[go: up one dir, main page]

TW201516138A - 由產於ｈｃｏ或漿料類催化裂解的含烴餾份製造具有低硫含量之船用燃料的方法及使用氫化處理階段的方法 - Google Patents

由產於ｈｃｏ或漿料類催化裂解的含烴餾份製造具有低硫含量之船用燃料的方法及使用氫化處理階段的方法 Download PDF

Info

Publication number
TW201516138A
TW201516138A TW103132141A TW103132141A TW201516138A TW 201516138 A TW201516138 A TW 201516138A TW 103132141 A TW103132141 A TW 103132141A TW 103132141 A TW103132141 A TW 103132141A TW 201516138 A TW201516138 A TW 201516138A
Authority
TW
Taiwan
Prior art keywords
feed
fraction
stage
hydrocarbon
hco
Prior art date
Application number
TW103132141A
Other languages
English (en)
Inventor
Wilfried Weiss
Pascal Chatron-Michaud
Jerome Majcher
Frederic Morel
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from FR1359084A external-priority patent/FR3011004A1/fr
Priority claimed from FR1361690A external-priority patent/FR3013723B1/fr
Application filed by IFP Energies Nouvelles filed Critical IFP Energies Nouvelles
Publication of TW201516138A publication Critical patent/TW201516138A/zh

Links

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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/14—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles
    • C10G45/16—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/14—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles
    • C10G45/20—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing with moving solid particles according to the "fluidised-bed" technique
    • 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
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/24—Organic compounds containing sulfur, selenium and/or tellurium

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

本發明描述一種以產於HCO或「漿料」類催化裂解的含烴餾份為起始物質製造船用燃料的方法，該方法包含：a)製造氫化處理流出物之氫化處理階段(a)，b)分離產於階段(a)之該氫化處理流出物以便獲得氣體餾份及液體含烴餾份之階段(b)，c)將該液體含烴餾份與富含石蠟之含烴餾份混合以便獲得該所需船用燃料的視情況選用之階段(c)。

Description

由產於HCO或漿料類催化裂解的含烴餾份製造具有低硫含量之船用燃料的方法及使用氫化處理階段的方法
本發明係關於自產於HCO或「漿料」類催化裂解單元之含烴餾份製造船用燃料。
HCO餾份(「重循環油」之縮寫)尤其含有含硫雜質，且含有至少80%初沸點至少300℃及終沸點至少450℃之化合物。所謂的硫含量超過0.5重量%之「漿料」餾份含有至少80%沸點至少360℃及終沸點至少520℃之化合物。由於術語「漿料」在法語中不具有簡單翻譯，所以吾等應使用英語術語。
在下文中，只要提及HCO類餾份或「漿料」餾份，此將為有意義的且具上文定義之特徵。
催化裂解由字首語FCC(「流體化催化裂解」之縮寫)及RFCC(「渣油流體化催化裂解」之縮寫)已知。
FCC及RFCC為用於真空餾出物及/或蒸餾殘餘物轉化之方法，其尤其允許獲得以下產物：
-液化石油氣
-汽油餾份
-稱為LCO(「輕循環油」)之輕餾出物，其含有至少80%初沸點至少200℃及終沸點至少300℃之化合物，其為在220℃至350℃範圍內之典型蒸餾
-稱為HCO(「重循環油」)之重餾出物，其含有至少80%初沸點至少300℃及終沸點至少450℃之化合物，其為在350℃至540℃範圍內之典型蒸餾
-視情況存在之(尤其RFCC)殘餘物或「漿料」，其一般自所含有的催化劑顆粒純化以便獲得澄清油(CLO)或傾析油(DO)。此殘餘物一般具有超過500℃之初沸點。
有時HCO及「漿料」餾份不分離。
更特定言之，本發明係關於以獲自FCC或RFCC之HCO類餾份或「漿料」餾份為起始物質，製造具有良好燃燒特性及低硫含量之船用燃料及船用燃料基質的方法。
本發明具有遵守MARPOL公約就等效硫含量方面之建議，且較佳亦遵守標準ISO8217來製造船用燃料及船用燃料基質之目標。
MARPOL公約之附錄VI旨在逐漸減少船用燃料之硫含量。最終，最大等效硫含量在硫排放控制區域(SECA)將為0.1重量%，且在世界其餘區域為0.5重量%。
在船用燃料中，標準ISO8217中對餾出物類燃料與殘餘類燃料之間作出區別。在此兩種類別內存在若干等級，其中黏度為主要區分要素之一。
就殘餘類燃料而言，反映燃燒品質之特徵藉由計算碳芳香性指數(CCAI)量測。
燃料芳族特徵與點火延遲之間的相關性為熟習此項技術者已知。計算CCAI之公式描述於標準ISO8217之最新修訂版中。此公式尤 其涉及燃料之密度及黏度。就所有船用等級之殘餘類燃料而言，ISO8217建議最大CCAI為870。
長期已知使用來自催化裂解之烴餾份作為燃料基質，尤其作為船用燃料基質，其尤其用於由於來自催化裂解之餾份的低黏度而降低燃料油的黏度。然而，由於產於催化裂解之餾份極具芳族特徵，因此在燃料池中，且尤其在船用燃料池中，此用途具有有限的比例。混合物中超過一定含量，燃燒特性惡化。
另外，產於催化裂解之餾份一般含硫，且將其併入燃料池中，尤其船用燃料池中對於符合國際海事組織(IMO)之MARPOL公約之附錄VI對該等燃料建議之硫規範變得愈來愈有問題。可能提及相關先前技術中之以下文獻：
-FR2983208描述HCO類重餾份之選擇性氫化，且將其再循環至催化裂解單元以便改良催化裂解中間餾出物之製造的方法。
-EP0432235描述氫化LCO、HCO，伴以催化裂解之流出物之再循環以便獲得較好等級之汽油餾份的方法。
此等文獻均不描述製造具有符合國際海事組織之新建議之低硫含量，且具有如標準ISO 8217/2012新版本要求的良好燃燒特性之燃料或燃料基質。
本發明描述自催化裂解升級硫含量超過0.5重量%，且含有至少80%沸點至少300℃及終沸點至少450℃之化合物的烴餾份(所謂的HCO餾份)之條件。
本發明可定義為以來自催化裂解之具有至少0.5重量%硫含量，且含有至少80%初沸點至少300℃及終沸點至少450℃之化合物的含烴饋料(所謂的HCO(重循環油饋料))為起始物質製造船用燃料的方法。 初始饋料亦可為硫含量超過0.5重量%，且含有至少80%沸點至少360℃及終沸點至少520℃之化合物的「漿料」餾份。根據本發明之方法使得獲得硫含量小於或等於0.5重量%，且CCAI(根據標準8217之計算碳芳香性指數的縮寫)小於870之液體烴餾份成為可能，該方法包含以下連續階段：
*)預先過濾(FILT)階段，其僅適用於「漿料」餾份，以便除去至少一定比例所含有的精細顆粒，從而產生稱作CLO之經過濾的餾份，該經過濾的餾份隨後如HCO餾份一樣處理，亦即其經受階段a)；b)；c)。
a)HCO饋料視情況與另一含烴饋料共同處理而產生氫化處理流出物之氫化處理階段(a)，b)分離獲自階段(a)之氫化處理流出物以便獲得至少一種氣體餾份及一種液體含烴餾份之階段(b)，c)將產於分離階段(b)之液體含烴餾份與富含石蠟之含烴餾份混合的視情況選用之階段(c)。
根據製造本發明之船用燃料之方法的第一變體，當起始饋料為HCO餾份時，氫化處理階段之操作條件如下：-包含250℃與450℃之間，較佳280℃與390℃之間，且更佳320℃與360℃之間的溫度，-包含5MPa與15MPa之間，較佳6MPa與10MPa之間的絕對壓力，-包含0.1h-1至5h-1，較佳0.2h-1至2h-1，且更佳0.3h-1至1h-1範圍內的含烴饋料之空間速度，通常稱作LHSV，其定義為在標準條件(1個大氣壓及15℃)下饋料之體積流動速率除以氫化處理催化劑之總體積，-與包含100與3000標準立方公尺(Nm3)/立方公尺(m3)之間，較佳 200Nm3/m3與2000Nm3/m3之間，且更佳300Nm3/m3與1500Nm3/m3之間的液體饋料的饋料混合的一定量的氫氣，-與石蠟餾份混合之階段c)隨後為不必需的，因為來自階段b)之液體流出物產生遵守根據標準之船用燃料規範之液體流出物。
根據製造本發明之船用燃料之方法的第二變體，當起始饋料為HCO餾份時，氫化處理階段之操作條件如下：-包含250℃與450℃之間，較佳280℃與390℃之間，且更佳320℃與360℃之間的溫度，-小於6MPa且較佳小於5MPa之絕對壓力，-包含在0.1h-1至5h-1，較佳0.2h-1至2h-1，且更佳0.3h-1至1h-1範圍內的烴饋料之空間速度，通常稱作LHSV，其定義為在標準條件(1個大氣壓及15℃)下體料之體積流動速率除以氫化處理催化劑之總體積，-與包含100與3000標準立方公尺(Nm3)/立方公尺(m3)之間，較佳200Nm3/m3與2000Nm3/m3之間，且更佳300Nm3/m3與1500Nm3/m3之間的液體饋料的饋料混合的一定量的氫氣，-當隨後必需與石蠟餾份混合之階段c)時，該石蠟餾份選自以下餾份：產於直接蒸餾之餾份，諸如常壓或真空餾出物及/或常壓或真空殘餘物。
仍在第二變體之情形內，用於進行混合階段c)之石蠟餾份亦可來源於產於常壓或真空直接蒸餾之饋料之氫化處理或氫化裂解方法，或來源於轉化方法。
在前述兩個變體，但更特定言之第一變體之情形下，在與HCO饋料共同處理時，氫化處理階段a)處理經單獨使用或以相對於總饋料(HCO+經共同處理之饋料)的至多30重量%比例之混合物使用之以下饋料中之一者： -來自常壓或真空直接蒸餾之汽油，-來自催化裂解之LCO，-來自焦化之汽油，-來自減黏裂化之汽油，-來自氫化轉化(氫化處理及/或氫化裂解殘餘物)之汽油。
當起始饋料為「漿料」餾份時，氫化處理階段之操作條件如下：-包含300℃與420℃之間，且更佳340℃與390℃之間的溫度，-包含5MPa與20MPa之間，較佳8MPa與18MPa之間的絕對壓力，-包含在0.1h-1至2.5h-1，較佳0.3h-1至0.8h-1範圍內之含烴饋料(LHSV定義為在標準條件(1個大氣壓及15℃)下之饋料體積流動速率除以氫化處理催化劑之總體積)的空間速度，-與包含100與3000標準立方公尺(Nm3)/立方公尺(m3)之間，較佳200Nm3/m3與2000Nm3/m3之間，且更佳300Nm3/m3與1500Nm3/m3之間的液體饋料的饋料混合的一定量的氫氣，-當起始饋料仍為「漿料」饋料(在過濾後變成CLO饋料)時，此CLO饋料可與經單獨使用或以相對於總饋料(CLO+經共同處理之饋料)之至多30重量%比例之混合物使用之以下饋料中之一者共同處理：-來自常壓或真空直接蒸餾之汽油，-來自催化裂解之LCO，-來自焦化之汽油，-來自減黏裂化之汽油，-來自氫化轉化(氫化處理及/或氫化裂解殘餘物)之汽油。
10‧‧‧饋料
11‧‧‧共同饋料
12‧‧‧共同管
13‧‧‧交換器
14‧‧‧共同管
15‧‧‧殼體
16‧‧‧管
17‧‧‧反應器
18‧‧‧管線
19‧‧‧管線
20‧‧‧高壓、高溫(HPHT)分離器
21‧‧‧氣體餾份
22‧‧‧空氣冷卻器
24‧‧‧高壓、低溫(HPLT)分離器
25‧‧‧氣體餾份
26‧‧‧純化氫氣之單元
27‧‧‧物流
28‧‧‧氫氣
29‧‧‧壓縮器
30‧‧‧管線
31‧‧‧管線/再循環氫氣
32‧‧‧管線
33‧‧‧液體餾份
34‧‧‧裝置
35‧‧‧液體餾份
36‧‧‧裝置
37‧‧‧系統
38‧‧‧氣態流出物
39‧‧‧輕質餾份
40‧‧‧中間餾出物餾份
41‧‧‧常壓殘餘物餾份
42‧‧‧管線
43‧‧‧真空蒸餾塔
44‧‧‧真空餾出物餾份
45‧‧‧真空殘餘物
46‧‧‧富含石蠟餾份
47‧‧‧燃料池
50‧‧‧補充氫氣
51‧‧‧管/中間餾出物燃料基質
圖1呈現根據本發明之方法之示意圖，其展示a)氫化處理區域，b)分離來自氫化處理區域之流出物之區域，及c)與富含石蠟餾份混合的視情況選用之區域。
一般而言，在本發明之情形內，「燃料」意謂可用作標準ISO8217意義內之船用燃料的含烴饋料，且「燃料基質」意謂與其他基質混合，構成船用燃料之含烴饋料。此等基質之特性，尤其其硫含量及其黏度，極其視該等基質之來源而改變，尤其視原油類型及精煉類型而定。
含烴饋料
含烴類饋料獲自催化裂解，其具有至少0.5重量%硫含量，且含有至少80%沸點至少300℃及終沸點至少450℃之化合物。因此饋料由至少一定比例之產於催化裂解方法之HCO餾份組成。其亦可併入一定比例之產於催化裂解方法之「漿料」餾份。
饋料亦可為產於FCC或RFCC類之若干單元之若干HCO及/或漿料餾份的混合物。
製造HCO饋料之催化裂解方法可為FCC或RFCC類，且可處理產於石油之真空餾出物或蒸餾殘餘物類之饋料。若以單獨或呈混合物之產於煤、生質、煙煤砂或其衍生物、煙煤岩或其衍生物、來自母岩之油或其衍生物之饋料為起始物質來操作催化裂解，則此將仍在本發明之領域內。
此饋料可視情況用至少一種共同饋料處理。此又稱作共同處理。
在可能的共同饋料中，可能提及汽油類餾份(含有至少80%沸點至少200℃及終沸點至少300℃之化合物)或真空汽油餾份(含有至少80%沸點至少300℃及終沸點至少450℃之化合物)，此等餾份產於原 油之直接蒸餾或在產於石油、煤及/或生質之烴饋料的轉化方法(添加氫氣或抑制碳)結束時獲得。
因此，其可為藉由以下獲得的汽油餾份：
-直接蒸餾
-催化裂解
-焦化
-減黏裂化
-氫化轉化(氫化處理及/或氫化裂解)殘餘物
其亦可為藉由以下獲得之真空汽油餾份：
-蒸餾
-焦化
-減黏裂化
-氫化轉化(氫化處理及/或氫化裂解)殘餘物
HCO含烴饋料可表示至少50重量%，且較佳70重量%之藉由根據本發明之方法處理的總含烴饋料。
有利地，選擇共同饋料以及饋料與共同饋料之相對比例，使得氫化處理階段(a)在比單獨(在無共同饋料的情況下)處理饋料更輕度操作條件下操作，以便獲得同一品質之船用燃料。
氫化處理階段(a)
在此文獻全文中，應理解氫化處理階段可根據熟習此項技術者已知之所有實施例進行，其一般使用固定床式及/或氣泡床式及/或載送流動式中之至少一種催化劑床。
較佳實施例包含至少一種固定床。
「氫化處理」通常稱作HDT，意謂使用用於精煉之氫氣供應源的催化處理，亦即大大減少存在於含烴饋料中之硫及其他雜質的含量，同時尤其藉由對芳族化合物進行氫化增加饋料中氫氣與碳之比率，改 善燃料(尤其船用燃料)的燃燒特性。
氫化處理伴隨形成比起始饋料輕的餾份。氫化處理尤其包含伴隨氫化、氫化脫氧、氫化去芳香化、氫化異構化、氫化脫烷化及氫化裂解反應之氫化脫硫(通常稱作HDS)反應、氫化脫氮(通常稱作HDN)反應。
在極重饋料，尤其來自催化裂解、可能含有金屬及瀝青烯之「漿料」的情況下，亦可存在氫化脫金屬、氫化脫瀝青及還原康氏碳(Conradson carbon)之反應。
較佳地，氫化處理階段a)在具有遞減氣體及液體流動之固定床中進行。然而，用於進行該氫化處理階段之任何技術與本發明相容。
根據第一較佳實施例，用於處理產於HCO類催化裂解之含烴饋料的方法包含在以下條件下操作之氫化處理階段(a)：-包含250℃與450℃之間，較佳280℃與390℃之間，且更佳320℃與360℃之間的溫度，-包含5MPa與15MPa之間，較佳6MPa與10MPa之間的絕對壓力，-包含0.1h-1至5h-1，較佳0.2h-1至2h-1，且更佳0.3h-1至1h-1範圍內的含烴饋料之空間速度，通常稱作LHSV，其定義為在標準條件(1個大氣壓及25℃)下之饋料之體積流動速率除以氫化處理催化劑之總體積，-與包含100與3000標準立方公尺(Nm3)/立方公尺(m3)之間，較佳200Nm3/m3與2000Nm3/m3之間，且更佳300Nm3/m3與1500Nm3/m3之間的液體饋料的饋料混合的一定量的氫氣。
在此第一實施例中，與石蠟餾份混合之階段c)並非必需，因為氫化處理階段直接產生滿足船用燃料規範之液體流出物。
根據第二較佳實施例，用於處理來自催化裂解之HCO類之含烴 饋料的方法包含在以下條件下操作之氫化處理階段(a)：-包含250℃與450℃之間，較佳280℃與390℃之間，且更佳320℃與360℃之間的溫度，-小於6MPa且較佳小於5MPa之絕對壓力，-包含在0.1h-1至5h-1，較佳0.2h-1至2h-1，且更佳0.3h-1至1h-1範圍內的烴饋料之空間速度，通常稱作LHSV，其定義為在標準條件(1個大氣壓及15℃)下饋料之體積流動速率除以氫化處理催化劑之總體積，-與包含100與3000標準立方公尺(Nm3)/立方公尺(m3)之間，較佳200Nm3/m3與2000Nm3/m3之間，且更佳300Nm3/m3與1500Nm3/m3之間的液體饋料的饋料混合的一定量的氫氣。
根據此第二較佳實施例，與石蠟餾份混合之階段c)為必需的，自熟習此項技術者熟知之餾份單獨或以混合物選擇此石蠟餾份，諸如常壓或真空餾出物或常壓或真空殘餘物。
當起始饋料為「漿料」餾份時，用於LCO餾份之操作條件較佳為如下：-包含300℃與420℃之間，且更佳340℃與390℃之間的溫度，-包含5MPa與20MPa之間，較佳8MPa與18MPa之間的絕對壓力，-包含在0.1h-1至2.5h-1，較佳0.3h-1至0.8h-1範圍內之烴饋料的空間速度(LHSV定義為在標準條件(1個大氣壓及15℃)下之饋料體積流動速率除以氫化處理催化劑之總體積)，-與包含100與3000標準立方公尺(Nm3)/立方公尺(m3)之間，較佳200Nm3/m3與2000Nm3/m3之間，且更佳300Nm3/m3與1500Nm3/m3之間的液體饋料的饋料混合的一定量的氫氣。
在可能的具有LCO饋料之共同饋料中，可能提及汽油類餾份(含 有至少80%沸點為至少200℃且終沸點為至少300℃之化合物)或真空汽油餾份(含有至少80%沸點為至少300℃且終沸點為至少450℃之化合物)，此等餾份產於原油之直接蒸餾或在產於石油、煤及/或生質之烴饋料的轉化方法(添加氫氣或抑制碳)結束時獲得。
因此，其可為藉由以下獲得的汽油餾份：
-直接蒸餾
-催化裂解
-焦化
-減黏裂化
-氫化轉化(氫化處理及/或氫化裂解)殘餘物
其亦可為藉由以下獲得之真空汽油餾份：
-蒸餾
-焦化
-減黏裂化
-氫化轉化(氫化處理及/或氫化裂解)殘餘物
所用的氫化處理催化劑一般為在載體上包含具有氫化脫氫功能的至少一種金屬或金屬化合物的顆粒催化劑。此等催化劑宜為包含至少一種第VIII族金屬(一般選自由鎳及鈷組成之群)及/或至少一種第VIB族金屬(較佳鉬及/或鎢)之催化劑。
舉例而言，可使用在礦物載體上包含0.5重量%至10重量%鎳，較佳1重量%至5重量%鎳(表述為氧化鎳NiO)，及1重量%至30重量%鉬，較佳5重量%至20重量%鉬(表述為氧化鉬MoO3)之催化劑。
此載體可例如選自由氧化鋁、二氧化矽、二氧化矽-氧化鋁、氧化鎂、黏土及至少兩種此等礦物之混合物組成之群。
分離來自氫化處理之流出物之階段b)
根據本發明之方法進一步包含獲得至少一種氣體餾份及至少一 種液體含烴餾份之分離階段(b)。在氫化處理階段(a)結束時獲得的流出物包含含有含烴化合物之液體餾份，及含有氣體，尤其H2、H2S、NH3及C1-C4烴之氣體餾份。
使用熟習此項技術者熟知之分離裝置，尤其使用一或多種分離瓶(其可在不同壓力及溫度下，視情況與用於蒸氣或氫氣汽提之設備組合操作)，此氣體餾份可自含烴流出物分離。
在氫化處理階段(a)結束時獲得的流出物在至少一個分離瓶中有利地分離成至少一種氣體餾份及至少一種液體餾份。此等分離器可例如為高壓且高溫(HPHT)分離器及/或高壓、低溫(HPLT)分離器。
在視情況選用之冷卻後，較佳在用於氫氣純化之構件中處理此氣體餾份，以回收在氫化處理反應期間未消耗的氫氣。
用於氫氣純化之構件可為用胺洗滌、膜分離單元、PSA(變壓吸附)類系統或串聯排列之若干此等設備。
在視情況選用之再壓縮後，經純化之氫氣可隨後有利地再循環至本發明之方法。可將氫氣引入氫化處理階段(a)之入口。
分離階段(b)亦可包含常壓蒸餾及/或真空蒸餾。有利地，分離階段(b)包含常壓蒸餾，其中分離後獲得的液體含烴餾份藉由常壓蒸餾分餾成至少一種常壓餾出物餾份及至少一種常壓殘餘物餾份。
常壓餾出物餾份可含有燃料基質(石腦油、煤油及/或柴油)，其可在商業上升級改造，例如在用於製造汽車及航空燃料之精煉廠，亦或可併入燃料池，尤其船用燃料池之混合物中。
另外，本發明方法之分離階段(b)宜包含製造至少一種真空餾出物餾份及真空殘餘物餾份之真空蒸餾。
較佳地，分離階段(b)首先包含製造至少一種常壓餾出物餾份及常壓殘餘物餾份之常壓蒸餾，隨後製造至少一種真空餾出物餾份及真空殘餘物餾份之常壓殘餘物之真空蒸餾。
真空餾出物餾份通常含有標示VGO之真空汽油類餾份。
此分離階段(b)可視情況補充有液體固體分離之階段，以除去催化劑細粒，尤其在當饋料包含產於催化裂解之「漿料」類餾份的情況下。
在分離階段(b)結束時，獲得硫含量小於或等於0.5重量%，較佳小於或等於0.3重量%，且甚至更佳小於或等於0.1重量%的液體含烴餾份。
在本發明之意義內，此液體含烴餾份宜充當用於船用燃料之基質或充當船用燃料。
有利地，在分離階段(b)結束時獲得的全部液體含烴流出物具有小於或等於0.5重量%，且較佳小於或等於0.3重量%之硫含量。
與富含石蠟之餾份混合的視情況選用之階段c)
視情況或必須視氫化處理階段a)之壓力條件而定，分離階段(b)後可繼之以將產於階段(b)之液體含烴餾份與至少一種富含石蠟之含烴餾份混合的階段(c)。對於柴油引擎，石蠟比環烷具有更好燃燒特性，環烷又比芳族物具有更好燃燒特性。
「富含石蠟」意謂餾份的石蠟含量比進入氫化處理階段(a)之HCO饋料中之石蠟含量高。
相關地，已接受氫含量比另一饋料更高之饋料更富含石蠟。實際上，石蠟之H/C比大於環烷之H/C比，環烷之H/C比又大於芳族物之H/C比。
富含石蠟之含烴餾份為一般藉由直接蒸餾獲得之餾份(在英語術語中稱作「直餾」餾份)，諸如常壓或真空餾出物及/或常壓或真空殘餘物。
富含石蠟之含烴餾份亦可來源於產於直接蒸餾之饋料的氫化處理或氫化裂解方法或來源於轉化方法。氫化處理及氫化裂解方法在氫 氣壓力下操作且使得獲得氫含量比饋料高的流出物成為可能。
因此，燃料或燃料基質，視情況船用燃料或船用燃料基質最終獲自產於分離階段(b)，在混合階段(c)期間視氫化處理階段之操作條件而定，視情況與富含石蠟之含烴餾份混合的液體含烴餾份。
圖式之詳細描述
本發明方法的有利實施例展示於圖1中。
在圖1中，視情況與共同饋料(11)混合，與再循環氫氣(31)及補充氫氣(50)混合，在交換器(13)中預加熱且在殼體(15)中加熱至反應器之入口溫度的饋料(10)，經共同管(12)及(14)，經管(16)引入反應器(17)。再循環氫氣(32)可用作冷卻氣體且可注入用於反應熱量控制之反應器(17)。
將產於氫化處理階段之流出物沿著管線(18)，通過交換器(13)，隨後沿著管線(19)傳送至分離區段，該分離區段首先由高壓、高溫(HPHT)分離器(20)組成，自該分離區段回收氣體餾份(21)及液體餾份(35)。一般將氣體餾份(21)傳送通過交換器(未圖示)或用於冷卻至高壓、低溫(HPLT)分離器(24)之空氣冷卻器(22)，自該分離器回收含有氣體(H2、H2S、NH3、C1-C4烴等)之氣體餾份(25)及液體餾份(33)。
來自高壓、低溫(HPLT)分離器(24)之氣體餾份(25)在用於純化氫氣之單元(26)中處理，自其回收氫氣(28)以用於經壓縮器(29)及管線(30)及管線(31)及/或管線(32)再循環至氫化處理區段。
用於純化氫氣之單元可由用胺洗滌、膜或PSA類系統組成。至少一定比例含有至少輕質烴之氣體及非所需含氮及含硫化合物經物流(27)及/或經其他未圖示物流自設備移除。
來自高壓、低溫(HPLT)分離器(24)之液體餾份(33)在裝置(34)中膨脹，且隨後傳送至分餾系統(37)。
產於高壓、高溫(HPHT)分離器(20)之液體餾份(35)在裝置(36)中 膨脹，且隨後傳送至分餾系統(37)。
當然，在膨脹之後，餾份(35)及(33)可共同傳送至系統(37)。分餾系統(37)包含用於製造氣態流出物(38)、至少一種所謂輕質餾份(39)(尤其含有石腦油)、至少一種含有煤油及/或柴油之中間餾出物餾份(40)、及常壓殘餘物餾份(41)的常壓蒸餾系統。一定比例中間餾出物餾份(40)可經管(51)傳送至燃料池(47)。一定比例常壓殘餘物餾份(41)可經管線(42)抽出以便構成所需燃料之基質。一些或所有常壓殘餘物餾份(41)可傳送至真空蒸餾塔(43)，以用於回收含有真空殘餘物(45)之餾份及含有真空汽油之真空餾出物餾份(44)。
燃料(47)由至少一種中間餾出物燃料基質(51)及/或真空餾出物燃料基質(44)及/或常壓殘餘物燃料基質(42)及/或真空殘餘物燃料基質(45)之混合物構成。
視情況而言，富含石蠟餾份(46)可傳送至燃料池(47)。
視情況而言，常壓殘餘物餾份(42)及/或真空殘餘物餾份(45)可經受催化劑殘餘物分離(未圖示)之階段。用於分離及分餾之替代方案(未圖示)可藉助於蒸汽汽提塔進行，其處理來自高壓或中壓或低壓分離器之重餾份或餾份。藉由此方法，汽提塔底部直接供應真空塔。
常壓蒸餾塔仍處理餾出物之混合物但不處理(最重)未經轉化之餾份。
可實施未圖示之其他變體以使獲得例如：
-不同熱量整合
-不同分離方法之排列
-不同富含氫氫之氣體循環
-用於反應之熱量控制之替代方法，尤其使用基於獲自分離階段之饋料及/或餾份的液體冷卻劑
比較實例
以下實例說明本發明但不限制其範疇。
實例1 (HCO饋料)
處理獲自HCO類催化裂解之含有95重量%在超過300℃溫度下沸騰，在15℃下具有1.005g/cm3密度，在50℃下之34.5cSt黏度及0.98重量%硫含量之化合物的餾份。
在無氫化處理情況下，此饋料不構成標準ISO 8217意義中之船用燃料。
根據標準ISO8217之2012修訂版，此黏度將需要在殘餘類船用燃料中將此燃料分級，諸如RMD級別。然而，897之CCAI超過CCAI規格860，RMD級別之最大值。
類似地，密度超過975kg/m3，其為RMD級別之最大值。
關於硫含量，其在2012中不成問題，但將超過MARPOL公約附錄VI建議之等效硫含量。
此饋料之不良燃燒特性歸因於高含量芳族物(超過60%)。此高含量芳族物導致低氫含量(9.5重量%)。
饋料經受氫化處理階段(a)。
操作條件在下表1中給出。
進行若干實驗：
1-在7MPa壓力下處理HCO饋料之氫化處理階段(a)
2-在5MPa壓力下處理HCO饋料之氫化處理階段(a)
3-在5MPa壓力下處理HCO饋料及「直餾」汽油類共同饋料之氫化處理階段(a)。
對於各實驗，來自氫化處理區段(a)之流出物隨後經受藉助於分 離器及常壓蒸餾塔分離氣體與液體之分離階段(b)。在液體中，在超過200℃溫度下沸騰之化合物構成燃料基質，對其進行分析(硫、黏度及CCAI)。
情況1在7MPa壓力下進行氫化處理階段a)，且製造在CCAI小於860下獲得的燃料基質。由於此CCAI，因此低硫含量、密度及黏度小於標準ISO8217之RMD級別規格，根據實驗1獲得的燃料基質可直接升級改造成RMD類船用燃料(由於小於0.1重量%之極低硫含量，其可最終用於SECA)。
情況2在5MPa壓力下進行氫化處理階段a)，其不足以恰當氫化HCO，其特徵為超過RME級別之規格860，而且亦超過ISO8217之RMG或RMK級別的規格870之CCAI。
因此，實驗2中獲得的燃料基質不適應根據標準ISO8217之2012修訂版的殘餘類船用燃料所需之規格(標示NC)。
情況3為說明HCO饋料與具有良好特徵，尤其CCAI小於860之「直餾」汽油共同處理之情況，且因此可升級改造成RMD類船用燃 料(由於小於0.1重量%之極低硫含量，其可最終用於SECA)。
增加氫化處理階段之壓力的替代方案由在與實驗2(5MPa)相同條件下執行HCO之該氫化處理階段組成，但將一定比例含有在超過200℃之溫度下沸騰之化合物的流出物(稱作燃料基質)與富含石蠟餾份混合(實驗4、5、6)。
為說明此製造模式，使用3種所謂「石蠟」餾份進行混合階段c)。
-情況4：在5MPa、340℃下，在氫化處理催化劑床上對「直餾」汽油(GO)進行氫化處理。
-情況5：在9MPa、350℃下，在氫化處理催化劑床上對「直餾」真空汽油(VGO)進行氫化處理。
-情況6：在15MPa、370℃下在氫化處理催化劑床上對「直餾」常壓殘餘物(AR)進行氫化處理。
在實驗4、5及6期間，獲得的混合物具有在50℃下小於860之CCAI及小於80cSt之黏度。因此，其可升級改造成RMD類船用燃料。另外，混合物4及混合物5之硫含量小於0.1重量%，因此其將有可能在2015之後在SECA中使用此等燃料。由於混合物6之硫含量小於0.5重 量%，因此其將有可能在2020-25之後在SECA外使用此燃料。
實例2 (產生CLO饋料之「漿料」饋料)
處理獲自CLO類催化裂解之含有95重量%在超過360℃溫度下沸騰，在15℃下具有1.117g/cm3密度，在70℃下黏度為32.0cSt且硫含量為3.70重量%之化合物的餾份。在無氫化處理情況下，此饋料不構成標準ISO 8217意義中之船用燃料。
檢查標準ISO8217之2012修訂版時，可見饋料之密度及硫含量皆過高。
因此，饋料經受氫化處理階段(RDS)，其將使得饋料之硫含量及密度皆減小。
操作條件在下表4中給出。
進行若干實驗：
情況1a-在18MPa壓力下處理CLO饋料之氫化處理階段(RDS)。
情況2a-在8MPa壓力下處理CLO饋料之氫化處理階段(RDS)。
情況3a-在8MPa壓力下處理CLO饋料及含量為10重量%的「直餾」真空殘餘物類共同饋料之氫化處理階段(RDS)。
對於各實驗，來自氫化處理區段之流出物隨後經受藉助於分離器及常壓蒸餾塔分離氣體及液體之分離階段。在液體中，在超過200℃之溫度下沸騰之化合物構成燃料基質，對其進行分析(硫、黏度及CCAI)。
用於不同情況1a、2a、3a之操作條件在下表5中給出。
以下3種情況根據本發明。
- 情況1a在18MPa壓力，370℃溫度及0.3h-1 LHSV下進行氫化處理階段且製造具有小於860 CCAI之燃料基質。
由於此CCAI，因此低硫含量、密度及黏度小於標準ISO8217之RME級別規格，根據實驗1獲得的燃料基質可直接升級改造成RME類船用燃料(由於小於0.1重量%之極低硫含量，其可最終用於SECA)。
- 情況2a在8MPa壓力，390℃溫度及0.5h-1 LHSV下進行氫化處理階段且製造具有小於860 CCAI之燃料基質。
由於此CCAI，因此低硫含量、密度及黏度小於標準ISO8217之RMK級別規格，根據實驗2獲得的燃料基質可直接升級改造成RMK類船用燃料(由於小於0.1重量%之極低硫含量，其可最終用於SECA)。
- 情況3a為說明CLO饋料與來自直接蒸餾(稱作「直餾」)之真空殘餘物共同處理之情況，具有良好特徵，尤其小於860之CCAI，且因此可升級改造成RMG類船用燃料(由於小於0.1重量%之極低硫含量，其可最終用於SECA)。
10‧‧‧饋料
11‧‧‧共同饋料
12‧‧‧共同管
13‧‧‧交換器
14‧‧‧共同管
15‧‧‧殼體
16‧‧‧管
17‧‧‧反應器
18‧‧‧管線
19‧‧‧管線
20‧‧‧高壓、高溫(HPHT)分離器
21‧‧‧氣體餾份
22‧‧‧空氣冷卻器
24‧‧‧高壓、低溫(HPLT)分離器
25‧‧‧氣體餾份
26‧‧‧純化氫氣之單元
27‧‧‧物流
28‧‧‧氫氣
29‧‧‧壓縮器
30‧‧‧管線
31‧‧‧管線/再循環氫氣
32‧‧‧管線
33‧‧‧液體餾份
34‧‧‧裝置
35‧‧‧液體餾份
36‧‧‧裝置
37‧‧‧系統
38‧‧‧氣態流出物
39‧‧‧輕質餾份
40‧‧‧中間餾出物餾份
41‧‧‧常壓殘餘物餾份
42‧‧‧管線
43‧‧‧真空蒸餾塔
44‧‧‧真空餾出物餾份
45‧‧‧真空殘餘物
46‧‧‧富含石蠟餾份
47‧‧‧燃料池
50‧‧‧補充氫氣
51‧‧‧管/中間餾出物燃料基質

Claims (6)

  1. 一種以產於所謂HCO饋料(重循環油之縮寫)或「漿料」饋料催化裂解的含烴饋料為起始物質製造船用燃料的方法，該HCO饋料為重餾份，具有至少0.5重量%硫含量，且含有至少80%沸點至少300℃及終沸點至少450℃之化合物，該「漿料」饋料具有超過0.5重量%硫含量，且含有至少80%沸點至少360℃及終沸點至少520℃之化合物，該方法使得獲得至少一種硫含量小於或等於0.5重量%且CCAI小於870(CCAI：根據標準ISO 8217之「計算碳芳香性指數」)，構成該船用燃料的液體含烴餾份成為可能，該方法包含以下連續階段：*)預先過濾(FILT)階段，其僅適用於「漿料」餾份，以便除去至少一定比例所含有的精細顆粒，產生稱作CLO之經過濾餾份，該經過濾餾份隨後如HCO餾份一樣處理，亦即其經受階段a)；b)；c)，a)該HCO或CLO饋料視情況與另一含烴饋料共同處理而產生氫化處理流出物之氫化處理階段(a)，b)分離產於階段(a)之該氫化處理流出物以便獲得至少一種氣體餾份及液體含烴餾份之階段(b)，c)將產於分離階段(b)之該液體含烴餾份與富含石蠟之含烴餾份混合的視情況選用之階段(c)。
  2. 一種以產於催化裂解之含烴饋料為起始物質製造船用燃料的方法，其中當起始饋料為所謂HCO饋料時，氫化處理之階段a)在以下操作條件下進行：包含280℃與390℃之間，且較佳320℃與360℃之間的溫度，包含5MPa與15MPa之間，較佳6MPa與10MPa之間的絕對壓 力，在0.1h-1至5h-1，較佳0.2h-1至2h-1，且更佳0.3h-1至1h-1範圍內的該烴饋料之空間速度，通常稱作LHSV，其定義為在標準條件(1個大氣壓及15℃)下該饋料之體積流動速率除以氫化處理催化劑之總體積，與包含100與3000標準立方公尺(Nm3)/立方公尺(m3)之間，較佳200Nm3/m3與2000Nm3/m3之間，且更佳300Nm3/m3與1500Nm3/m3之間的液體饋料的該饋料混合的一定量的氫氣，與石蠟餾份混合之階段c)則並非必需，因為來自階段b)之液體流出物產生遵守根據標準之船用燃料規格之液體流出物。
  3. 一種以產於催化裂解之含烴饋料為起始物質製造船用燃料的方法，其中當起始饋料為所謂HCO饋料時，階段a)在以下條件下進行：包含280℃與390℃之間，且較佳320℃與360℃之間的溫度，小於5MPa之絕對壓力，包含在0.1h-1至5h-1，較佳0.2h-1至2h-1，且更佳0.3h-1至1h-1範圍內的該烴饋料之空間速度，通常稱作LHSV，其定義為在標準條件(1個大氣壓及15℃)下該體料之體積流動速率除以氫化處理催化劑之總體積，與包含100與3000標準立方公尺(Nm3)/立方公尺(m3)之間，較佳200Nm3/m3與2000Nm3/m3之間，且更佳300Nm3/m3與1500Nm3/m3之間的液體饋料的該饋料混合的一定量的氫氣，與石蠟餾份混合之階段c)則為必需，該石蠟餾份選自以下餾份：產於直接蒸餾之餾份(所謂「直餾」餾份)，諸如常壓或真空餾出物及/或常壓或真空殘餘物。
  4. 一種以產於催化裂解之含烴饋料為起始物質製造船用燃料的方 法，其中當起始饋料為「漿料」餾份，在過濾後變成CLO餾份時，氫化處理階段a)之操作條件如下：包含300℃與420℃之間，且更佳340℃與390℃之間的溫度，包含5MPa與20MPa之間，較佳8MPa與18MPa之間的絕對壓力，包含在0.1h-1至2.5h-1，較佳0.3h-1至0.8h-1範圍內的該烴饋料之空間速度(LHSV定義為在標準條件(1個大氣壓及15℃)下之該饋料體積流動速率除以氫化處理催化劑之總體積)，與包含100與3000標準立方公尺(Nm3)/立方公尺(m3)之間，較佳200Nm3/m3與2000Nm3/m3之間，且更佳300Nm3/m3與1500Nm3/m3之間的液體饋料的該饋料混合的一定量的氫氣。
  5. 如請求項1之以HCO或CLO類饋料為起始物質製造船用燃料的方法，其中用於進行混合階段c)之該石蠟餾份來源於產於常壓或真空直接蒸餾之饋料之氫化處理或氫化裂解方法，或來源於轉化方法。
  6. 如請求項1之以HCO或CLO類饋料為起始物質製造船用燃料的方法，其中在共同處理時，除該HCO或CLO饋料外，該氫化處理階段處理單獨使用或以相對於該總饋料(HCO+經共同處理之饋料)之至多30重量%比例之混合物使用的以下饋料中之一者：來自常壓或真空直接蒸餾之汽油來自催化裂解之LCO，來自焦化之汽油，來自減黏裂化之汽油，來自氫化轉化(氫化處理及/或氫化裂解殘餘物)之汽油。
TW103132141A 2013-09-20 2014-09-17 由產於ｈｃｏ或漿料類催化裂解的含烴餾份製造具有低硫含量之船用燃料的方法及使用氫化處理階段的方法 TW201516138A (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1359084A FR3011004A1 (fr) 2013-09-20 2013-09-20 Procede de production de combustibles marins a basse teneur en soufre a partir d'une coupe hydrocarbonee issue du craquage catalytique de type hco, et faisant appel a une etape d'hydrotraitement.
FR1361690A FR3013723B1 (fr) 2013-11-27 2013-11-27 Procede de production de combustibles marins a basse teneur en soufre a partir d'une coupe hydrocarbonee issue du craquage catalytique de type slurry, et faisant appel a une etape d'hydrotraitement specifique .

Publications (1)

Publication Number Publication Date
TW201516138A true TW201516138A (zh) 2015-05-01

Family

ID=52817008

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
TW103132141A TW201516138A (zh) 2013-09-20 2014-09-17 由產於ｈｃｏ或漿料類催化裂解的含烴餾份製造具有低硫含量之船用燃料的方法及使用氫化處理階段的方法

Country Status (3)

Country Link
JP (1) JP2015059220A (zh)
KR (1) KR20150032815A (zh)
TW (1) TW201516138A (zh)

Families Citing this family (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US12071592B2 (en) 2017-02-12 2024-08-27 Magēmā Technology LLC Multi-stage process and device utilizing structured catalyst beds and reactive distillation for the production of a low sulfur heavy marine fuel oil
US12025435B2 (en) 2017-02-12 2024-07-02 Magēmã Technology LLC Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil
US10655074B2 (en) * 2017-02-12 2020-05-19 Mag{hacek over (e)}m{hacek over (a)} Technology LLC Multi-stage process and device for reducing environmental contaminates in heavy marine fuel oil
US11788017B2 (en) 2017-02-12 2023-10-17 Magëmã Technology LLC Multi-stage process and device for reducing environmental contaminants in heavy marine fuel oil
US12281266B2 (en) 2017-02-12 2025-04-22 Magẽmã Technology LLC Heavy marine fuel oil composition
US10604709B2 (en) 2017-02-12 2020-03-31 Magēmā Technology LLC Multi-stage device and process for production of a low sulfur heavy marine fuel oil from distressed heavy fuel oil materials
US10696906B2 (en) 2017-09-29 2020-06-30 Marathon Petroleum Company Lp Tower bottoms coke catching device
US12000720B2 (en) 2018-09-10 2024-06-04 Marathon Petroleum Company Lp Product inventory monitoring
US10443006B1 (en) 2018-11-27 2019-10-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur marine fuel compositions
US10781391B2 (en) 2018-11-27 2020-09-22 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur marine fuel compositions
US10597594B1 (en) 2018-11-27 2020-03-24 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur marine fuel compositions
US12031676B2 (en) 2019-03-25 2024-07-09 Marathon Petroleum Company Lp Insulation securement system and associated methods
US11975316B2 (en) 2019-05-09 2024-05-07 Marathon Petroleum Company Lp Methods and reforming systems for re-dispersing platinum on reforming catalyst
CA3212045A1 (en) 2019-05-30 2020-11-30 Marathon Petroleum Company Lp Methods and systems for minimizing nox and co emissions in natural draft heaters
KR102793663B1 (ko) * 2019-09-11 2025-04-08 에스케이이노베이션 주식회사 수소처리 잔사유를 활용한 저유황 해상연료유
US11124714B2 (en) 2020-02-19 2021-09-21 Marathon Petroleum Company Lp Low sulfur fuel oil blends for stability enhancement and associated methods
JP2020122150A (ja) * 2020-04-01 2020-08-13 マウェタール エルエルシー 船舶からの硫黄を含有する排出の低減方法
US12461022B2 (en) 2021-02-25 2025-11-04 Marathon Petroleum Company Lp Methods and assemblies for determining and using standardized spectral responses for calibration of spectroscopic analyzers
US11905468B2 (en) 2021-02-25 2024-02-20 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
US11898109B2 (en) 2021-02-25 2024-02-13 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of hydrotreating and fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
US11702600B2 (en) 2021-02-25 2023-07-18 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing fluid catalytic cracking (FCC) processes during the FCC process using spectroscopic analyzers
US20250012744A1 (en) 2021-02-25 2025-01-09 Marathon Petroleum Company Lp Methods and assemblies for enhancing control of refining processes using spectroscopic analyzers
US12473500B2 (en) 2021-02-25 2025-11-18 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
US11692141B2 (en) 2021-10-10 2023-07-04 Marathon Petroleum Company Lp Methods and systems for enhancing processing of hydrocarbons in a fluid catalytic cracking unit using a renewable additive
US11802257B2 (en) 2022-01-31 2023-10-31 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for reducing rendered fats pour point
US12311305B2 (en) 2022-12-08 2025-05-27 Marathon Petroleum Company Lp Removable flue gas strainer and associated methods
US12306076B2 (en) 2023-05-12 2025-05-20 Marathon Petroleum Company Lp Systems, apparatuses, and methods for sample cylinder inspection, pressurization, and sample disposal
US12533615B2 (en) 2023-06-02 2026-01-27 Marathon Petroleum Company Lp Methods and systems for reducing contaminants in a feed stream
US12415962B2 (en) 2023-11-10 2025-09-16 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for producing aviation fuel

Also Published As

Publication number Publication date
KR20150032815A (ko) 2015-03-30
JP2015059220A (ja) 2015-03-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
TW201516138A (zh) 由產於ｈｃｏ或漿料類催化裂解的含烴餾份製造具有低硫含量之船用燃料的方法及使用氫化處理階段的方法
KR102447300B1 (ko) 선박용 연료들의 제조를 위한 고정층 수소화 처리, 수소화 처리된 잔사유 분획물의 분리 및 접촉 분해 스텝을 포함하는 전환 프로세스
US11421166B2 (en) Process for the production of fuels of heavy fuel type from a heavy hydrocarbon-containing feedstock using a separation between the hydrotreatment stage and the hydrocracking stage
CN105940086B (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
KR102447843B1 (ko) 낮은 침전물 함량을 갖는 연료 오일의 제조를 위한, 고정층 수소 처리 단계, 부유층 히드로크래킹 단계, 성숙 단계 및 침전물 분리 단계를 포함하는 석유 공급원료의 전환 방법
CN103958648B (zh) 在固定床中对石油进料进行加氢转化以生产低硫燃料油的方法
TWI691591B (zh) 用於生產燃油之包含加氫處理步驟、加氫裂解步驟、沉澱步驟及分離沉澱物步驟之進料轉化方法
KR101831039B1 (ko) 잔사유 수소첨가분해 및 수소첨가처리의 통합
TWI486435B (zh) 殘餘物加氫裂解處理技術
KR20160052435A (ko) 낮은 침강물 함량을 갖는 연료유의 생산을 위한 부유상 수소분해 단계, 침강물의 성숙 단계 및 분리 단계를 포함하는 석유 공급원료의 변환 방법
CN105793395B (zh) 进行选择性级联脱沥青的精炼含重质烃原料的方法
CN110114445A (zh) 用于生产中间馏出物的方法
TW201439303A (zh) 殘餘物加氫裂解及溶劑脫瀝青的整合技術
US11866654B2 (en) Production of high quality diesel by supercritical water process
CN105073956A (zh) 加氢处理热裂化产物
FR3011004A1 (fr) Procede de production de combustibles marins a basse teneur en soufre a partir d'une coupe hydrocarbonee issue du craquage catalytique de type hco, et faisant appel a une etape d'hydrotraitement.
CN110776953B (zh) 包括固定床加氢处理、两次脱沥青操作和沥青的加氢裂化的用于处理重质烃原料的方法
CN104995283B (zh) 使用选择性脱沥青步骤精炼重质烃进料的方法
CN102634370B (zh) 一种汽油加氢改质的方法
CN102816595B (zh) 一种渣油加氢处理和催化裂化组合工艺
CN101942334A (zh) 一种分子筛脱蜡原料的生产方法