КОМПЛЕКСНЫЙ СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ЖИДКОГО ТОПЛИВА С НИЗКИМ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРЫ

1. Способ обработки углеводородного сырья, в котором содержание серы составляет по меньшей мере 0,5 мас.%, содержание асфальтенов составляет по меньшей мере 2 мас.%, начальная температура кипения равна по меньшей мере 340°С, а конечная температура кипения равна по меньшей мере 440°С, причем способ позволяет получать по меньшей мере одну жидкую углеводородную фракцию с содержанием серы, меньшим или равным 0,5 мас.%, и включает следующие последовательные стадии:
a) стадию гидрообработки в неподвижном слое, на которой углеводородное сырье и водород приводят в контакт по меньшей мере на одном катализаторе гидрообработки;
b) стадию гидроконверсии по меньшей мере части потока, поступающего со стадии а), по меньшей мере в одном реакторе, содержащем катализатор, поддерживаемый в состоянии кипящего слоя;
c) стадию разделения потока, поступающего со стадии b), для получения по меньшей мере одной газовой фракции и по меньшей мере одной жидкой углеводородной фракции;
без стадии промежуточного разделения между стадией а) гидрообработки и стадией b) гидроконверсии.
2. Способ по п. 1, в котором стадия (а) гидрообработки включает первую стадию a1) гидродеметаллизации (HDM), осуществляемую в одной или в нескольких зонах гидродеметаллизации с неподвижными слоями, и последующую стадию а2) гидрообессеривания (HDS), осуществляемую в одной или в нескольких зонах гидрообессеривания с неподвижными слоями
-1
3
3
3. Способ по п. 1 или 2, в котором стадию гидрообработки (а) осуществляют при температуре в интервале от 300 до 500°С и при абсолютном давлении в интервале от 2 до 35 МПа с объемной скоростью углеводородного сырья в интервале от 0,1 до 5 ч, при этом количество водорода, смешиваемого с исходным сырьем, находится в интервале от 100 до 5000 нм/м.
-1
3
3
4. Способ по п. 1 или 2, в котором стадию гидроконверсии b) осуществляют при абсолютном давлении в интервале от 2,5 до 35 МПа и при температуре в интервале от 330 до 550°С с объемной скоростью в интервале от 0,1 до 10 ч, при этом количество водорода, смешиваемого с исходным сырьем, составляет от 50 до 5000 нм/м.
5. Способ по п. 1 или 2, в котором стадию (а) гидрообработки осуществляют в одной или в нескольких зонах гидрообработки с неподвижными слоями, которым предшествуют по меньшей мере две зоны защиты гидрообработки также с неподвижными слоями, соединенные последовательно для циклического использования, заключающегося в последовательном повторении стадий а'') и а'''), определенных далее:
а') стадия, на которой зоны защиты используют совместно в течение промежутка времени, не превышающего время дезактивации и/или кольматажа одной из них;
а'') стадия, в ходе которой дезактивированную и/или кольматированную зону защиты блокируют, а катализатор, содержащийся в ней, регенерируют и/или заменяют свежим катализатором, и в ходе которой используют одну или несколько других зон защиты;
а''') стадия, в ходе которой зоны защиты используют совместно, при этом снова присоединяют зону защиты, катализатор которой был отрегенерирован и/или заменен в ходе предыдущей стадии, причем указанная стадия длится в течение промежутка времени, не превышающего время дезактивации и/или кольматажа одной из зон защиты.
6. Способ по п. 1 или 2, в котором углеводородное сырье выбирают из атмосферных остатков, вакуумных остатков, поступающих от прямой перегонки, сырой нефти, сырой нефти, лишенной наиболее легких фракций, смол, образующихся при деасфальтировании, асфальтов или асфальтовых битумов, образующихся при деасфальтировании, остатков, поступающих из процессов конверсии, экстрактов ароматических соединений, поступающих из установок производства базисов для смазочных веществ, битуминозных песков или их производных, битуминозных сланцев или их производных, масел, получаемых из нефтематеринских пород, или их производных, используемых индивидуально или в смеси.
7. Способ по по п. 1 или 2, в котором стадия разделения (с) включает дополнительно по меньшей мере один блок атмосферной перегонки, в котором одну или несколько жидких углеводородных фракций, полученных после разделения, разделяют атмосферной перегонкой по меньшей мере на одну фракцию атмосферного дистиллята и по меньшей мере на одну фракцию атмосферного остатка.
8. Способ по п. 1 или 2, в котором стадия разделения (с) включает дополнительно по меньшей мере один блок вакуумной перегонки, в котором одну или несколько жидких углеводородных фракций, полученных после разделения, и/или фракцию атмосферного остатка, полученную после атмосферной перегонки, разделяют вакуумной перегонкой по меньшей мере на одну фракцию вакуумного дистиллята и по меньшей мере одну фракцию вакуумного остатка.
9. Способ по п. 8, в котором по меньшей мере часть фракции вакуумного остатка рециркулируют на стадию (b) гидроконверсии.
10. Способ по п. 7, включающий дополнительно стадию (d) отделения осадков и тонкодисперсных частиц, на которой по меньшей мере часть фракций атмосферного остатка направляют на отделение осадков и тонкодисперсных частиц катализатора с применением по меньшей мере одного фильтра, системы центрифугирования или декантации, соединенных последовательно.
11. Способ по п. 8, включающий дополнительно стадию (d) отделения осадков и тонкодисперсных частиц, на которой по меньшей мере часть вакуумного дистиллята и/или вакуумного остатка направляют на отделение осадков и тонкодисперсных частиц катализатора с применением по меньшей мере одного фильтра, системы центрифугирования или декантации, соединенных последовательно.
12. Способ по п. 8, включающий дополнительно стадию каталитического крекинга (е), на которой по меньшей мере часть фракции вакуумного дистиллята и/или фракции вакуумного остатка, в случае необходимости предварительно обработанную на стадии отделения осадков и тонкодисперсных частиц (d), направляют в секцию каталитического крекинга, в которой ее обрабатывают в условиях, позволяющих получать газовую, бензиновую, газойлевую и остаточную фракции.
13. Способ по п. 7, в котором атмосферный остаток, полученный на выходе стадии (с) разделения и в случае необходимости предварительно прошедшие обработку на стадии (d) отделения осадков и тонкодисперсных частиц, смешивают с одним или несколькими разжижающими базисами, выбранными из группы, состоящей из легких рецикловых газойлей от каталитического крекинга, тяжелых рецикловых газойлей от каталитического крекинга, остатка от каталитического крекинга, керосина, газойля, вакуумного дистиллята и/или декантированного масла.
14. Способ по п. 8, в котором вакуумный дистиллят и/или вакуумный остаток, полученные на выходе стадии (с) разделения и в случае необходимости предварительно прошедшие обработку на стадии (d) отделения осадков и тонкодисперсных частиц, смешивают с одним или несколькими разжижающими базисами, выбранными из группы, состоящей из легких рецикловых газойлей от каталитического крекинга, тяжелых рецикловых газойлей от каталитического крекинга, остатка от каталитического крекинга, керосина, газойля, вакуумного дистиллята и/или декантированного масла.
15. Способ по п. 13, в котором разжижающий базис выбирают из части газойлевой фракции и/или остаточной фракции, полученных на выходе стадии каталитического крекинга (е).
16. Жидкое топливо, используемое на морском транспорте и полученное способом по любому из пп. 13-15, с содержанием серы, меньшим или равным 0,5 мас.% и предпочтительно меньшим или равным 0,1 мас.%.
17. Жидкое топливо по п. 16, отличающееся тем, что содержание осадков в нем меньше или равно 0,1 мас.%.
18. Жидкое топливо по п. 16 или 17, отличающееся тем, что его вязкость находится в интервале от 1 до 700 сСт при 50°С.