CN100419046C - 原油的处理方法 - Google Patents
原油的处理方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN100419046C CN100419046C CNB008076979A CN00807697A CN100419046C CN 100419046 C CN100419046 C CN 100419046C CN B008076979 A CNB008076979 A CN B008076979A CN 00807697 A CN00807697 A CN 00807697A CN 100419046 C CN100419046 C CN 100419046C
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- distillation
- cracking
- crude oil
- thermo
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 68
- 238000003672 processing method Methods 0.000 title description 4
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 84
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 77
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 60
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 55
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 27
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 claims description 16
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 15
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 11
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 11
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 7
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims description 4
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims 4
- 241000772415 Neovison vison Species 0.000 claims 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 claims 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 1
- 230000008676 import Effects 0.000 claims 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 abstract description 63
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 description 42
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 18
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 11
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 10
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 7
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000012043 crude product Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000009089 cytolysis Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000012943 hotmelt Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002358 oil sand bitumen Substances 0.000 description 1
- 239000011295 pitch Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G55/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
- C10G55/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明是具有将原油蒸馏分离成馏出油和重质油分的原油蒸馏分离工序、和将由该原油蒸馏分离工序分离实质上从底部得到的重质油分进行热裂解而轻质化的热裂解工序、和蒸馏分离由该热裂解工序轻质化得到的热裂解生成物的热裂解生成物蒸馏分离工序的原油的处理方法，其特征在于，该方法的构成是，在由减压蒸馏装置构成的蒸馏区同时进行上述原油蒸馏分离工序、和热裂解生成物蒸馏分离工序，所以可以谋求工艺流程的简化和节省空间，还可以谋求处理成本的降低。此外，还可以符合对于小规模的石油炼制的要求。
Description
技术领域
本发明涉及原油的处理方法，特别是涉及在用原油生产高附加价值石油产品的石油炼制中，包括将原油中所含的重质油分转变成轻质油分的、所谓的重质油提高品位的方法作为主要部分的原油处理方法。
背景技术
参照图3对迄今为止进行的一般原油的处理过程进行说明。
炼油厂接到的、已完成规定前处理的原油2，通过常压蒸馏装置100被蒸馏分离，从塔顶向下，分别蒸馏出气体部分101、煤油部分103、柴油部分105等，在塔底部重质油分107作为残油被分离。
从塔顶排出的气体部分101，在气体回收区110，例如可分成轻质气体部分(H2、C1、C2)111、LPG部分(C3、C4)113、C5～C6部分115、石脑油部分117。轻质气体部分111和LPG部分113以及C5～C6部分115，一般地，分别采用洗涤装置除去硫化氢，轻质气体部分111被用于本厂燃料，LPG部分113被制成LPG产品。C5～C6部分115被制成汽油调合剂。
石脑油117，一般用加氢精制装置120进行脱硫和脱氮处理，然后在重整装置125中进行催化重整提高辛烷值后作为汽油调合剂。
煤油部分103，通过加氢精制装置130(备有脱硫·裂解反应器R1和精馏部D1)，进行加氢脱硫·精制，除去硫成分和氮成分等，通常制成煤油产品或喷气式发动机燃料。
柴油部分105也同样，在加氢精制装置140(备有脱硫·裂解反应器R2和精馏部D2)中进行加氢脱硫·精制，除去硫成分等，制成轻柴油。
从常压蒸馏装置100的塔底部排出的重质油分107被送入减压蒸馏装置200中，以便进行转变成轻质馏分的所谓的提高品位的处理。在此，重质油分107被分离成减压柴油201和成为热裂解原料的减压残油205。减压柴油201在加氢处理装置210(备有脱硫·裂解反应器R3和精馏部D3)中，进行脱硫·裂解·精制分离，分离出的各馏分(在精馏部D3分离成石脑油、煤油、轻柴油、减压柴油)，通常被送入如图所示的上述的气体回收区110，与煤油和轻柴油的产品生产线合并生产产品。
另一方面，采用减压蒸馏装置200分离的减压残油205供给热裂解区220(备有反应器R4和精馏部D4)。在热裂解区220热裂解原料被热裂解，生成作为热裂解生成物的裂解气体、裂解油、作为残渣的沥青或油焦。热裂解油再经过加氢精制、加氢裂解、催化裂解、分离等2次处理而成为最终产品。在将热裂解油进行2次处理时，通常是与在常压蒸馏装置100和减压蒸馏装置200中预先分离的煤油部分103、柴油部分105、减压柴油馏分201混合。因此，为了符合这些沸点范围，热裂解油还要在精馏部(D4)分成多个沸点范围。
上述方法中，尤其是通过以往的热裂解区的重质油的品位提高受到关注时，为得到热裂解原料205(减压残油205)，必须进行常压蒸馏装置100和减压蒸馏装置200的两段蒸馏操作。进而，为了将热裂解油进行2次处理回收，必须将热裂解油分成与常压蒸馏装置100和减压蒸馏装置200的馏出油(例如，101、105、201)相同的沸点范围对馏出油进行混合。因此，在热裂解区220必须附加蒸馏部D4，至少必须有3个蒸馏塔100、200、D4。
因此，采用热裂解的重质油的提高品位用的装置构成是极其复杂而且是昂贵的装置。而且还必须确保宽敞的设置空间。这类问题与精制的各制品的成本提高直接相关，所以目前对于新型的工艺设备的引入是极其严格的。
正因如此，有关应解决上述问题的由热裂解导致的重质油的品位提高，希望提出一种即能简化工艺又能廉价的处理方法。
另外，在基于上述图3考察以往的全部工艺时常常见到的工艺是，在导入的原油2经2次蒸馏操作分离成各个成分后，对于各分离成分，通过脱硫·裂解反应器(R1～R4)和精馏部(D1～D4)等的组合，分别地反复进行同样的加氢脱硫·精制操作。这样的以往的处理体系可以说是直接与精制的各产品的成本提高相关连，与由上述热裂解引起的重质油的品位提高一样，希望提出一种即能简化全部工艺又是廉价的处理方法。
本发明正是基于这样的现状提出的创造性方案，其目的在于，改善以往装置构成的复杂化，提供一种即能够谋求简化工艺和节省空间、又能够谋求降低处理成本的原油处理方法。另外，也提供能适合小规模的石油炼制要求的原油的处理方法。
发明的公开
为要解决这样的问题，本发明是具有如下工序的原油处理方法：将原油蒸馏分离成馏出油和重质油分的原油蒸馏分离工序、将由该原油蒸馏分离工序分离实质上从底部得到的重质油分热裂解而进行轻质化的热裂解工序、和将由该热裂解工序轻质化得到的热裂解生成物进行蒸馏分离的热裂解生成物蒸馏分离工序，其特征在于，该方法是在由减压蒸馏装置构成的蒸馏区同时进行上述原油蒸馏分离工序和热裂解生成物蒸馏分离工序的构成方式。
另外，作为本发明的优选方案是，上述原油蒸馏分离工序和热裂解生成物蒸馏分离工序同时进行的蒸馏区，含有预分离装置和主分离装置。
另外，本发明的优选实施方案是，相对于蒸馏区的馏出油100重量份，由上述蒸馏区裂解从底部排出的重质油分要达到15～55重量份。
还有，作为本发明的优选方案是，在由上述原油蒸馏分离工序分离从底部排出并供给到热裂解工序的重质油分中，实质上不含有柴油部分和减压柴油部分。
再者，作为本发明的优选方案是，在上述热裂解工序中的热裂解残油中不含重油分。
作为本发明的另一个优选方案是，采用在上述蒸馏区同时进行的原油蒸馏分离工序和热裂解生成物蒸馏分离工序分离的馏出油，在同一个加氢处理区一起进行脱硫·裂解·加氢处理那样构成的。
附图的简单说明
图1是表示本发明的优选实施方案的工艺流程图；
图2是详细表示图1中的蒸馏区10的详细工艺图；
图3是表示以往的一般的原油处理方案的工艺流程图。
为实施发明的最佳方案
下面基于图1所示的工艺流程详细地说明本发明。
炼油厂接到的原油，一般地，在原油槽中静置后，用脱盐器(脱盐设备)除去水和泥浆。完成该前处理的原油2，作为本发明的优选方案，是被导入到含有以减压蒸馏装置作为主装置的蒸馏区10。在图2中示出了蒸馏区10的详细的工艺图。
如图2所示，将原油2导入最初预分离装置，例如，简略的闪蒸槽3，分离成气体部分3a和液体馏分3b。将液体馏分3b导入减压蒸馏装置10’，分离成从塔上部抽出的抽出油11a和作为从塔底部出来的重油分15的减压残油(原油蒸馏分离工序)。另外，将来自闪蒸槽3的气体部分3a冷凝，进一步分离成气体部分12和液体馏分11b。液体馏分11b与来自减压蒸馏装置10’的抽出油11a混合，成为加氢处理的原料油(馏出油)11。馏出油11中含有减压柴油部分、柴油部分、煤油部分和石脑油部分，在气体部分12中含有LP气体部分和轻质气体部分等。
作为含有该减压蒸馏装置10’的蒸馏区10的合适的操作条件是压力为1～10kPa、温度为350～400℃左右。蒸馏区10中的馏出油11与减压残油(15)的分离比，按重量比计，相对于100份馏出油11，减压残油(15)是15～55份。该分离比，根据油种类不同而决定，例如，在重质的阿拉伯石油原油的场合，使减压残油(15)成为45～55份为佳。减压残油(15)不到45份时，重质油中含有的金属成分、残留碳成分被送到下游的加氢处理区30，由于金属和油焦造成堵塞加氢处理区30的脱硫裂解催化剂的细孔，其结果，加重了催化剂活性降低使催化剂寿命缩短之类的不理想的问题。另一方面，减压残油(15)超过55份时，由于减压残油的热裂解反应速度大幅度下降，故使热裂解区的反应停留时间延长或者使反应温度变高等苛刻的条件成为必要，结果，产生阻碍有效地裂解之类不希望的情况。另一方面，轻质的阿拉伯超轻质石油原油的场合，由于与上述相同的理由使减压残油(15)成为15～30份为佳。
另外，供给蒸馏区10的原油，也可以是加拿大的油沙沥青和委内瑞拉的奥里诺科焦油等超重质原油，在此场合，可将蒸馏区10中的抽出油11与减压残油(15)的分离比调节成能适合供给热裂解区和加氢处理区的原料。另外，供给蒸馏区10的原油，也可以是常压蒸馏残油，在此场合，可与上述同样地调节分离比。
另外，在本发明的原油蒸馏分离工序中，在从塔底部排出供给到热裂解工序的重质油分15中，实质上是在不含有柴油部分、减压柴油部分的情况下进行操作的。而且，柴油部分、减压柴油部分是在上述馏出油11的生产线上取出的方式进行原油蒸馏分离工序的操作。
如图1所示，通过实质上直接将原油2导入含减压蒸馏装置10的蒸馏区10中，可以完成作为热分解区的原料油的减压残油的调整、作为一起加氢处理区原料油的石脑油、煤油、柴油和减压柴油构成的混合油的调整之类的目的，由于不需要对石脑油、煤油、柴油和减压柴油的各馏分进行蒸馏分离，所以可省去以往的大型常压蒸馏装置。
通过使用这样的蒸馏区10的原油蒸馏分离工序分离实质上从蒸馏区10的底部得到的重质油分15(减压残油(15))导入热裂解区20，在这里重质油分15被热裂解分离成轻质化的热裂解生成物21和热裂解残油25(热裂解工序)。
轻质化的热裂解生成物21返回到上述蒸馏区10，在这里进行减压蒸馏有效地回收低沸点成分(热裂解生成物蒸馏分离工序)。即，首先在本发明中，第一个特征在于，上述原油蒸馏分离工序和热裂解生成物蒸馏分离工序是在同一个蒸馏区10同时进行，而且将合适的原料油提供给热裂解区和加氢处理区。即，关于蒸馏区10的分离组成，来自原油的馏出油(含气体部分)与热裂解油(含气体部分)的混合物从蒸馏区10的塔顶一起或分成多个沸点范围取出(符号11)。另一方面，来自原油的蒸馏残油与裂解重质油的一部分的混合物从蒸馏区10的塔底取出并作为热裂解原料(15)被供给。由于这样的第1个特征可以谋求工序的简化和装置的紧凑化。
另外，由于本发明是以使重油产品成为零作为目的，所以热裂解区20是在热裂解工序中的热裂解残油25中不含有重油分的条件下进行操作的。
尚且，在上述热裂解区20，一般是用管式加热炉使热裂解原料预热，根据场合还可以进行预裂解，再将其用槽型(尤蕾卡(EUREKA)、延迟焦化器)或流动层型(挠性焦化器、流休床焦化器)反应器进行热裂解，生成。分离作为热裂解生成物的裂解气、裂解油或作为残渣的沥青或油焦。
在本发明中的热裂解工序中，使用以往已知的各种热裂解区是可能的，但是其中，使用所说的尤蕾卡(EUREKA)的热裂解区，从与下游的加氢处理工序的结合的观点上看是特别优选的。
尤蕾卡工艺，通常是热裂解减压残油生产裂解气、裂解油和沥青的工艺，其详情在“特公昭57-15795号公报”、“火力原子能发电”Vol.36，No.2，P151-P166(1985年)、“石油学会第17届精制小组讨论会会议记录”P93-P102(1992年)、“在石油炼制和石油化学工业中的催化剂(Catalysts in Petroleum Refining andPetrochemical Inclustries)1995”P293-P301(1995年)、“石油炼制方法(石油精制プロセス)”P202-P203(1998年石油学会发行)等中公开过。尤蕾卡方法的反应体系采用组合管型裂解炉和槽型反应器的半间歇方式，可以谋求兼备反应停留时间分布狭窄均质的热熔融性沥青的生产和工艺的经济性。反应器由2台1组构成，通过自动切换阀以大约90分钟的周期交互地切换原料的进料。在反应温度为400～450℃、压力130～170kPa(该压力大致为常压)的条件下进行运转。另外还要向反应器的底部吹入大约600～700℃的过热蒸汽，由此将裂解油迅速地排出到反应体系外，从而抑制过度的裂解·缩聚反应。因此裂解油，与其它热裂解装置比较，具有缩聚分子少的特征。该缩聚分子存在于原料油中时，下游的脱硫·裂解·加氢反应要求更苛刻的条件。在以与该加氢处理工序的组合为特征的本发明中，理想的是在热裂解工序中这些缩聚分子的生成更少的方法。
在蒸馏区10分离的馏出油11中，如前所述含有减压柴油分、柴油分、煤油分、石脑油分，这些不按规定的沸点范围分离而是一起导入同一个加氢处理区30中，在这里一起进行脱硫·裂解·加氢反应处理。在热裂解工序中生成的热裂解油中含有不饱和烃，在其原封不动的情况下质量不稳定，所以用氢加以饱和，必须有使之稳定化的加氢处理。因此，按以往的技术进行采用热裂解的残油提高品位·方案时，热裂解油被精馏分离成各馏分，在与来自原油的石脑油、煤油、柴油、减压柴油等的各馏出油混合之后，一般是对每个馏分分别地进行加氢精制。因此，在着眼于馏出油的各个加氢精制反应部的压力时，不进行残油热裂解的场合，该压力通常是按原料油的馏分从轻质向重质变高那样地进行设定。但是，伴随有本发明论及的残油热裂解的场合，其压力即使对于轻质油也设定得较高，故各馏分的加氢精制压力在从轻质到重质油分的处理中具有均衡化的倾向。具体地讲，加氢精制压力，在不进行残油热裂解的场合，石脑油是600～3100kPa、煤油是1100～4100kPa、柴油是4100～7100kPa、减压柴油是5100～7100kPa的范围，但典型的石脑油和煤油是2100～3100kPa、柴油是5100kPa、减压柴油是6100kPa。与此相反，伴随残油热裂解的场合，石脑油、煤油、柴油、减压柴油的各馏分的加氢精制压力，典型的设定成同一水准的6100kPa。因此，在组合了残油热裂解的精制方案中，分别地进行加氢精制的技术的必然性少，一起进行加氢处理的技术合理性高。在本发明中的一起加氢处理，不同于不伴随残油裂解的场合(例如，特开平7-82573号公报等)的技术背景不同，可以说是残油热裂解方案中特有的技术。
另外，从经济的观点讲时，在不伴随残留裂解的精制方案中，进行馏出油的一起加氢处理的场合，特别有必要将符合重油产品需要的轻质原油进行筹备处理。此场合，在恰当地回收对于新设备的投资中，从作为其原资金的原油与产品价格差得到的收益必须是充分的。但是，在原油和产品价格由市场原理决定的现在，这样的轻质原油处理的场合，原油与产品的价格差小，故使不伴随残油裂解的新型设备在经济上站住脚是极其困难的。另一方面，伴随残油热裂解的场合的经济性，由于成为原料的重质原油的低价格与轻质和重油产品之间的价格差提高，故可以确保新型设备投资回收的原资金。
本发明中的一起加氢处理，与将来自原油的馏出油一起进行加氢处理的一般的技术不同，在与残热裂解的综合化方面可看到其技术和经济的意义及其特征所在。
对于反应形式没有特殊的限制，例如，可以采取固定床、流化床、移动床等各种形式。而且，在加氢处理区30，没有必要处理的组分，一起从处理对象组成物中除去。
通过加氢处理区30一起进行脱硫·裂解·加氢处理的精制油31是低硫而且是不含减压残油馏分的高附加价值的合成原油，在下游可以采用以往技术的精制方案进行处理。
本发明中，除了上述的第1特征以外，将也含热裂解处理后的精制物的馏出油11一起进行脱硫·裂解·加氢处理，同时在此处理之后，通过统一地进行蒸馏分离操作，可以进一步谋求整个工艺的简化和处理成本的降低。
而且，轻质化的热裂解生成物21，其一部分，不返回到蒸馏区10而有可能送到加氢处理区30。
以上是基于图1和图2详细地说明了本发明的工艺过程，但作为如上所述，部分的适当变形例，也可以是以含有预分离装置和主分离装置那样构成导入原油2的蒸馏区10。该场合，作为预分离装置，可列举的有闪蒸槽、简易蒸馏塔等，作为主分离装置可以举出的有减压蒸馏装置。通过预设预分离装置，一部分减压柴油也可以分离出来，故可产生减少加热炉、减压蒸馏塔尺寸之类的优点。
在预分离装置中闪蒸槽是比蒸馏塔更优选的方式。其理由是，下游的加氢处理区30采取进行一起处理，其以上的分离操作，不仅不能满足技术上的要求，而且在经济上也不是最佳的。
下面示出具体的实施例，以便更详细地说明本发明。
实验例1
实施例1
基于图1所示的本发明的工艺过程，按下述的要领进行原油的炼制处理实验。
使用的原油的种类和物性
·使用的原油：阿拉伯重质石油(100Vol％)
·比重：0.896，硫浓度：3.07wt％
在蒸区10中的运转条件
·压力：1～10kPa
·温度：350～400℃
在热裂解区20(尤蕾卡)的运转条件
·压力：130～160kPa
·温度425～440℃
在加氢处理区30的运转条件
·化学氢消耗量：55～60Nm3/kl
·反应塔温度：340～380℃
·氢分压：6000kPa
蒸馏分离区40的运转条件
·压力：160～200kPa
·温度：330～360℃
这样的运转条件下得到的产品的收率和产品的质量分别示于下述表1和表2中。
表1产品收率
表2产品质量
上述表中所示的产品收率和质量已确认与图3所示的采用以往工艺方法得到的产品馏分(柴油硫含有率为500wtppm以下)的这些指标是相同的水平。另外，工厂建设费用可以确认比以往的工艺能减少15％。由此可见，采用本发明的工艺方法在不降低产品收率和产品质量的情况下可以谋求工艺过程的简化和节省空间，故可以确认能够谋求处理成本的降低。
实施例2
在上述实施例1中，除了在加氢处理区30的运转条件作如下变更之外，其他与上述实施例1同样的操作进行实施例2的原油的炼制处理。
加氢处理区30的运转条件
·化学氢消耗量：60～70Nm3/kl
·反应塔温度：340～380℃
·氢分压：6000kPa
·反应器容积：使成为上述实施例1的容积的2倍
在这样的运转条件下得到的产品的收率和产品的重量分别示于下述表3和表4中。
表3产品收率
表4产品重量
可以确认上述表中所示的产品收率和质量与采用图3所示的以往工艺流程得到的产品馏分(柴油硫含有率为50wtppm以下)的这些指标是相同的水平。还可确认工厂建设费用可比以往工艺流程降低15％。因此可以确认，用本发明的工艺可在不使产品收率和产品的重量下降的前提下谋求工艺流程的简化和节省空间，并可谋求处理成本的降低。
从以上结果可见，本发明的效果是明显的。即，本发明是具有将原油蒸馏分离成馏出油和重质油分的原油蒸馏分离工序、和将通过该原油蒸馏分离工序分离实质上从底部得到的重质油分热裂解而进行轻质化的热裂解工序、和将通过该热裂解工序轻质化得到的热裂解生成物进行蒸馏分离的热裂解生成物蒸馏分离工序的原油的处理方法，其特征在于，将前述原油蒸馏分离工序和热裂解生成物蒸馏分离工序，在由减压蒸馏装置构成的蒸馏区同时进行的方式构成，而且，通过在上述蒸馏区同时进行的原油蒸馏分离工序和热裂解生成物蒸馏分离工序分离的馏出油，在同一个加氢处理区一起进行脱硫·裂解·加氢处理，可以生产低硫且不含减压残油馏分的附加价值高的合成原油，然后，在下游采用的以往技术精制方案被处理，所以可谋求工艺流程的简化和节省空间，并可谋求处理成本的降低，除此之外，还可以适应对于小型石油精制的要求。
工业实用性
本发明的原油处理方法，可用来作为，特别是，在用原油生产高附加价值的石油产品的石油炼制中，将原油中含有的重质油分转化成轻质馏分的，所谓的重质油提高品位的方法。
Claims (4)
1. 一种原油的处理方法，该方法是具有以下工序的原油的处理方法：
将原油蒸馏分离成馏出油和重质油分的原油蒸馏分离工序，
将通过该原油蒸馏分离工序分离实质上从底部得到的重质油分进行热裂解而轻质化的热裂解工序，和
将通过该热裂解工序轻质化得到的热裂解生成物蒸馏分离的热裂解生成物蒸馏分离工序，
其特征在于，在包含减压蒸馏装置的同一个一次蒸馏区中同时进行上述原油蒸馏分离工序和热裂解生成物蒸馏分离工序，并且该同一个一次蒸馏区中分离的馏出油含有减压柴油分、柴油分、煤油分和石脑油分，并且将这些油分不按规定的沸点范围分离而是一起导入同一个加氢处理区中，在这里一起进行不稳定热裂解分子的加氢、脱硫和裂解。
2. 按照权利要求1所述的原油的处理方法，其特征在于，同时进行上述原油蒸馏分离工序、和热裂解生成物蒸馏分离工序的所述蒸馏区包含预分离装置和主分离装置。
3. 按照权利要求1所述的原油的处理方法，其特征在于，相对于所述蒸馏区的馏出油100重量份，通过上述蒸馏区分离而从底部排出的重质油分为15～55重量份。
4.按照权利要求1所述的原油的处理方法，其特征在于，所述热裂解工序中的热裂解残渣是沥青或油焦。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP13548199 | 1999-05-17 | ||
| JP135481/99 | 1999-05-17 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN1351643A CN1351643A (zh) | 2002-05-29 |
| CN100419046C true CN100419046C (zh) | 2008-09-17 |
Family
ID=15152735
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CNB008076979A Expired - Fee Related CN100419046C (zh) | 1999-05-17 | 2000-05-16 | 原油的处理方法 |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1199347B1 (zh) |
| JP (1) | JP4564176B2 (zh) |
| CN (1) | CN100419046C (zh) |
| DE (1) | DE60016755T2 (zh) |
| WO (1) | WO2000069992A1 (zh) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN100441666C (zh) * | 2006-09-01 | 2008-12-10 | 周斌 | 获取高质量生物柴油的方法 |
| KR100933308B1 (ko) * | 2009-03-17 | 2009-12-22 | 재원산업 주식회사 | 기회원유의 정제장치 및 방법 |
| CN101962568A (zh) * | 2010-10-19 | 2011-02-02 | 中海沥青股份有限公司 | 一种用于石油沥青生产的降蜡方法 |
| RU2490307C1 (ru) * | 2012-10-01 | 2013-08-20 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ переработки нефти |
| RU2495084C1 (ru) * | 2012-11-27 | 2013-10-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ переработки нефти |
| RU2515938C1 (ru) * | 2013-04-24 | 2014-05-20 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ переработки нефти |
| RU2707188C2 (ru) * | 2016-03-17 | 2019-11-25 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка безостаточной переработки нефти |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4432941A (en) * | 1980-10-13 | 1984-02-21 | Peter Spencer | Apparatus for the distillation and thermal cracking of a crude oil feedstock and a reactor for use therein |
| US4441989A (en) * | 1981-11-03 | 1984-04-10 | Peter Spencer | Process and apparatus for thermal cracking and fractionation of hydrocarbons |
| WO1996026992A1 (en) * | 1995-03-02 | 1996-09-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the conversion of a hydrocarbon oil |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB748427A (en) * | 1953-09-10 | 1956-05-02 | Exxon Research Engineering Co | A combination process for fractionating, cracking and coking petroleum hydrocarbons |
| US3487006A (en) * | 1968-03-21 | 1969-12-30 | Lummus Co | Direct pyrolysis of non-condensed gas oil fraction |
| FR2504936B1 (fr) * | 1981-04-29 | 1985-08-09 | Raffinage Cie Francaise | Procede d'obtention d'un petrole brut synthetique |
| US4454023A (en) * | 1983-03-23 | 1984-06-12 | Alberta Oil Sands Technology & Research Authority | Process for upgrading a heavy viscous hydrocarbon |
-
2000
- 2000-05-16 WO PCT/JP2000/003125 patent/WO2000069992A1/ja active IP Right Grant
- 2000-05-16 CN CNB008076979A patent/CN100419046C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2000-05-16 JP JP2000618400A patent/JP4564176B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2000-05-16 DE DE60016755T patent/DE60016755T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-05-16 EP EP00925681A patent/EP1199347B1/en not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4432941A (en) * | 1980-10-13 | 1984-02-21 | Peter Spencer | Apparatus for the distillation and thermal cracking of a crude oil feedstock and a reactor for use therein |
| US4441989A (en) * | 1981-11-03 | 1984-04-10 | Peter Spencer | Process and apparatus for thermal cracking and fractionation of hydrocarbons |
| WO1996026992A1 (en) * | 1995-03-02 | 1996-09-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the conversion of a hydrocarbon oil |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP4564176B2 (ja) | 2010-10-20 |
| EP1199347B1 (en) | 2004-12-15 |
| EP1199347A4 (en) | 2003-05-02 |
| WO2000069992A1 (fr) | 2000-11-23 |
| EP1199347A1 (en) | 2002-04-24 |
| CN1351643A (zh) | 2002-05-29 |
| DE60016755T2 (de) | 2005-12-01 |
| DE60016755D1 (de) | 2005-01-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101313055B (zh) | 加氢处理和加氢裂化方法及装置 | |
| CA2358286C (en) | Process scheme for sequentially hydrotreating-hydrocracking diesel and vacuum gas oil | |
| US8110091B2 (en) | Process for the conversion of feedstocks resulting from renewable sources for producing gas oil fuel bases with a low sulphur content and with an improved cetane number | |
| CN103270143B (zh) | 用于精炼原油的方法 | |
| EP1348012B1 (en) | Improved hydroprocessing process and method of retrofitting existing hydroprocessing reactors | |
| WO2019133880A1 (en) | Conversion of heavy fuel oil to chemicals | |
| US11208602B2 (en) | Process for converting a feedstock containing pyrolysis oil | |
| JP2009179795A (ja) | 原油脱硫 | |
| CN108203601B (zh) | 具有共用的分馏段的联合加氢处理和加氢转化的装置和方法 | |
| RU2495086C2 (ru) | Избирательный рецикл тяжелого газойля для оптимальной интеграции перегонки тяжелой нефти и переработки вакуумного газойля | |
| TW201906993A (zh) | 整合兩階段加氫裂解及加氫處理之方法 | |
| JPH07252484A (ja) | 中間留出生成物の品質を向上させるための統合した方法 | |
| CN105940086A (zh) | 用于处理油进料以生产具有低的硫含量和沉淀物含量的燃料油的新集成方法 | |
| WO2018122274A1 (en) | Process for producing middle distillates | |
| US5980732A (en) | Integrated vacuum residue hydrotreating with carbon rejection | |
| CN104114679A (zh) | 使用级间蒸汽汽提的加氢裂化方法 | |
| EP3017020B1 (en) | Process for the refining of crude oil | |
| MXPA99007690A (es) | Proceso de pre-tratamiento para petroleo crudo, ypetroleo crudo reformado mediante este proceso. | |
| Budukva et al. | Secondary middle distillates and their processing | |
| US6869576B2 (en) | Process for hydrotreating a hydrocarbon feedstock and apparatus for carrying out same | |
| JP4226154B2 (ja) | 原油の水素化処理方法および改質原油 | |
| CN110776954B (zh) | 包括固定床加氢处理、脱沥青操作和沥青的沸腾床加氢裂化的处理重质烃基原料的方法 | |
| CN100419046C (zh) | 原油的处理方法 | |
| CN100448956C (zh) | 一种联合加氢工艺方法 | |
| WO2003078549A1 (fr) | Procédé et appareil de raffinage du pétrole |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20080917 Termination date: 20160516 |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |