DE60226156T3 - Verfahren zur hydrodesulfurierung mit einer strippung und einer fraktionierung - Google Patents
Verfahren zur hydrodesulfurierung mit einer strippung und einer fraktionierung Download PDFInfo
- Publication number
- DE60226156T3 DE60226156T3 DE60226156T DE60226156T DE60226156T3 DE 60226156 T3 DE60226156 T3 DE 60226156T3 DE 60226156 T DE60226156 T DE 60226156T DE 60226156 T DE60226156 T DE 60226156T DE 60226156 T3 DE60226156 T3 DE 60226156T3
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- hydrodesulfurization
- section
- column
- process according
- fraction
- 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 - Lifetime
Links
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
- 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
-
- 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
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/22—Separation of effluents
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
- C10G2300/1048—Middle distillates
- C10G2300/1059—Gasoil having a boiling range of about 330 - 427 °C
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1074—Vacuum distillates
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/301—Boiling range
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4081—Recycling aspects
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4093—Catalyst stripping
-
- 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
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/06—Gasoil
Description
- STAND DER TECHNIK
- Die herkömmlichen Hydrodesulfurierungsverfahren für Gasöl oder Vakuumdestillat umfassen einen Ofen, der im Allgemeinen zwischen dem H2S-Stripper und der Hauptfraktionierkolonne angeordnet ist. Das Vorhandensein dieses Ofens ermöglicht es, die Temperaturen nach dem Strippen wieder zu erhöhen und eine wirksame Fraktionierung in der stromabwärts angeordneten Fraktionierkolonne zu erhalten. Das Vorhandensein dieses Ofens führt hingegen zu einem hohen Energieverbrauch und bedeutet sowohl absolut gesehen, als auch im Verhältnis zum gesamten Verfahren eine große Investition und hohe Betriebskosten.
- Das Patent
US 3 733 260 beschreibt ein Hydrodesulfurierungsverfahren für Gasöl, umfassend eine reaktionelle Hydrodesulfurierungssektion, eine Trennung des Abstroms dieser Sektion in eine Gasfraktion und eine erste flüssige Fraktion mit hoher Temperatur und hohem Druck, eine teilweise Kondensation der Dampfphase in eine Fraktion, umfassend im Wesentlichen Wasserstoff und eine zweite flüssige Fraktion, ein Strippen des H2S und der leichten Kohlenwasserstoffe der ersten und der zweiten flüssigen Fraktion mit Hilfe von vorher behandeltem Wasserstoff, eine Trennung der gestrippten Kohlenwasserstoffe in Naphtha und Gasöl und ein Recycling des Naphthas im Kondensationsschritt. - Die Patentanmeldung
WO 98/42804 - Das Patent
US 4 808 289 beschreibt ein Verfahren zur Hydrobehandlung von Reststoffen, umfassend das Mischen des Reststoffes mit leichteren Kohlenwasserstoffen, die aus einem Trenngefäß stammen, das Senden dieses Gemisches in eine Reihe von Reaktoren, die im Siedebett betrieben werden, die Trennung des erhaltenen Abstroms in einem Trenngefäß in zwei gasförmige und flüssige Fraktionen, die Fraktionierung der Flüssigkeit in einer Leichtdestillationsvorrichtung in Naphtha und einen Reststoff, dann eine Vakuumfraktionierung dieses Reststoffes in ein Gas, Naphtha und einen Vakuumreststoff. - GEGENSTAND DER ERFINDUNG
- Die vorliegende Erfindung betrifft ein Hydrodesulfurierungsverfahren für Gasöl oder Vakuumdestillat, vorzugsweise für Vakuumgasöl und/oder Vakuumdestillat, umfassend mindestens eine reaktionelle Hydrodesulfurierungssektion, mindestens eine Stripsektion und mindestens eine Fraktioniersektion, in der die Hauptfraktionierkolonne unter gemäßigtem Vakuum betrieben wird. Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht es, die Wärmemenge, die der Charge der Fraktioniersektion zuzuführen ist, zu verringern und somit die Sektion bei gemäßigten Temperaturniveaus zu betreiben. Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht es somit, ein Gasöl und/oder ein Vakuumdestillat zu entschwefeln, ohne dass es notwendig ist, einen Ofen zwischen der Stripsektion und der Fraktioniersektion vorzusehen, was einen großen wirtschaftlichen Vorteil im Vergleich mit den Verfahren des Standes der Technik bedeutet.
- DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
- Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren gemäß Anspruch 1 zur Hydrodesulfurierung für Gasöl oder Vakuumdestillat, vorzugsweise für Vakuumgasöl und/oder Vakuumdestillat, umfassend mindestens eine reaktionelle Hydrodesulfurierungssektion, mindestens eine Stripsektion und mindestens eine Fraktioniersektion, in der die Hauptfraktionierkolonne unter gemäßigtem Vakuum betrieben wird. Die nach dem Verfahren betriebene Anlage umfasst auch ein Heißtrenngefäß.
- Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren kann die reaktionelle Hydrodesulfurierungssektion einen oder mehrere Reaktoren umfassen, die in Serie oder parallel angeordnet sind, beispielsweise zwei in Serie angeordnete Reaktoren. Jeder Reaktor der Reaktionssektion umfasst mindestens ein Katalysatorbett. Der Katalysator kann im festen oder expandierten Bett oder auch im Siedebett eingesetzt werden. Im Falle eines im festen Bett eingesetzten Katalysators ist es möglich, mehrere Katalysatorbetten in mindestens einem Reaktor anzuordnen.
- Jeder dem Fachmann bekannte Katalysator kann in dem erfindungsgemäßen Verfahren eingesetzt werden, beispielsweise ein Katalysator, umfassend mindestens ein Element, das unter den Elementen der Gruppe VIII des Periodensystems (Gruppen 8, 9 und 10 des neuen Periodensystems) ausgewählt wird, und eventuell mindestens ein Element, das unter den Elementen der Gruppe VIB des Periodensystems (Gruppe 6 des neuen Periodensystems) ausgewählt wird.
- Die Betriebsbedingungen dieser reaktionellen Hydrodesulfurierungssektion sind im Allgemeinen in den im Stand der Technik beschriebenen Bereichen für die Betriebsbedingungen enthalten. Diese Betriebsbedingungen, die für die Hydrobehandlung verwendet werden können, sind dem Fachmann gut bekannt:
Die Temperatur beträgt typischerweise zwischen ungefähr 200 und ungefähr 460°C. - Der Gesamtdruck beträgt typischerweise zwischen ungefähr 1 MPa und ungefähr 20 MPa, im Allgemeinen zwischen 2 und 20 MPa, vorzugsweise zwischen 2,5 und 28 MPa und auf besonders bevorzugte Weise zwischen 3 und 18 MPa.
- Die Gesamtraumstundengeschwindigkeit einer flüssigen Charge für jeden Katalyseschritt beträgt typischerweise zwischen ungefähr 0,1 und ungefähr 12 und im Allgemeinen zwischen ungefähr 0,4 und ungefähr 10.
- Die Reinheit des in dem erfindungsgemäßen Verfahren verwendeten Wasserstoffs liegt typischerweise zwischen 50 und 99,9.
- Die Wasserstoffmenge im Verhältnis zur flüssigen Charge liegt typischerweise zwischen ungefähr 50 und ungefähr 1200 Nm3/m3.
- Die Fraktionier- und Stripsektionen können mit jedem Typ von Stripkolonne mit jedem Druck oder von Fraktionierkolonne unter gemäßigtem Vakuum, der dem Fachmann bekannt ist, ausgestattet sein. Man verwendet Dampf, um das Strippen durchzuführen. Die Vakuumkolonne wird ebenfalls vorzugsweise mit jedem Stripgas, vorzugsweise Dampf, versorgt.
- Der Durchgang durch die Kolonne mit einem gemäßigten Vakuum, d. h. in der Flashzone zwischen 0,05 bar und 0,95 bar (1 bar = 0,1 MPa), vorzugsweise zwischen 0,1 bar und 9,90 bar, auf besonders bevorzugte Weise zwischen 0,1 bar und 0,7 bar und nach vorteilhafter zwischen 0,15 bar und 0,5 bar, ermöglicht es, die der Charge dieser Kolonne zuzuführende Wärme, um die leichte Fraktion, die aus den Umwandlungsreaktionen der Kohlenwasserstoffe im Hydrodesulfurierungsreaktor kommt, zu verdampfen, beträchtlich zu verringern.
- Die nach dem Verfahren betriebene Anlage umfasst ein Heißtrenngefäß. Die ergänzend erforderliche Wärme für die Verdampfung kann eventuell durch die Erhöhung der Temperatur des Trenngefäßes im Vergleich zur üblichen Praxis zugeführt werden, die einer Temperatur im Allgemeinen zwischen 240°C und 280°C entspricht. Ganz allgemein ist diese Erhöhung geringer als 60°C, vorzugsweise geringer als 50°C, auf besonders vorteilhafte Weise geringer als 40°C. Diese Funktionsweise unterscheidet sich auch wesentlich von jener des Standes der Technik, bei der die Temperatur des Heißtrenngefäßes für die Funktion der Stripkolonne H2S festgelegt ist. Die Temperatur des Trenngefäßes beträgt somit zwischen 280°C und 350°C, vorzugsweise zwischen 300°C und 340°C und auf besonders vorteilhafte Weise zwischen 300°C und 330°C.
- Diese Temperaturerhöhung wird nun genutzt, um ein Maximum von Naphtha im Stripper zu destillieren, um Verbindungen zur Hauptfraktionierkolonne zu schicken, deren Siedetemperatur im Allgemeinen über ungefähr 100°C liegt. Das Fehlen von leichten Verbindungen in der Vakuumkolonne ermöglicht es somit, die vollständige Kondensation des Spitzenproduktes mit einem sehr gemäßigten Vakuum (beispielsweise 0,1 bis 0,5 bar abs.) zu erzielen.
- Jede andere Art der ergänzenden Wärmezufuhr als ein Ofen kann allerdings bei dem erfindungsgemäßen Verfahren vorgesehen werden, insbesondere eine dem Fachmann bekannte, wie beispielsweise ein zusätzlicher Wärmetauscher.
- Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren wird die Temperatur des Vakuumsystems im Allgemeinen von der Kondensationstemperatur des Wassers, das vom Stripdampf der Kolonne kommt, gesteuert. Die vollständige Kondensation der Kohlenwasserstoffe und des Wasserdampfes ermöglicht es, ein sehr einfaches und Energie sparendes Vakuumsystem zu verwenden.
- Auf energetischer Ebene ermöglicht es dieses Verfahren somit, meistens ungefähr 2/3 des Energieverbrauchs des Ofens, der bei den Verfahren des Standes der Technik eingesetzt wurde, zu gewinnen. Das restliche 1/3 wird auf den Ofen der Reaktionsschleife zurückgeführt.
- Auf Ausrüstungsebene ermöglicht es dieses Verfahren, den Ofen sowie zahlreiche Kühltauscher einzusparen, die üblicherweise vor Aufnahme der vom Verfahren kommenden Produkte notwendig sind. Die Vakuumkolonne arbeitet unter einem gemäßigten Vakuum, d. h. zwischen 0,05 bar und 0,95 bar in der Flashzone (1 bar = 0,1 MPa). Diese Vorgänge unter Vakuum führen somit zu keinen großen Mehrkosten. Eine weitere erhebliche Vereinfachung ist die bevorzugte Möglichkeit, die seitlichen Stripper dieser Kolonne wegzulassen, da es die Extraktion einer großen Naphthamenge aus dem Stripper ermöglicht, Kerosin- und Gasölmengen zu erhalten, die eine gute Flammpunktspezifikation von im Allgemeinen zwischen 50 und 70°C aufweisen.
-
1 beschreibt eine der möglichen Ausführungsarten des erfindungsgemäßen Verfahrens. Diese Ausführungsart ist besonders gut für den Fall geeignet, in dem die Umwandlung der Charge in der reaktionellen Hydrodesulfurierungssektion auf unter 50% begrenzt ist (d. h. dass weniger als 50 Gew.-% der Charge in dieser Sektion umgewandelt werden), vorzugsweise unter 30%. - Die Charge, beispielsweise ein Vakuumgasöl, umfassend Kohlenwasserstoffe mit Siedepunkten zwischen 370 und 565°C, wird über die Leitung
1 zugeführt. Der Wasserstoff, vorzugsweise im Vergleich zur Charge im Übermaß vorhanden, wird über die Leitung3 und den Kompressor4 , dann die Leitung5 zugeführt und mit der Charge1 vermischt, bevor er in einen Charge-Abstrom-Tauscher6 über die Leitung2 eingeleitet wird. Der Tauscher6 ermöglicht es, die Charge mit Hilfe des Abstroms des Hydrodesulfuierungsreaktors10 vorzuerhitzen. Nach diesem Austausch wird die Charge über die Leitung7 in einen Ofen eingeleitet, der es ermöglicht, das für die Hydrodesulfurierungsreaktion notwendige Temperaturniveau zu erreichen, dann wird die heiße Charge über die Leitung9 in die Hydrodesulfurierungssektion10 geschickt, die von mindestens einem Hydrodesulfurierungsreaktor gebildet ist, der mindestens einen Hydrodesulfurierungskatalysator umfasst. - Der Abstrom des Reaktors wird dann zum Tauscher
6 , dann über die Leitung12 zum Trenngefäß13 geschickt. Eine Gasfraktion wird in diesem Gefäß abgetrennt und über die Leitung14 wieder gewonnen. Die entschwefelte flüssige Fraktion wird am Boden über die Leitung27 wieder gewonnen. Die Gasfraktion umfasst Wasserstoff, der nicht reagiert hat, bei der Reaktion gebildeten geschwefelten Wasserstoff (H2S), sowie im Allgemeinen leichte Kohlenwasserstoffe, die aus der Umwandlung der Kohlenwasserstoffe der Charge in der reaktionellen Hydrodesulfurierungssektion stammen. Nach Abkühlung in einem Tauscher15 und einem Luftkondensator17 wird diese Fraktion über die Leitung18 in ein Flashgefäß eingeleitet, das sowohl die Durchführung einer Gas-Flüssig-Trennung als auch eine Klärung der wässerigen flüssigen Phase ermöglicht. Die flüssige Kohlenwasserstoffphase wird über die Leitungen20 und26 zum flüssigen Abstrom aus dem Gefäß13 rückgeleitet und mit diesem flüssigen Abstrom vermischt, bevor sie über die Leitung28 zu der Stripkolonne (Stripper)29 geschickt wird. - Die Gasfraktion, die aus dem Flashgefäß
19 stammt, wird über die Leitung21 zu einem Aminoabsorber oder einer Waschkolonne22 geschickt, die es ermöglicht, mindestens einen Teil des H2S zu entfernen, dann wird die Wasserstoff enthaltende Gasfraktion über die Leitungen23 und25 zum Hydrodesulfurierungsreaktor nach Kompression mit Hilfe des Kompressors24 und Mischen mit der Charge rückgeleitet. - Der Stripper
29 wird vorzugsweise mit Stripdampf über die Leitung32 versorgt. An der Spitze des Strippers wird eine Gasfraktion (allgemein saures Gas genannt) über die Leitung30 rückgewonnen, und über die Leitung31 wird ein Naphtha, das einen Endsiedepunkt von meistens über 100°C aufweist, rückgewonnen. Die am Boden des Strippers über die Leitung33 wieder gewonnene Flüssigkeit wird über die Fraktionierkolonne34 geschickt, ohne dass es notwendig ist, sie in einem Ofen oder Tauscher wieder zu erhitzen. - Die Fraktionierkolonne
34 wird unter Vakuum betrieben. Es handelt sich im Allgemeinen um ein gemäßigtes Vakuum (beispielsweise ungefähr 0,25 bar in der Flashzone). Die Funktion der Kolonne unter einem gemäßigten Vakuum ermöglicht es, die der Charge dieser Kolonne zur Verdampfung der Fraktion mit einem Siedepunkt unter 370°C zuzuführende Wärme beträchtlich zu verringern. Die ergänzende Wärme wird vorzugsweise durch eine relativ gemäßigte Erhöhung der Temperatur des Heißtrenngefäßes13 im Vergleich mit der üblichen Praxis (beispielsweise ungefähr 310°C an Stelle von 270°C) zugeführt. Diese Vakuumkolonne wird auch mit Stripdampf über die Leitung44 versorgt. - Die Spitzenfraktion, die über die Leitung
35 wieder gewonnen wird, ist im Wesentlichen frei von leichten Produkten, und nach dem Abkühlen über den Luftkondensator36 kann diese Fraktion leicht unter einem gemäßigten Vakuum kondensiert werden: ungefähr 0,1 bis 0,7 bar abs., vorzugsweise ungefähr 0,1 bis 0,5 bar absolut (1 bar = 0,1 MPa). Es kann beispielsweise mit einer Temperatur am Ausgang des Luftkondensators30 von 52°C, d. h. 0,14 bar Dampfspannung des Wassers, gearbeitet werden. - In der Sektion zur Trennung und Aufrechterhaltung des Vakuums
37 , die im Detail nicht dargestellt ist, da sie dem Fachmann bekannt ist, ist es möglich, eine wässerige flüssige Fraktion und eine kohlenwasserstoffhaltige Fraktion abzutrennen, die nicht über die Leitung38 rückgewonnen werden sollen. Das über die Leitung38 erhaltene Produkt ist beispielsweise von Naphtha- und/oder Kerosin- und/oder Gasölelementen gebildet, die einen Anfangssiedepunkt über 100°C aufweisen. Die Sektion37 umfasst auch die Ausrüstungen, die es ermöglichen, ein Teilvakuum zu erzeugen und dieses in der Kolonne aufrecht zu erhalten, wobei jede dem Fachmann bekannte Ausrüstung verwendet werden kann, beispielsweise ein Ejektor und ein Kondensator oder eine Vakuumpumpe. - Die Zwischenfraktion, die von der Fraktionierkolonne über die Leitung
39 kommt, wird beispielsweise mit Hilfe eines Tauschers40 und eines Luftkondensators42 gekühlt, dann über die Leitung43 rückgewonnen. Es handelt sich beispielsweise um eine Gasölmenge, die einen Endsiedepunkt unter 370°C aufweist. - Die schwere Fraktion, die von der Fraktionierkolonne über die Leitung
45 kommt, wird ebenfalls beispielsweise mit Hilfe des Tauschers46 und des Luftkondensators48 gekühlt. Die so über die Leitung49 erhaltene Fraktion ist ein hydrobehandeltes Vakuumgasöl, das Cutpoints nahe der Ausgangscharge aufweist (beispielsweise Anfangs- und Endsiedepunkte von 370°C bzw. 565°C). - Nach einer weiteren bevorzugten Funktionsweise ist es möglich, über die Leitung
38 eine Fraktion wieder zu gewinnen, die von Naphtha bis zu leichtem Gasöl reicht (und beispielsweise einen Endsiedepunkt unter 370°C aufweist), und über die Leitung49 eine komplementäre schwere Gasölfraktion wieder zu gewinnen (die beispielsweise einen Anfangssiedepunkt über 370°C aufweist). In diesem Fall umfasst die Fraktionierkolonne keine Zwischenfraktionierung, und die Leitungen39 bis43 sind nicht vorhanden.
Claims (9)
- Hydrodesulfurierungsverfahren verwirklicht in einer Hydrodesulfurierungsanlage für Gasöl oder Vakuumdestillat umfassend: – eine Hydrodesulfurierungssektion, umfassend mindestens einen Hydrodesulfurierungsreaktor, – mindestens eine Zuführung (
1 ,2 ) zum Einleiten in die Hydrodesulfurierungssektion, – mindestens eine Gaszuleitung (3 ,5 ,2 ) in die Hydrodesulfurierungssektion, wobei das Gas Wasserstoff umfasst, – einen Charge-Abstrom-Tauscher (6 ), der es ermöglicht, die Charge mit Hilfe des Abflusses des Hydrodesulfurierungsreaktors vorzuerhitzen, – einen Ofen (8 ), der sich stromaufwärts zu der Hydrodesulfurierungssektion befindet, – mindestens ein Trenngefäß (13 ), das sich stromabwärts zu der Hydrodesulfurierungssektion befindet und es ermöglicht, den aus der Sektion kommenden Abstrom in eine gasförmige Fraktion (14 ) und eine entschwefelte flüssige Fraktion (27 ) zu trennen, – mindestens eine Stripkolonne (29 ), die mit der entschwefelten flüssigen Fraktion (27 ,28 ) und Stripdampf (32 ) gespeist wird, – mindestens eine Fraktionierkolonne (34 ), die mit der aus der Stripkolonne (32 ) kommenden flüssigen Fraktion (33 ) gespeist wird, ohne Anordnung eines Ofens zwischen der Stripsektion und der Fraktioniersektion, – mindestens eine Sektion zur Herstellung und Aufrechterhaltung des Vakuums (37 ) wobei das heiße Trenngefäß bei einer Temperatur zwischen 280°C und 350°C betrieben wird und die Fraktioniersektion eine Fraktionierkolonne umfasst, die bei einem Druck zwischen 0,05 und 0,95 bar betrieben wird. - Hydrodesulfurierungsverfahren nach Anspruch 1, in dem es die Fraktioniersektion ermöglicht, den aus der Stripsektion kommenden flüssigen entschwefelten Abstrom in mindestens 2 Fraktionen zu teilen: eine Fraktion, die vom Schwerbenzin bis zum leichten Gasöl geht, und eine schwere Gasölfraktion.
- Hydrodesulfurierungsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 2, in dem die Reaktionssektion zwei Hydrodesulfurierungsreaktoren in Serie umfasst.
- Hydrodesulfurierungsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, ferner umfassend ein Mittel (
22 ) zur Beseitigung mindestens eines Teils des H2S, das in der Hydrodesulfurierungssektion gebildet wird und in der gasförmigen Phase vorhanden ist. - Hydrodesulfurierungsverfahren nach Anspruch 4, in dem das Beseitigungsmittel (
22 ) ein Aminabsorber oder eine Waschsäule ist. - Hydrodesulfurierungsverfahren, nach einem der Ansprüche 1 bis 5, in dem das heiße Trenngefäß bei einer Temperatur zwischen 300°C und 340°C betrieben wird.
- Hydrodesulfurierungsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, bei dem die Fraktioniersektion eine Fraktionierkolonne umfasst, die bei einem Druck zwischen 0,10 und 0,90 bar betrieben wird.
- Hydrodesulfurierungsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, bei dem die Hydrodesulfurierungssektion mindestens einen Reaktor umfasst, der mit mindestens einem Hydrodesulfurierungskatalysator beaufschlagt ist.
- Verfahren nach Anspruch 8, bei dem der Katalysator mindestens ein Element umfasst, das unter den Elementen der Gruppe VIII und den Elementen der Gruppe VIB des Periodensystems ausgewählt wird.
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0113151 | 2001-10-12 | ||
FR0113151A FR2830869B1 (fr) | 2001-10-12 | 2001-10-12 | Procede d'hydrodesulfuration comprenant une section de stripage et une section de fractionnement sous vide |
EP02774912A EP1436362B2 (de) | 2001-10-12 | 2002-09-09 | Verfahren zur hydrodesulfurierung mit einer strippung und einer fraktionierung |
PCT/FR2002/003051 WO2003042332A1 (fr) | 2001-10-12 | 2002-09-09 | Procede d'hydrodesulfuration comprenant une section de stripage et une section de fractionnement sous vide |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE60226156D1 DE60226156D1 (de) | 2008-05-29 |
DE60226156T2 DE60226156T2 (de) | 2009-07-02 |
DE60226156T3 true DE60226156T3 (de) | 2012-01-26 |
Family
ID=8868213
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE60226156T Expired - Lifetime DE60226156T3 (de) | 2001-10-12 | 2002-09-09 | Verfahren zur hydrodesulfurierung mit einer strippung und einer fraktionierung |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7959794B2 (de) |
EP (1) | EP1436362B2 (de) |
AT (1) | ATE392460T1 (de) |
DE (1) | DE60226156T3 (de) |
ES (1) | ES2305303T5 (de) |
FR (1) | FR2830869B1 (de) |
WO (1) | WO2003042332A1 (de) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101250435B (zh) * | 2008-03-31 | 2011-07-20 | 中国石油化工集团公司 | 一种烃类加氢转化方法 |
RU2543719C2 (ru) * | 2009-07-15 | 2015-03-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ конверсии углеводородного сырья |
US9260672B2 (en) | 2010-11-19 | 2016-02-16 | Indian Oil Corporation Limited | Process for deep desulfurization of cracked gasoline with minimum octane loss |
US20140091010A1 (en) * | 2012-09-28 | 2014-04-03 | Uop, Llc | Process and apparatus for removing hydrogen sulfide |
US9266056B2 (en) * | 2013-05-07 | 2016-02-23 | Uop Llc | Process for initiating operations of a separation apparatus |
EP2955216A1 (de) * | 2014-06-11 | 2015-12-16 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Verfahren zur Herstellung eines Mitteldestillatprodukts |
US9765267B2 (en) | 2014-12-17 | 2017-09-19 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Methods and systems for treating a hydrocarbon feed |
FR3046176A1 (fr) | 2015-12-23 | 2017-06-30 | Axens | Procede d'hydrotraitement ou d'hydroconversion avec striper et ballon separateur basse pression sur la section de fractionnement |
Family Cites Families (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3003950A (en) * | 1958-10-09 | 1961-10-10 | Socony Mobil Oil Co Inc | Producing stabilized kerosene and the like with reduced hydrogen circulation |
US3382168A (en) * | 1965-03-01 | 1968-05-07 | Standard Oil Co | Process for purifying lubricating oils by hydrogenation |
US3471397A (en) * | 1967-02-27 | 1969-10-07 | Universal Oil Prod Co | Black oil conversion process |
US3472758A (en) * | 1967-08-02 | 1969-10-14 | Universal Oil Prod Co | Multiple-stage hydrocarbon hydrocracking process |
CA945094A (en) † | 1970-04-02 | 1974-04-09 | Charles H. Watkins | Lubricating oil base stock production |
GB1320768A (en) † | 1970-11-09 | 1973-06-20 | Universal Oil Prod Co | Jet fuel kerosene and gasoline production from gas oils |
US3718577A (en) * | 1971-07-16 | 1973-02-27 | Mobil Oil Corp | Control of hydrocracking process for constant conversion |
US3733260A (en) * | 1972-02-04 | 1973-05-15 | Texaco Inc | Hydrodesulfurization process |
US4006076A (en) † | 1973-04-27 | 1977-02-01 | Chevron Research Company | Process for the production of low-sulfur-content hydrocarbon mixtures |
US3926784A (en) * | 1973-08-22 | 1975-12-16 | Gulf Research Development Co | Plural stage residue hydrodesulfurization process with hydrogen sulfide addition and removal |
US4062762A (en) * | 1976-09-14 | 1977-12-13 | Howard Kent A | Process for desulfurizing and blending naphtha |
DE3114990A1 (de) * | 1980-04-21 | 1982-02-04 | Institut Français du Pétrole, 92502 Rueil-Malmaison, Hauts-de-Seine | Verfahren zur umwandlung von asphaltenhaltigen schweren kohlenwasserstoffoelen in leichtere fraktionen |
US4394249A (en) † | 1981-08-03 | 1983-07-19 | Mobil Oil Corporation | Catalytic dewaxing process |
US4521295A (en) * | 1982-12-27 | 1985-06-04 | Hri, Inc. | Sustained high hydroconversion of petroleum residua feedstocks |
US4808289A (en) * | 1987-07-09 | 1989-02-28 | Amoco Corporation | Resid hydrotreating with high temperature flash drum recycle oil |
GB8807807D0 (en) † | 1988-03-31 | 1988-05-05 | Shell Int Research | Process for separating hydroprocessed effluent streams |
US5120427A (en) * | 1988-05-23 | 1992-06-09 | Uop | High conversion high vaporization hydrocracking process |
US4990242A (en) † | 1989-06-14 | 1991-02-05 | Exxon Research And Engineering Company | Enhanced sulfur removal from fuels |
US4973396A (en) † | 1989-07-10 | 1990-11-27 | Exxon Research And Engineering Company | Method of producing sweet feed in low pressure hydrotreaters |
US5338436A (en) * | 1991-10-21 | 1994-08-16 | Mobil Oil Corp. | Dewaxing process |
AU3878395A (en) * | 1994-11-25 | 1996-06-26 | Kvaerner Process Technology Ltd. | Multi-step hydrodesulfurization process |
BR9708193A (pt) † | 1996-03-15 | 1999-07-27 | Petro Canada Inc | Hidrotratamento de óleos de hidrocarbonetos pesados com o controle de tamanho de partículas de aditivos particulados |
US5908548A (en) * | 1997-03-21 | 1999-06-01 | Ergon, Incorporated | Aromatic solvents having aliphatic properties and methods of preparation thereof |
US5976985A (en) * | 1997-08-14 | 1999-11-02 | Micron Technology, Inc. | Processing methods of forming contact openings and integrated circuitry |
US6083378A (en) * | 1998-09-10 | 2000-07-04 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the simultaneous treatment and fractionation of light naphtha hydrocarbon streams |
-
2001
- 2001-10-12 FR FR0113151A patent/FR2830869B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-09-09 DE DE60226156T patent/DE60226156T3/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-09 ES ES02774912T patent/ES2305303T5/es not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-09 EP EP02774912A patent/EP1436362B2/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-09-09 US US10/492,368 patent/US7959794B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-09-09 WO PCT/FR2002/003051 patent/WO2003042332A1/fr active IP Right Grant
- 2002-09-09 AT AT02774912T patent/ATE392460T1/de not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1436362B2 (de) | 2011-03-02 |
US7959794B2 (en) | 2011-06-14 |
ES2305303T5 (es) | 2011-06-24 |
FR2830869A1 (fr) | 2003-04-18 |
ATE392460T1 (de) | 2008-05-15 |
FR2830869B1 (fr) | 2004-07-09 |
EP1436362B1 (de) | 2008-04-16 |
US20050035028A1 (en) | 2005-02-17 |
WO2003042332A1 (fr) | 2003-05-22 |
DE60226156T2 (de) | 2009-07-02 |
ES2305303T3 (es) | 2008-11-01 |
EP1436362A1 (de) | 2004-07-14 |
DE60226156D1 (de) | 2008-05-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP2406349B1 (de) | Verfahren zur gewinnung von reinaromaten aus aromatenhaltigen kohlenwasserstofffraktionen | |
DE69825590T2 (de) | Zweiphasen-Hydroverarbeitungs-Verfahren | |
DE3246134A1 (de) | Verfahren zur entfernung von polymere bildenden verunreinigungen aus einer naphthafraktion | |
DE10147093B4 (de) | Kombiniertes Verfahren der Asphaltentziehung und des verzögerten Verkokens eines Lösungsmittels mit geringem Gehalt | |
DE60130045T2 (de) | Zweistufiges verfahren zur hydrierbehandlung von mitteldestillaten mit zwei wasserstoffrückführungsschleifen | |
US20120125819A1 (en) | Process for the conversion of hydrocarbonaceous feedstock | |
DE2622426C2 (de) | ||
DE112012003160T5 (de) | Integration von Lösungsmittel-Entasphaltieren mit Harz-Hydroprocessing | |
DE10217863A1 (de) | Verfahren und Vorrichtung zur Olefinherstellung | |
DE60226156T3 (de) | Verfahren zur hydrodesulfurierung mit einer strippung und einer fraktionierung | |
DE2934679A1 (de) | Verfahren zur trennung eines gemischtphasigen kohlenwasserstoffhaltigen reaktionsproduktauslaufes | |
DE3114990C2 (de) | ||
DE1770575A1 (de) | Verfahren zum Hydrieren von Kohlenwasserstoffen | |
DE69433053T2 (de) | Verfahren zur Erzeugung eines Brennstoffes für innere Verbrennungsmotoren durch Wasserstoffbehandlung und Extraktion | |
EP1357165A1 (de) | Verfahren und Vorrichtung zur Olefinherstellung | |
DE3242727A1 (de) | Verfahren zur umwandlung von schweroelen oder petroleumrueckstaenden in gasfoermige und destillierbare kohlenwasserstoffe | |
DE2620854B2 (de) | Verfahren zur Trennung eines Reaktionsproduktgemisches, das Wasserstoff, gasförmige und flüssige Kohlenwasserstoffe enthält | |
EP0209665B1 (de) | Verfahren zur Kohlehydrierung mittels Sumpfphase- und katalysator-Festbetthydrierung | |
EP3330221B1 (de) | Verfahren und vorrichtung zum herstellen eines feedstroms für eine dampfreformierungsanlage | |
US4338186A (en) | Shale oil process | |
EP2268767B1 (de) | Kreisgasbehandlung zur direkten thermochemischen umwandlung von hochmolekularen organischen substanzen in niederviskose flüssige roh-, brenn- und kraftstoffe | |
DE3141646A1 (de) | Verfahren zur aufbereitung von schweroel | |
DE3420197C2 (de) | ||
EP0187947B1 (de) | Solventraffination von Rückständen | |
EP0990019B1 (de) | Verfahren zur altölaufarbeitung |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8363 | Opposition against the patent | ||
8366 | Restricted maintained after opposition proceedings | ||
8327 | Change in the person/name/address of the patent owner |
Owner name: IFP ENERGIES NOUVELLES, RUEIL-MALMAISON, FR |
|
8328 | Change in the person/name/address of the agent |
Representative=s name: VONNEMANN, KLOIBER & KOLLEGEN, 81667 MUENCHEN |