефть с высоким соотношением R будет давать относительно большее количество бензина, тогда как нефть с низким соотношением R будет давать относительно большее количество средних дистиллятов.

В соответствии с предлагаемым изобретением обычно отношение Ra для нефти Ра превышает отношение Rb для нефти Рb. Это легко может быть обеспечено, например, путем введения относительно большего количества нафты N и/или непреобразованного компонента VGO в нефть Ра, чем в нефть Рb, и напротив, путем введения относительно большего количества средних дистиллятов MD в нефть Pb, чем в нефть Ра. Разложение исходной нефти на фракции, имеющие различное содержание нафты, средних дистиллятов и компонента VGO+, действительно позволяет легко обеспечить изменение состава, давая возможность обогащать ту или иную нефть Ра или Рb средними дистиллятами или предшественниками бензина. Для эффлюентов установок конверсии имеется возможность адаптировать эту конверсию и/или измерять содержание компонента VGO+ в этих эффлюентах (путем перегонки, хроматографического анализа и т.п.) с тем, чтобы оценить содержание в них нафты, средних дистиллятов и компонента VGO+ для осуществления желаемого изменения состава нефти Ра и Рb.

В целом в данном изобретении предлагается способ предварительной очистки по меньшей мере одного сорта сырой нефти Р с каталитической гидрогенизирующей очисткой одной или нескольких фракций перегонки, получаемых из нефти Р, включающий:

- по меньшей мере один первый этап F1 разделения на фракции при помощи начальной перегонки PRE-DIST, предназначенной для производства первого остатка R1 и по меньшей мере одного первого не содержащего асфальтенов (то есть легкого) потока Е1,

- по меньшей мере один второй этап F2 разделения на фракции по меньшей мере части остатка R1 (то есть фракции R1 или фракции, полученной из остатка R1) при помощи вакуумной перегонки VAC-DIST и/или путем снижения содержания асфальта SDA в растворителе для производства по меньшей мере одного второго потока Е2, не содержащего асфальтенов, и содержащего асфальтены остатка R2,

- по меньшей мере один этап гидроочистки HDT, и/или гидроконверсии HDC, и/или гидрокрекинга HDK по меньшей мере части компонента Е2 для производства эффлюента НЕ2,

- и, в случае необходимости, этап гидроконверсии RHDC по меньшей мере некоторой части, содержащей асфальтены, фракции, полученной из остатка R2,

в котором этапы разделения на фракции и/или гидрогенизирующей каталитической очистки в соответствии с этим способом определяются таким образом, чтобы по меньшей мере два из эффлюентов, не содержащих асфальтенов и производимых на основе сырой нефти Р, имели различные значения R, определяемые соотношением:

Е=(0,9N+0,5 VGO+)/(MD+0,1VGO+), где:

N = нафта: процентное содержание по весу фракции, кипящей при температуре между 30 и 170°С; (например, N=25, если имеется 25% по весу нафты в рассматриваемом эффлюенте или углеводородном потоке);

МD=средние дистилляты: процентное содержание по весу фракции, кипящей при температуре выше 170°C и максимум при температуре 360°C;

VGО+=процентное содержание по весу фракции, кипящей при температуре выше 360°C,

причем в соответствии с этим способом дополнительно реализуются следующие этапы:

а) изменяют состав и производят на основе эффлюентов, не имеющих в своем составе асфальтенов (то есть по существу не содержащих асфальтенов), произведенных на основе сырой нефти Р, в случае необходимости подвергнутых гидроочистке, и/или гидроконверсии, и/или подвергнутых гидрокрекингу, по меньшей мере два сорта не содержащей асфальтенов нефти Ра и Рb, имеющие различные отношения R, то есть различные отношения Ra и Rb,

b) производят по меньшей мере одну остаточную нефть Рс, содержащую преобладающую часть по меньшей мере асфальтенов из асфальтенового остатка R2 или по меньшей мере остаточных асфальтенов после гидроконверсии RHDC, если данный способ содержит такой этап. При этом не будет выходом за рамки предлагаемого изобретения производство не одного, но нескольких сортов остаточной нефти Рс1, Рс2, содержащей обычно наибольшую часть упомянутых выше асфальтенов.

Обычно сорта нефти Ра и Рb формируются, главным образом, на основе фракций, полученных из группы следующих фракций, в свою очередь, полученных из сырой нефти Р, которые в случае необходимости подвергаются гидроочистке, и/или гидроконверсии, и/или гидрокрекингу: нафта N, средние дистилляты МD, промежуточный газойль IGО, легкий продукт вакуумной перегонки LVGО, тяжелый продукт вакуумной перегонки НVGО или полный продукт вакуумной перегонки VGО, деасфальтированное жидкое масло DAO, с соответствующими температурными интервалами перегонки ТВР, а именно:

N: (30°C/170°C); MD: (170°C/360°C); IGO: (340°C/420°C); LVGO: (360°C/450°C); HVGO: (450°C/565°C); VGO: (360°C/565°C); DAO: >565°C.

Поскольку такое разделение на фракции не является вполне совершенным, не будет выходом за рамки предлагаемого изобретения, если упомянутые выше фракции перегонки образованы, например, по меньшей мере на 50% по весу от общего состава, в соответствующих упомянутых выше интервалах перегонки.

Обычно имеет место соотношение 1,10<Ra/Rb<4,5. Однако наиболее часто это соотношение имеет вид 1,15<Ra/Rb<4. Предпочтительным образом упомянутое соотношение имеет вид 1,3<Ra/Rb<3. И весьма предпочтительным образом это соотношение имеет вид 1,4<Ra/Rb<2,5.

Обычно можно говорить о том, что 0,7<Ra<2,0. Чаще всего это соотношение имеет вид 0,8<Ra<1,7. Предпочтительным образом упомянутое соотношение выглядит как 1,3<Ra<3. И весьма предпочтительным образом оно имеет вид 1,4<Ra/Rb<2,5.

Предпочтительным образом выполняются соотношения вида 1,0<Ra<1,5 и 0,35<Rb<0,9.

При этом обычно 0,8<Ra<1,7 и 0,3<Rb<1,0.

Предпочтительным образом нефть Рс содержит наибольшую часть по меньшей мере эффлюента гидроконверсии RHDC остатка R2 в кипящем слое.

В соответствии с одним из вариантов реализации предлагаемого изобретения остаток R2 представляет собой продукт вакуумной перегонки компонента VGO.

В соответствии с другим вариантом реализации предлагаемого изобретения остаток R2 представляет собой асфальт AS, полученный путем удаления асфальта SDA с использованием растворителя. В этом случае асфальт AS часто является гидроконвертированным в кипящем слое с добавлением жидкого разбавителя DIL, содержащего по меньшей мере 30% по весу компонентов, кипящих при температуре ниже 340°С.

Обычно количество упомянутого разбавителя имеет величину в диапазоне от 4 до 40% по весу от веса асфальта AS, предпочтительным образом в диапазоне от 5 до 30% по весу от веса асфальта AS, и весьма предпочтительным образом в диапазоне от 6 до 25% по весу от веса этого асфальта AS.

Компонент DIL обычно содержит от 3 до 25% по весу, и предпочтительным образом от 4 до 20% по весу от веса асфальта AS, и весьма предпочтительным образом от 5 до 15% по весу фракций, кипящих при температуре не более 360°С.

Растворитель, используемый для деасфальтизации, предпочтительным образом является относительно тяжелым (значительно более тяжелым, чем пропан) и производит, таким образом, асфальт, концентрированный в асфальтене. Все пригодные для использования в данном случае растворители содержат, главным образом, парафиновые углеводороды (в случае необходимости, олефиновые углеводороды), имеющие от 3 до 7 атомов углерода. Однако весьма предпочтительным образом они содержат смеси пропана и бутана, бутана, пентана, гексана, гептана, легкого бензина, а также смеси, полученные на основе упомянутых выше растворителей. Предпочтительным образом эти растворители содержат бутан, пентан, гексан и их смеси. Весьма предпочтительным образом эти растворители содержат бутан, пентан и их смеси.

Операция деасфальтизации SDA в растворителе может быть выполнена в обычных условиях. При этом можно сослаться на статью BILLON и других, опубликованную в 1994 году в томе 49, №5 журнала французского Института Нефти, стр.495-507, а также на книгу "Raffinage et conversion des produits lourds du petrole", написанную авторами J.F.Page, S.G.Chatila et M.Davidson, издание TECHNIP, стр.17-32, или на описание, приведенное во французском патенте FR-B-2480773, или в патенте FR-B-2681871, или в заявке на патент US-A-4715946. Операция деасфальтизации, в частности, может быть выполнена при температуре, имеющей величину в диапазоне от 60 до 250°С, с использованием одного из упомянутых выше растворителей и с добавлением, в случае необходимости, той или иной присадки. Используемые при этом растворители и присадки описаны, в частности, в упомянутых выше документах, а также в патентных документах US-A-1948296; US-A-2081473; US-A-2587643; US-A-2882219; US-A-3278415 и US-A-3331394. Можно рекуперировать используемый растворитель путем испарения или дистилляции, или при помощи оптикритического способа, то есть в суперкритических условиях. Операция деасфальтизации может быть осуществлена с использованием смесителя-отстойника или колонны экстракции.

В соответствии с другим вариантом реализации предлагаемого изобретения не осуществляют конверсию асфальта: необработанный асфальт A3 непосредственно смешивается с одной или с несколькими нефтяными фракциями, обычно получаемыми из сырой нефти Р, для того чтобы получить нефть Рс, остаток которой при обработке в вакууме в этом случае содержит очищенные асфальтены в повышенном количестве по отношению к обработанному в вакууме остатку сырой нефти Р. Обычно эти нефтяные фракции содержат по меньшей мере одну фракцию сырой нефти, которая смешивается с асфальтом AS.

В соответствии с одним из вариантов реализации предлагаемого изобретения нефти Pa, Pb и Рс получены таким образом, чтобы процентное содержание компонентов, кипящих при температуре в диапазоне от 360 до 400°С, по отношению к фракции VGO, было уменьшенным для нефти Pb по сравнению с сырой нефтью Р, а также для по меньшей мере одной из нефтей Ра и Рс. Так, например, ориентируют фракцию IGO или LVGO после гидроочистки или легкого гидрокрекинга предпочтительным образом скорее в направлении компонента Ра и/или компонента Рс, чем в направлении компонента Pa. Можно также осуществлять конверсию со степенью конверсии более 50%, или более 70%, компонентов IGO или LVGO и подавать эффлюент более значительным образом в направлении компонентов Ра и/или Рс. Такое относительное обеднение компонента Pb составляющими, кипящими при температуре в диапазоне от 360 до 400°С, позволяет обеспечить более простую перегонку средних дистиллятов нефти Рb (фракционирование MD/VGO) и обеспечить, таким образом, возможность включить в компонент Рb увеличенные количества средних дистиллятов MD без возникновения проблем очистки нефти Рb на уровне первоначальной перегонки.

В соответствии с предлагаемым изобретением Ра, Рb и Рс определяют нефти, представляющие собой конечные продукты осуществления предлагаемого способа предварительной очистки нефти, причем каждый из этих продуктов предназначен для использования в качестве загрузки для начальной перегонки, выполняемой на одном или обычно на нескольких нефтеперерабатывающих заводах.

Нефти Ра, Рb и Рс являются конечными продуктами способа предварительной очистки нефти, которые представляют собой обычные загрузки нефтеперерабатывающего завода и не являются конечными продуктами, или промежуточными продуктами перегонки, или конечными продуктами, предназначенными для того или иного конкретного использования. Каждый из этих сортов нефти содержит обычно по меньшей мере 6% по весу нафты N, по меньшей мере 10% по весу средних дистиллятов MD (например, по меньшей мере 4% по весу керосина (170°С/250°С), по меньшей мере 6% по весу дизельной фракции (250°С/360°С) и по меньшей мере 10% по весу продукта перегонки в вакууме VGO).

Обычно обеспечивают раздельную транспортировку наибольшей части по меньшей мере нефтей Ра и Рb при помощи трубопроводного транспорта или нефтеналивных танкеров с целью последующего использования этой нефти в качестве загрузки установок начальной перегонки на одном или обычно на нескольких нефтеперерабатывающих заводах.

Описание чертежа

Далее приводится ссылка на чертеж, на котором представлена схема технологической установки, предназначенной для реализации способа в соответствии с предлагаемым изобретением.

Сырая нефть Р обычного типа (например, легкая арабская нефть) подается по линии 1 в устройство 2, предназначенное для понижения содержания соли. Эта обессоленная нефть подается затем по линии 3 в обозначенную позицией 4 колонну предварительной перегонки PRE-DIST (часто называемую колонной начальной перегонки или атмосферной перегонки), которая обычно функционирует под давлением в диапазоне от 0,1 до 0,5 МПа. Эта колонна перегонки, которая в случае необходимости имеет возможность реализовать суммарное фракционирование, производит поток легких нефтепродуктов, обычно нафты и более легких продуктов перегонки, выдаваемых по линии 30, поток средних дистиллятов МD, обычно керосина и дизельной фракции, выдаваемых по линии 5, и поток промежуточного газойля IGO, выдаваемый по линии 6, который может содержать фракции, кипящие, главным образом, при температуре в диапазоне от 340 до 420°C. Этот промежуточный газойль, относительно тяжелый для атмосферной колонны перегонки, может быть получен благодаря значительной отгонке легких фракций в парообразном состоянии.

Эта колонна 4 перегонки производит также атмосферный остаток, выдаваемый по линии 7, который поступает в обозначенную позицией 8 колонну перегонки в вакууме VAC-DIST. Эта колонна вакуумной перегонки, которая обычно функционирует под давлением, имеющим величину в диапазоне от 0,004 до 0,04 МПа, производит поток продукта перегонки в вакууме VGО, выдаваемый по линии 10, и поток остатка перегонки в вакууме VR, выдаваемый по линии 9. В случае необходимости эта колонна перегонки также может производить поток легкого продукта перегонки в вакууме LVGО, выдаваемый по линии 11.

Остаток VR перегонки в вакууме поступает в обозначенную позицией 12 установку SDА удаления асфальта в растворителе (предпочтительным образом в качестве растворителя используется пентан) для того, чтобы производить жидкое, не содержащее асфальта масло DАО, циркулирующее в линии 13, и поток асфальта АS, удаляемого по линии 14.

Асфальт АS смешивается с потоком разбавителя DIL, поступающим по линии 15. Этот поток содержит обычно поток обессоленной нефти, поступающей из линии 3 через линию 15, и/или поток средних дистиллятов MD, поступающий из линии 5 через линию 22, и/или поток промежуточного газойля IGO, поступающий из линии 6 через линии 23 и 22. Поток разбавителя DIL может также содержать нафту N, отобранную из линии 30. Расход упомянутого разбавителя по отношению к расходу асфальта АS обычно имеет величину, заключенную в диапазоне от 3 до 50% по весу, предпочтительным образом заключенную в диапазоне от 4 до 40% по весу, как правило, заключенную в диапазоне от 5 до 30% по весу, и наиболее предпочтительным образом заключенную в диапазоне от 6 до 26% по весу.

Смесь асфальта и разбавителя (то есть разбавленный асфальт) поступает затем в установку RHDC гидроконверсии с кипящим слоем, обозначенную позицией 16. Эта установка обычно содержит по меньшей мере 2, и предпочтительным образом по меньшей мере 3 реактора с кипящим слоем, размещенных последовательно.

На выходе из этой установки RHDC эффлюент гидроконверсии дополняется несколькими потоками, поступающими через линии 30с, 31с, 32с, 33с и 34с. Эти потоки обычно содержат нафту N (линия 30с), гидроочищенные средние дистилляты MD (линия 31с), гидроочищенный или подвергшийся гидрокрекингу (обычно частично) промежуточный газойль IGO (линия 32с), гидроочищенный или подвергшийся гидрокрекингу (обычно частично) продукт перегонки в вакууме VGO (линия 33с), гидроочищенное или подвергшееся гидрокрекингу (обычно частично) масло, очищенное от асфальта (линия 34с). Таким образом восстанавливают нефть (предварительно очищенную) Рс на основе эффлюента гидроконверсии, которая содержит обычно гидроочищенные или подвергшиеся гидрокрекингу, не содержащие асфальтенов фракции, то есть фракции с пониженным содержанием серы. Эта нефть Рс имеет содержание серы, определенно более низкое по сравнению с содержанием серы в исходной сырой нефти Р.

При этом фракции MD, IGO, VGO, DAO являются гидроочищенными или подвергшимися гидрокрекингу (обычно частично) в технологических установках Н1, обозначенной позицией 21, Н2, обозначенной позицией 20, Н3, обозначенной позицией 19, и Н4, обозначенной позицией 18. Обычно технологическая установка Н1 (и часто Н2) осуществляет гидроочистку HDT, и технологические установки Н3 и Н4 представляют собой технологические установки для осуществления мягкого гидрокрекинга M-HDK, гидрокрекинга среднего давления МР-HDK или гидрокрекинга высокого давления НР-HDK. Предпочтительным образом технологическая установка Н4 обеспечивает осуществление гидрокрекинга в кипящем слое.

Легкий поток, циркулирующий в линии 30, подразделяется на три элементарных потока 30а, 30b, 30с.

Эффлюент, поступающий из технологической установки Н1 и циркулирующий в линии 31, подразделяется на три элементарных потока 31а, 31b, 31с.

Эффлюент, поступающий из технологической установки Н2 и циркулирующий в линии 32, подразделяется на три элементарных потока 32а, 32b, 32с.

Эффлюент, поступающий из технологической установки Н3 и циркулирующий в линии 33, подразделяется на три элементарных потока 33а, 33b, 33с.

Эффлюент, поступающий из технологической установки Н4 и циркулирующий в линии 34, подразделяется на три элементарных потока 34а, 34b, 34с.

На основе потоков 30а, 31а, 32а, 33а и 34а получают, при помощи смешивания, предварительно очищенную нефть сорта Ра. Эта нефть Ра представляет собой нефть, по существу не содержащую асфальтенов, поскольку каждый из ее компонентов также не содержит асфальтенов (асфальтены содержатся только в потоке АS). Эта нефть также представляет собой нефть с очень низким содержанием серы, поскольку большинство ее компонентов не содержат серы, и нафта, поступающая через линию 30а, обычно бедна серой (можно также подвергнуть ее гидроочистке дополнительно).

Аналогичным образом, на основе потоков 30b, 31b, 32b, 33b и 34b получают, при помощи смешивания, предварительно очищенную нефть сорта Рb. По тем же самым соображениям, что и для нефти Ра, нефть Рb также представляет собой нефть, по существу не содержащую асфальтенов и с очень низким содержанием серы.

В соответствии с предлагаемым изобретением определяют степень конверсии технологических установок и распределение компонентов Ра и Рb для того, чтобы нефть Ра была относительно богатой предшественниками бензина и нафты и относительно бедной средними дистиллятами, то есть керосином и дизельными фракциями, тогда как нефть Рb, напротив, представляла собой нефть, относительно менее богатую предшественниками бензина и нафты и относительно более богатую средними дистиллятами.

Обычно в соответствии с предлагаемым изобретением отношение Rа для нефти Ра превышает отношение Rb для нефти Рb. Это легко может быть сделано, например, путем включения относительно большего количества нафты N и непреобразованного компонента VGO+ в состав нефти Ра (через линии 30а и 33а), чем в состав нефти Рb (через линии 30b и 33b), и, напротив, путем включения большего количества средних дистиллятов МD в состав нефти Рb (через линию 31b), чем в состав нефти Ра (через линию 31а). Разложение исходной нефти на фракции позволяет по существу легко изменить ее состав, что обеспечивает возможность обогатить одну или другую нефть Ра, Рb средними дистиллятами или предшественниками бензина. Для эффлюентов, поступающих из технологических установок конверсии, можно адаптировать эту конверсию и/или измерить содержание компонента VGО+ в упомянутых эффлюентах (при помощи перегонки, хроматографического анализа и т.д.), для того чтобы определить содержание в них упомянутого компонента VGО+.

Обычно осуществляют преобразование состава нефти Ра и Рb таким образом, чтобы соотношение Rа/Rb имело величину, превышающую 1,08, или даже 1,12, или 1,2, и чтобы оно имело величину, в частности, заключенную в диапазоне от 1,08 до 3,0, часто в диапазоне от 1,12 до 2,50, предпочтительным образом в диапазоне от 1,20 до 2,0 и весьма предпочтительным образом в диапазоне от 1,25 до 1,80.

В соответствии с предлагаемым изобретением перед преобразованием состава нефти Ра, Рb, Рс может быть осуществлен один или несколько каталитических этапов, в которых используются некоторые процессы, хорошо известные из существующего уровня техники в данной области, в частности обработка под давлением водорода, предназначенная для удаления серы, которая потребляет заметное или весьма значительное количество водорода.

В соответствии с предлагаемым изобретением термином «гидрогенизирующая каталитическая очистка» будет называться обработка, содержащая по меньшей мере один из описанных в последующем изложении способов обработки, обозначенных следующими наименованиями: HDT, HDC, HDK (который перекрывает способы обработки M-HDK, MP-HDK и HP-HDK), RHDT, RHDC. Таким образом, различают следующие виды обработки.

а) Гидроочистка (символически обозначенная аббревиатурой НDТ) загрузки, не содержащей асфальтенов.

Способы гидроочистки углеводородных продуктов перегонки или освобожденного от асфальта нефтяного масла (загрузки, по существу не содержащие асфальтенов) представляют собой способы, хорошо известные из существующего уровня техники. Основная цель такой очистки состоит в по меньшей мере частичном удалении нежелательных веществ, обычно таких как сера, азот, а также, в случае необходимости, металлов, таких как железо, никель или ванадий, и т.п. Эти способы также часто используются для осуществления гидрогенизации ароматических углеводородов, обычно выполняемой одновременно с удалением серы из данной загрузки.

Обычным образом, для тех из перечисленных выше загрузок, которые содержат компоненты, кипящие при температуре выше 371°C, гидроочисткой называют процесс, в котором конверсия этих компонентов в компоненты, имеющие точку кипения ниже 371°C, оказывается меньшей или равной 20% по весу. Для процессов, обрабатывающих те же самые загрузки, но с конверсией, превышающей 20% по весу, говорят о гидроконверсии (символически обозначаемой аббревиатурой HDС) или о гидрокрекинге (символически обозначаемом аббревиатурой HDK), причем эти процессы более подробно представлены в последующем изложении.

Способы гидроочистки функционируют под давлением водорода, и в них используются поддерживаемые твердые катализаторы, обычно твердые гранулы или экструдированные элементы характеристического размера (а именно, диаметра для шариков или эквивалентного диаметра (соответствующего тому же поперечному сечению) для твердых экструдированных элементов), величина которого заключена в диапазоне от 0,4 до 5 мм и, в частности, в диапазоне от 1 до 3 мм. Технологические условия и, в частности, пространственная скорость (VVH) и молярное отношение водорода к углеводороду (Н₂/НС), изменяется в зависимости от характеристик обрабатываемых фракций, наличия в них загрязнений и окончательных свойств, которые требуется получить.

Типичные, но не являющиеся ограничительными примеры технологических условий указаны в приведенной ниже таблице.

Нефтяная фракция Точка кипения фракции (°C) Пространст-венная скорость
(h-1) Давление Н₂
(бар) Температура начала цикла
(°C) Отношение Н₂/НС (Нм³/м³) Расход Н₂ (% по массе) Нафта 70-180 4-10 5-10 260-300 100 0,05-0,01 Керосин 160-240 2-4 15-30 300-340 150 0,01-0,02 Дизельное топливо и газойль 230-371 1-3 20-40 320-350 150-300 0,3-0,8 Вакуумный газойль 371-565 1-2 40-70 360-380 300-500 0,4-0,9 Деасфаль-тированное масло >565 0,5-1,5 50-110 360-380 500-1000 0,5-1

Катализаторы гидроочистки обычно содержат металл или композицию из металлов группы VIB и некоторого металла, или композиции металла из группы VIII, на носителе.

Наиболее часто используемые катализаторы представляют собой оксидный носитель и активную фазу в форме сернистого соединения молибдена или вольфрама, промотированного кобальтом или никелем. Обычно используемые формулы представляют собой соединения СоМо, NiMo и NiW для активной фазы и гидроксид алюминия γ с большой удельной площадью поверхности для носителя. Содержание металлов часто имеет величину в диапазоне примерно от 9 до 15% по весу для молибдена и от 2,5 до 5% по весу для кобальта или никеля.

Некоторые из этих каталитических формул иногда дополняются фосфором. Используются также и другие оксидные носители, такие, например, как смешанные оксиды типа диоксид кремния - гидроксид алюминия или титан - гидроксид алюминия.

Эти носители обычно имеют достаточно слабую кислотность для того, чтобы обеспечить приемлемую продолжительность каталитического цикла.

Типичными примерами катализаторов и гидроочистки, в частности, для дизельных фракций, газойля или вакуумного газойля, являются катализаторы НR 448 и НR 426 французской фирмы AXENS.

В том случае, когда следы металлов, в частности никеля и ванадия, представлены в загрузке, предпочтительным образом используют каталитический носитель, обладающий пористостью, адаптированной для осаждения этих металлов.

Примером такого катализатора является катализатор НМС 841, поставляемый фирмой АХЕNS.

Для гидроочистки не содержащего асфальта жидкого масла (DАО), содержащего металлы, можно, например, использовать первый слой с катализатором НМС 841 для удаления металлов, а затем второй слой с катализатором НR448 для удаления серы и азота.

Другие технические элементы, относящиеся к гидроочистке, могут быть найдены в справочной работе: "Conversion processes" (процессы конверсии), P.Leprince, издательство Technip, Париж 15, стр. 533-574.

b) Способы гидрокрекинга (символически обозначаемые аббревиатурой НDК) загрузок, не содержащих асфальтенов.

Способы осуществления гидрокрекинга также представляют собой способы, хорошо известные из существующего уровня техники. Они применяются исключительно к загрузкам, по существу не содержащим асфальтенов или металлов, таких как никель или ванадий.

Загрузка для выполнения гидрокрекинга обычно состоит из вакуумного газойля, к которому иногда добавляют газойль и/или не содержащее асфальта жидкое масло (вакуумный остаток, деасфальтированный, обычно при помощи растворителя из группы, образованной пропаном, бутаном, пентаном и их смесями, и предпочтительно образованной пропаном и бутаном).

Можно также выполнить гидрокрекинг деасфальтированного жидкого масла DAO. При этом компонент DAO должен иметь достаточно высокое качество: обычно загрузка для использования гидрокрекинга содержит асфальтенов менее 400 ppm (то есть частей на миллион по весу), предпочтительно менее 200 ppm и весьма предпочтительным образом менее 100 ppm. Содержание металлов (обычно это никель + ванадий) в загрузке для выполнения гидрокрекинга обычно имеет величину менее 10 ppm, предпочтительно менее 5 ppm и весьма предпочтительным образом менее 3 ppm.

Обычно считается, что упомянутая загрузка по существу не содержит асфальтенов в том случае, если содержание асфальтенов имеет величину менее 400 ppm. Для предварительно очищенной нефти аналогичным образом считается, что она не содержит асфальтенов или не является асфальтеновой в том случае, если фракция, кипящая при температуре выше 524°C, содержит асфальтенов менее 400 ppm.

Загрузка, предназначенная для выполнения гидрокрекинга, как правило, прежде всего подвергается предварительной очистке на катализаторе гидроочистки, обычно отличающемся от катализатора, используемого для гидрокрекинга. Этот катализатор, обычно имеющий кислотность более низкую, чем кислотность катализатора, используемого для гидрокрекинга, выбирается таким образом, чтобы по существу удалить упомянутые выше металлы, уменьшить следы асфальтенов и сократить содержание органического азота, который тормозит реакцию гидрокрекинга, вплоть до уровня, величина которого обычно составляет менее 100 ppm, предпочтительно составляет 50 ppm и весьма предпочтительным образом составляет менее 20 ppm.

Катализаторы, предназначенные для выполнения гидрокрекинга, обычно представляют собой бифункциональные катализаторы, выполняющие двойную функцию, а именно функцию кислоты, с одной стороны, и функцию гидрогенизатора/дегидрогенизатора, с другой стороны. Обычно носитель катализатора имеет относительно высокую кислотность, такую, что отношение гидрогенизирующей активности к изомеризирующей активности Н/А, как оно определено во французском патентном документе № 2805276, стр. 1, строка 24 до стр. 3, строка 5, имеет величину, превышающую 8, или предпочтительно превышающую 10, или весьма предпочтительным образом превышающую 12, или даже превышающую 15. Обычно гидроочистку осуществляют перед реактором или перед зоной осуществления гидрокрекинга с катализатором гидроочистки, для которого упомянутое выше отношение Н/А имеет величину менее 8 и, в частности, менее 7.

Катализаторы гидроочистки обычно содержат по меньшей мере один металл или металлическую композицию из группы VIB (например, Мо и W) и некоторого металла или металлическую композицию из группы VIII (например, Ni и т.п.), нанесенную на носитель. Атомное отношение металла из группы VIII (M_VIII) к сумме металлов из групп VIII и VI_B, то есть атомное отношение M_VIII/(M_VIII+M_VIB), в частности для пар NiMo и NiW, часто бывает близким к 0,25 и заключено, например, в диапазоне от 0,22 до 0,28.

Содержание металлов часто имеет величину в диапазоне от 10 до 30% по весу.

Металл из группы VIII также может представлять собой благородный металл, такой, например, как палладий или платина, с содержанием в диапазоне примерно от 0,5 до 1% по массе.

Кислотный носитель катализатора может содержать гидроксид алюминия, модифицированный при помощи того или иного галогена, или диоксид кремния - гидроксид алюминия, имеющих достаточно высокую кислотность, или цеолит, например цеолит Y или деалюминизированный цеолит USY, имеющий двойное распределение пор с двойной сетью пористости, содержащий, в частности, микропоры, размеры которых имеют величину, главным образом, в диапазоне от 4 до 10 ангстрем, и мезопоры, размеры которых имеют величину, главным образом, в диапазоне от 60 до 500 ангстрем. Отношение диоксид кремния/гидроксид алюминия в структуре цеолита часто имеет величину, заключенную в диапазоне от 6,5 до 12.

В качестве примера можно использовать последовательность, состоящую из операции гидроочистки с последующим выполнением операции гидрокрекинга с использованием катализаторов HR 448 (HDT), а затем HYC 642 (HDK), распространяемых на рынке французской фирмой AXENS. Если данная загрузка содержит металлы, можно использовать перед этими двумя каталитическими слоями слой катализатора, обеспечивающий удаление металлов, например катализатора НМС 841, также распространяемого на рынке упомянутой фирмой AXENS.

Типичный пример технологических условий для осуществления гидрокрекинга выглядит следующим образом:

- пространственная скорость VVH имеет величину в диапазоне от 0,3 до 2 h^-1,

- температура в диапазоне от 360 до 440°C,

- рециркуляция водорода имеет величину в диапазоне от 400 до 2000 Нм³ на кубометр загрузки,

- парциальное давление водорода и полное давление газа могут существенно изменяться в зависимости от характеристик загрузки и от желаемой степени конверсии. Условно говоря, степень конверсии, превышающая или равная 20% по весу, но меньше 42% по весу, соответствует мягкому гидрокрекингу (символически обозначаемому аббревиатурой M-HDK); степень конверсии, превышающая или равная 42% по весу, но меньше 60% по весу, соответствует гидрокрекингу среднего давления (символически обозначаемому аббревиатурой MP-HDK); степень конверсии, превышающая или равная 60% по весу (и обычно составляющая менее 95% по весу), соответствует гидрокрекингу высокого давления (символически обозначаемому аббревиатурой HP-HDK).

По определению, упомянутая конверсия представляет собой превращение продуктов, имеющих температуру кипения, превышающую 371°C, в продукты, имеющие температуру кипения, составляющую менее 371°C.

Обычно парциальное давление водорода, в соответствии с используемой загрузкой, часто имеет величину в диапазоне примерно от 2 до 6 МПа для мягкого гидрокрекинга, в диапазоне примерно от 5 до 10 МПа для гидрокрекинга среднего давления и в диапазоне примерно от 9 до 17 МПа для гидрокрекинга высокого давления. Общее давление часто имеет величину в диапазоне примерно от 2,6 до 8 МПа для мягкого гидрокрекинга, в диапазоне примерно от 7 до 12 МПа для гидрокрекинга среднего давления и в диапазоне примерно от 12 до 20 МПа для гидрокрекинга высокого давления.

Процессы гидрокрекинга обычно осуществляются в фиксированном (неподвижном) слое с использованием твердых гранул или экструдированных элементов характеристических размеров (а именно, диаметра для шариков или эквивалентного диаметра (соответствующего тому же поперечному сечению) для твердых экструдированных элементов), имеющих величину в диапазоне от 0,4 до 5 мм, в частности в диапазоне от 1 до 3 мм. При этом не будет являться выходом за рамки предлагаемого изобретения, если операция гидрокрекинга была осуществлена в подвижном слое (слой гранулированного катализатора, обычно представленного в форме твердых экструдированных элементов, или предпочтительным образом в форме твердых шариков, имеющих размеры, подобные тем, которые были указаны в предшествующем изложении для фиксированного слоя).

Другие технические элементы, относящиеся к операции гидрокрекинга, могут быть найдены в справочной работе: "Hydrocracking Science and Technology" (Научные и Технологические основы гидрокрекинга), J.Scherzer, A.J.Gruia, Editeur Marcel Dekker, New-York, а также в справочной работе: "Conversion processes" (Процессы конверсии), P.Leprince, издательство Technip, Париж 15, стр. 334-364.

с) Процессы гидроконверсии (символически обозначаемые аббревиатурой НDС) загрузки, не содержащей асфальтенов (например, загрузки типа DАО), но содержащей значительное количество металлов (Ni, V).

Известны такие процессы, позволяющие достигнуть конверсии (с тем же самым определением, что и для операций гидрокрекинга), превышающей 20% по весу и часто значительно превышающей эту величину (например, в диапазоне от 20 до 50% по весу, или в диапазоне от 50 до 85% по весу), например, процессы выполняемые в кипящем слое. В этих процессах может использоваться переменное парциальное давление водорода, изменяющееся, например, в диапазоне от 4 до 12 МПа, температуры в диапазоне от 380 до 450°C и рециркуляция водорода в диапазоне, например, от 300 до 1000 Нм³ на кубометр загрузки.

Используемые в данном случае катализаторы подобны или близки к типам катализаторов, используемых при гидроочистке или гидроконверсии остатков и определенных в последующем изложении, и имеют пористость, позволяющую обеспечить значительную способность к удалению металлов.

Можно, например, использовать катализатор типа HTS 358, распространяемый на рынке французской фирмой AXENS.

d) Гидроочистка остатков (символически обозначаемая аббревиатурой RHDT) или гидроконверсия остатков (символически обозначаемая аббревиатурой RHDC).

Процессы гидроочистки остатков (и гидроконверсия остатков) представляют собой процессы, хорошо известные из существующего уровня техники.

Эксплуатационные условия осуществления этих процессов обычно являются следующими: часовая пространственная скорость (или параметр VVH) имеет величину в диапазоне от 0,1 до 0,5. Парциальное давление водорода Н₂ имеет величину в диапазоне от 1 до 1,7 МПа. Рециркуляция водорода имеет величину в диапазоне от 600 до 1600 Нм³ на кубометр упомянутой загрузки. Температура имеет величину в диапазоне от 340 до 450°C. Катализаторы процессов, осуществляемых в фиксированном слое, в подвижном слое или в кипящем слое, чаще всего представляют собой удерживаемые макроскопические твердые тела, например шарики или экструдированные элементы, имеющие средний диаметр в диапазоне от 0,4 до 5 миллиметров. При этом обычно речь идет об удерживаемых катализаторах, содержащих металл или металлическую композицию из группы VIB (Cr, Mo, W) и некоторого металла или металлическую композицию из группы VIII (Fe, Co, Ni и т.п.) на минеральной подложке, например катализаторы на основе кобальта и молибдена на подложке из гидроксида алюминия или катализаторы на основе никеля и молибдена на подложке из гидроксида алюминия.

Для осуществления гидроочистки или гидроконверсии в фиксированном слое можно использовать, например, катализатор гидродеметаллизации НМС 841, затем катализаторы гидроконверсии и гидрокрекинга НТ 318, а затем катализатор НТ 328, распространяемые на рынке французской фирмой AXENS.

Для кипящего слоя можно использовать катализатор типа НОС 458, также распространяемый на рынке французской фирмой AXENS.

Катализаторы процессов типа slurry являются более диверсифицированными и могут содержать частицы угля или молотого лигнита, пропитанные сульфатом железа или других металлов, использованный молотый катализатор гидроочистки, частицы сернистого соединения молибдена, связанные с углеводородной матрицей, полученной путем разложения на месте предшественников, таких как нафтенат молибдена и т.п. Размеры упомянутых частиц обычно имеют величину менее 100 микрометров, и они даже могут быть еще значительно более мелкими.

Другие характеристики процессов и катализаторов гидроконверсии приведены в работе, в целом обозначенной позицией А: "Raffinage et conversion des produits lourds du petrole", опубликованной JF Le Page, SG Chatila, M.Davidson, в издательстве Technip, Париж, 1990 г., в главе 4 (Каталитическая конверсия под давлением водорода), и в главе 3, параграф 3.2.3. Можно также обратиться к работе, в целом обозначенной позицией В: "Conversion processes" (процессы конверсии), P.Leprince, издательство Technip, Париж 15, стр. 411-450, в главе 13 (гидроконверсия остатков), а также в общей работе: "Upgrading petroleum residues and heavy oils", что означает: Усовершенствование качества нефтяных остатков и тяжелых нефтяных масел, выполненной Murray R.Gray, editeur Marcel Dekker inc., New-York, в главе 5.

Производство водорода для осуществления этих различных каталитических обработок гидрогенизации может быть реализовано на основе газа, очищенного, например, путем парореформирования на никелевом катализаторе, с последующей конверсией газа СО в пар и последующей его очисткой, представляет собой хорошо известный процесс, описанный в упомянутой выше работе, обозначенной позицией В, на стр. 451-502, или в справочной работе "The desulfurization of heavy oils and residua" (Удаление сернистых соединений из тяжелых масел и нефтяных остатков), J Speight, Editeur Marcel Dekker, Inc., New-York.

Примеры

Производительности приведенных ниже примеров представлены без учета серы, в весовых процентах по отношению к весу используемой загрузки.

Пример 1 в соответствии с уровнем техники

Осуществляют предварительную очистку сырой нефти Р, поступающей со Среднего Востока, выполняя следующие операции.

Разделяют на фракции нефть Р путем атмосферной перегонки, а затем перегонки в вакууме, для получения 4 фракций:

- фракция N или нафта и более легкие компоненты, представляющая 20% по весу от веса исходной сырой нефти Р, где 18% составляет нафта и 2% составляют более легкие компоненты;

- фракция МD средних дистиллятов, представляющая 25% по весу от веса исходной нефти Р;

- фракция VGО продукта перегонки в вакууме, представляющая 35% по весу от веса исходной нефти Р;

- фракция VR остатка в вакууме, представляющая 20% по весу от веса исходной нефти Р.

Подвергают гидроочистке (HDT) фракцию MD и осуществляют конверсию фракции VGО с 25% конверсией, где состав имеет величину порядка 1% газа С4-, 5% нафты и 19% средних дистиллятов, осуществляемую при помощи мягкого гидрокрекинга М-HDК.

Преобразуют при помощи гидроконверсии в кипящем слое RHDC остаток в вакууме VR с 60% конверсией в компонент VGО и более легкие продукты.

Смешивают следующие фракции: нафту N, гидроочищенную фракцию МD (эффлюент НDТ), подверженную операции гидрокрекинга фракцию VGO (эффлюент М-НDК), и отделяют 75% по весу смеси для производства нефти Р*а, которая представляет собой нефть высокого качества при том, что она не содержит асфальтенов и характеризуется низким содержанием серы (это содержание составляет, например, менее 0,3% по весу и даже менее 0,1%). Добавляют оставшиеся 25% по весу упомянутой смеси к эффлюенту гидроконверсии остатков RHDC для получения второй очищенной нефти Р*b, которая содержит не преобразованные асфальтены и представляет собой, таким образом, остаточную нефть.

Пример 2 в соответствии с предлагаемым изобретением

Подвергают предварительной очистке ту же самую сырую нефть Р, что и в примере 1, осуществляя следующие операции.

Нефть Р разделяют на фракции при помощи атмосферной перегонки, а затем перегонки в вакууме, для получения 5 фракций:

- фракция N или нафта (и более легкие компоненты), представляющая 20% по весу от веса нефти Р, где 18% составляет нафта и 2% составляют более легкие компоненты;

- фракция МD средних дистиллятов, представляющая 25% по весу от веса нефти Р;

- фракция IGO (или LVGО) продукта перегонки в вакууме, богатая компонентами, кипящими в диапазоне температур от 360 до 420°C, и представляющая 15% по весу от веса нефти Р;

- фракция НVGО продукта перегонки в вакууме, представляющая 20% по весу от веса нефти Р;

- фракция VR, представляющая остаток вакуумной перегонки и составляющая 20% по весу от веса нефти Р.

Подвергают гидроочистке фракцию MD, преобразованную в IGO с 20% конверсией, где состав компонентов содержит 1% газа С4-, 4% нафты и 15% средних дистиллятов, при помощи мягкого гидрокрекинга М-HDК, и преобразуют фракцию НVGО с 30% конверсией, где имеется 2% газа С4-, 6% нафты и 22% средних дистиллятов, при помощи мягкого гидрокрекинга М-HDК.

Преобразуют при помощи гидроконверсии в кипящем слое RHDC остаток вакуумной перегонки VR с 60% конверсией в компонент VGО и более легкие продукты.

Осуществляют первое смешивание Ма со следующими фракциями: 60% по весу нафты N, 40% по весу гидроочищенной фракции МD (эффлюент НDТ) и гидроочищенной фракции IGO, и отделяют 75% по весу смеси Ма для получения нефти Ра, которая представляет собой нефть высокого качества: она не содержит асфальтенов и характеризуется низким содержанием серы (например, менее 0,3% по весу и даже менее 0,1%). Нефть Ра представляет собой нефть, имеющую относительно высокий потенциал по бензину и относительно низкий потенциал по средним дистиллятам: Rа=1,209.

Осуществляют второе смешивание Мb со следующими фракциями: 40% по весу нафты N, 60% по весу гидроочищенной фракции МD (эффлюент НDТ) и подвергнутой гидрокрекингу фракции НVGО, и отделяют 75% по весу смеси Мb для получения нефти Рb, которая представляет собой нефть высокого качества: она не содержит асфальтенов и характеризуется низким содержанием серы (составляющим, например, менее 0,3% по весу и даже менее 0,1%). Нефть Рb представляет собой нефть, имеющую относительно низкий потенциал по бензину и относительно высокий потенциал по средним дистиллятам: Rb=0,7.

Добавляют оставшиеся 25% по весу смесей Ма и Мb к эффлюенту гидроконверсии остатков RHDC для получения третьей переработанной нефти Рс, которая содержит непреобразованные асфальтены и представляет собой, таким образом, остаточную нефть.

Таким образом, отношение Rа/Rb устанавливается на уровне 1,73. Нефтеперерабатывающий завод обычным образом может снабжать себя нефтью Рс для того, чтобы удовлетворить свой рынок остаточного жидкого топлива, после чего оценить, в зависимости от производительности переработки нефти Рс, относительную потребность в нафте, бензине и средних дистиллятах. При этом данный нефтеперерабатывающий завод располагает двумя сортами нефти Ра и Рb, которые он имеет возможность выбрать в нужном ему распределении для того, чтобы скорректировать баланс (нафта + бензин)/средние дистилляты.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Изобретение касается способа предварительной очистки по меньшей мере одной сырой нефти Р, в соответствии с которым разделяют эту сырую нефть Р на несколько фракций, разделяют эффлюенты, не содержащие асфальтены, возможно подвергнутые гидроочистке, и/или гидроконверсии, и/или гидрокрекингу, полученные из сырой нефти Р, на три элементарных потока а, b, с, и далее смешивают потоки а, полученные из разных эффлюентов, исходящих из разных установок, и потоки b, полученные из разных эффлюентов, исходящих из разных установок, чтобы получить по меньшей мере две нефти Ра и Рb, не содержащие асфальтены, производят по меньшей мере одну остаточную нефть Рс, содержащую преобладающую часть по меньшей мере остаточных асфальтенов. При этом нефти Ра и РЬ, производимые на основе сырой нефти Р, имеют различные отношения Е, определяемые выражением:

Е=(0,9N+0,5VGO+)/(MD+0,1VGO+), где:

N = нафта: процентное содержание по весу фракции, кипящей при температуре в диапазоне от 30 до 170°С;

МD = средние дистилляты: процентное содержание по весу фракции, кипящей при температуре выше 170°С и максимум при температуре 360°С;

VGO+ = процентное содержание по весу фракции, кипящей при температуре выше 360°С. 11 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

1. Способ предварительной очистки по меньшей мере одной сырой нефти Рс каталитической гидрогенизирующей очисткой одной или нескольких фракций перегонки, получаемых из нефти Р, включающий:
по меньшей мере один первый этап F1 разделения на фракции при помощи первоначальной перегонки (PRE-DIST) для получения первого остатка R1 и по меньшей мере первого не содержащего асфальтенов потока Е1,
по меньшей мере один второй этап F2 разделения на фракции по меньшей мере некоторой части остатка R1 при помощи вакуумной перегонки (VAC-DIST) и/или путем удаления асфальта (SDA) в растворителе для получения по меньшей мере второго не являющегося асфальтеновым потока Е2 и асфальтенового остатка R2,
по меньшей мере один этап гидроочистки (HDT), и/или гидроконверсии (HDC), и/или гидрокрекинга (HDK) по меньшей мере части потока Е2 для получения эфлюента НЕ2,
и в случае необходимости этап гидроконверсии (RHDC) по меньшей мере части асфальтеновой фракции, полученной из остатка R2,
причем в соответствии с этим способом реализуются следующие этапы
а) разделяют эффлюенты, не содержащие асфальтены, возможно подвергнутые гидроочистке, и/или гидроконверсии, и/или гидрокрекингу, полученные из сырой нефти Р, на три элементарных потока а, b, с, и далее смешивают потоки а, полученные из разных эффлюентов, исходящих из разных установок, и потоки b, полученные из разных эффлюентов, исходящих из разных установок, чтобы получить по меньшей мере две нефти Ра и Рb, не содержащие асфальтены,
b) производят по меньшей мере одну остаточную нефть Рс, содержащую преобладающую часть по меньшей мере остаточных асфальтенов асфальтенового остатка R2 или по меньшей мере остаточные асфальтены после гидроконверсии (RHDC) и элементарные потоки с, полученные из не содержащих эффлюентов потоков, если данный способ содержит такой этап,
в котором Ра, Рb и Рс представляют собой три сорта нефти, являющиеся конечными продуктами предварительной очистки, и каждая из которых предназначена для использования в качестве загрузки для начальной перегонки на одном или на нескольких нефтеперерабатывающих заводах, и каждая из которых содержит по меньшей мере 6% по весу нафты (N), по меньшей мере 10% по весу средних дистиллятов (MD) и по меньшей мере 10% по весу продукта перегонки в вакууме (VGO),
в котором этапы разделения на фракции и/или гидрогенизирующей каталитической обработки этого способа определяются таким образом, чтобы по меньшей мере два из не содержащих асфальтенов эффлюентов, производимых на основе сырой нефти Р, имели различные отношения Е, определяемые выражением:
Е=(0,9N+0,5VGO+)/(MD+0,1VGO+),
где N - нaфтa: процентное содержание по весу фракции, кипящей при температуре в диапазоне от 30 до 170°С;
МD - средние дистилляты: процентное содержание по весу фракции, кипящей при температуре выше 170°С и максимум при температуре 360°С;
VGO+ - процентное содержание по весу фракции, кипящей при температуре выше 360°С.

2. Способ по п.1, в котором нефти Ра и Рb сформированы, главным образом, на основе фракций, полученных из группы следующих фракций, полученных из Р, которые, возможно, подвергаются гидроочистке, и/или гидроконверсии, и/или гидрокрекингу: нафта (N), средние дистилляты (MD), промежуточный газойль (IGO), легкий продукт вакуумной перегонки (LVGO), тяжелый продукт вакуумной перегонки (HVGO) или общий продукт вакуумной перегонки (VGO), очищенное от асфальта масло (DAO).

3. Способ по одному из пп.1 и 2, в котором выполняется соотношение 1,15<Ra/Rb<4.

4. Способ по одному из пп.1 и 2, в котором выполняются соотношения 0,8<Rа<1,7 и 0,3<Rb<1,0.

5. Способ по одному из пп.1 и 2, в котором нефть Рс содержит наибольшую часть по меньшей мере эффлюента гидроконверсии (RHDC) остатка R2 в кипящем слое.

6. Способ по одному из пп.1 и 2, в котором остаток R2 представляет собой асфальт (AS), полученный путем удаления асфальта (SDA) в растворителе.

7. Способ по п.6, в котором асфальт (AS) подвергают гидроконверсии в кипящем слое с добавлением жидкого разбавителя, содержащего по меньшей мере 30% по весу компонентов, кипящих при температуре ниже 340°С.

8. Способ по п.7, в котором количество разбавителя имеет величину в диапазоне от 4 до 40% по весу по отношению к асфальту (AS).

9. Способ по п.6, в котором не подвергавшийся обработке асфальт (AS) непосредственно смешивают с одной или с несколькими нефтяными фракциями для того, чтобы сформировать нефть Рс, для которой остаток перегонки в вакууме в этом случае содержит природные асфальтены в повышенном количестве по отношению к их содержанию в полученном при перегонке в вакууме остатке сырой нефти Р.

10. Способ по п.9, в котором упомянутые нефтяные фракции содержат по меньшей мере одну фракцию сырой нефти Р, которая смешивается с асфальтом (AS).

11. Способ по одному из пп.1 и 2, в котором нефти Ра, Рb и Рс сформированы таким образом, чтобы процентное содержание компонентов, кипящих при температурах в диапазоне от 360 до 400°С, по отношению к фракции (VGO) было уменьшенным для нефти Рb по сравнению с нефтью Р, а также с по меньшей мере одной из нефти Ра и Рс.

12. Способ по одному из пп.1 и 2, в котором раздельно транспортируют наибольшую часть по меньшей мере нефти Ра и Рb при помощи трубопроводного транспорта и нефтеналивных танкеров с целью последующего использования этой нефти в качестве загрузки для установок первоначальной перегонки на одном или обычно на нескольких нефтеперерабатывающих заводах.