Использование газа из месторождения для предварительной переработки природной сырой нефти в предварительно очищенное не содержащее асфальтены сырье для переработки нефти ра и жидкое остаточное сырье для переработки нефти рв

Изобретение относится к переработке нефти и к использованию тяжелых серосодержащих остатков переработки. Применение в области добычи газа очищенного газа из месторождения G, где: а) газовый поток водорода из превращенной, по меньшей мере, фракции G₁ упомянутого газа G, используемого в устройстве (I) для переработки углеводородов и обычно другую фракцию G₂ упомянутого газа G, используемого в качестве топлива в указанном устройстве (I) для переработки углеводородов; b) отбирают природную жидкую транспортабельную сырую нефть Р1 с температурой застывания 0°С или менее, включающую вакуумный остаток с содержанием серы более 1 мас.%, и подают посредством необогреваемого трубопровода или необогреваемого нефтяного танкера; с) указанную нефть Р1 перерабатывают на указанной установке для переработки углеводородов (I), причем данную переработку осуществляют по существу без выгрузки углерода, и данная переработка включает: по меньшей мере, одну стадию обессеривания посредством гидроочистки (HDT, RHDT) или гидроконверсии (HDC, RHDC) или гидрокрекинга (HDK), по меньшей мере, одной фракции нефти Р1, причем указанная фракция в основном включает соединения с температурой кипения более 343°С, причем данная стадия потребляет, по меньшей мере, часть потока H₂; по меньшей мере, одну стадию, которая может быть общей с указанной стадией обессеривания или отдельной от нее, для уменьшения количества вакуумного остатка, включенного в нефть Р1, отделением части или всего вакуумного остатка, необязательно с конверсией части указанного вакуумного остатка, где осуществляют полное отделение, по меньшей мере, асфальтенов указанного вакуумного остатка, с тем чтобы получить: по меньшей мере, один предварительно очищенный нефтепродукт Р_A, включающий соединения, полученные из стадии обессеривания, причем указанный предварительно очищенный нефтепродукт Р_A по существу не содержит асфальтены, имеет содержание серы, которое понижено, по меньшей мере, на 50%, и содержание вакуумного остатка с содержанием серы более 1 мас.%, которое является нулевым или пониженным, по меньшей мере, на 15% относительно нефти P1, и, по меньшей мере, отдельную фракцию, включающую, по меньшей мере, основную часть асфальтенов, необязательно крекированную и/или пополненную другими фракциями из Р1, в форме жидкого тяжелого топлива, и/или остаточного нефтепродукта Р_B, который является жидким при температуре окружающей среды, в качестве исходного сырья для нефтеперерабатывающего завода, предназначенного для очистки на нефтеперерабатывающем заводе; d) и указанный предварительно очищенный нефтепродукт Р_А откачивают к нефтяному порту в качестве исходного сырья для нефтеперерабатывающего завода, предназначенного для очистки на нефтеперерабатывающем заводе, который отличается и отдален от установки (I). Изобретение позволяет снизить избыток серосодержащих остатков нефтепереработки, снизить энергетические и экологические затраты, связанные с транспортировкой указанных избыточных остатков, а также с сжижением и транспортировкой природного газа. 6 н. и 20 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Область, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к переработке нефти и к использованию тяжелых серосодержащих остатков переработки. Нефть традиционно перерабатывают на нефтеперерабатывающих заводах посредством множества стадий фракционирования и химического превращения, получая множество конечных коммерческих продуктов, удовлетворяющих стандартам или техническим спецификациям, например, по интервалам перегонки, содержанию серы или таким характерным техническим показателям, как, например, октановый индекс или дизельный индекс.

Основными конечными коммерческими продуктами являются нефтехимическая нафта, бензин, керосин, газойль (также известный как дизельное топливо), топливо коммунально-бытового назначения и различные категории топлива с различным содержанием серы, дорожный битум, сжиженный нефтяной газ и иногда другие продукты: смазочные масла, растворители, парафин и т.д. Таким образом, переработка нефти дает относительно большое число конечных коммерческих продуктов из определенного ряда типов сырой нефти, выбранного в виде функции от ее состава и стоимости.

Развитие рынка, с одной стороны, в частности, растущая конкуренция с природным газом, и технические инструкции, касающиеся выбросов из оборудования для сжигания (оксидов серы, оксидов азота, твердых частиц, в частности, технические инструкции в Европе), с другой стороны, серьезно повлияли на рынок тяжелого серосодержащего топлива, например, тяжелого топлива, содержащего более 3,5% или 4% серы. Таким образом, специалисты по переработке нефти столкнулись с основной технической проблемой, состоящей в использовании серосодержащих остатков нефтеперерабатывающего завода и удовлетворении обязательных норм. Данная техническая проблема не является новой, и в течение многих лет было известно, что переработка, в частности, в Европе, должна приводить к уменьшению рынков тяжелого топлива, в частности, тяжелого серосодержащего топлива.

В качестве свидетельства, остатки очистки нефти со Среднего Востока, которая составляет примерно две трети мировых резервов природной нефти, обычно содержат более 3 и даже 4% массовых серы. Однако новые стандарты для сжигающего оборудования в Европе ограничиваются использованием топлива, содержащего только 1% массовый серы, если дым не обессеривают.

Был выполнен большой объем работы для преодоления данной проблемы использования серосодержащих остатков нефтепереработки.

Первым путем является разработка высокоэффективных методов обработки дыма, образующегося в результате сжигания серосодержащего топлива, исключения или снижения количества оксидов серы, оксидов азота и твердых частиц, содержащихся в дыме. Определенные методы могут существенно ограничить выброс и удовлетворять нормам. Таким образом, определенные рынки тяжелого серосодержащего топлива могут сохраниться, в частности, использование данного типа топлива для внутреннего потребления в нефтепереработке. К сожалению, такие методы переработки выходящих потоков значительно усложняют оборудование для сжигания и являются очень дорогими. Более простые методы являются недостаточными для соответствия нормам по выбросам и вызывают экологические проблемы.

Вторым известным путем является разработка способов обессеривания, обычно с химической гидроконверсией серосодержащих остатков, при высоких давлениях водорода (обычно при парциальном давлении H₂ примерно от 1,2 до 1,8 МПа), чтобы как частично крекировать остатки, так и уменьшить содержание в них серы. Основными способами являются гидроочистка или каталитическая гидроконверсия серосодержащих остатков, осуществляемая в неподвижном, движущемся, кипящем или суспендированном слоях в зависимости от способа использования катализатора. Используемый здесь термин «суспензия» описывает суспензию остатка, который необходимо перерабатывать, в присутствии мелких частиц катализатора со средним диаметром, который обычно составляет менее 100 микрометров, и в присутствии газа, обогащенного водородом. Рабочие температуры и катализаторы для указанных способов будут описаны ниже.

Данный путь гидрообессеривания и/или гидроконверсии остатка иногда называют гидроочисткой остатка или, ошибочно, называют гидрокрекингом остатка (термин гидрокрекинг следует сохранить для конверсии сырья, по существу не содержащего асфальтены или металлы, с высоким выходом над специальными бифункциональными катализаторами), и он является технически мощным способом, что касается обессеривания остатков до уровней порядка 1,5% массового серы в конечном остатке (или в диапазоне от 0,5 до 1,25% массового, если выбирают подходящие способы и условия), а также конверсии остатков в перегоняемые продукты, кипящие ниже 565ºC, причем указанная конверсия, возможно, обычно составляет от 20 до 70%, если рассматривается стабильный конечный остаток, или выше или даже порядка 95% со способами в суспензии. Проблемы с такими способами состоит в высоком расходе энергии, связанном, частично, с высоким расходом водорода. Водород, обычно получаемый на нефтеперерабатывающих заводах реформингом нафты, является недостаточным по количеству для осуществления как гидроочистки дистиллята (в частности, керосина и газойля), так и гидроконверсии остатка: вакуумного кремнийорганического/деасфальтированного масла, и первичных остатков (содержащих асфальтены). Таким образом, нефтеперерабатывающий завод должен произвести огромное количество водорода для гидроконверсии остатка. Можно использовать два главных способа получения водорода: частичное окисление части остатков и реформинг водяным паром природного газа. Частичное окисление остатка является дорогим процессом и приводит к выбросу огромных количеств CO₂ в атмосферу. Реформинг природного газа водяным паром более дешевый, что касается затрат, но использует газ, который является дорогим сырьем на большинстве нефтеперерабатывающих заводов. Газ, распределяемый по национальным сетям, обычно состоит из природного газа, подаваемого по газовым трубопроводам, которые часто имеют протяженность несколько тысяч километров (например, газ из России и распределяемый в Западной Европе), и/или его получают из сжиженного природного газа, транспортируемого криогенными танкерами. Магистральный газ, таким образом, является дорогим топливом, при получении и распределении которого тратится значительное количество энергии, и это также приводит к значительным выбросам CO₂.

Гидроконверсию остатков при переработке нефти также трудно осуществить на большинстве нефтеперерабатывающих заводов низкой или средней производительности, например, от 3 до 8 миллионов тонн в год, поскольку относительно ограниченное количество остатков не обеспечивает какую-либо экономию в затратах.

Третьим путем использования серосодержащих остатков переработки нефти является экспорт указанных остатков в форме топливной нефти с высоким содержанием нефти в страны, в которых нормы, касающиеся выбросов из оборудования для сжигания, являются менее строгими. Не считая того, что это представляет собой замену загрязнения окружающей среды, а не решение проблемы удаления, облагораживание остатков посредством экспорта является плохим из-за неблагоприятного отношения поставка/запрос. Кроме того, серосодержащую топливную нефть транспортируют в специальных танкерах, поддерживая температуру примерно при 70ºC, так чтобы топливная нефть могла оставаться в способном к перекачиванию состоянии и жидкой. Таким образом, транспортировка является дорогой и приводит к высокому расходу энергии и огромным выбросам CO₂.

Таким образом, известные пути использования серосодержащих выгрузок нефтепереработки вызывают проблемы с экологической точки зрения и/или требуют сложных, дорогих способов переработки.

Не считая проблему использования серосодержащих остатков, нефтеперерабатывающая промышленность также сталкивается с дальнейшей проблемой, заключающейся в недостаточном количестве средних дистиллятов (керосина и газойля), получаемых на обычном нефтеперерабатывающем заводе по сравнению с развитием рынка, в частности в Европе. В Соединенных Штатах Америки большинство пользующихся спросом погонов представляют собой погоны обычно керосина и обычно нафты, подходящие для получения бензина каталитическим реформингом и изомеризацией.

Другой проблемой в нефтеперерабатывающей промышленности является удаление нежелательных соединений, независимо от того, представляют ли они собой газы, вызывающие парниковый эффект, например CO₂, или удаление серы или серосодержащих соединений. Переработка нефти и все ее основные операции (обессеривание, крекинг и т.д.) дают значительные количества CO₂ и H₂S.

Уже предлагалось удаление CO₂, содержащегося в выходящих потоках, в частности, из нефтеперерабатывающих заводов в развитых странах, и его транспорт в жидкой форме или в виде сжатого газа для повторного нагнетания под землю для его изоляции или в истощенные нефтяные месторождения (в конце разработки) для стимулированной добычи нефти. Уже предлагалось повторное нагнетание под землю H₂S. Все данные операции имеют очень высокий расход энергии не только для поглощения данных газов (например, промывкой аминами и отделением абсорбированного газа), но также для их транспорта в жидкой форме или в виде сжатого газа на расстояния, которые могут составлять до нескольких тысяч км, если необходимо использовать истощенное месторождение в основных добывающих странах, например, на Среднем Востоке.

Различные вариации и варианты осуществления изобретения могут преодолеть или снизить важность указанных проблем и имеют несколько аспектов.

В одном аспекте изобретение предлагает техническое решение, которое может прямо или косвенно снизить избыток серосодержащих остатков нефтепереработки в технико-экономических условиях, которые являются благоприятными по сравнению с известным использованием указанных остатков.

В дальнейшем аспекте изобретение нацелено на уменьшение энергетических и экологических затрат, связанных с транспортировкой указанных избыточных остатков, источниками эмиссии CO₂ и риском «черного прилива» (если нефтяной танкер терпит крушение).

В еще одном дополнительном аспекте изобретение нацелено на снижение энергетических и экологических затрат, связанных со сжижением газа и транспортировкой сжиженного природного газа: использованием газа близко к области добычи для обессеривания и предварительной переработки сырой нефти количество газа, который необходимо транспортировать на нефтеперерабатывающие заводы в странах потребителях, снижают, посредством этого уменьшая связанный с этим расход энергии и эмиссию CO₂. Данный аспект является очень важным, поскольку сжижение газа является сложным и дорогим. Обычно локальное использование газа из месторождения (например, в качестве топлива) ограничено, и газ необходимо транспортировать или превращать в транспортабельный продукт.

В дополнительном аспекте изобретение предлагает один или несколько нефтеперерабатывающих заводов, которые совместимы, прямо или косвенно, с большей долей сырой нефти на месте на всемирном уровне и, таким образом, могут увеличить доступ к большему количеству нефти, которую можно извлечь из земли или со дна моря в последующие десятилетия.

В дальнейшем аспекте изобретение предлагает прямой или косвенный доступ к сырой нефти с лучшей ценой, к более разнообразному качеству нефти из различных месторождений посредством получения регулярных или долговременных контрактов на поставку и/или прямой или косвенной поставки груза. Кроме того, связанное с диверсификацией прямой или косвенной поставки, данное изобретение нацелено на улучшение стоимости доступа, по меньшей мере, к некоторым видам нефти конкуренцией между поставщиками и/или снижением относительной зависимости от светлой сырой нефти с низким содержанием серы, цена которой увеличивается.

В дополнительном аспекте, изобретение предлагает более рациональное использование энергии.

Кроме того, изобретение нацелено на предложение технического решения, которое может снизить общий выброс загрязняющих веществ, в частности, газов, вызывающий парниковый эффект, по сравнению с известными альтернативными способами.

В частности, в соответствии с предпочтительными вариантами изобретение может повторно инжектировать при очень низких затратах энергии, по меньшей мере, часть CO₂ и/или H₂S, которые образовались при предварительной переработке и получении водорода, в истощенные месторождения или водоносные пласты, которые часто встречаются в районах газо- и нефтедобычи.

Далее изобретение нацелено на предложение технического решения, которое может принести пользу огромному количеству или даже всем нефтеперерабатывающим заводам независимо от их мощностей и их уровня избытка серосодержащих остатков.

Кроме того, изобретение нацелено на то, чтобы прямо или косвенно позволить увеличить количество средних дистиллятов, получаемых на нефтеперерабатывающем заводе, в частности, увеличить количество газойлевых оснований с высоким цетановым числом.

Дальнейшие цели и преимущества данного изобретения будут описаны ниже.

Описание изобретения

Для достижения данных целей изобретение предлагает использовать газ из месторождения или очищенный природный газ в области газодобычи (и, как правило, также в области добычи как природной жидкой нефти, так и газа), чтобы получить водород для осуществления в установке (I) переработки сырой нефти или углеводородного сырья, включающего остатки нефтепереработки, например, углеводородного сырья, включающего сырую нефть и остатки нефтепереработки, причем указанная переработка включает, по меньшей мере, одну каталитическую стадию, осуществляемую на твердом нанесенном на носитель катализаторе для гидроочистки или гидроконверсии, для, по меньшей мере, одной фракции сырья, включающего соединения с температурой кипения более 343ºC, обычно с температурой кипения более 371ºC и, как правило, соединений с температурой кипения более 565ºC, чтобы получить, по меньшей мере, один предварительно очищенный нефтепродукт P_A. Газ из месторождения или очищенный природный газ также можно преимущественно использовать в качестве топлива в перерабатывающем оборудовании и/или в установке получения водорода. Предпочтительно, переработку применяют или также применяют к фракциям, выкипающим выше 565ºC в количестве, достаточном для того, чтобы вакуумный остаток в P_A был значительно снижен в % массовых относительно сырья и/или исходной нефти, например, снижен, по меньшей мере, на 20 или 30%, или, по меньшей мере, на 40%, или чтобы указанный остаток содержал значительно меньше серы и имел содержание серы, сниженное, по меньшей мере, на 20, или 30, или 40% или более. Предпочтительно, P_A не содержит вакуумный остаток или включает вакуумный остаток, который по существу не содержит асфальтены и с очень низким содержанием серы, обычно менее 0,4% и обычно 500 част./млн по массе, или 300 част./млн по массе или менее.

Газ из месторождения широко встречается во многих регионах мира, в частности, в регионах, находящихся далеко от основных зон потребления газа Европы, США (исключая Аляску) и Японии. Для нефтеперерабатывающих заводов основных промышленных стран имеющийся газ сначала передают по трубопроводу на тысячи км или в жидкой форме; в обоих случаях затраты энергии являются высокими, приводя к высокой стоимости. В зонах, размещенных далеко от зон потребления, когда газа много, он является очень дешевым, часто в три, четыре или даже десять раз дешевле, чем в зонах с высоким потреблением. Данную очень низкую стоимость газа можно использовать в изобретении, чтобы получить водород при обычно низкой стоимости и использовать данный водород для обессеривания и/или крекинга тяжелых нефтяных фракций или остатков нефтепереработки. Кроме того, используя серьезную гидроочистку или гидрокрекинг определенных тяжелых фракций, его можно использовать для получения средних дистиллятов превосходного качества и количества (в частности, с высоким цетановым индексом или числом) и превратить нефть или нефтепродукты из переработки в сильно облагороженные продукты, в частности, керосин, дизельное топливо с высоким цетановым числом и, возможно, сырье для реформинга высокого качества для производства бензина.

Упомянутая выше гидроочистка обычно приводит к значительному снижению количества серосодержащего вакуумного остатка из выходящих потоков или из остатка после последующей очистки или даже, при некоторых типах переработки, к полному исключению остатков, содержащих более 1% массового серы. Таким образом можно решить проблему избытка серосодержащих остатков нефтепереработки непосредственно повторной переработкой для превращения, по меньшей мере, его части в нефтепродукт либо косвенно посредством получения предварительно очищенного нефтепродукта, который обычно имеет пониженное количество серосодержащего остатка. Таким образом, это может прямо или косвенно увеличить возможности доступа к сырой нефти с широкой вариацией качества, соответствующей большей доли мировых резервов сырой нефти, и, таким образом, улучшить условия продажи указанной нефти.

Поскольку это устанавливают на участке, который отличен от нефтеперерабатывающего завода, предварительно очищенный нефтепродукт, который производят, не связан с конкретным нефтеперерабатывающим заводом, и его можно направить при условиях транспортировки, которые по существу одинаковы для различных нефтеперерабатывающих заводов, например, европейских нефтеперерабатывающих заводов. Таким образом, его можно поставлять на любые нефтеперерабатывающие заводы, включая заводы с небольшой или средней производительностью, и данные заводы могут избежать необходимости перерабатывать остатки при неблагоприятном масштабном факторе.

Все данные улучшения получают посредством расхода газа, как правило, включающего в основном метан, при конверсии которого для производства водорода испускается намного меньше CO₂, газа, вызывающего парниковый эффект, чем при производстве водорода газификацией остатков. Кроме того, данный газ можно преимущественно подавать по трубопроводам без предварительного сжижения внутри его района добычи. Его использование на таком участке, а не транспортировка в страны потребители, которые часто расположены в 3000 км или далее, дает возможность избежать высокого расхода энергии, например на станциях повторной компрессии или сжижения газа, криогенном транспорте и при газификации на метановом терминале. Использование газа близко к его месторождению, по сравнению с таким же использованием (в частности, производством водорода для переработки остатков), приводит к более рациональному управлению энергией и может снизить расход энергии и выбросы газов, вызывающих парниковый эффект.

В своей общей форме, данное изобретение применимо ко всем природным типам нефти и/или остаткам нефтепереработки. Переработка может включать выгрузку углерода в форме кокса, или она может не включать какую-либо выгрузку углерода. Однако изобретение, предпочтительно, применяют с переработкой без выгрузки углерода, легко достигаемой выбором природой жидкой нефти, которая обычно локально транспортабельная в обычных, обычно не обогреваемых трубопроводах.

В соответствии со своими многочисленными характерными вариантами изобретение обладает заметными преимуществами, что касается различных целей изобретения, указанных выше. Используемые термины (такие как газ из месторождения, удаление углерода и т.д.) объяснены ниже.

Использование способов гидроочистки или способов гидроконверсии нефти на участке добычи или относительно близко к данному участку уже известно из уровня техники в области добычи нефти, которую трудно или невозможно транспортировать, такой как тяжелая нефть, битумная нефть и т.д. Такие способы можно найти в следующих американских патентах: US-A-3676331, US-A-4294686, US-A-4347120, US-A-5069775.

Обычно методы и способы переработки нефти рядом с месторождением имеют одну главную цель: сделать сырую нефть, которую нельзя или трудно транспортировать, способной к транспортировке. Используемый здесь термин «транспортабельная» обозначает транспортабельность по трубопроводу. Многие тяжелые нефти не являются жидкими при температуре окружающей среды и не транспортируются без нагревания.

Определенные методы нацелены на осуществление минимального превращения (при минимальных затратах), так что обработанную нефть просто транспортировать для очистки на специальных нефтеперерабатывающих заводах.

Другие методы нацелены на достижение достаточного улучшения качества нефти, чтобы ее можно было перерабатывать на обычном нефтеперерабатывающем заводе. Описание такой переработки тяжелой венесуэльской нефти можно найти в «Oil and Gas Journal», Pennwell Corporation, Tulsa, USA, 16^th July 2001, pp.52-55. Данную описанную переработку используют для вязкой тяжелой нефти. Она дает кокс и дистиллят нефти с низким содержанием серы, который по существу не содержит асфальтены, включающий дизельный погон с цетановым числом менее 42. Данная переработка представляет собой переработку типа «с выгрузкой углерода», поскольку она одновременно производит кокс в значительных количествах.

Другие известные способы переработки включают другую форму удаления углерода: выгрузку асфальта (полученного деасфальтацией вакуумного остатка) сжиганием, в частности, для стимулированной добычи тяжелой нефти и/или для получения водорода частичным окислением асфальтенов.

Упомянутый выше US-A-5069775 также описывает способ гидроконверсии тяжелой вязкой нефти, обычно с жидким катализатором, включающим молибден в растворе, с использованием природного газа для получения водорода, чтобы получить жидкий дистиллят нефти, который транспортируют на нефтеперерабатывающий завод.

Обычно способы облагораживания сырой нефти отражают техническую философию нефтепромышленников - переработку нефти с минимальными затратами:

a) транспортабельность для переработки на специальном нефтеперерабатывающем заводе;

b) возможно, для переработки на обычном нефтеперерабатывающем заводе.

Нефтяники часто разделены в нефтяной компании: персонал, имеющий дело с переработкой, не имеет дело с добычей; аналогично, нефтепромышленники непосредственно заинтересованы в том, чтобы их продукт был бы транспортабельным и его можно было бы продавать специалистам по переработке нефти, но они не вовлечены в переработку.

Таким образом, интерес нефтепромышленников в облагораживании обычно направлен непосредственно к показателям, которые влияют на стоимость нефти: вязкость и температура застывания (которые определяют транспортировку), плотность (которая определяет количество баррелей: нефть продают в баррелях, а не в тоннах) и содержание серы, которое влияет на цену.

Таким образом, нефть рассматривают в качестве глобального вещества, характеризующегося его вязкостью, его температурой застывания, его плотностью и его содержанием серы.

Одним из специфических аспектов изобретения является использование в различных вариантах определенного сырья и/или стадий переработки для достижения конкретных целей относительно не только нефтяного материала, но также его различных фракций с точки зрения нефтепереработки.

Изобретение может использовать одну или несколько каталитических стадий с использованием определенных процессов, которые хорошо известны из уровня техники, в частности переработки обессериванием, под водородом, которые расходуют значительные или огромные количества водорода:

a) Гидроочистка (HDT) не содержащего асфальтены сырья:

Гидроочистка углеводородных дистиллятов или деасфальтированной нефти (сырья, которое по существу не содержит асфальтены) является процессом, хорошо известным из уровня техники. Ее принципиальная цель состоит, по меньшей мере, в частичном устранении нежелательных соединений, обычно серы, азота и возможно металлов, таких как железо, никель или ванадий и т.д. Ее также часто используют для гидрирования ароматики, как правило, одновременно с обессериванием.

Обычно, для упомянутого выше сырья, которое включает соединения, кипящие выше 371ºC, гидроочистка представляет собой способ, в котором конверсия указанных соединений в соединения с температурой кипения менее 371ºC составляет 20% массовых или менее. Для способов переработки такого же сырья, но с конверсией более 20% массовых говорят о гидроконверсии (HDC) или гидрокрекинге (HDK), причем данные процессы описаны ниже.

Способы гидроочистки функционируют под давлением водорода и используют твердые катализаторы на носителе, обычно твердые гранулированные вещества или экструдаты с характеристическим размером (диаметр для гранул или эквивалентный диаметр (соответствующий такому же поперечному сечению) для экструдатов) в диапазоне от 0,4 до 5 мм, в частности, в диапазоне от 1 до 3 мм. Рабочие условия, в частности, среднечасовая скорость подачи сырья (HSV) и мольное отношение водорода к углеводородам (H₂/HC) различается в зависимости от обрабатываемых погонов, присутствующих примесей и желаемых конечных характеристик.

Неограничивающие примеры типов рабочих условий показаны в таблице, приведенной ниже:

Погон нефти	Температура погона (ºC)	Скорость подачи сырья (час-1)	Давление H2 (бар)	Начальная температура цикла (ºC)	Отношение H2/HC (нм3/м3)	Расход H2 (% массовые)
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
Деасфальтированная нефть	>565	0,5-1,5	50-110	360-380	500-1000	0,5-1

Катализаторы гидроочистки обычно включают металл или соединение металла из VIB группы и металлы или соединения металлов из VIII группы на носителе.

Обычно катализаторы состоят из оксидного носителя и активной фазы в форме сульфида молибдена или сульфида вольфрама, активированных кобальтом или никелем. Обычно катализаторы представляют собой комбинации CoMo, NiMo и NiW в качестве активной фазы и γ-Al₂O₃ с большой удельной поверхностью в качестве носителя. Содержание металла обычно составляет порядка от 9 до 15% массовых молибдена и от 2,5 до 5% массовых кобальта или никеля.

Некоторые из данных каталитических формул иногда могут быть допированы фосфором. Используют другие оксидные носители, такие как смешанные оксиды кремния и алюминия или смешанные оксиды титана и алюминия.

Указанные носители обычно имеют низкую кислотность, чтобы получить приемлемые времена цикла.

Примерами катализаторов для гидроочистки погонов дизельного топлива, газойля или вакуумного газойля являются HR448 и HR426 компании AXENS.

Когда в сырье присутствуют следы металлов, в частности никеля и ванадия, тогда используемые каталитические носители преимущественно имеют пористость, которая адаптирована к осаждению данных металлов.

Одним примером такого катализатора является HMC 841 компании AXENS.

При гидроочистке деасфальтированной нефти (DAO), содержащей металлы, например, можно использовать первый слой с катализатором HMC 841 для деметаллизации, затем второй слой HR448 для обессеривания и денитрогенации.

Другие технические элементы, относящиеся к гидроочистке, можно найти в справочной работе «Conversion Processes», P. Leprince, Edition Technip, Paris 15^th, pp.533-574.

b) Способы гидрокрекинга (HDK) не содержащего асфальтены сырья

Способы гидрокрекинга также хорошо известны. Они применяются исключительно к сырью, которое по существу не содержит асфальтены или металлы, такие как никель или ванадий.

Сырье для гидрокрекинга обычно состоит из вакуумного газойля, иногда пополненного газойлем и/или деасфальтированной нефтью (деасфальтированный вакуумный остаток, обычно деасфальтированный с использованием растворителя из группы, включающей пропан, бутан, пентан и их смеси, предпочтительно пропан и бутан).

Деасфальтированная нефть (часто обозначаемая DAO) также может быть подвергнута гидрокрекингу. DAO должна быть достаточного качества: обычно углеводородное сырье включает менее 400 част./млн (частей на миллион по массе) асфальтенов, предпочтительно менее 200 част./млн и более предпочтительно менее 100 част./млн. Содержание металлов (обычно никеля + ванадия) сырья для гидрокрекинга обычно составляет менее 10 част./млн, предпочтительно менее 5 част./млн и более предпочтительно менее 3 част./млн.

Условно считают, что сырье по существу не содержит асфальтены, если содержание асфальтенов составляет менее 400 част./млн.

Обычно сырье для гидрокрекинга вначале предварительно очищают с использованием катализатора для гидроочистки, обычно отличающегося от катализатора гидрокрекинга. Данный катализатор, который обычно имеет кислотность, которая ниже кислотности катализатора гидрокрекинга, выбирают, чтобы по существу удалить металлы, уменьшить следы асфальтенов и уменьшить органический азот, которые подавляют реакции гидрокрекинга, до значения, которое обычно ниже 100 част./млн, предпочтительно 50 част./млн и более предпочтительно ниже 20 част./млн.

Катализаторы гидрокрекинга обычно являются бифункциональными катализаторами с двойной функцией: кислоты и гидрирования/дегидрирования.

Обычно кислотность носителя является относительно высокой, так что отношение гидрирующей активности к изомеризующей активности, H/A, определенная в патенте Франции FR-A-2805276, со страницы 1, строка 24 до страницы 3, строка 5, составляет более 8, или предпочтительно более 10, или более предпочтительно более 12, или даже более 25. Обычно гидроочистку осуществляют выше по потоку от реактора или зоны гидрокрекинга катализатором гидроочистки с отношением H/A менее 8, в частности, менее 7.

Катализаторы гидрокрекинга обычно включают, по меньшей мере, один металл или соединение металла из VIB группы (например, Mo, W) и металл или соединение металла из VIII группы (например, Ni), осажденный на носителе. Атомное отношение металла из VIII группы (M_VIII) к сумме металлов из VIII и VI групп, т.е. атомное отношение M_VIII/(M_VIII + M_VIB), в частности для пар NiMo и NiW, обычно близко к 0,25, например, в диапазоне от 0,22 до 0,28.

Содержание металлов обычно находится в диапазоне от 10 до 30% массовых.

Металл из VIII группы также может представлять собой такой благородный металл, как палладий или платина, в количествах порядка от 0,5 до 1% массового.

Кислотный носитель может включать оксид алюминия, допированный галогеном, или диоксид кремния-оксид алюминия с достаточной кислотностью, или цеолит, например, Y цеолит или деалюминированный USY цеолит, обычно с двойным распределением пор с двойной поровой структурой, включающей микропоры с размером, преимущественно, в диапазоне от 4 до 10 Å и мезопоры с размером, преимущественно, в диапазоне от 60 до 500 Å. Отношение диоксида кремния к оксиду алюминия в структуре цеолита обычно находится в диапазоне от 6,5 до 12.

В качестве примера, можно использовать комбинацию гидроочистки и гидрокрекинга с катализаторами HR 448 (HDT), затем HYC 642 (HDK), продаваемыми AXENS. Если сырье включает металлы, то выше по потоку от двух указанных каталитических слоев можно использовать слой катализатора деметаллизации, такой как HMC 841 от AXENS.

Обычными рабочими условиями гидрокрекинга являются:

- среднечасовая скорость подачи сырья HSV от 0,3 до 2 час^-1;

- температура от 360 до 440ºC;

- рециркуляция водорода от 400 до 2000 нм³ на м³ сырья;

- парциальное давление водорода и общее давление может существенно различаться в зависимости от сырья и требуемой конверсии. Условно, конверсия 20% массовых или более и менее 42% массовых соответствует умеренному гидрокрекингу (M-HDK); конверсия 42% или более и менее 60% массовых соответствует гидрокрекингу при среднем давлении (MP-HDK); конверсия 60% или более (и обычно менее 95% массовых) соответствует гидрокрекингу при высоком давлении (HP-HDK).

По определению, конверсия представляет собой превращение продуктов с температурой кипения более 371ºC в продукты, кипящие ниже 371ºC.

Обычно, в зависимости от сырья, парциальное давление водорода обычно находится в диапазоне примерно от 2 до 6 МПа для умеренного гидрокрекинга, примерно от 5 до 10 МПа для гидрокрекинга при среднем давлении и примерно от 9 до 17 МПа для гидрокрекинга при высоком давлении. Общее давление обычно составляет от 2,6 до 8 МПа для умеренного гидрокрекинга, примерно от 7 до 12 МПа для гидрокрекинга при среднем давлении и примерно от 12 до 20 МПа для гидрокрекинга при высоком давлении.

Процессы гидрокрекинга обычно осуществляют в неподвижном слое с гранулированными твердыми веществами или экструдатами с характеристическим размером (диаметр для гранул или эквивалентный диаметр (соответствующий такому же поперечному сечению) для экструдатов) в диапазоне от 0,4 до 5 мм, в частности в диапазоне от 1 до 3 мм. Объем защиты изобретения также охватывает гидрокрекинг, осуществляемый в движущемся слое (гранулированный слой катализатора обычно в форме экструдатов или, предпочтительно, гранул, с размерами, аналогичными размерам, описанным для неподвижного слоя).

Другие технические элементы, имеющие отношение к гидрокрекингу, можно найти в справочном тексте «Hydrocracking Science and Technology», J. Scherzer, A.J. Gruia, Publishers Marcel Dekker, New York, и в справочной работе «Conversion Processes», P. Leprince, Editions Technip, Paris 15^th, pp.334-364.

c) Способы гидроконверсии (HDC) несодержащего асфальтены сырья (например, типа DAO), но включающего значительные количества металлов (Ni, V)

Такие способы известны и могут дать конверсии (определяемые как для гидрокрекинга), которые превышают 20% массовых и часто намного больше (например, от 20 до 50% или от 50 до 85% массовых), например, процессы с кипящим слоем. В указанных способах можно использовать различные парциальные давления водорода, например от 4 до 12 МПа, температуры от 380 до 450ºC и рециркуляцию водорода от 300 до 1000 нм³ на м³ сырья.

Используемые катализаторы аналогичны или близки катализаторам, используемым для гидроочистки или гидроконверсии остатков, которые описаны ниже, и их пористость является такой, чтобы позволить большую способность деметаллизации.

В качестве примера, можно использовать HTS358 тип катализатора, продаваемый французской компанией AXENS.

d) Гидроочистка остатка (RHDT) или гидроконверсия остатка (RHDC)

Способы гидроочистки остатка (и способы гидроконверсии остатка) хорошо известны.

Обычными рабочими условиями для данных способов являются: среднечасовая скорость подачи сырья (HSV) в диапазоне от 0,1 до 0,5; парциальное давление H₂ в диапазоне от 1 до 1,7 МПа; рециркуляция водорода в диапазоне от 600 до 1600 нм³ на м³ сырья; температура в диапазоне от 340 до 450ºC.

Катализаторы для способов с неподвижным, движущимся или кипящим слоем обычно являются макроскопическими нанесенными твердыми веществами, например гранулами или экструдатами со средним диаметром в диапазоне от 0,4 до 5 миллиметров. Обычно они представляют собой катализаторы на носителе, включающие металл или соединение металла из VIB группы (Cr, Mo, W) и металл или соединение металлов из VIII группы (Fe, Co, Ni) на минеральном носителе, например, катализаторы на основе кобальта и молибдена на оксиде алюминия или никеля и молибдена на оксиде алюминия.

В качестве примера, для гидроочистки или гидроконверсии в неподвижном слое можно использовать катализатор гидродеметаллизации HMC 841, затем катализаторы гидроконверсии и гидрокрекинга HT 318 и затем HT 328, продаваемые AXENS.

Для кипящего слоя можно использовать катализатор типа HOC 458, также продаваемый AXENS.

Катализаторы для процессов в суспензии являются более разнообразными и могут включать уголь или измельченные частицы бурого угля, пропитанные сульфатом железа или другими металлами, измельченные использованные катализаторы гидроочистки, частицы сульфида молибдена, связанные с углеводородной матрицей, полученной разложением in situ предшественников, таких как нафтенат молибдена и т.д. Размеры частиц обычно составляют менее 100 микрометров или намного меньше.

Другие характеристики способов и катализаторов гидроконверсии остатка даны в общем справочном тексте А: «Raffinage et conversion des produits lourds du petrole» [Refining and Converting Heavy Oil Products], J.F. Le Page, S.G. Chatila, M. Davidson, Editions Technip, Paris, 1990 в главе 4 (Conversion catalytigue sous pression dehydrogene) [catalytic conversion under hydrogen] и в главе 3, параграф 3.2.3. Также можно сделать ссылку к общему справочному тексту B: Book 3: Conversion processes, P. Leprince Editions Technip, Paris 15^th, pp.411-450, 1998, в главе 13 (hydroconversion des residus) [residue hydroconversion] и общему тексту: «Upgrading petroleum residues and heavy oils», Murray R. Gray, опубликованному Marcel Dekker Inc., New York, глава 5.

Производство водорода из очищенного газа, например, конверсией с водяным паром над никелевым катализатором и затем конверсией СО водяным паром, затем очисткой, является известным способом, описанным в цитированной выше ссылке B, pp. 451-502, или в справочном тексте «Desulphurization of heavy oils and residues», J. Speight, опубликованной Marcel Dekker Inc., New York.

В предпочтительном варианте осуществления газ из месторождения или очищенный газ из месторождения G используют в области добычи газа следующим образом:

a) по меньшей мере, фракцию G1 указанного газа G превращают в поток водорода (H₂);

b) отбирают природную жидкую сырую нефть P1 с температурой застывания 0ºC или менее и подают посредством трубопровода и/или нефтяного танкера, причем P1 включает вакуумный остаток с содержанием серы более 1% массового;

c) указанное углеводородное сырье, включающее нефть P1, перерабатывают на установке для переработки углеводородов (I), причем данную переработку осуществляют по существу без выгрузки углерода, и она включает:

по меньшей мере, одну стадию обессеривания посредством гидроочистки (HDT, RHDT), или гидроконверсии (HDC, RHDC), или гидрокрекинга (HDK), по меньшей мере, одной фракции нефти P1, причем указанная фракция в основном включает соединения с температурой кипения более 343ºC (большая часть соединений), причем данная стадия использует, по меньшей мере, часть потока H₂;

по меньшей мере, одну стадию, которая может быть общей со стадией обессеривания или отдельной от нее, для уменьшения количества вакуумного остатка в нефти P1, отделением и/или конверсией части указанного вакуумного остатка, например отделением асфальта, полученного деасфальтизацией;

получая: по меньшей мере, один предварительно очищенный нефтепродукт P_A, включающий соединения, полученные из стадии обессеривания, причем указанный предварительно переработанный нефтепродукт P_A имеет пониженное содержание серы, по меньшей мере, на 50% или даже 90% или более по отношению к нефти P1, и вакуумный остаток с содержанием серы более 1% массового, содержание которого является нулевым или пониженным, по меньшей мере, на 15%, предпочтительно, по меньшей мере, на 50% или даже на 90% или более относительно нефти P1,

d) и указанный предварительно очищенный нефтепродукт P_A откачивают к нефтяному порту для переработки на отдельном нефтеперерабатывающем заводе, который отдален от установки (I).

Обычно выбранная нефть P1 представляет собой природную, транспортабельную сырую нефть, подаваемую посредством необогреваемого трубопровода или необогреваемого нефтяного танкера.

Изобретение может дать нефтепродукт с сильно сниженным содержанием серы, содержащий пониженное или нулевое количество серосодержащего вакуумного остатка. Переработка указанной нефти на нефтеперерабатывающих заводах с избытком серосодержащего топлива может дать такое же количество очищенных продуктов из меньшего количества нефти, при более низком расходе энергии и совместном получении CO₂, H₂S и серосодержащего остатка. Указанные цели достигаются использованием газа из месторождения, который не надо ни транспортировать на тысячи км, ни сжижать, что является преимуществом как с энергетической точки зрения, так и относительно выбросов CO₂. Все данные элементы могут достичь важнейших целей изобретения.

В одном варианте, который можно считать предпочтительным вариантом, осуществляют общее отделение указанного вакуумного остатка или, по меньшей мере, асфальтенов в указанном вакуумном остатке, чтобы получить предварительно очищенный нефтепродукт P_A, который по существу не содержит асфальтены, и, по меньшей мере, одну отделенную фракцию, включающую, по меньшей мере, основную часть асфальтенов, необязательно крекированную и/или пополненную другими фракциями P1, в форме тяжелого жидкого топлива или остаточного нефтепродукта P_B. В таком случае фракция нефтепродукта P_A, кипящая выше 343ºC, обычно представляет собой обессеренную фракцию с содержанием серы менее 1% массового, полученную обессериванием (HDC, HDT, HDK). Указанное отделение сильно отличается от отделения, осуществляемого в предшествующем уровне техники, в котором асфальтены превращают в твердый кокс (трудный для транспортировки и облагораживания) на установке для коксования. По данному изобретению остаточный нефтепродукт представляет собой нефтепродукт, который является жидким при температуре окружающей среды, включающим вакуумный остаток, который содержит асфальтены. Обычно основная часть асфальтенов и, как правило, все асфальтены таким образом отделяют в жидкий продукт P_B, который легко транспортировать и облагораживать.

Данный вариант изобретения обладает особыми основными преимуществами: фактически, очищенный нефтепродукт, не содержащий асфальтены, можно затем конвертировать обычной переработкой с очень низким или нулевым совместным получением серосодержащего остатка. В таком случае ниже по потоку больше нет транспортировки серосодержащего остатка, и нефтеперерабатывающий завод может работать с минимальным количеством сырья; то же самое справедливо для выбросов CO₂ и H₂S.

Остаточный нефтепродукт P_B можно непосредственно направить в регионы мира, где рынок тяжелых продуктов является маленьким и где тяжелое топливо можно использовать в качестве замены угля. Все это вносит вклад в уменьшение движения нефтепродуктов, в частности тяжелых остатков, и таким образом снижает риск «черных приливов», расход энергии и соответствующие выбросы CO₂. Кроме того, все остатки из P1, включающие асфальтены, обычно хранят в жидкой форме (тяжелое топливо и/или нефтепродукт P_B) и не разрушают в кокс.

В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения:

по меньшей мере, атмосферный дистиллят, вакуумный дистиллят и вакуумный остаток получают атмосферной и вакуумной перегонкой нефти Р1;

по меньшей мере, часть указанного вакуумного остатка деасфальтируют, получая деасфальтированную нефть и асфальт;

осуществляют указанное обессеривание (HDC, HDT, HDK) вакуумного дистиллята и деасфальтированной нефти, отдельно или в виде смеси, получая выходящий поток с содержанием серы менее чем 1% массовый;

указанный предварительно очищенный нефтепродукт P_A, который по существу не содержит асфальтены и не включает никакого вакуумного остатка с содержанием серы, превышающим 1% массовый, воссоздают, по меньшей мере, из части выходящих потоков из указанного обессеривания и, по меньшей мере, из части атмосферного дистиллята.

Данный вариант осуществления может обессерить максимальное количество неостаточных погонов: вакуумного дистиллята и деасфальтированной нефти. Далее, преимущественно, можно использовать обессеривание со значительной конверсией обрабатываемого тяжелого сырья (30% массовых, 50% или более). Это применимо не только для изложенного варианта осуществления, но также для всех вариантов осуществления переработки по изобретению. Таким образом, конверсия тяжелых продуктов значительно снижает суммарное количество остающегося вакуумного остатка. Обессеривание HDS преимущественно может представлять собой, например, гидрокрекинг в кипящем слое при давлении в диапазоне от 5 до 12 МПа.

Также можно осуществить следующие стадии:

по меньшей мере, атмосферный дистиллят, вакуумный дистиллят и вакуумный остаток получают атмосферной и вакуумной перегонкой нефти Р1;

по меньшей мере, часть указанного вакуумного остатка деасфальтируют, получая деасфальтированную нефть и асфальт;

получают остаточный нефтепродукт P_B, включающий, по меньшей мере, основную часть полученного асфальта вместе с ограниченным количеством относительно легких фракций, так что содержание асфальтенов в вакуумном остатке нефтепродукта P_B превышает данное содержание в вакуумном остатке нефти Р1, по меньшей мере, на 20%, причем указанное содержание, предпочтительно, превышает 12% массовых или даже 14% массовых.

В соответствии с первым техническим вариантом указанные относительно легкие фракции получают переработкой нефти P1, и они включают часть выходящих потоков из указанного обессеривания.

В соответствии с другим техническим вариантом указанные относительно легкие фракции в основном состоят из сырой нефти.

Данная концентрация асфальтенов в уменьшенном количестве вакуумного остатка имеет двойное преимущество: это может уменьшить полное количество остатка; это также может увеличить содержание асфальтенов в остатке (в частности, когда преимущественно начинают с содержания менее чем 10% массовых), и вообще для улучшения качества указанного остатка в качестве основы для дорожного асфальта.

Использование сырой нефти для разбавления асфальта является интересным вариантом, поскольку это дает возможность сохранять всю обессеренную деасфальтированную нефть в неостаточном нефтепродукте P_A, что позволяет впоследствии (в процессе переработки) конвертировать ее наибольшую часть в благородные продукты гидрокрекингом или каталитическим крекингом в псевдоожиженном слое. Таким образом, это является благоприятным с точки зрения эффективности переработки и, соответственно, расхода энергии и выброса CO₂.

Если, противоположным образом, указанную обессеренную деасфальтированную нефть повторно смешивают с остаточным погоном, способным к облагораживанию фракции, остающиеся в вакуумном остатке в процессе последующей переработки, теряются.

По дальнейшему варианту осуществления изобретения:

по меньшей мере, атмосферный дистиллят, вакуумный дистиллят и вакуумный остаток получают атмосферной и вакуумной перегонкой нефти Р1;

вакуумный остаток конвертируют каталитической гидроконверсией (RHDC) и одну или несколько фракций из нефти Р1 необязательно добавляют к выходящим потокам из указанной каталитической гидроконверсии, получая указанный остаточный нефтепродукт P_B.

Данный вариант осуществления, который приводит к более высоким затратам, может значительно уменьшить содержание асфальтенов каталитической гидроконверсией (RHDC) и привести к окончательному обессериванию остатка до величины ниже 1% массового серы.

В дальнейшем варианте изобретения:

по меньшей мере, атмосферный дистиллят и атмосферный остаток получают атмосферной перегонкой нефти Р1;

атмосферный остаток конвертируют каталитической гидроконверсией (RHDC);

по меньшей мере, часть выходящих потоков из указанной каталитической гидроконверсии фракционируют на одну или более неостаточных фракций, получая очищенный нефтепродукт P_A посредством смешивания, после добавляя, по меньшей мере, часть указанного атмосферного дистиллята, необязательно обессеренного, и добавляя дополнительную часть выходящих потоков из обработки нефти Р1 для получения остаточного нефтепродукта P_B. Данный вариант осуществления, который стоит больше, является альтернативой, которая также может очень существенно уменьшить содержание асфальтенов каталитической гидроконверсией (RHDC) и привести к окончательному обессериванию остатка до величины ниже 1% массового серы.

Также можно осуществить следующие стадии:

по меньшей мере, атмосферный дистиллят, вакуумный дистиллят и вакуумный остаток получают атмосферной и вакуумной перегонкой нефти Р1;

указанный вакуумный остаток деасфальтируют, получая деасфальтированную нефть и асфальт;

осуществляют указанное обессеривание (HDC, HDT, HDK) вакуумного дистиллята и деасфальтированной нефти, используемых по отдельности или в виде смеси, получая выходящий поток с содержанием серы менее 1% массового;

указанный предварительно очищенный нефтепродукт P_A, который по существу не содержит асфальтены и не включает никакого вакуумного остатка с содержанием серы более 1% массового, воссоздают, по меньшей мере, из основной части потоков из указанного обессеривания и атмосферного дистиллята;

основную часть или, предпочтительно, весь асфальт, предпочтительно разжиженный, сжигают в качестве топлива для установки (I), и/или электростанции, и/или для установки для опреснения морской воды.

Сжигание асфальта, обычно разжиженного и в форме тяжелого топлива, когда осуществляют для гашения, может преимущественно удалить, по меньшей мере, способные к облагораживанию соединения и дать один предварительно очищенный нефтепродукт P_A, который по существу не содержит асфальтены и не содержит никакого вакуумного остатка с содержанием серы, превышающим 1% массовый, т.е. ценный нефтепродукт, последующую переработку которого можно осуществить без получения остатков с высоким содержанием серы с пониженным расходом энергии и ограниченными выбросами CO₂ и H₂S.

В соответствии с дальнейшей дополнительной категорией вариантов изобретение также может принести существенные дополнительные преимущества с экологической точки зрения.

В соответствии с первым дополнительным вариантом, по меньшей мере, часть CO₂, совместно получаемого в процессе конверсии газа G1 в водород, выделяют и указанный CO₂ нагнетают под землю в область добычи газа поблизости к установке (I).

Как уже указывалось, наиболее подходящими областями для осуществления изобретения являются газоносные области, а также нефтеносные области. Таким образом, указанные регионы обычно имеют много возможностей подземного хранения: истощенные нефтяные, газовые, газоконденсатные месторождения, водоносные пласты. Они очень подходят для изоляции CO₂ и/или H₂S. Кроме того, легко извлечь CO₂, например, промывкой аминами, из синтез-газа для получения водорода (обычно после конверсии водяным паром газа и конвертирования водяным паром CO (монооксида углерода)). Данный газ обычно получают при высоком давлении, например, от 2 до 5 МПа. Извлечение H₂S в процессе обессеривания под значительным или высоким давлением также является легким.

В соответствии с одним вариантом CO₂ нагнетают в нефтяное и/или газовое месторождение, например, в нефтяное месторождение, в частности, в истощенное месторождение, для получения стимулированной добычи нефти.

Также можно нагнетать CO₂ в месторождение, которое истощено по нефти или газу, чтобы изолировать CO₂.

Согласно второму дополнительному варианту, по меньшей мере, часть H₂S, совместно образующегося в стадии обессеривания, удаляют и нагнетают под землю в область газодобычи поблизости к установке (I), например, в водоносный пласт для изоляции указанного H₂S. Наконец, H₂S и CO₂ можно нагнетать совместно для их изоляции.

CO₂ и/или H₂S можно нагнетать в жидкой форме или в газообразной форме при высоком давлении (например, от 5 до 400 МПа).

По изобретению, существует сильный синергетический эффект между предварительной переработкой и изоляцией CO₂ и H₂S (или стимулированной добычей). Газ локально конвертируют в водород в области газодобычи в зонах, где нежелательные газы (CO₂, H₂S) можно повторно инжектировать под землю. Данная добыча генерирует CO₂ в качестве нежелательного продукта, а обессеривание (в водороде) генерирует H₂S в качестве другого нежелательного продукта. Части или все количество данных нежелательных газов обычно нагнетают под землю для их изоляции.

В соответствии с изобретением на установке (I) перерабатывают только природную жидкую сырую нефть или смесь природных жидких сырых нефтей, а не тяжелую нефть, которую трудно транспортировать или невозможно транспортировать без разжижения и/или нагревания.

Природная жидкая нефть (определенная ниже) обладает внутренними характеристиками, которые классифицируют ее как легко транспортабельную нефть. Ее вязкость является низкой. Ее температура застывания составляет менее 0ºC, нормально менее -10ºC, обычно менее -12ºC, обычно менее -14ºC и иногда менее -16ºC, или -18ºC, или даже менее -20ºC.

Осуществление предварительной переработки указанной нефти, которую уже транспортировали по трубопроводу (подобно природной нефти, т.е. без разбавления/отделения/рециркуляции разбавителя, как иногда происходит, когда транспортируют тяжелую нефть или сырую нефть) или которую уже транспортировали нефтяным танкером, является неожиданным, поскольку указанную нефть можно легко направить непосредственно на нефтеперерабатывающий завод. В то время как методы облагораживания вязкой тяжелой нефти (или методы переработки нефти с температурой застывания, превышающей 0ºC) можно теоретически применить к такой природной нефти, нет мотивации для такой переработки по сравнению с прямой передачей указанной нефти на нефтеперерабатывающий завод для специалистов в данной области. Специалисты в области добычи нефти обычно будут стремиться к осуществлению минимальной переработки нефти, которую надо транспортировать и продавать.

Вышеуказанное можно понять из ряда патентов, например, цитированного выше US-A-5069775. Как указывается, описанный способ применим для сырой нефти, которая может иметь плотность API в диапазоне от -5 до 35, который включает относительно легкую нефть, но не заявляет, что указанная нефть включает легко транспортабельную нефть. Известно, что легкая нефть имеет плотность API более 30 и температуру застывания при положительной температуре и может вызвать значительные проблемы при транспортировке. С целью примера, ливийская нефть «Es Sider» имеет плотность API 37 и температуру застывания +7ºC, «Gamba» и «Mandji Blend» из Габона имеют плотность API 31,4 и 30,1 соответственно, но имеют температуры застывания 32 и 9ºC соответственно. Противоположным образом, данный патент показывает, что областью изобретения является облагораживание вязкой тяжелой нефти и что данный способ особенно подходит для переработки тяжелой нефти и остаточных нефтепродуктов. Первый пункт формулы изобретения данного патента определяет переработку «для получения жидкой нефти, затем транспортировку указанной нефти на нефтеперерабатывающий завод, по меньшей мере, транспортировку с использованием трубопровода». Осуществляют переработку только части исходной нефти, чтобы осуществить минимальную переработку, достаточную для обеспечения текучести полученной в результате нефти. Единственным параметром, указанным для нефти, является ее вязкость, а состав полученной нефти или свойства ее фракций не указываются. Использованный катализатор представляет собой жидкую добавку для сведения к минимуму стоимости переработки (обычно указанные способы дешевле, чем способы, использующие нанесенные на носитель катализаторы, но являются менее эффективными касательно обессеривания).

Указывается использование дешевого метана для получения водорода, но, как оказалось, это не является мотивацией для переработки, а просто в качестве сопровождающего технического средства, которое преимущественно используется в контексте плана добычи нефти, которую тяжело транспортировать. Данный патент является отчетливой характеристикой технической и экономической философией нефтяников, которые ищут дающую прибыль нефть с использованием простых средств, при минимальных стоимостных характеристиках эксплуатации.

Для природной нефти, которая является жидкой и имеет низкую температуру застывания, технической логикой является осуществление переработки непосредственно на обычном нефтеперерабатывающем заводе, а не разрыв цепочки для получения промежуточного нефтепродукта, который необходимо снова транспортировать для переработки на нефтеперерабатывающем заводе.

Противоположным образом, по настоящему изобретению заявители обнаружили, что, относительно желаемых целей, переработка природной жидкой нефти, транспортируемой без разбавителя, обладает важными преимуществами по сравнению с традиционным облагораживанием тяжелой сырой нефти, которую трудно транспортировать:

- симулирование и моделирование оборудования для способов переработки различного сырья и остатков неожиданно показало, что, принимая во внимание получение данного количества улучшенной нефти со сниженным избытком серосодержащего топлива в процессе последующей переработки, необходимые расходы значительно ниже для природной сырой нефти. Это возникает вследствие различных причин, которые часто являются объединенными:

- тяжелая нефть обычно представляет собой молодую нефть, содержащую значительные количества вакуумного остатка и обычно очень высокие количества металлов (Ni, V), которые сильно снижают активность катализаторов на носителе;

- обычно сильно ароматическая композиция сырой нефти дает, после гидроконверсии, дизельные фракции с довольно низким цетановым числом, обычно менее 49 и обычно менее 45 или 42, которые трудно и дорого облагородить, чтобы превратить их в основу дизельного топлива;

- кроме того, тяжелая нефть часто включает вакуумный газойль в ограниченном количестве относительно вакуумного остатка. Заявители обнаружили, что количество вакуумного газойля или вакуумного газойля, пополненного деасфальтированной нефтью, является важным параметром в схеме облагораживания на техническом и экономическом фронте. Указанные деасфальтированные погоны действительно являются предшественниками для сильно облагораживаемых продуктов, которые можно конвертировать при более низкой стоимости, чем вакуумный остаток;

- количество асфальтенов в вакуумном остатке, часто очень высокое для тяжелой нефти, также оказывается важным параметром, в частности, что касается возможных схем переработки;

- кроме того, добыча тяжелой сырой нефти и ее направление на перерабатывающее оборудование приводит к высоким затратам и расходу энергии.

Обычно выбирают природную жидкую сырую нефть по изобретению с массовым отношением J = (GO + VGO)/(GO + VGO + R) более 0,45, в частности более 0,50, предпочтительно более 0,54 или даже 0,58 и весьма предпочтительно более 0,62. Обычно GO представляет процентный состав по массе (от 0 до 100) нефтяной фракции, кипящей (используя перегонку TBP, истинная температура кипения) от 343 до 371ºC, относительно нефти. VGO представляет процентный состав по массе нефтяной фракции, кипящей от 371 до 565ºC, и R представляет процентный состав по массе вакуумного остатка (кипящего при температуре 565ºC или более) в указанной нефти. Параметр J представляет собой показатель процентного состава тяжелых фракций, которые не являются остаточными.

Параметр H = VGO + R(100-2xAs)/100, где As представляет собой массу (число от 0 до 100) асфальтенов в вакуумном остатке, также является важным. Данный параметр является показателем неасфальтеновой нефтяной тяжелой фракции, которую можно более легко облагородить. Предпочтительно H составляет более 35, в частности более 0,38, предпочтительно более 0,41 и весьма предпочтительно более 0,45.

Природная жидкая сырая нефть также предпочтительно имеет содержание асфальтенов As в своем вакуумном остатке, составляющее менее 11% массовых, или 10% массовых, или менее 9% массовых, обычно менее 8% массовых и, весьма предпочтительно, менее 7% массовых. Данное количество коррелирует с трудностью переработки вакуумного остатка, связанной с содержанием асфальтенов.

Это позволяет извлекать значительные количества деасфальтированной нефти DAO; ее можно облагородить, используя указанное обессеривание, и можно сильно концентрировать асфальт, получая сырую нефть, содержащую, например, долю битумного основания.

Содержание асфальтенов самой выбранной природной жидкой нефти (а не ее остатка) часто составляет менее 5% массовых и предпочтительно 3,3% массовых и весьма предпочтительно менее 2,2% массовых.

Предпочтительно, выбирают нефть P1, в вакуумном остатке которой количество металлов (Ni + V) составляет менее 800 част./млн, в частности менее 700 част./млн, или менее 550 част./млн, или менее 400 част./млн, или менее 300 част./млн, или менее 200 част./млн и предпочтительно менее 150 част./млн по массе, или даже менее 100 част./млн и весьма предпочтительно менее 80 част./млн.

Далее будут описаны дальнейшие варианты изобретения; они могут быть преимущественно использованы с природной жидкой нефтью. Говоря техническим языком, данные варианты также можно использовать с любым типом нефти, включая тяжелую нефть, а также с нефтяными остатками.

В дополнительном варианте данного изобретения осуществляют переработку, которая включает:

- начальную стадию, включающую фракционирование, чтобы получить фракцию F, которая по существу не содержит асфальтены и в основном включает соединения с температурой кипения более 371ºC;

- по меньшей мере, одну стадию гидроконверсии (HDC) или стадию гидрокрекинга (HDK), осуществляемую, по меньшей мере, для части фракции F, причем конверсия соединений с температурой кипения более 371ºC составляет, по меньшей мере, 42% массовых, обычно более 52% массовых, например, более 60% массовых.

Предпочтительно, выбирают достаточное давление гидрокрекинга (чтобы увеличить цетановый индекс и цетановое число полученных дистиллятов), достаточную фракцию гидрокрекированных выходящих потоков вводят во фракции, состоящие из предварительно очищенного нефтепродукта P_A, и необязательно дизельную фракцию прямого погона непосредственно из P1 вводят в P_A после гидроочистки (HDT) при достаточном давлении так, что предварительно очищенный нефтепродукт P_A включает дизельную фракцию с цетановым числом, по меньшей мере, 48, или 49, или 50, обычно, по меньшей мере, 51 или даже 52. Предпочтительно, в частности, если нефтепродукт P_A предназначен для европейского рынка, цетановое число дизельной фракции указанного нефтепродукта составляет более 51, например, в диапазоне от 52 до 70.

Указанное использование гидрокрекинга, в частности гидрокрекинга при среднем или высоком давлении, является неожиданным в схеме облагораживания: установка для гидрокрекинга представляет собой «ведущую в линии» установку, часто наиболее дорогую установку на нефтеперерабатывающем заводе, и только некоторые нефтеперерабатывающие заводы имеют ее. Характерной чертой гидрокрекинга в нефтепереработке является получение погонов дизельного топлива, и/или керосина, и/или основания нефти очень высокого качества. Это обычно является несвойственным для философии облагораживания предшествующего уровня техники.

Варианты при переработке с деасфальтизацией

В дальнейшем характерном варианте данного изобретения осуществляют стадию деасфальтизации, по меньшей мере, для части вакуумного остатка углеводородного сырья или сырой нефти P1, получая поток деасфальтированной нефти DAO и поток асфальта As и, по меньшей мере, часть указанного потока As смешивают, по меньшей мере, с одним смешивающим углеводородным потоком, обычно полученным непосредственно из сырья или после, по меньшей мере, частичной переработки, чтобы получить (после отделения определенных фракций смеси) воссозданный нефтепродукт или светлый нефтепродукт.

В одной особой диспозиции:

a) условия смешивания и, в частности, относительное количество потока для смешивания по сравнению с количеством асфальта As и состав потока для смешивания выбирают так, что вакуумный остаток указанного воссозданного или светлого нефтепродукта имеет содержание асфальта, которое значительно выше, чем данное содержание в вакуумном остатке, подаваемом в установку для деасфальтизации.

Вакуумный остаток воссозданного нефтепродукта может иметь увеличенное содержание асфальтенов, превышающее, по меньшей мере, на 18% содержание асфальтенов вакуумного остатка, направляемого на деасфальтизацию, часто увеличенное, по меньшей мере, на 22% или даже, по меньшей мере, на 26%, предпочтительно, по меньшей мере, на 30% и весьма предпочтительно, по меньшей мере, на 35% по сравнению с количеством асфальтенов в исходном вакуумном остатке.

Обычно сырую нефть A1 и/или углеводородное сырье выбирают так, чтобы содержание асфальтенов исходного вакуумного остатка, например, вакуумного остатка сырой нефти A1 или сырья, составляет менее 12% массовых, часто менее 11% массовых, предпочтительно менее 10% массовых или 8% массовых и весьма предпочтительно менее 7% массовых, например, в диапазоне от 0,5 до 6,5% массовых.

Содержание асфальтенов вакуумного остатка воссозданной нефти может, в зависимости от ситуации, составлять более 8% массовых, как правило, более 10% массовых, обычно более 11% массовых. Предпочтительно оно находится в диапазоне от 12% массовых до 25% массовых и весьма предпочтительно в диапазоне от 13% массовых до 20% массовых. Таким образом, получают высокие концентрации асфальтенов, которые снижают объем серосодержащего остатка.

Вакуумный остаток, подаваемый на деасфальтизацию, может включать соединения, которые были подвергнуты гидрокрекингу, например, термическому крекингу водородом или гидроочистке. Обычно и предпочтительно указанный вакуумный остаток представляет собой непереработанный остаток, включающий некрекированные асфальтены, по меньшей мере, основная часть которых или все количество которых не подвергались химической переработке или предшествующей операции крекинга.

Поток для смешивания преимущественно включает фракцию с содержанием серы, которое существенно снижено по сравнению с содержанием исходного DAO, например, все количество или часть самого DAO, после гидроочистки, и/или гидроконверсии, и/или гидрокрекинга, в неподвижном, движущемся или кипящем слое, как описано для примера 4. Он также может включать часть исходного вакуумного остатка или поток сырой нефти (или фракцию сырой нефти), в частности, если указанная сырая нефть имеет вакуумный остаток с содержанием асфальтенов менее 11% массовых, или 10%, или 9%, или предпочтительно 8% и весьма предпочтительно 7%. Обычно поток или потоки для смешивания включают вакуумный остаток с содержанием серы менее 1,25% массового или менее 1% массового и, предпочтительно, менее 0,8% массового или даже менее 0,6% массового. Указанное воссоздание нефти с концентрацией асфальтенов можно осуществить на всем количестве или части фракции вакуумного остатка сырья или нефти P1.

Указанная схема переработки остатка описана на фигуре 4.

В особом варианте изобретения, описанном на фигуре 5, переработка остатка включает деасфальтизацию (SDA) части остатка, гидроочистку (RHDT) или гидроконверсию (RHDC) дополнительной части остатка и смешивание, по меньшей мере, части асфальта из деасфальтизации и, по меньшей мере, части выходящего потока гидроочистки или гидроконверсии для получения предварительно очищенного нефтепродукта P_B. Указанный предварительно очищенный нефтепродукт также может включать часть исходного остатка и/или дополнительной сырой нефти или фракции дополнительной сырой нефти. Данная схема переработки является преимущественной, когда исходный вакуумный остаток или фракция вакуумного остатка остатка R имеет относительно высокое содержание асфальтенов, такое как от 8 до 20% массовых, или от 9 до 18% массовых, в частности, от 10 до 18% массовых, или от 11 до 16% массовых и обычно от 12 до 16% массовых. В данном случае уменьшение асфальтенов гидроконверсией может концентрировать другие асфальтены, не делая концентрацию слишком высокой. Доля гидроконвертированного остатка находится, например, в диапазоне от 15 до 75% массовых, часто в диапазоне от 20 до 65% массовых.

В дальнейшем характерном варианте изобретения установка для переработки углеводородов (I) по изобретению производит, по меньшей мере, два отдельных нефтепродукта P_A и P_B, обычно предназначенные для направления по отдельности на один или несколько нефтеперерабатывающих заводов по трубопроводу и/или нефтяным танкером.

Как правило, два указанных нефтепродукта предназначены для раздельной транспортировки нефтяными танкерами на расстояния, превышающие 1000 км или даже 1500 км и обычно на различные нефтеперерабатывающие заводы.

Используя различные составы для двух нефтепродуктов, можно улучшить их общую способность к облагораживанию. Таким образом, например, нефть, которая богата керосином, обычно имеет более высокую способность к облагораживанию в США; нефть, которая богата дизельным топливом с высоким цетановым индексом или числом, обычно имеет высокую способность к облагораживанию в Европе, в то время как данная характеристика менее важна в США.

Нефть, включающая серосодержащий вакуумный остаток в больших количествах, как правило, является более легко облагораживаемой на Дальнем Востоке, чем в Европе.

Обычно один из двух нефтепродуктов отличается от другого, по меньшей мере, на 10%, обычно на 15% и, как правило, на 20%, по меньшей мере, одним из следующих параметров: массовым процентом керосина, массовым процентом дизельного топлива, массовым процентом вакуумного остатка, содержащего более 1,25% массовых серы.

Как правило, один из двух нефтепродуктов включает дизельный погон с цетановым числом CI, которое выше, по меньшей мере, на 2 единицы, обычно на 3 единицы и, как правило, на 4 единицы по сравнению с другим нефтепродуктом.

- В первом варианте осуществления один из двух нефтепродуктов P_A не содержит вакуумный остаток, содержащий более 1,5% массового серы, обычно не содержит остаток, содержащий более 1,25% массового серы или даже больше 1% массового серы или предпочтительно более 0,8% массового, в то время как другой нефтепродукт P_B включает вакуумный остаток с содержанием серы S_RB, составляющим более 1,25% массового и обычно более 1,5% массового. P_A может включать вакуумный остаток с содержанием серы 1% массовый или менее.

- В особом варианте вышеуказанного режима нефтепродукт P_A представляет собой нефтепродукт, по существу не содержащий асфальтены (обычно менее 400 част./млн) или даже вакуумный остаток с температурой кипения 565ºC или более. Если P_A содержит вакуумный остаток, он обычно имеет содержание серы S_RA менее 0,4% массового, обычно менее 0,2% массового, например, менее 0,1% массового или менее 100 част./млн.

Отношения процентов массовых двух данных нефтепродуктов по погону керосина и/или дизельного топлива, в таком случае, удовлетворяют одному или нескольким нижеследующим неравенствам:

K_A/K_B> 1,1 (или 1,15, или 1,2, или 1,3, или 1,4),

D_A/D_B> 1,1 (или 1,15, или 1,2, или 1,3, или 1,4),

CI_A-CI_B> 2(или 3, или 4, или 5),

где K_A и K_B обозначают массовые проценты керосина в нефтепродуктах P_A и P_B, D_A и D_B представляют массовые проценты дизельного топлива в нефтепродуктах P_A и P_B и CI_A и CI_B представляют цетановые числа дизельного топлива в нефтепродуктах P_A и P_B.

Данную разницу в цетановом числе можно получить введением в дистиллят P_A относительно больших количеств гидрокрекированного дизельного топлива, в частности гидрокрекированного под высоким давлением, когда установка (I) включает установку для гидрокрекинга. Это также можно получить введением в дистиллят P_A дизельного погона, который был подвергнут более серьезной гидроочистке, например, при более низкой среднечасовой скорости подачи сырья (HSV) или при более высоком давлении. Массовое отношение между нефтепродуктом P_A и нефтепродуктом P_B может, например, составлять от 0,6 до 6, обычно от 1,2 до 5 и, в частности, от 1,5 до 4,5.

В дополнительном характерном варианте изобретения углеводородное сырье установки (I) включает остаток переработки R₀, обычно поставляемый нефтяным танкером и поступающий, например, с нефтеперерабатывающих заводов, которые расположены более чем в 1000 или даже в 1500 км, например, с нефтеперерабатывающих заводов, которые имеют избыток серосодержащего нефтяного топлива из Европейского Союза.

Указанный остаток R₀ обычно включает, по меньшей мере, 30% массовых, или 40% массовых, или даже 50% массовых вакуумного остатка нефтепереработки, предпочтительно, некрекированный вакуумный остаток, т.е. прямогонный вакуумный остаток. Указанный остаток, который не был крекирован в установке для легкого крекинга или аналогичной, является лучшим сырьем для, по меньшей мере, частичного превращения нефти по изобретению. Транспортировка остатка переработки в область газодобычи для превращения указанного остатка в нефтепродукт является вариантом, который может непосредственно снизить избыток серосодержащего нефтяного топлива.

Остаток R₀ также может включать ароматические погоны, получаемые из установки для каталитического крекинга в псевдоожиженном слое (обычно называемого FCC) нефтеперерабатывающего завода (обычно кипящие от 220 до 550ºC, в частности, от 220 до 343ºC (погон LCO) или от 340 до 550ºC (погон HCO).

Остаток также может включать легкий разбавитель, такой как нафта или керосин, для снижения своей вязкости, и это придает ему способность к транспортировке в обычном нефтяном танкере без необходимости нагревания или поддержки температуры выше 40 или даже 30ºC, предпочтительно без существенного нагревания остатка в течение транспортировки и более предпочтительно без какого-либо нагревания.

Остаток R₀ может включать:

- от 30 до 80% массовых и обычно от 40 до 70% массовых вакуумного остатка прямого гона с нефтеперерабатывающего завода;

- от 0 до 50% массовых и обычно от 10 до 40% массовых ароматических погонов каталитического крекинга (LCO/HCO);

- от 0 до 30% массовых и обычно от 5 до 20% массовых разбавителя, обычно состоящего из погона нефтепереработки, кипящего ниже 340ºC.

Каталитические стадии: HDT, HDC, HDK, RHDT, RHDC (включая варианты умеренного гидрокрекинга, гидрокрекинга при среднем давлении и гидрокрекинга при высоком давлении) можно осуществить в одном из предпочтительных вариантов изобретения с макроскопическими твердыми катализаторами на носителе, причем указанный термин применяется, по изобретению, к гранулированным твердым веществам или экструдатам с характерным размером (диаметр для гранул или эквивалентный диаметр (соответствующий такому же поперечному сечению) для экструдатов) в диапазоне от 0,4 до 5 мм, в частности, примерно от 0,8 до 3 мм. Указанные катализаторы включают, по меньшей мере, один металл или соединение металла из группы VIB (включающей молибден и вольфрам) и, по меньшей мере, один металл или соединение металла из группы VIII (включающей никель). Таким образом, данный вариант исключает катализаторы, используемые в суспензии, которые обычно имеют характеристические размеры, которые равны или примерно равны 100 микрометров и которые обычно не включают ассоциацию металлов из указанных групп.

Однако способы переработки остатка (RHDT, RHDC) можно использовать с макроскопическими твердыми нанесенными на носитель катализаторами, включающими, по меньшей мере, один металл или соединение металла из группы VIB и металл или соединение металла из группы VIII, а не с катализаторами, используемыми в суспензии. В таком случае, по одному предпочтительному варианту изобретения используют исключительно катализаторы твердого макроскопического типа, включающие, по меньшей мере, один металл или соединение металла из группы VIB и, по меньшей мере, один металл или соединение металла из группы VIII, которые обычно имеют лучшую активность обессеривания, чем катализаторы, используемые в суспензии, и которые не обладают основными проблемами с количеством твердого вещества в нефтепродуктах P_A и/или P_B, получаемых по изобретению. Кроме того, обычно они производят меньшее количество газа. Одной характеристикой процессов в суспензии является осуществление более сильной конверсии (вплоть до более 90%, или 95%, или даже 98% массовых перегоняющихся соединений: вакуумного дистиллята или более легких соединений). Конечный остаток является нестабильным и нагруженным углеродсодержащими твердыми веществами.

Однако в дальнейшем предпочтительном варианте изобретения конверсию остатка осуществляют при очень высокой конверсии в диапазоне [70-98% массовых], предпочтительно [80-98% массовых] или в кипящем слое, после чего следует деасфальтизация, или, предпочтительно, в виде суспензии, после чего необязательно следует деасфальтизация, в частности, для рециркуляции катализатора с асфальтом. В данных случаях конечный остаток является нестабильным, и его сжигают на месте, например, в печи для сжигания отходов/паровом котле для получения пара под давлением.

Конверсия суспензии, таким образом, является важной, поскольку она может свести к минимуму конечный остаток, используя очень высокий уровень конверсии.

Далее различные варианты данного изобретения будут объяснены более детально со ссылкой к сопровождающим чертежам, на которых:

- Фигура 1 представляет пример установки для переработки углеводородного сырья для использования углеводородного сырья, использующего очищенный газ из месторождения по изобретению. Установку снабжают сырьем C, включающим три компонента: сырую нефть P1, подаваемую по линии 1, обычно природную жидкую транспортабельную нефть; сырую нефть P2, необязательно природную жидкую и транспортабельную, или более тяжелую сырую нефть, которая является вязкой и/или имеет высокую температуру застывания и которую, таким образом, трудно или невозможно транспортировать с использованием необогреваемого трубопровода; и, наконец, остаток переработки R₀, подаваемый по линии 3.

Данные три компонента сырья перерабатывают по отдельности или в виде смеси в установке 100. Данная установка обычно представляет собой перегонку по существу при атмосферном давлении или, более кратко, фракционирование (упрощенная перегонка с ограниченным числом стадий). В одном варианте сырье C может быть предварительно крекировано полностью или частично (например, после исключения легких фракций) в установке 100. Указанный предшествующий крекинг может включать:

a) термический крекинг в атмосфере водорода (легкий гидрокрекинг); или

b) крекинг в присутствии водородотдающего разбавителя, обычно называемого HDD и обычно состоящего из предварительно гидрированного ароматического погона; или

c) гидроконверсию в суспензионном реакторе.

Предпочтительный вариант для установки 100 представляет собой простое фракционирование в две стадии без предварительного крекинга:

перегонку или упрощенное фракционирование по существу при атмосферном давлении;

затем вакуумную перегонку.

Обычно установка 100 производит: газ, включающий углеводороды, содержащие от 1 до 4 атомов углерода, обычно обрабатываемый ниже по потоку для выделения жидких фракций: пропана и бутана, удаляемых посредством линии 4; нафту (N), удаляемую посредством линии 5; керосин/дизельное топливо (K/D), удаляемые посредством линии 6; погон газойля или атмосферного газойля (GO), удаляемый посредством линии 7; вакуумный газойль (VGO), удаляемый посредством линии 8; вакуумный остаток R1, удаляемый посредством линии 12; ароматический погон (LCO/HCO), получаемый из остатка R0, удаляемый посредством линии 13.

Погоны керосина, дизельного топлива и атмосферного газойля (определенные далее в описании) подвергают гидроочистке (HDT) на установке 200. Гидроочищенный керосин/дизельное топливо удаляют посредством линии 201; фракцию можно удалить посредством линии 202, чтобы продать в качестве очищенного продукта, например, моторного газойля.

Фракцию атмосферного газойля (GO) удаляют после гидроочистки посредством лини 203; часть указанного гидроочищенного газойля можно удалить посредством линии 204 для продажи в качестве топлива коммунально-бытового назначения или в качестве печного топлива. Другие фракции также можно подвергнуть гидроочистке в установке 200, такие как нафта (N), подаваемая посредством линий 9, затем 6, или вакуумный газойль (VGO), подаваемый посредством линии 11. Установку для гидроочистки (дистиллята) 200 также снабжают водородом посредством линии 502, причем указанный водород получают из газа из месторождения (или очищенного газа из месторождения). Как правило, установка для гидроочистки 200 может включать общую или раздельную гидроочистку каждого из перерабатываемых погонов.

На фигуре 1 заявители показывают две выходящие линии 201 и 203, соответствующие двум раздельным гидроочисткам. Также можно отдельно подвергнуть гидроочистке керосин, чтобы продать фракцию указанного керосина в виде очищенного продукта, или гидроочистке все дистилляты в виде смеси в общем устройстве для гидроочистки.

Вакуумный газойль (VGO) удаляют из установки 100 посредством линии 8 и, по меньшей мере, частично снабжают установку 300 для переработки тяжелых дистиллятов. Данная установка также может переработать фракцию атмосферного газойля (GO), подаваемого посредством линий 10, а затем 8. Она также может переработать деасфальтированную нефтяную фракцию (DAO), подаваемую посредством линий 401, а затем 8. Установка 300 может представлять собой установку для гидроочистки (HDT) или, в предпочтительном варианте изобретения, установку для гидрокрекинга (HDK) в одном из вариантов, описанных выше.

Весьма предпочтительно, гидроочистку (HDT) осуществляют до гидрокрекинга. Установку 300 снабжают водородом посредством линии 503, причем указанный водород обычно получают из газа из месторождения. Выходящие потоки из установки 300 удаляют посредством линии 301.

Обычно при осуществлении гидрокрекинга при достаточно высоком давлении, таком как 8 МПа или 10 МПа или, предпочтительно, 12 МПа, или, более предпочтительно, 15 МПа, выходящие потоки из установки 300 включают дизельный погон с цетановым индексом и цетановым числом, составляющим более 52, обычно более 54, предпочтительно более 56 и более предпочтительно более 60.

Остаток R1, удаляемый из установки 100 посредством линии 12, подают в установку переработки остатка 400. Обычно, R1 представляет собой вакуумный остаток или остаток, включающий вакуумный газойль (VGO), или атмосферный остаток. В установку 400 также (необязательно) подают ароматический погон, полученный из остатка переработки R₀. Данный ароматический погон обычно может включать погоны, полученные из установки для каталитического крекинга (FCC), например, погоны, кипящие в области кипения керосина и дизельного топлива, обычно известные как LCO, или атмосферного и вакуумного FCC газойля, известные как HCO. Данный погон также может включать газойль низкого качества, полученный на нефтеперерабатывающем заводе, например, погон, кипящий в той же области перегонки, что и LCO и/или HCO, получаемый из установки для коксования. Установка для переработки остатка 400 может включать гидроочистку остатка (RHDT) или гидроконверсию остатка (RHDC), обычно при высоком давлении, например, при общем давлении в диапазоне от 10 до 25 МПа.

RHDT гидроочистку или каталитическую гидроконверсию RHDC остатков можно осуществить в одном или нескольких реакторах с неподвижным, движущимся или кипящем слое или в виде суспензии. Другие схемы переработки остатка R1 показаны на фигурах 2, 4 и 5. Установку 400 также снабжают водородом, полученным из газа из месторождения, подаваемым посредством линии 504. Установка 400 обычно производит выходящий поток, движущийся в линии 403. Она также может давать поток деасфальтированной нефти (DAO), движущийся в линии 401, и поток кокса или асфальта (в частности, жидкого), удаляемый посредством линии 402. Однако в предпочтительных вариантах изобретения кокс или асфальт, удаляемый сам по себе (ни смешанный с нефтью, ни с топливом), не образуется.

При использовании гидроочистки в кипящем слое конверсия в VGO или легкие продукты обычно ограничена до 30-70%, не превышая уровень конверсии, придающий конечному остатку нестабильность. Рабочие условия (в частности, давление водорода, температура) и катализатор можно выбрать так, чтобы конечный остаток содержал менее 1% массового серы. Однако основную стоимость можно свести к минимуму, работая при более высокой среднечасовой скорости подачи сырья (HSV), если конечный остаток необходимо обессеривать только до 2% массовых серы.

Подвергнутые гидроочистке дистилляты, движущиеся в линиях 201 и 203, объединяют в линии 205, затем смешивают, по меньшей мере, частично с выходящими потоками из установки 300, движущимися в линии 301, и пополняют нафтой (N), подаваемой посредством линии 5, и с подпиткой газом, в частности, бутаном и пропаном, которые можно растворить в более тяжелых жидких продуктах, подаваемых посредством линий 4, затем 5. В таком случае, полная смесь образует по существу не содержащий асфальтены предварительно очищенный нефтепродукт P_A. Выходящие потоки из установки 400, движущиеся в линии 403, обычно пополняют потоком гидроочищенных дистиллятов, движущихся в линии 206, и потоком тяжелого лигроина, движущегося в линии 16 (полученного в установке 100, выход, соответствующий установке 100, не показан на фигуре 1).

Переработанный остаток, разбавленный указанными относительно легкими фракциями, в таком случае составляет остаточный нефтепродукт P_B или воссозданную нефть, которая обычно также является предварительно очищенной, когда она включает подвергнутые гидроочистке соединения. Необязательно, нефтепродукт P_A и нефтепродукт P_B можно смешать, используя соединяющую линию 302.

Установка, показанная на фигуре 1, также включает линии 14 и 15 для удаления газа и нафты (N) для продажи бутана/пропана и нафты соответственно.

Фигура 1 также показывает установку 500 для получения водорода из очищенного газа из месторождения, подаваемого линией 501, причем полученный водород движется по линиям 502, 503, 504, обеспечивая установки 200, 300 и 400 соответственно.

Установка 500 может включать любой известный тип производства водорода (например, реформинг водяным паром + конверсию CO водяным паром + фракционирование адсорбцией PSA или любой другой режим производства, включая стадию частичного окисления, например, с использованием автотермического процесса).

Фигуры 2-6 показывают варианты оборудования или частей оборудования по изобретению с использованием такой же нумерации линий или установок, как на фигуре 1.

Фигура 2 показывает оборудование для переработки углеводородов по изобретению с особой схемой для установки переработки исходного сырья 100. Установка 100a представляет собой установку для фракционирования перегонкой атмосферного типа, работающую, например, при давлении головной части колонны в диапазоне от 0,105 до 0,18 МПа, предпочтительно с ограниченным числом стадий разделения, например, от 2 до 10 теоретических тарелок или даже от 2 до 6 теоретических тарелок. Можно использовать основную отгонку низкокипящих фракций с помощью водяного пара, например, более 40% массовых, или 60% массовых, или даже 100% массовых относительно кубовых продуктов, причем данное отношение отгонки и температуру нижней части колонны 100a выбирают так, чтобы получить, по меньшей мере, один дистиллят с конечной точкой (ASTM) более 380ºC, например, в диапазоне от 390 до 470ºC, в частности, в диапазоне от 400 до 460ºC. Данный дистиллят, таким образом, включает фракции типа легкого вакуумного газойля (LVGO), кипящие от 371 до 460ºC, которые можно удалить посредством линии 6a, в виде смеси с другими фракциями, таким, как керосин (K), дизельное топливо (D) и атмосферный газойль (GO). Затем весь дистиллят подвергают гидроочистке, предпочтительно, в виде смеси в установке 200. Продукт из нижней части колонны 100a двигается в линии 12a и затем подразделяется на фракцию, подаваемую в колонну вакуумной перегонки 100b, и фракцию, которую не подвергают вакуумной перегонке, посредством байпаса установки 100b по линии 12b и смешиванием с кубовым остатком из установки 100b (вакуумный остаток). Полученную в результате смесь R1, обычно включающую вакуумный остаток и относительно тяжелую часть вакуумного газойля, затем направляют в установку 400. Обычно для оборудования, показанного на фигуре 2, установка 400 является установкой для гидроконверсии с неподвижным, движущимся, кипящим слоем или суспензией, предпочтительно установкой для гидроконверсии с неподвижным или кипящим слоем(ями). Относительно тяжелый вакуумный газойль, отделенный в виде головного погона колонны 100b, гидрообессеривают, затем гидрокрекируют в установке 300, например, при среднем давлении в диапазоне от 7 до 12 МПа или при более высоком давлении в диапазоне от 12 до 20 МПа, получая конверсию в продукты, кипящие ниже 371ºC, в диапазоне от 42 до 94% массовых, в частности, в диапазоне от 45 до 85% массовых и в качестве примера в диапазоне от 50 до 80% массовых относительно гидрокрекированного сырья. В одном варианте весь продукт из нижней части колонны 100a направляют в установку для вакуумной перегонки 100b. В дальнейшем варианте от 10 до 90%, в частности, от 20 до 80%, или от 30 до 70% и в качестве примера от 40 до 60% массовых продукта из нижней части колонны 100a пускают в обход вакуумной перегонной колонны 100b. Затем вакуумную перегонку обеспечивают оставшейся частью, т.е. от 10 до 90%, от 20 до 80%, от 30 до 70% или от 40 до 60% массовых продукта из нижней части колонны 100a. Оборудование, показанное на фигуре 2, позволяет регулировать количество гидрокрекированного сырья, которое можно получить, до количества, необходимого для конкретной цели, например, полное количество дизельного погона и/или желательный минимум цетанового индекса или числа в комбинации с другими параметрами (конверсией и давлением гидрокрекинга).

Фигура 3 показывает пример установки для переработки вакуумного газойля 300, включающей:

- установку для гидрокрекинга 300a (обычно после гидроочистки), снабжаемую посредством линии 8a сырьем, включающим относительно легкий вакуумный газойль (LVGO) или смесь (LVGO+VGO);

- установку для гидроочистки или умеренного гидрокрекинга 300b (конверсия от 20 до 42% массовых) для сырья, подаваемого посредством линии 8b и включающего относительно тяжелый вакуумный газойль (HVGO) или смесь (HVGO+VGO), причем указанное сырье возможно пополнено деасфальтированной нефтью (DAO), подаваемой посредством линии 31. Пропорция общего сырья из установки 300, которое снабжает установку 300a, может варьироваться от 20 до 80%, например, или от 30 до 70% массовых. Установки 300a и 300b также могут снабжаться таким же сырьем, например, VGO.

Установку снабжают водородом посредством линий 503a и 503b, их выходящие потоки движутся в линиях 301a и 301b, и их смешивают ниже по потоку, и они образуют часть состава нефтепродукта P_A.

Данная блок-схема сохраняется для гидрокрекинга относительно легкого сырья, которое является более легким для гидрокрекинга, и позволяет осуществить умеренную гидроочистку и/или гидрокрекинг, что является более простым, на относительно тяжелом сырье (которое, например, может иметь начальную точку (метод ASTM), которая выше на 15-110ºC, чем это значение для относительно легкого сырья).

Фигура 4 показывает комбинацию варианта установки 400 для переработки остатка R1, включающего установку для деасфальтизации растворителем 400a (пропан, бутан, гексан или их смесь или другой растворитель), с установкой 300c для конвертирования полученного деасфальтированного нефтепродукта (DAO). Предпочтительно, установка 300c не только осуществляет гидроочистку, но также осуществляет гидроконверсию подаваемого DAO в неподвижном слое или, как является предпочтительным, в кипящем слое. В качестве примера, конверсия продуктов, кипящих ниже 371ºC, может, например, составлять от 30 до 80% массовых или от 40 до 70% массовых относительно сырья DAO. Крекинг может представлять собой гидрокрекинг (HDK) или умеренный гидрокрекинг (M-HDK) после гидроочистки или гидроконверсии (HDC), например, в кипящем слое. Указанную гидроконверсию можно осуществить при среднем давлении (например, примерно от 5 до 12 МПа). Гидроконвертированный выходящий поток из установки 300c движется в линиях 403a, затем 403 для смешивания с асфальтом, удаляемым из установки 400a посредством линий 403a, затем 403. Фракцию начального остатка R1 (например, от 5 до 50% массовых) можно также направить в обход деасфальтизации посредством линии 12d и ввести в смесь. Фракцию выходящего потока из установки 300c (например, от 5 до 60% массовых) также можно удалить посредством линии 304, например, для введения в нефтепродукт P_A. Значительная конверсия DAO приводит к снижению доли некрекированного нефтепродукта в конечной смеси и дает, как уже указано, концентрацию асфальтенов в конечном остатке (обычно нефтепродукт P_B), в частности для остатков с умеренным содержанием асфальтенов.

В качестве примера, можно фракционировать светлую арабскую сырую нефть (или любую другую природную сырую нефть) атмосферной перегонкой, затем вакуумной перегонкой, осуществить деасфальтизацию пентаном на вакуумном остатке R1, чтобы получить, по сравнению с R1, обычно примерно 80% массовых DAO и 20% массовых асфальта As в случае светлой арабской нефти. Затем DAO можно подвергнуть гидроконверсии HDC или довольно серьезной гидроочистке HDT в водороде, давление которого находится в диапазоне от 7 до 14 МПа, например, чтобы сделать указанную DAO совместимой с ее последующей подачей на каталитический крекинг в псевдоожиженном слое (на нефтеперерабатывающем заводе, отличном от установки по изобретению). Предпочтительно указанную DAO подвергают умеренному гидрокрекингу (M-HDK) при давлении водорода, которое аналогично, но с катализатором, дающим средний крекинг, для получения конверсии от 30 до 40% массовых, в основном, в погоны газойля GO и керосина K. Все количество или часть выходящего потока из гидроконверсии или гидроочистки или умеренного гидрокрекинга DAO затем можно смешать с асфальтом As (предпочтительно хранимым в жидкой форме) и другими перегоняемыми фракциями: нафтой, керосином, газойлем, вакуумным дистиллятом, полученными в результате фракционирования исходной сырой нефти, причем указанные фракции предпочтительно подвергают гидроочистке заранее, в частности, керосин типа K или более тяжелые фракции, получая воссозданный нефтепродукт P_B с высокой текучестью, который можно транспортировать по необогреваемым трубопроводам (как в случае нефтепродукта P_A).

Также может быть желательно разбавить асфальт As не для воссоздания нефтепродукта P_B, а топлива, в частности HTS (топлива с высоким содержанием серы, обычно менее 3, 3,5 или 4% массовых серы в зависимости от национальных стандартов). Часть или все количество указанного HTS топлива можно преимущественно использовать локально в качестве бункерного топлива для нефтяных танкеров. В данном случае можно смешать асфальт As с уменьшенным количеством разбавителя предпочтительно обессеренного. Можно использовать часть гидроочищенной DAO или предпочтительно выходящий поток умеренного гидрокрекинга (M-HDK) из DAO, в частности, наиболее легкие полученные фракции (GO, LVGO, VGO). Также можно использовать часть или легкую фракцию выходящего потока гидроочистки или умеренного гидрокрекинга VGO или смеси VGO-DAO в любых пропорциях. Пропорция разбавителя относительно асфальта As обычно находится в диапазоне от 25 до 150% массовых, и ее выбирают в виде функции двух критериев: необходимости подходящей вязкости для топлива (и, таким образом, достаточного количества достаточно жидкого разбавителя) и требуемого содержания серы для топлива. Топливо также можно получить, разбавляя асфальт небольшим количеством отбензиненной нефти. Наконец, топливо может быть подвергнуто легкому крекингу или легкому гидрокрекингу для снижения его вязкости.

В данном варианте изобретения с производством топлива получают белое масло P_A, которое обычно минимально обессерено, и небольшое количество (например, от 5 до 15% массовых) топлива с содержанием серы, которое обычно меньше содержания серы в вакуумном остатке исходной сырой нефти. Фракции VGO исходной сырой нефти можно обычно переработать HDT, M-HDK или гидрокрекингом при среднем или высоком давлении перед тем, как обычно быть введенными в белое масло P_A, по меньшей мере, с частью DAO после HDT или M-HDK фракций K или GO, обычно гидроочищенных, и фракциями нафты, которые могут быть или не быть обессерены, причем все указанные фракции получают из исходной сырой нефти. Содержание серы в белом масле P_A может составлять менее 500 част./млн, или даже менее 150 част./млн, или даже 10 част./млн.

Очевидно, что все технические черты, описанные выше, можно использовать для получения не топлива, а нефтепродукта P_B. Аналогично, производство (нефтепродукта P_A + нефтепродукта P_B) или [нефтепродукта P_A + топлива] не препятствует производству определенного количества очищенных продуктов, в частности нафты, бензина, керосина и/или газойля. В частности, некоторые из указанных продуктов, керосин и газойль, можно получить посредством HDT GO и/или HDK или MP-HDK VGO и/или DAO. Бензин можно получить реформингом или гидроизомеризацией нафты. В случае реформинга это может дать, по меньшей мере, часть водорода, используемого для установок H₂ (HDT, HDK и т.д.).

Фигура 5 показывает установку для переработки остатка, включающую установку для обессеривания 400a и, кроме того, установку 400b для гидроочистки остатка (RHDT) или для гидроконверсии остатка (RHDC). Фракцию остатка R1 (например, в диапазоне от 25 до 75% массовых или в диапазоне от 30 до 70% массовых) подают в установку 400b посредством линии 12e, причем выходящий поток удаляют посредством линии 403b. Фракция остатка R1, снабжающая установку для деасфальтизации 400a, обычно находится в диапазоне от 25 до 75% массовых или в диапазоне от 30 до 70% массовых. Дополнительная фракция, обычно в диапазоне от 0 до 50% массовых, может необязательно обойти установки 400a и 400b. Данная фракция также может быть нулевой, причем весь остаток R1 перерабатывают. Поток разбавителя (например, все количество или часть DAO после гидроконверсии, как показано на фигуре 4) можно ввести в общий выходящий поток (из 403a, 403b и, необязательно, непереработанной части R1) посредством линии 303. Данная схема обработки подходит для остатков со значительным процентным содержанием асфальтенов (например, более 10% массовых), как показано выше. В одном варианте весь остаток R1 снабжает секцию 400b; в таком случае деасфальтизация больше не присутствует.

Обычно в установке (I) по изобретению выходящие потоки из каждого устройства 200, 300, 400 можно удалить без фракционирования или с частичным фракционированием. В качестве примера, выходящие потоки гидрокрекинга (установка 300, в частности, типа M-HDK, MP-HDK или HDK, предпочтительно один проход, обычно с умеренной конверсией от 30 до 60% массовых) можно удалить без фракционирования выходящего потока гидрокрекинга (или фракционируя только часть неконвертированного вакуумного газойля для его рециркуляции). Можно просто осуществить отгонку полученного H₂S. Для установки 400 и составления нефтепродукта P_B также предпочтительно не разделять или только частично разделять, обычно без рециркуляции фракций. Если осуществляют гидроконверсию, тогда предпочтительно количество легкого лигроина на выходе ограничивают для улучшения стабильности гидроконвертированных остатков. Отношение легкий лигроин/тяжелый лигроин для нефтепродукта P_B может необязательно составлять менее 0,3, или даже 0,2, или даже 0,15.

В общем, независимо от того, какую переработку осуществляют по изобретению, предпочтительно, ищут максимальную термическую интеграцию, чтобы избежать, насколько возможно, охлаждения, а затем промежуточного нагревания продуктов и хранения промежуточного продукта между различными устройствами. В качестве примера, если используют оборудование типа, который показан на фигуре 1, включающее установку 100 для начальной перегонки, а затем вакуумной перегонки, установку 200 для гидроочистки средних дистиллятов, установку 300 для гидроочистки HDT или гидрокрекинга (M-HDK, MP-HDK или HDK), установку 400 для гидроконверсии остатков, например в кипящем слое или в суспензии, тогда предпочтительно избегают любое промежуточное охлаждение вместе с хранением между установкой 100 и установками 200, 300 и 400. Однако ограниченное охлаждение погонов, полученных дистилляционными колоннами установки 100, можно необязательно осуществить так, что насосы, передающие указанные погоны к установкам 200, 300, 400, обычно под высоким давлением водорода и высоким общим давлением, работают при температуре, которая не является избыточной, например, между 150 и 350ºC.

Термическая интеграция необязательно может привести к применению обменной колонны для повторного нагрева исходной сырой нефти на входе установки 100 выше по потоку от колонны для атмосферной перегонки или устройства для обессоливания, причем указанная обменная колонна обеспечивает теплообмен со всем количеством или частью выходящих потоков из установок 200, 300 и 400. При этом используют обменную колонну для сырья/выходящего потока, которая располагается, главным образом, не в установке для фракционирования 100, а в оборудовании для обработки всей сырой нефти. Данный тип интегрированного термического оборудования также можно использовать с любым типом оборудования по изобретению, и это является возможным потому, что указанное оборудование является намного менее сложным, чем полный нефтеперегонный завод и, таким образом, позволяет более глубокую интеграцию. В качестве примера, это также применимо для вариантов оборудования с деасфальтизацией, входящая сырая нефть может также обмениваться теплом со всем количеством или частью выходящих потоков из любой установки для HDT GO, K, VGO, DAO (по отдельности или в виде смеси) и/или любой установки для HDK, M-HDK, MP-HDK VGO и/или DAO (по отдельности или в виде смеси) и/или любым остатком установки RHDC. Промежуточное хранение (например, только горячего жидкого асфальта) также желательно ограничить или избежать. Аналогично, вакуумную перегонку, предпочтительно, осуществляют без охлаждения и хранения при атмосферном давлении, обычно осуществляя упрощенное суммарное фракционирование.

Также можно использовать оборудование с упрощенной конструкцией, используя части, которые являются общими для нескольких установок. В частности, рабочие давления, которые идентичны или аналогичны, можно выбрать для, по меньшей мере, части или всех установок по давлением водорода, таких как HDT, HDK, M-HDK, MP-HDK, HDC или RHDC для GO, K, VGO, DAO или остаточного сырья (отдельно или в виде смеси), чтобы иметь возможность использовать общий водородный контур для множества установок (2 или более), независимо от того, подается водород в установки параллельно или последовательно. Это означает, что для данных установок можно использовать обычный компрессор, а также обычную систему для переработки продувочного газа и/или аминового промывочного газа. В качестве примера, можно использовать установку HDT или M-HDT DAO с водородным контуром, который является общим с установкой VGO MP-HDK. Можно использовать контур, параллельно снабжающий указанные установки, причем давление в линии нагнетания компрессора составляет, например, примерно 10 МПа. Также можно использовать водород последовательно в двух установках, причем давление в соответствующих реакционных зонах отличается примерно на 1-3 МПа.

Аналогично, можно использовать общий водородный контур, параллельный или последовательный, для установок для HDK, например, для VGO, и гидроконверсии остатка RHDT, например, в кипящем слое или суспензии, при давлениях в диапазоне примерно от 13 до 18 МПа.

Дальнейшее упрощение может быть результатом обработки смеси, например, гидроочистки K/GO/VGO в качестве смеси.

Фигура 6 показывает пример потоков сырья и продуктов вокруг установки (I) для использования очищенного газа из месторождения по изобретению. В указанную установку подают сырье с тремя компонентами:

- природной жидкой нефтью P1, которая является легкой для транспортировки, обычно поставляемой нефтяным танкером из отдаленной зоны, которая может располагаться более чем в 2000 км (например, импортируемой из страны с побережья Персидского залива);

- нефтью P2, произведенной близко к установке (I), необязательно тяжелой нефтью, которая является вязкой и тяжелой для транспортировки;

- остатком переработки R₀, полученным, например, из нефтеперерабатывающего завода REF3 в США или, обычно, из государства - члена Европейского Союза.

Установка (I) может производить продукты нефтепереработки PR1,..., PRn (обычно в относительно ограниченных количествах) для местного или регионального рынка. Также она производит, по изобретению, по меньшей мере, один предварительно очищенный нефтепродукт, такой как нефтепродукт P_A, предварительно очищенную нефть, не остаточную, высокого качества и с высокой способностью к облагораживанию, которую можно экспортировать на нефтеперерабатывающий завод REF1, например, нефтеперерабатывающий завод в США или, обычно, в государстве - члене Европейского Союза. Обычно указанная нефть предназначена для нефтеперерабатывающего завода, который нуждается в снижении производства тяжелого нефтяного топлива. Оборудование, показанное на фигуре 6, также производит остаточный нефтепродукт P_B, вакуумный остаток которого включает асфальтены и который обычно имеет содержание серы, которое ниже, чем в остатке исходного сырья, как правило, менее 2% массовых, предпочтительно менее 1% массового и весьма предпочтительно менее 0,8% массового. Данное содержание серы вакуумного остатка P_B обычно превышает 0,52% массового и находится, например, в диапазоне от 0,52 до 0,75% массового. Указанную нефть можно экспортировать и удовлетворительно облагораживать на многих нефтеперерабатывающих заводах, например, нефтеперерабатывающем заводе в США или государстве - члене Европейского Союза или в государстве Южной Америки. Обычно указанная нефть предназначена для нефтеперерабатывающего завода, который имеет выпускное устройство для тяжелого нефтяного топлива, образующегося при ее переработке.

Преимущественно нефтепродукты P_A и P_B имеют составы, подходящие для максимального облагораживания. В качестве примера, нефтепродукт P_A, если он экспортируется в Европейский Союз, может иметь высокое содержание гидрокрекированного дизельного погона (с очень высоким цетановым индексом и числом, например, 54 или более), в то время как остаточный нефтепродукт P_B, особенно если он экспортируется в США, может иметь более низкий цетановый индекс или число. Противоположным образом, содержание в нем керосина преимущественно будет выше, чем в нефти P_A.

Установка (I) из фигуры 6 преимущественно расположена на участке, где газ является обильным и дешевым, обычно близко к большому газовому месторождению.

Необязательно, установку (I) можно смонтировать на основных путях транспортировки нефти, по которым идет импорт нефти из одного континента, для предварительной очистки указанной нефти близко к или близко к месту назначения для одной из огромных глобальных зон потребления, и для реэкспорта предварительно очищенной нефти к основным глобальным зонам потребления, размещенным на других континентах.

Изобретение также можно осуществить, устанавливая оборудование для переработки углеводородов в стране или регионе, производящем сырую нефть. Оборудование в стране, производящей нефть Арабско-Персидского залива, может легко экспортировать остаточный нефтепродукт (P_B) на Дальний Восток, где возможности для тяжелой нефти являются относительно многочисленными, а предварительно очищенный нефтепродукт P_A в Европу, США или Японию.

Если остаток нефтепереработки также перерабатывают, можно использовать нефтяной танкер с двойной целью:

- традиционного использования указанного нефтяного танкера для транспортировки сырой нефти из нефтедобывающей страны А в нефтепотребляющую страну В;

- использования такого же нефтяного танкера, обычно на его обратном пути, для транспортировки остатка переработки (обычно включающего остаток из одного или нескольких нефтеперерабатывающих заводов в стране В) в страну А или страну С, поблизости от А. Тогда установку (I) по изобретению обычно устанавливают в стране А или С, предпочтительно поблизости от порта доставки для транспортируемого остатка.

Изобретение также предлагает способ предварительной очистки сырой нефти P1 для использования газа в любом из вариантов, описанных выше, и, в частности, включающий:

- стадию начального фракционирования нефти P1 для получения фракции F, которая по существу не содержит асфальтены и в основном включает соединения с температурой кипения более 371ºC;

- стадию гидрокрекинга, по меньшей мере, основной части указанной фракции F при общем давлении, по меньшей мере, 7 МПа, предпочтительно в диапазоне от 8 до 18 МПа, в частности в диапазоне от 9 до 15 МПа;

- необязательно, но предпочтительно, неполное фракционирование гидрокрекированных выходящих потоков (т.е. фракционирование, которое не исключает из выходящих потоков весь неконвертированный газойль, включенный в выходящие потоки), например, не исключает, по меньшей мере, 30% массовых, или, по меньшей мере, 40% массовых и обычно, по меньшей мере, 50% массовых и обычно 100% массовых неконвертированного вакуумного газойля или фракции, кипящей при температуре 371ºC или более;

- необязательно, добавление к выходящим потокам гидрокрекинга, по меньшей мере, одной нефтяной фракции P1, не содержащей асфальтены, в частности, фракции подвергнутых гидроочистке средних дистиллятов;

с получением нефтепродукта P_A, который по существу не содержит асфальтены, включающего дизельный погон с цетановым числом 50 или более.

Изобретение также относится к любому предварительно очищенному нефтепродукту, который по существу не содержит асфальтены (P_A), и/или любому остаточному нефтепродукту (P_B), полученным на установке (I) по изобретению, или способом по изобретению, или с использованием газа в соответствии с любым вариантом по изобретению, описанным выше.

Изобретение также относится к любой фракции нефти или очищенному продукту, которые включают, по меньшей мере, одну фракцию, полученную из нефтепродукта

(P_A) или (P_B), полученным на установке (I) по изобретению, или способом по изобретению, или использованием газа в соответствии с любым вариантом по изобретению, описанным выше.

Изобретение также относится к нефтепродукту, полученному на установке (I), и/или предварительно очищенному нефтепродукту (P_A), также полученному на (I), и/или к сырью для поставки на нефтеперерабатывающий завод и/или к сырью для поставки на установку для перегонки нефти на нефтеперегонном заводе, причем указанное сырье имеет следующие характеристики (в нижеследующем и до конца параграфа, сырье представляет собой любое сырье, упомянутое выше, а также нефть или очищенный нефтепродукт (P_A), полученный на установке (I) по изобретению, как упомянуто выше): API плотность в диапазоне от 40 до 64, или в диапазоне от 41 до 60, или в диапазоне от 42 до 54.

Обычно температура вспышки сырья составляет менее 58, или даже менее 56, или 54, или 52, или 50, или 47, или 43, или 40, или ниже, например, менее 37, или менее 34, или 31, или, возможно, менее 28ºC. Получение низкой температуры вспышки является легким посредством оставления или включения в сырье в достаточных количествах легких фракций, таких как нафта.

Точка начала кипения сырья (ASTM) обычно составляет менее 150ºC, в частности, менее 130ºC, или менее 110ºC, или 90ºC, или 70ºC и может быть менее 60ºC или даже 50ºC. Конечная точка кипения сырья (ASTM) обычно составляет более 350ºC, обычно более 362ºC, например, более 373ºC, в частности 385ºC и обычно более 395ºC, или 405ºC и даже более 420ºC.

Точка 10% перегонки (ASTM) сырья может, например, составлять от 50 до 110ºC, или от 30 до 90ºC, или от 70 до 170ºC. Точка 90% перегонки (ASTM) может, например, составлять более 305ºC, в частности, больше 315ºC, или более 325ºC, или даже в диапазоне от 340 до 550ºC, или от 300 до 500ºC, или от 373 до 580ºC. Процентное содержание, перегоняемое при 285ºC, может, например, составлять менее 76 или 70%.

Получение более низкой или более высокой начальной и конечной точки является легким для специалиста в данной области посредством включения больших или меньших количеств легкого лигроина и/или тяжелого лигроина и, для конечной точки, модифицированием количества вакуумного газойля, остающегося в P_A. Количество лигроина может быть увеличено, если необходимо, осуществлением более серьезного гидрокрекинга вакуумного газойля. Избыток фракций можно включить в дополнительный нефтепродукт P_B, получаемый по изобретению. Аналогично, специалист в данной области знает, как адаптировать перегнанные проценты, соответственно, вводя или исключая погоны.

Указанное сырье также может включать дизельную фракцию с цетановым числом в диапазоне от 45 до 70, или от 52 до 70, или от 53 до 70, или от 54 до 70. Указанное сырье также может включать дизельную фракцию с цетановым числом в диапазоне от 47 до 73, или от 49 до 73, или от 50 до 73, или от 51 до 73, или от 52 до 73, или от 53 до 73, или от 54 до 73, или от 55 до 73. Оно также может включать дизельную фракцию с содержанием ароматических соединений, в виде % массового или % массового ароматического углерода, в диапазоне от 2 до 35%, или от 2 до 25%, или от 2 до 15%, или от 2 до 12%, или от 2 до 8% массовых. Содержание серы в указанной дизельной фракции может находиться в диапазоне от 2 част./млн по массе до 1% массового, или от 2 част./млн до 0,5% массового, или от 2 част./млн до 0,3% массового, или от 2 част./млн до 0,1% массового, или от 2 част./млн до 500 част./млн, или от 2 до 300 част./млн, или от 2 до 200 част./млн, или от 2 до 150 част./млн, или от 2 до 100 част./млн, или от 2 до 70 част./млн, или от 2 до 40 част./млн, или от 2 до 25 част./млн, или от 2 до 15 част./млн, или от 2 до 10 част./млн.

Указанное сырье также может включать фракцию, кипящую выше 343 или 371ºC, причем та или иная из указанных фракций может иметь плотность менее 0,900, или менее 0,890, или менее 0,880, или менее 0,870, или менее 0,865, или менее 0,86 и, как правило, более 0,840. Содержание ароматических веществ в виде % массового или % массового ароматического углерода той или иной из указанных фракций может находиться в диапазоне от 2 до 25%, или от 2 до 20%, или от 2 до 15%, или от 2 до 12%, или от 2 до 8% массовых. Содержание серы той или иной из указанных фракций может находиться в диапазоне от 2 част./млн по массе до 1% массового, или от 2 част./млн до 0,5% массового, или от 2 част./млн. до 0,3% массового, или от 2 част./млн до 0,1% массового, или от 2 част./млн до 500 част./млн, или от 2 до 300 част./млн, или от 2 до 200 част./млн, или от 2 до 150 част./млн, или от 2 до 100 част./млн, или от 2 до 70 част./млн, или от 2 до 40 част./млн, или от 2 до 25 част./млн, или от 2 до 15 част./млн, или от 2 до 10 част./млн.

Количество (никеля + ванадия) в сырье может, например, составлять менее 50 част./млн по массе или менее 30, 20 или 10 част./млн, или обычно менее 5 част./млн, в частности, менее 3 част./млн и обычно менее 2 част./млн, или даже менее 1 част./млн по массе.

Содержание (никеля + ванадия) фракции сырья, кипящей выше 565ºC, может, например, составлять менее 20 част./млн по массе или менее 10 част./млн, или обычно менее 5 част./млн, в частности, менее 3 част./млн и обычно менее 2 част./млн, и даже менее 1 част./млн по массе.

Указанные свойства, которые можно использовать совместно, когда они не противоречат друг другу, можно получить обработкой нефти, такой как арабская светлая, которая является природной и жидкой и имеет низкую температуру застывания, определенную в изобретении, отдельной гидроочисткой нафты, керосина, смешанных с дизельным топливом и погоном газойля, и осуществляя гидрокрекинг при высоком давлении вакуумного газойля. Остаток можно переработать гидроочисткой и ввести в нефтепродукт P_B. Можно получить: дизельные погоны с высоким цетановым индексом или числом, осуществляя глубокую гидроочистку погонов прямой перегонки (низкая среднечасовая скорость подачи, высокое давление) и/или осуществляя гидрокрекинг при более высоком давлении и конверсию вакуумного газойля. Интенсификация данных операций также снижает содержание серы. Специалист в данной области легко сможет изменить различные параметры, регулируя следующие факторы:

- возможность исключения определенных погонов в форме очищенных продуктов или введенных в последующий нефтепродукт P_B;

- интенсифицируя или модернизируя операции гидроочистки и/или гидрокрекинга;

- процент сырья, подаваемого на данные операции;

- байпас непрореагировавшей части сырья. Это моделирует определенное количество загрязнений в процессе передачи полученной нефти следами других менее чистых продуктов.

Различные элементы, описанные в настоящем изобретении: варианты, выбор нефти, выбор параметров и свойств продуктов и т.д., можно необязательно объединять вместе и использовать в соответствии с данным изобретением; любая комбинация указанных элементов, таким образом, образует часть настоящего изобретения.

Определения и условные обозначения, использованные в изобретении/свойства

Термин газ из месторождения обозначает любой углеводородный газ из одного или нескольких месторождений, добычу которого осуществляют из-под земли и/или дна моря. Газ из месторождения включает газ из месторождения природного газа, газ, сопутствующий нефти, газ с «конденсатами» (включающий, кроме газообразных углеводородов, легкие жидкие углеводороды и следы тяжелых углеводородов) и их смеси и, в общем, любой газ из подземных и/или морских месторождений, включающий значительные количества метана.

Указанный газ обычно также включает углеводороды, содержащие 2, 3 или 4 атома углерода, обычно небольшие количества тяжелых углеводородов, содержащих от 5 до 20 атомов углерода или более. Обычно он включает неуглеродные соединения, такие как N₂, CO₂, H₂S и иногда благородные газы. Использование газа из месторождения для получения водорода, таким образом, в большинстве случаев требует предшествующую очистку газа для исключения нежелательных соединений. Газовая очистка может, например, включать стадии промывки аминами, дегидратации или отделения бензина.

Газ из месторождения широко встречается во многих регионах мира, в частности, в регионах, находящихся далеко от основных зон потребления газа, таких как Европа, США, исключая Аляску, и Япония.

Термин «область газодобычи» обозначает область вокруг одного или нескольких газовых месторождений, используемую по изобретению, после очистки, например, любую точку, находящуюся самое большее в 1200 км от месторождения или группы месторождений, из которых, по меньшей мере, 70% массовых очищенного газа используют в установке по изобретению. Обычно, по меньшей мере, 90% массовых и обычно весь газ получают менее чем в 800 км от установки (I), как правило, менее чем в 500 км и даже менее чем в 300 км, и обычно менее чем в 200 км. Касательно терминов «область добычи сырой нефти» или «месторождение поблизости», подземный «соседний» газ и/или нефть, коллектор или водоносный пласт (для изоляции H₂S и/или CO₂) используют такие же определения: менее 800 км от установки (I), обычно менее 500 км, даже менее 300 км и, обычно, менее 200 км.

- Предварительно очищенный нефтепродукт P _A или остаточный нефтепродукт P _B, полученные с использованием одного из вариантов изобретения, представляют собой сложную смесь углеводородов из установки для переработки углеводородов (I) по изобретению, причем указанная смесь обычно предназначена для переработки на одном или нескольких нефтеперерабатывающих заводах, подаваемая, по меньшей мере, на одну начальную нефтеперегонную установку (обычно называемую атмосферной перегонкой).

По изобретению предварительно очищенная нефть P_A включает соединения, которые были подвергнуты гидроочистке, и/или гидроконверсии, и/или гидрокрекингу с использованием любого варианта изобретения для установки переработки углеводородов по изобретению. Нефтепродукт P_B (остаточный нефтепродукт, поскольку он включает вакуумный остаток, содержащий асфальтены) необязательно может представлять собой нефтепродукт, который не содержит указанные соединения, например, воссозданную нефть, включающую остаток с увеличенным содержанием асфальтенов. Как правило, P_B также является предварительно очищенной нефтью, как определено выше.

По изобретению нефтепродукт P_A или P_B, полученный по изобретению, является «конечным продуктом установки для переработки (I)» и не является промежуточным продуктом, перемещающимся, например, на нефтеперерабатывающем заводе. Он предназначен для очистки на одном или нескольких нефтеперерабатывающих заводах, которые являются отличными и отстоящими обычно, по меньшей мере, на 100 км от установки для переработки углеводородов (I).

Обычно, по меньшей мере, часть полученного нефтепродукта (P_A и/или P_B) предназначена для переработки на очень большом расстоянии, таком как 2000 км или 10000 км или более, в частности, на другом континенте, и транспортировки нефтяным танкером, в частности, нефтяным танкером с очень высоким тоннажем, таким как, по меньшей мере, полная грузоподъемность судна 150000 тонн, обычно на танкере категории для транспортировки нефти или сырой нефти, как определено классификацией компании, такой как Veritas Bureau во Франции или American Bureau of Shipping.

Нефтепродукт (P_A и/или P_B), полученный по изобретению, также представляет собой продукт, приготовленный для регулярного производства и коммерциализации, и не является продуктом, таким как продукт, который транспортируют только время от времени, например, продукт переработки, который временно находится вне спецификаций, или временный продукт в течение остановки определенных установок на нефтеперерабатывающем заводе. Таким образом, обычно он представляет собой нормальное сырье для поставки на начальную стадию перегонки нефти на нефтеперерабатывающем заводе, причем данный тип сырья обычно обрабатывают в кампаниях.

Обычно его не классифицируют как продукт нефтепереработки в смысле традиционных продуктов нефтепереработки из группы, образованной (сжиженным нефтяным газом, бензином, растворителями, авиационным топливом, таким как керосин, осветительным маслом, моторным газойлем, топливом коммунально-бытового назначения, возможно, называемым печным топливом, судовым жидким топливом, легким дистиллятным топливом, тяжелым дистиллятным топливом, смазочным маслом, битумом и разбавленными нефтепродуктами), и это обычно находится в соответствии с классификацией специалистов по нефтепереработке, перерабатывающих указанную нефть, и/или в соответствии с административной классификацией государства, в котором расположена (I), и/или классификацией государства, в котором нефть выгружают для переработки, и/или классификацией потребителя в государстве, в котором расположена (I), и/или классификацией государства, в котором указанную нефть выгружают для переработки. Противоположным образом, нефть по изобретению обычно классифицируют в соответствии, по меньшей мере, с одной или несколькими установками, или каждая из них идентифицируется как нефть, или сырая нефть, или синтетическая нефть, или предварительно очищенная нефть или, возможно, как «синтетическая сырая нефть», причем данный тип классификации разъясняет ее предназначение.

Нефть, полученная по данному изобретению, как правило, включает, по меньшей мере, пять погонов, обычно шесть погонов или даже пять погонов из группы, образованной: легким лигроином, тяжелым лигроином, керосином, газойлем, дизельным топливом, вакуумным газойлем, вакуумными остатками, где обычно в соответствии с изобретением, авторы заявки обозначают погоны или фракции углеводородного сырья или нефти посредством их истинных температур кипения (TBP) с включенным нижним пределом и исключенным верхним пределом и где «легкий лигроин» обозначает погон от 28 до 71ºC, «тяжелый лигроин» обозначает погон от 71 до 160ºC, «керосин» обозначает погон от 165 до 282ºC, «дизельное топливо» обозначает погон от 282 до 343ºC, «газойль» обозначает погон от 343 до 371ºC, «вакуумный газойль» обозначает погон от 371 до 565ºC и «вакуумный остаток» обозначает погон, кипящий при температуре 565ºC или более. Обычно, по меньшей мере, 3, 4 или 5 указанных погонов составляют, по меньшей мере, 1,5% и обычно, по меньшей мере, 3% от общей массы нефти по изобретению. Обычно нефтепродукт P_A может иметь от 2 до 15% массовых легкого лигроина (или от 3 до 12%), от 5 до 20% тяжелого лигроина (или от 6 до 17%), от 6 до 24% керосина (или от 8 до 21%), от 4 до 20% дизельного погона (или от 6 до 17%), от 1,5 до 10% газойля и от 2% до 28% вакуумного бензина и остаток, который по существу не содержит асфальтены.

Данное определение погонов или фракций применимо для расчета свойств фракций сложной природы, таких как содержание серы, цетановое число, содержание асфальтенов и т.д.

Погоны, описанные в описании вариантов и фигур, являются намного более узкими погонами фракционирования и могут, например, быть определены по значениям ASTM начальными и конечными точками кипения и могут иметь несколько более грубое фракционирование.

По настоящему изобретению природная жидкая нефть представляет собой нефть, имеющую:

- плотность API, по меньшей мере, 25;

- вязкость при 2ºC менее 230 сСт (сантиСтокс) и при 15ºC менее 80 сСт;

- температуру застывания менее 0ºC.

Данное определение является ограничивающим. Можно перекачивать продукты с вязкостью 1000 сСт или более.

Данное определение является, например, более ограничивающим, чем условия, указанные в справочном тексте «Upgrading petroleum residues and heavy oils», Murray R. Gray, опубликованной Marcel Dekker Inc., New York, страница 37, строки 6-13, который указывает одно условие для возможности транспорта по трубопроводу и продажи продуктов на открытом рынке, которое является следующим: вязкость примерно 250 сСт при 2-3ºC или меньше или примерно 100 сСт при 15ºC.

Обычно вязкость природной жидкой нефти по изобретению при других температурах составляет: менее 35 сСт при 38ºC и менее 20 сСт при 99ºC. Обычно выбранная природная жидкая нефть будет иметь еще боле низкую вязкость, а именно: менее (150, 65, 50, 32, 15 сСт) соответственно при (2, 15, 21, 38, 99ºC) или даже меньше (120, 50, 35, 20, 10 сСт) при тех же температурах.

Согласно общепринятому определению, показанному в виде признанной классификации в цитированном выше справочном тексте («Upgrading ...»,страница 2), тяжелая нефть имеет API плотность в диапазоне от 10 до 20. Также она имеет вязкость, которая значительно выше цитированных выше значений, делающую транспортировку очень трудной или даже невозможной без разбавителя.

Обычно выбранная природная жидкая нефть включает, по меньшей мере, 20% массовых, обычно, по меньшей мере, 24% массовых или даже 26% массовых соединений с температурой кипения менее 325ºC. Ее вакуумный остаток обычно составляет менее 36% массовых, обычно менее 34% массовых и, в частности, менее 32% массовых от всей природной нефти.

Согласно изобретению, когда выбирают природную жидкую нефть, тогда обычно выбирают нефть, характеристики которой (вязкость и температура застывания) позволяют ее легко транспортировать внутри ее района добычи, в частности в обычных необогреваемых трубопроводах. Таким образом, природную жидкую нефть можно направить обычными средствами без использования известных способов транспортировки тяжелой нефти: использования разбавления разбавителем/отделения разбавителя на выходе из трубопровода/рециркуляции разбавителя, чего, следовательно, можно избежать.

Таким образом, природную жидкую нефть по изобретению выбирают в виде функции расположения установки для переработки для легкости транспортировки. Как правило, природную жидкую нефть получают из морского месторождения или подземного месторождения и передают в установку для переработки (I), которая обычно размещена на земле, обычно на отдалении нескольких км, обычно нескольких десятков км, а иногда нескольких сотен км. Таким образом, в предпочтительном варианте изобретения выбор транспортабельной нефти является важным, чтобы ограничить стоимость завода.

Обычно по изобретению переработка с выгрузкой углерода является переработкой, включающей:

- либо стадию коксования для остатка в псевдоожиженном слое или в камере, дающей твердый кокс;

- или способ, включающий пиролиз остатка на неорганическом твердом веществе при температуре, превышающей 500ºC, формируя кокс на указанном твердом веществе, причем указанный кокс обычно сжигают.

По изобретению можно использовать выгрузку углерода, например, менее 10% массовых от сырья для (I). Однако обычно не используют по существу никакую выгрузку углерода, т.е. обычно менее 2% массовых от сырья, и, предпочтительно, никакую выгрузку углерода.

Обычно по изобретению выход жидких продуктов осуществляемой переработки представляет собой отношение массы соединений в углеводородном сырье, содержащих, по меньшей мере, 3 атома углерода, к массе соединений, содержащихся в жидких углеводородах, полученных на установке (I), также содержащих, по меньшей мере, 3 атома углерода. Данное отношение вычисляют, исключая содержание серы в сырье и продуктах установки.

В предпочтительном варианте изобретения посредством исключения газификации и сжигания асфальта и удаления асфальта и всех коксообразующих процессов выход жидких продуктов может достигать, по меньшей мере, 96% массовых, или, по меньшей мере, 97% массовых, или, по меньшей мере, 98% массовых, или, по меньшей мере, 99% массовых, или даже, по меньшей мере, 100% массовых, если вводят больше водорода, чем потеря легких соединений (метан + этан). Использование макроскопических катализаторов на пористом носителе, таких как описанные выше (а не жидких каталитических добавок или суспензий), может, обычно для гидрокрекинга и гидроконверсии остатков, ограничить образование газа (метана, этана) до менее 0,8% массовых для каждой стадии и даже менее 0,6% массовых. Предпочтительно, конверсия продуктов, кипящих выше 565ºC, также является ограниченной (например, до менее 70% массовых, или менее 65% массовых, или менее 60% массовых). Конверсию обычно выбирают так, что непревращенный остаток (кипящий выше 565ºC) является стабильным в полученном нефтепродукте, например, P_B. Можно использовать тест стабильности, такой как тест горячего фильтрования SHELL, или дополнительный тест на стабильность топлива или остатков.

Жидкие продукты, полученные на установке (I) по изобретению, составляют один или более нефтепродуктов P_A, P_B, но также возможно продукты переработки, такие как нафта, котельное топливо или керосин. Обычно продукты переработки могут совокупно составлять от 0 до 92% массовых относительно общей массы жидких продуктов из оборудования (I), в частности, от 0 до 85% массовых, обычно от 0 до 75% массовых или от 0 до 60% массовых, например от 0 до 50% массовых, обычно от 0 до 30% массовых, предпочтительно от 0 до 20% массовых и весьма предпочтительно менее 10% и, в частности, 0% (никаких продуктов переработки).

Предварительно очищенный нефтепродукт Р_А и остаточный нефтепродукт Р_В можно направить на один или более нефтеперерабатывающих заводов, обычно по отдельности или смешанные с другой природной или синтетической нефтью.

ПРИМЕРЫ

Сырая нефть Р1 со следующими характеристиками была выбрана и поставлена посредством трубопровода

Характеристики нефти Р1:

плотность API	33,4
содержание серы	1,77% массовых
вязкость при 15ºC	13 сСт
вязкость при 2ºC	<100 сСт
температура застывания	<-10ºC
Характеристики остатка вакуумной перегонки:
содержание серы	4,2% массовых
содержание асфальтенов	5,2% массовых
% массовый от сырой нефти	18%

Газ из месторождения, добытый из газового месторождения, расположенного в 30 км от установки I для предварительной переработки, обрабатывают предварительной очисткой, дегидратацией, отделением бензина и выделением бутана и пропана, получая очищенный газ, включающий, в основном, метан, примерно 10% массовых этана и небольшие количества пропана (менее 1% по массе).

Указанный очищенный газ из месторождения превращают конверсией водяным паром, затем конверсией монооксида углерода водяным паром и, наконец, очисткой PSA адсорбцией (адсорбцией при дифференциале давления). После удаления конденсацией остаточной воды сухой газ подвергают абсорбции CO₂ раствором МЭА (моноэтаноламина). Десорбированный CO₂ сжимают до давления 10 МПа. Полученный водород G1 также сжимают и направляют в установку для предварительной переработки для снабжения установок водородом. Дополнительный поток газа G2 используют в качестве топливного газа.

ПРИМЕР 1

Сырую нефть Р1 фракционируют атмосферной перегонкой при 0,2 МПа (атмосферная первичная перегонка) и при 0,015 МПа (вакуумная перегонка) на три погона, определяемые по ASTM начальным и конечным точкам кипения (которые отличаются от обычных определений, когда фракционирование является суммарным):

погон нафты N с конечной точкой кипения 190ºC;

погон среднего дистиллята D-M с начальной точкой 150ºC и конечной точкой 371ºC;

вакуумный дистиллят V-G-O с начальной точкой 340ºC и конечной точкой 565ºC;

остаток вакуумной перегонки V-R с начальной точкой 540ºC.

D-M подвергают HDT гидроочистке при давлении 6 МПа, а остаток V-R подвергают деасфальтизации пентаном, получая деасфальтированную нефтяную фракцию D-A-O и поток асфальта A-S.

V-G-O и D-A-O подвергают гидроконверсии (стадия обессеривания) в виде смеси в стадии каталитической гидроконверсии HDC в кипящем слое при давлении 7,5 МПа, получая конверсию 70% массовых D-A-O во фракции, кипящие ниже 565ºC.

Асфальт смешивают с дополнительным количеством неочищенной сырой нефти такого же качества, как P1, в количестве, составляющем 38% массовых относительно P1, получая остаточный нефтепродукт P_B.

Выходящий поток гидроконверсии HDC, гидроочищенные средние дистилляты D-M и неочищенную нафту N смешивают, получая нефтепродукт P_A, который не содержит асфальтены, включающий вакуумный остаток с содержанием серы менее 0,1% массового.

P_A и P_B представляют собой природную нефть, подходящую для переработки на обычном нефтеперерабатывающем заводе. Каждая из них включает более пяти погонов (с традиционным определением) в количестве более 3% массовых. Данные нефтепродукты сильно различаются, поскольку P_A не содержит асфальтены, имеет высокое содержание керосина и дизельного топлива и имеет очень низкий уровень серы, намного меньше 0,4% массовых. Противоположным образом, P_B имеет более высокое содержание серы, чем P1, и намного меньшее содержание керосина и дизельного топлива, чем P_A.

В качестве предпочтительного варианта, D-M можно подвергнуть гидроочистке (HDT) гидроочисткой при более высоком давлении от 8 до 10 МПа и более низкой скорости подачи сырья, а V-G-O и D-A-O подвергают гидроочистке, затем гидрокрекингу при высоком давлении водорода, составляющем 16 МПа, с конверсией V-G-O + D-A-O в средние дистилляты, составляющей 60% по массе. Конверсию можно регулировать традиционным способом (адаптация температуры и/или скорости подачи сырья VVH). В пределах таких вариаций цетановое число P_A дизельного погона выше, чем цетановое число P_B дизельного погона, более чем на 4 единицы.

Кроме того, выделенный CO₂ транспортируют по трубопроводу и нагнетают в истощенное по нефти месторождение, находящееся менее чем в 80 км от установки (I).

H₂S, полученный в стадиях гидроочистки HDT и гидроконверсии HDK, также выделяют промывкой соответствующих водородных контуров раствором МЭА (моноэтаноламина) и данный H₂S повторно сжимают и нагнетают в водоносный пласт.

ПРИМЕР 2

Стадии обессеривания для V-G-O и D-A-O осуществляют по отдельности:

V-G-O обрабатывают умеренным гидрокрекингом в неподвижном слое M-HDK для конверсии 40% массовых газойля и легких погонов, получая выходящий поток, содержащий менее 20 част./млн серы;

D-A-O обрабатывают гидрокрекингом при среднем давлении в кипящем слое для конверсии 60% массовых вакуумного дистиллята и легких погонов, получая выходящий поток, содержащий менее 1000 част./млн. серы;

выходящий поток умеренного гидрокрекинга M-HDK смешивают с подвергнутыми гидроочистке средними дистиллятами D-M и 70% массовыми нафты, получая остаточный нефтепродукт P_A.

асфальт, хранимый при 230ºC, смешивают с общим выходящим потоком гидроконверсии HDC и добавляют 30% массовых нафты N, получая остаточный нефтепродукт P_B.

По отношению к H₂S и CO₂ осуществляют такие же операции, как в примере 1.

ПРИМЕР 3

Повторяют операции, осуществленные в примере 1, за исключением использования асфальта: используют асфальт, разжиженный 30% массовыми сырой нефти относительно количества асфальта, чтобы получить тяжелое горючее топливо, которое сжигают на электростанции, объединенной с установкой для опреснения морской воды. Таким образом, получают только предварительно очищенный нефтепродукт P_A, не содержащий асфальтены.

1. Применение в области добычи газа очищенного газа из месторождения G, где
a) газовый поток водорода из превращенной, по меньшей мере, фракции G₁ упомянутого газа G, используемого в устройстве (I) для переработки углеводородов, и обычно другой фракции G₂ упомянутого газа G, используемого в качестве топлива в указанном устройстве (I) для переработки углеводородов;
b) отбирают природную жидкую транспортабельную сырую нефть Р1 с температурой застывания 0°С или менее, включающую вакуумный остаток с содержанием серы более 1 мас.%, и подают посредством необогреваемого трубопровода или необогреваемого нефтяного танкера;
c) указанную нефть Р1 перерабатывают на указанной установке для переработки углеводородов (I), причем данную переработку осуществляют, по существу, без выгрузки углерода, и данная переработка включает
по меньшей мере, одну стадию обессеривания посредством гидроочистки (HDT, RHDT), или гидроконверсии (HDC, RHDC), или гидрокрекинга (HDK), по меньшей мере, одной фракции нефти Р1, причем указанная фракция в основном включает соединения с температурой кипения более 343°С, причем данная стадия потребляет, по меньшей мере, часть потока Н₂;
по меньшей мере, одну стадию, которая может быть общей с указанной стадией обессеривания или отдельной от нее, для уменьшения количества вакуумного остатка, включенного в нефть Р1, отделением части или всего вакуумного остатка, необязательно с конверсией части указанного вакуумного остатка, где осуществляют полное отделение, по меньшей мере, асфальтенов указанного вакуумного остатка;
с тем, чтобы получить
по меньшей мере, один предварительно очищенный нефтепродукт P_А, включающий соединения, полученные из стадии обессеривания, причем указанный предварительно очищенный нефтепродукт P_А, по существу, не содержит асфальтены, имеет содержание серы, которое понижено, по меньшей мере, на 50% и содержание вакуумного остатка с содержанием серы более 1 мас.%, которое является нулевым или пониженным, по меньшей мере, на 15% относительно нефти Р1,
и, по меньшей мере, отдельную фракцию, включающую, по меньшей мере, основную часть асфальтенов, необязательно крекированную и/или пополненную другими фракциями из Р1, в форме жидкого тяжелого топлива, и/или остаточного нефтепродукта P_В, который является жидким при температуре окружающей среды, в качестве исходного сырья для нефтеперерабатывающего завода, предназначенного для очистки на нефтеперерабатывающем заводе;
d) указанный предварительно очищенный нефтепродукт P_А откачивают к нефтяному порту в качестве исходного сырья для нефтеперерабатывающего завода, предназначенного для очистки на нефтеперерабатывающем заводе, который отличается и отдален от установки (I).

2. Применение газа по п.1, в котором весь остаток из нефти P₁ перерабатывают, включая асфальтены, находящиеся в жидкой форме как продукты, свободные от кокса: жидкое тяжелое топливо и/или остаточный нефтепродукт P_В.

3. Применение газа по п.2, где указанная отделенная фракция включает указанный остаточный нефтепродукт P_В, который является жидким при температуре окружающей среды, в виде исходного сырья нефтепереработки, предназначенного для переработки на нефтеперерабатывающем заводе, причем P_В включает, по меньшей мере, пять погонов из группы, образованной легким лигроином, тяжелым лигроином, керосином, газойлем, дизельным топливом, вакуумным газойлем, вакуумным остатком, и содержит, по меньшей мере, 3% своей общей массы, по меньшей мере, в 5 указанных погонах.

4. Применение газа по п.3, где один из двух нефтепродуктов P_А, P_В отличается от другого, по меньшей мере, на 15%, по меньшей мере, одним из следующих параметров: процентом массовым керосина, процентом массовым дизельного топлива, процентом массовым вакуумного остатка, содержащего более 1,25 мас.% серы.

5. Применение газа по одному из пп.1-4, где нефтяная фракция P_А, кипящая выше 343°С, является обессеренной фракцией с содержанием серы менее 1 мас.%, полученной из указанного обессеривания (HDC, HDT, HDK).

6. Применение газа по одному из пп.1-4, где указанная обработка включает, по меньшей мере, одну каталитическую стадию, осуществляемую над твердым, нанесенным на носитель катализатором гидроочистки, гидрокрекинга или гидроконверсии, для, по меньшей мере, фракции сырья, включающей соединения с температурой кипения, превышающей 371°С.

7. Применение газа по одному из пп.1-4, где
по меньшей мере, атмосферный дистиллят, вакуумный дистиллят и вакуумный остаток получают атмосферной перегонкой и вакуумной перегонкой нефти Р1;
по меньшей мере, часть указанного вакуумного остатка деасфальтируют, получая деасфальтированную нефть и асфальт;
осуществляют указанное обессеривание (HDC, HDT, HDK) вакуумного дистиллята и деасфальтированной нефти по отдельности или в виде смеси, получая выходящий поток с содержанием серы менее чем 1 мас.%;
указанный предварительно очищенный нефтепродукт P_А, который по существу не содержит асфальтены и не включает никакого вакуумного остатка с содержанием серы, превышающим 1 мас.%, воссоздают, по меньшей мере, из части выходящих потоков из указанного обессеривания и, по меньшей мере, из части атмосферного дистиллята.

8. Применение газа по одному из пп.1-4, где
по меньшей мере, атмосферный дистиллят, вакуумный дистиллят и вакуумный остаток получают атмосферной перегонкой и вакуумной перегонкой нефти Р1;
по меньшей мере, часть указанного вакуумного остатка деасфальтируют, получая деасфальтированную нефть и асфальт;
получают остаточный нефтепродукт P_В, включающий, по меньшей мере, основную часть полученного асфальта вместе с ограниченным количеством относительно легких фракций, так что содержание асфальтенов в вакуумном остатке нефтепродукта P_В превышает данное содержание в вакуумном остатке нефти Р1, по меньшей мере, на 20%, причем указанное содержание, предпочтительно, превышает 12 мас.% или даже 14 мас.%.

9. Применение газа по п.8, где указанные относительно легкие фракции получают обработкой нефти Р1, и они включают часть выходящих потоков из указанного обессеривания.

10. Применение газа по п.8, где указанные относительно легкие фракции в основном состоят из сырой нефти.

11. Применение газа по одному из пп.1-4, где
по меньшей мере, атмосферный дистиллят, вакуумный дистиллят и вакуумный остаток получают атмосферной перегонкой и вакуумной перегонкой нефти Р1;
вакуумный остаток конвертируют каталитической гидроконверсией (RHDC) и одну или несколько фракций из нефти Р1 необязательно добавляют к выходящим потокам из указанной каталитической гидроконверсии, получая указанный остаточный нефтепродукт P_В.

12. Применение газа по одному из пп.1-4, где
по меньшей мере, атмосферный дистиллят и атмосферный остаток получают атмосферной перегонкой нефти Р1;
атмосферный остаток конвертируют каталитической гидроконверсией (RHDC);
по меньшей мере, часть выходящих потоков из указанной каталитической гидроконверсии фракционируют на одну или более неостаточных фракций, получая очищенный нефтепродукт P_А посредством смешивания, после добавляя, по меньшей мере, часть указанного атмосферного дистиллята, необязательно обессеренного, и добавляя дополнительную часть выходящих потоков из переработки нефти Р1 для получения остаточного нефтепродукта P_В.

13. Применение газа по одному из пп.1-4, где не осуществляют ни сжигание, ни газификацию, ни удаление асфальта, ни процесс получения кокса, и где выход жидких продуктов превышает 97 мас.%.

14. Применение газа по одному из пп.1-4, где
по меньшей мере, атмосферный дистиллят, вакуумный дистиллят и вакуумный остаток получают атмосферной перегонкой и вакуумной перегонкой нефти Р1;
указанный остаток деасфальтируют, получая деасфальтированную нефть и асфальт;
осуществляют указанное обессеривание (HDC, HDT, HDK) вакуумного дистиллята и деасфальтированной нефти, используемых по отдельности или в виде смеси, получая выходящий поток, имеющий содержание серы менее 1 мас.%;
указанный предварительно очищенный нефтепродукт P_A, который по существу не содержит асфальтены и не включает никакого вакуумного остатка с содержанием серы более 1 мас.%, воссоздают, по меньшей мере, из основной части потоков из указанного обессеривания и атмосферной перегонки;
основную часть или, предпочтительно, весь асфальт, предпочтительно разжиженный, сжигают в качестве топлива для установки (I), и/или электростанции, и/или установки для опреснения морской воды.

15. Применение газа по любому одному из пп.1-4, в котором другая фракция G₂ упомянутого газа G, используемого в качестве топлива в указанном устройстве (I) для переработки углеводородов.

16. Применение газа по любому одному из пп.1-4, где указанная отделенная фракция включает указанный остаточный нефтепродукт P_B, который является жидким при температуре окружающей среды, в виде исходного сырья нефтепереработки, предназначенного для переработки на нефтеперерабатывающем заводе, причем P_B включает, по меньшей мере, пять погонов из группы, образованной легким лигроином, тяжелым лигроином, керосином, газойлем, дизельным топливом, вакуумным газойлем, вакуумным остатком, и содержит, по меньшей мере, 3% своей общей массы, по меньшей мере, в 5 указанных погонах.

17. Применение газа по любому одному из пп.1-4, в котором по меньшей мере фракцию G₁ указанного газа G превращают в поток водорода (Н₂).

18. Применение газа по любому одному из пп.1-4, в котором Р_А включает, по меньшей мере, пять погонов из группы, образованной легким лигроином, тяжелым лигроином, керосином, газойлем, дизельным топливом, вакуумным газойлем, вакуумным остатком, и содержит, по меньшей мере, 3% своей общей массы, по меньшей мере, в 5 указанных погонах.

19. Способ предварительной очистки сырой нефти Р1 для использования по любому одному из пп.1-4.

20. Способ предварительной очистки сырой нефти Р1 для использования по п.16.

21. Способ предварительной очистки сырой нефти Р1 для использования по п.18.

22. Применение газа по одному из пп.1-4, где, по меньшей мере, часть CO₂, совместно получаемого в течение конверсии газа G1 в водород, выделяют и указанный CO₂ нагнетают под землю в область добычи газа поблизости к установке (I).

23. Применение газа по п.22, где СО₂ нагнетают в месторождение нефти и/или газа для изоляции указанного CO₂ и/или для осуществления стимулированной добычи нефти.

24. Применение газа по п.23, где СО₂ нагнетают в нефтяное месторождение, например в истощенное месторождение, для осуществления стимулированной добычи нефти.

25. Предварительно очищенный нефтепродукт P_A, полученный использованием газа по любому из пп.1-4.

26. Остаточный нефтепродукт P_B, полученный использованием газа по любому из пп.1-4.