EA019489B1 - Система и способ получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти - Google Patents
Система и способ получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти Download PDFInfo
- Publication number
- EA019489B1 EA019489B1 EA201071241A EA201071241A EA019489B1 EA 019489 B1 EA019489 B1 EA 019489B1 EA 201071241 A EA201071241 A EA 201071241A EA 201071241 A EA201071241 A EA 201071241A EA 019489 B1 EA019489 B1 EA 019489B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- column
- hydrogenation
- gasoline
- solvent
- Prior art date
Links
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 title claims abstract description 162
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 138
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 20
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 238000005215 recombination Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000006798 recombination Effects 0.000 title claims abstract description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 40
- 238000007670 refining Methods 0.000 title abstract 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 122
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 99
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 93
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 44
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 42
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 41
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 31
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 27
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 27
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 20
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 claims description 13
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 6
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 79
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 abstract description 79
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 abstract description 79
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 abstract description 42
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 42
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 abstract description 8
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 129
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 39
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 33
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 32
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 28
- UZJVDVIQBHXQOV-UHFFFAOYSA-N 3,5,8-trihydroxy-1,10-dimethyl-9-oxo-10h-anthracene-2-carboxylic acid Chemical compound C1=CC(O)=C2C(C)C3=CC(O)=C(C(O)=O)C(C)=C3C(=O)C2=C1O UZJVDVIQBHXQOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 15
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 13
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 12
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 9
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 5
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 4
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000004737 colorimetric analysis Methods 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 2
- 230000029142 excretion Effects 0.000 description 2
- 239000003269 fluorescent indicator Substances 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000007233 catalytic pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000003918 potentiometric titration Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000007655 standard test method Methods 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
- B01D3/009—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping in combination with chemical reactions
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
- B01D3/14—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column
- B01D3/143—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column by two or more of a fractionation, separation or rectification step
-
- 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
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
-
- 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
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including solvent extraction as the refining step in the absence of hydrogen
- C10G67/0409—Extraction of unsaturated hydrocarbons
-
- 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
- C10G2400/02—Gasoline
-
- 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
- C10G2400/04—Diesel oil
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение раскрывает систему и способ получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти, которые отличаются тем, что включают систему экстракции, систему перегонки и установку гидрирования; где верхняя часть системы экстракции соединена с системой перегонки через трубопровод, а нижняя часть системы экстракции соединена с установкой гидрирования экстракта нефти через трубопровод; легкий бензин выделяют в верхней части системы перегонки через трубопровод; нижняя часть системы перегонки соединена с установкой гидрирования тяжелого бензина через трубопровод; и риформат или этиленовое сырье выделяют через нижнюю часть установки гидрирования тяжелого бензина через трубопровод. Система и способ получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти имеют небольшие размеры и низкую стоимость и могут обеспечить удаление олефина, меркаптановой серы и диена.
Description
Настоящее изобретение относится к системе и способу получения высококачественного бензина, в частности к системе и способу получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти.
Уровень техники
Каталитический крекинг, каталитический пиролиз и технология каталитического крекинга одобрены в качестве основной технологии перегонки нефти. Каталитический крекинг делят на каталитический крекинг парафинового масла и каталитический крекинг остаточного флюида; риформат, произведенный по технологии каталитического крекинга, обобщенно называют каталитическим углеводородом; полученный каталитический углеводород обычно может быть фракционирован во фракционирующей ректификационной колонне с получением сухого газа, сжиженного газа, бензина, дизельного топлива, тяжелого дизельного топлива и других продуктов, где бензин и дизельное топливо составляют свыше 70% всего поставляемого количества бензина и дизельного топлива.
Наряду с все более и более строгими экологическими требованиями и более высокими требованиями для бензина и дизельного топлива, предшествующий способ переработки фракционированием каталитического углеводорода предшествующего уровня техники во фракционирующей ректификационной колонне также имеет следующие недостатки. Во-первых, качество бензина и дизельного топлива, произведенных с помощью одобренного способа переработки, требует повышения; бензин имеет более высокое содержание олефина и более низкое октановое число (ОЧИ); дизельное топливо имеет более низкое цетановое число, а инвариантность не соответствует требованиям. Во-вторых, с помощью принятого способа переработки невозможно производить бензин различных сортов, и ассортимент продуктов является однообразным. В-третьих, пропорция произведенного дизельного топлива и произведенного бензина и потребности рынка не совпадают в том, что производство дизельного топлива не может удовлетворить потребности рынка, а производство бензина превышает их.
Для решения названных выше проблем в китайском патенте, а именно в китайском патенте № 03148181.7, предложен каталитический способ переработки с рекомбинацией углеводорода, а также усовершенствованы китайские патенты № 200310103541.9 и 200310103540.4, которые относятся к системе промывки и системе выделения растворителя. Однако проблема снижения содержания серы и олефина не рассматривается в раскрытых патентах.
В настоящее время по требованию стандарта для бензина ОакоНие 81аибатб ОВ17930 содержание серы, содержание олефина и содержание бензола составляет соответственно не более чем 0,05 мас.%, 35 об.% и 2,5 об.%, и наибольшая часть нефтеперегонных заводов может соответствовать этому качеству бензина. Однако по требованию стандарта 81а1е III ОакоНие 81аибатб, который должен быть реализован в 2010 г., содержание серы, содержание олефина и содержание бензола соответственно составляет не более чем 0,015 мас.%, 30 об.% и 1 об.% Наибольшая часть нефтеперегонных заводов должна столкнуться с более высокими требованиями, установленными в 81а1е IV ОакоНие 81аиНатН, по которым содержание серы и содержание олефина соответственно составляет не более чем 0,005 мас.% и 25 об.% Переход от 81а1е III ОакоНие 81аиНатН к 81а1е IV ОакоНие 81аиНатН должен учитываться при решении вопросов качества бензина, и более хорошей схемой планирования является индивидуальная схема планирования, принятая в соответствии со стандартом 81а1е IV ОакоНие 81аиНатН.
Вследствие давно существующего положения, что имеет место большая пропорциональная разница компонентов бензина между Китаем и развитыми странами, заключающаяся в том, что бензин каталитического крекинга составляет более высокую долю, а риформат и алкилатный бензин составляют более низкую долю, проблема снижения содержания серы и олефина, требующая решения при повышении качества бензина, главным образом, относится к каталитическому бензину.
В целом известно, что 5-10% всей серы в исходном сырье каталитического крекинга поступает в бензиновую фракцию. В соответствии с характеристиками небольшой производительности при перегонке по каталитическому исходному продукту гидрирования и более высокой производительности по вторичному каталитическому крекингу на отечественных нефтеперегонных заводах, а также коксования остатков от перегонки нефти, содержание серы, присутствующей в каталитическом бензине, произведенном нефтеперегонными заводами для переработки сырой нефти с низким содержанием серы (с содержанием серы 0,3%), составляет приблизительно 200 ч./млн; если перерабатывают сырую нефть с содержанием серы 0,8%, содержание серы в каталитическом бензине составляет 900 ч./млн. Таким образом, трудность повышения качества бензина является проблемой перехода от восстановления олефина к восстановлению серы. Каталитический крекинг-процесс или усовершенствование катализаторов не могут быть в своей основе решением проблемы серы; десульфуризация водородом сырья каталитического крекинга не может быть применена в значительной степени из-за больших инвестиций, высоких эксплуатационных затрат, ограниченных условий на нефтеперегонных заводах и не может быть применима на нефтеперегонных заводах с низкой производительностью. Между тем, одобрена установка каталитического крекинга для восстановления олефина в промежуточном методе, при этом возрастает потеря легких продуктов и октановое число бензина (ОЧИ).
Десульфуризация щелочной промывкой не применима к деолефинизации, которая также может
- 1 019489 приводить к загрязнению окружающей среды, а высокое энергопотребление и затраты также являются более высокими при гидрообработке легкого бензина.
Таким образом, настоящее изобретение предлагает систему обработки и способ обработки, которые имеют более низкую стоимость и низкое энергопотребление и могут обеспечить получение компаундированного бензина с низким содержанием серы, низким содержанием олефина и высоким октановым числом (ОЧИ) при условии отсутствия загрязнения окружающей среды, чтобы устранить проблемы, которые требуют решения в данной области техники.
Суть изобретения
Одна из целей настоящего изобретения состоит в создании системы, которая имеет низкую стоимость и низкое энергопотребление и может обеспечить получение бензина с низким содержанием серы, низким содержанием олефина и высоким октановым числом (ОЧИ) при условии отсутствия загрязнения окружающей среды.
Для достижения данной цели изобретение предлагает следующие схемы.
Схема I.
Система и способ получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти, отличающиеся тем, что включают систему экстракции, систему перегонки и установку гидрирования, где верхняя часть системы экстракции соединена с системой перегонки через трубопровод, а нижняя часть системы экстракции соединена с установкой гидрирования через трубопровод; установка гидрирования соединена с трубопроводом в верхней части системы перегонки через трубопровод; продукты выделяют непосредственно в верхней части системы экстракции через трубопровод; средняя часть системы перегонки соединена с другой установкой гидрирования через трубопровод и продукты выделяют непосредственно в нижней части системы перегонки через трубопровод.
Схема II.
Система и способ получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти, отличающиеся тем, что включают систему экстракции, систему перегонки и установки гидрирования, где верхняя часть системы экстракции соединена с системой перегонки через трубопровод, нижняя часть системы экстракции соединена с установкой гидрирования экстракта нефти через трубопровод; легкий бензин выделяют непосредственно в верхней части системы перегонки через трубопровод; нижняя часть системы перегонки соединена с установкой гидрирования тяжелого бензина через трубопровод и исходное сырье каталитического риформинга или сырье этиленового крекинга выделяют в нижней части установки гидрирования тяжелого бензина через трубопровод.
Другая цель настоящего изобретения состоит в разработке способа получения высококачественного бензина.
Схема I.
Способ получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти, который включает стадии экстракции и отделения исходного сырья в системе экстракции с выделением рафината нефти и экстракта нефти; отделения и фракционирования рафината нефти, экстрагированного с помощью системы экстракции, в системе перегонки, отгонки легкого бензина через верхнюю часть системы перегонки и выделения легкого бензина в виде компаундированного бензина; экстрагирования химического светлого нефтепродукта через боковую линию в средней части системы перегонки; гидрообработки химического светлого нефтепродукта на установке гидрирования химического светлого нефтепродукта; выделения гидрированного химического светлого нефтепродукта в виде высококачественного этиленового сырья или исходного сырья каталитического риформинга; гидрообработки экстракта нефти, экстрагированного с помощью системы экстракции, на установке гидрирования экстракта нефти; выделения гидрированного экстракта нефти после его смешения с легким бензином в виде компаундированного бензина и выделения дизельного топлива непосредственно после отделения его фракции с помощью системы перегонки.
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что система перегонки представляет собой перегонную колонну с температурой верха колонны 77-95°С, температурой низа колонны 173-194°С, давлением верха колонны 0,15-0,25 МПа (абсолютное давление) и давлением низа колонны 0,20-0,30 МПа (абсолютное давление); температурный интервал отбора фракций легкого бензина контролируют в пределах 30-110°С; температурный интервал отбора фракций химического светлого нефтепродукта составляет 110-160°С; температурный интервал отбора фракций дизельного топлива составляет 160-205°С.
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что система перегонки представляет собой перегонную колонну с температурой верха колонны 87°С, температурой низа колонны 184°С, давлением верха колонны 0,2 МПа (абсолютное давление) и давлением низа колонны 0,25 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что растворитель, используемый в системе экстракции, представляет собой сульфолан с температурой экстракции 120°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составляет 3,5 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляет 0,2 (мас.), температура выделения растворителя составляет 165°С, давление при выделении раствори- 2 019489 теля составляет 0,1 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что растворитель, используемый в системе экстракции, представляет собой Ν-метилпирролидон с температурой экстракции 130°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составляет 2,5 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляет 0,25 (мас.), температура выделения растворителя составляет 177°С, давление при выделении растворителя составляет 0,15 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что растворитель, используемый в системе экстракции, представляет собой Ν-формилморфолин с температурой экстракции 150°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составляет 6 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляет 0,3 (мас.), температура выделения растворителя составляет 185°С, давление при выделении растворителя составляет 0,2 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что все катализаторы в установке гидрирования химического светлого нефтепродукта представляют собой катализаторы гидрирования СНТ-22; и установка гидрирования химического светлого нефтепродукта имеет отношение объемной скорости воздуха 1-4 ч-1, объемное отношение водород/нефть 250-500, рабочую температуру 250-320°С и рабочее давление 1-4 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что установка гидрирования химического светлого нефтепродукта имеет отношение объемной скорости воздуха 2,5 ч-1, объемное отношение водород/нефть 300, рабочую температуру 285°С и рабочее давление 2,5 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что все катализаторы в установке гидрирования экстракта нефти представляют собой катализаторы гидрирования СНТ-22 и установка гидрирования экстракта нефти имеет отношение объемной скорости воздуха 1-4 ч-1, объемное отношение водород/нефть 250-500, рабочую температуру 250-290°С и рабочее давление 1-4 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что установка гидрирования экстракта нефти имеет отношение объемной скорости воздуха 2,5 ч-1, объемное отношение водород/нефть 300, рабочую температуру 270°С и рабочее давление 2,5 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что физические и химические свойства всех катализаторов гидрирования СНТ-22 в установке гидрирования химического светлого нефтепродукта и в установке гидрирования экстракта нефти являются следующими:
| Наименование показателя | Единица измерения | СНТ-22 |
| Внешний вид | - | Трехлепестковая форма серого цвета |
| Техническая характеристика | мм | Д. 1,5-2,0 |
| Прочность | Н/см | 180 |
| Объемная плотность | г/мл | 0,73 |
| Удельная площадь поверхности | мг/г | 180 |
| Объем пор | мл/г | 0,5-0,6 |
| ЙО3 | мас. % | 15 |
| N10 | мас. % | 1,7 |
| СоО | мас.% | 0,15 |
| мас.% | <0,09 | |
| мас.% | <0,06 | |
| 31Ог | мас. % | <0, 60 |
| Носитель | мас.% | 82,4 |
Схема II.
Способ получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти, который включает следующие стадии экстракции и разделения исходного сырья в системе экстракции с экстрагированием рафината нефти и экстракта нефти; отделения и фракционирования рафината нефти, экстрагированного с помощью системы экстракции, в системе перегонки, отгонки легкого бензина через верхнюю часть системы перегонки и выделения легкого бензина в виде компаундированного бензина через нижнюю часть системы перегонки; отгонки тяжелого бензина через нижнюю часть системы перегонки и гидрообработки тяжелого бензина на установке гидрирования тяжелого бензина; выделения тяжелого бензина после его обработки на установке гидрирования тяжелого бензина в виде высококачественного этиленового сырья или исходного сырья каталитического риформинга; гидрообработки экстракта нефти, экстрагированного с помощью системы экстракции, на установке гидрирования экстракта нефти; и выделения гидрированного экстракта нефти после его смешения с легким бензином в виде компаундированного бензина.
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что система перегонки представляет собой перегонную колонну с температурой верха колонны 77-95°С, температурой низа колонны 173-194°С, давлением верха колонны 0,15-0,25 МПа (абсолютное давление) и давлением низа колонны 0,20-0,30 МПа (абсолютное давление); температурный интервал отбора фракций легкого бензина контролируют в пределах 30-110°С; температурный интервал отбора фракций тяжелого бензина составляет 110-205°С.
- 3 019489
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что система перегонки представляет собой перегонную колонну с температурой верха колонны 87°С, температурой низа колонны 187°С, давлением верха колонны 0,20 МПа (абсолютное давление) и давлением низа колонны 0,25 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что растворитель, используемый в системе экстракции, представляет собой сульфолан с температурой экстракции 120°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составляет 3,5 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляет 0,2 (мас.), температура выделения растворителя составляет 165°С, давление при выделении растворителя составляет 0,1 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что растворитель, используемый в системе экстракции, представляет собой Ν-метилпирролидон с температурой экстракции 130°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составляет 2,5 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляет 0,25 (мас.), температура выделения растворителя составляет 177°С, давление при выделении растворителя составляет 0,15 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что растворитель, используемый в системе экстракции, представляет собой Ν-формилморфолин с температурой экстракции 150°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составляет 6,0 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляет 0,3 (мас.), температура выделения растворителя составляет 185°С, давление при выделении растворителя составляет 0,2 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что все катализаторы в установке гидрирования тяжелого бензина и в установке гидрирования экстракта нефти представляют собой катализаторы гидрирования СНТ-22; и каждая установка гидрирования имеет отношение объемной скорости воздуха 1-4 ч-1, объемное отношение водород/нефть 250-500, рабочую температуру 250-290°С и рабочее давление 1,0-4,0 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что установка гидрирования тяжелого бензина имеет отношение объемной скорости воздуха 2,5 ч-1, объемное отношение водород/нефть 300, рабочую температуру 270°С и рабочее давление 2,50 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что установка гидрирования экстракта нефти имеет отношение объемной скорости воздуха 2,5 ч-1, объемное отношение водород/нефть 300, рабочую температуру 285°С и рабочее давление 2,50 МПа (абсолютное давление).
Предпочтительная техническая схема отличается тем, что физические и химические свойства всех катализаторов гидрирования СНТ-22 в установке гидрирования химического светлого нефтепродукта и в установке гидрирования экстракта нефти являются следующими:
| Наименование показателя | Единица измерения | СНТ-22 |
| Внешний вид | - | Трехлепестковая форма серого цвета |
| Техническая характеристика | мм | Д. 1,5-2,0 |
| Прочность | Н/см | 180 |
| Объемная плотность | г/мл | 0,73 |
| Удельная площадь поверхности | м2/г | 180 |
| Объем пор | мл/г | 0,5-0,6 |
| НО3 | мас.% | 15 |
| N10 | мас.% | 1, 7 |
| СоО | мас.% | 0, 15 |
| йа2О | мас.% | <0, 09 |
| Ре2О3 | мас.% | <0,06 |
| ЗЮ2 | мас.% | <0, 60 |
| Носитель | мас.% | 82,4 |
Растворитель, используемый в изобретении, также может быть другим растворителем или может быть смешан с двумя или более чем с двумя растворителями в таких растворителях в произвольной пропорции.
Нафта, стабилизированный бензин и гидрообработанный бензин коксования в настоящем изобретении могут быть смешаны в произвольной пропорции.
Границы кипения фракций (температурный интервал отбора фракций) легкого бензина, химического светлого нефтепродукта и дизельного топлива в настоящем изобретении можно регулировать.
Если температурный интервал отбора фракций легкого бензина регулировать в пределах 30-70°С, то температурные интервалы отбора фракций химического светлого нефтепродукта и дизельного топлива соответственно составляют 70-160°С и 160-205°С; и если температурный интервал отбора фракций легкого бензина регулировать в пределах 30-90°С, то температурные интервалы отбора фракций химического светлого нефтепродукта и дизельного топлива соответственно составляют 90-160°С и 160-205°С.
Система перегонки (перегонная колонна), используемая в изобретении, представляет собой систему перегонки, раскрытую в китайском патенте № 03148181.7 под названием Каталитический способ обработки с рекомбинацией углеводорода. Используемая система экстракции (экстракционная колонна) представляет собой систему экстракции, описанную в китайских патентах № 200310103541.9 и
- 4 019489
200310103540.4, которая включает систему выделения растворителя и систему промывки.
Установка гидрирования, используемая в изобретении, представляет собой установку гидрирования предшествующего уровня техники, которая включает нагревательную печь, теплообменник, сепаратор высокого давления, воздушный холодильник, водяной холодильник и т.п.
Далее изобретение описано с использованием прилагаемых чертежей и конкретного способа осуществления, но это не означает, что объем защиты изобретения ограничен.
Описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой технологическую схему варианта осуществления изобретения 1.
Фиг. 2 представляет собой технологическую схему вариантов осуществления изобретения 2 и 3.
Фиг. 3 представляет собой технологическую схему варианта осуществления изобретения 4.
Фиг. 4 представляет собой технологическую схему вариантов осуществления изобретения 5 и 6.
Конкретный способ осуществления изобретения
Вариант осуществления изобретения 1.
Фиг. 1 представляет собой технологическую схему варианта осуществления изобретения 1, которая включает стадии экстракции и отделения стабилизированного бензина (каталитического бензина) с температурным интервалом отбора фракций 35-205°С, содержанием серы 100 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 5 ч./млн, содержанием олефина 30 об.%, содержанием алкадиена 0,1 об.%, содержанием ароматических углеводородов 15 об.%, октановым числом (ОЧИ) 89 и плотностью 728 кг/м3, в экстракционной колонне 1, имеющей пропускную способность потока 60000 т/год, с выделением экстракта нефти и рафината нефти; обеспечения того, чтобы растворитель, используемый в экстракционной колонне 1, представлял собой сульфолан с температурой экстракции 120°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составлял 3,5 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляла
0,2 (мас.), температура выделения растворителя составляла 165°С и давление при выделении растворителя составляло 0,1 МПа (абсолютное давление); отделения и фракционирования рафината нефти, экстрагированного в верхней части экстракционной колонны 1, в перегонной колонне 2, имеющей пропускную способность потока 48000 т/год, с получением соответственно легкого бензина, химического светлого нефтепродукта и дизельного топлива, где перегонная колонна 2 имеет температуру верха колонны 77°С, температуру низа колонны 173°С, давление верха колонны 0,15 МПа (абсолютное давление) и давление низа колонны 0,20 МПа (абсолютное давление); отгонки светлого нефтепродукта с температурным интервалом отбора фракций 30-110°С через верхнюю часть перегонной колонны 2 и выделения светлого нефтепродукта в виде компаундированного бензина с пропускной способностью потока 19500 т/год; выведения химического светлого нефтепродукта с температурным интервалом отбора фракций 110-160°С через боковую линию перегонной колонны 2, где перегонная колонна 2 имеет суммарное количество перегонки 22500 т/год; гидрообработки химического светлого нефтепродукта в установке гидрирования 3-1 с пропускной способностью потока 22500 т/год, где катализаторы в установке гидрирования 3-1 представляют собой катализаторы гидрирования СНТ-22, и установка гидрирования 3-1 имеет отношение объемной скорости воздуха 4 ч-1, объемное отношение водород/нефть 500, рабочую температуру 320°С и рабочее давление 4 МПа (абсолютное давление); выделения гидрированного химического светлого нефтепродукта в виде высококачественного этиленового сырья или исходного сырья каталитического риформинга с пропускной способностью потока 22500 т/год; гидрообработки экстракта нефти, экстрагированного в нижней части экстракционной колонны 1, в установке гидрирования 3-2 с пропускной способностью потока 12000 т/год, где катализаторы в установке гидрирования 3-2 представляют собой катализаторы гидрирования СНТ-22, установка гидрирования 3-2 имеет отношение объемной скорости воздуха ч-1, объемное отношение водород/нефть 500, рабочую температуру 290°С и рабочее давление 4 МПа (абсолютное давление); выделения гидрированного экстракта нефти после смешения с легким бензином в виде компаундированного бензина с пропускной способностью потока 12000 т/год; и непосредственного выделения дизельного топлива с температурным интервалом отбора фракций 160-205°С после его отделения с помощью перегонной колонны 2 через нижнюю линию в виде продуктов дизельного топлива с пропускной способностью потока 6000 т/год.
Полученный компаундированный бензин имеет температурный интервал отбора фракций 30-205°С, содержание серы 3,1 ч./млн, содержание меркаптановой серы 1,0 ч./млн (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержание олефина 24,1 об.%, содержание алкадиена 0,05 об.%, содержание ароматических углеводородов 26,7 об.%, октановое число (ОЧИ) 95,3, плотность 727,6 кг/м3 и суммарный выход 31500 т/год.
Полученное высококачественное этиленовое сырье или исходное сырье каталитического риформинга имеет температурный интервал отбора фракций 110-160°С, следовые количества, включенные в содержание серы, которые не могут быть обнаружены, содержание меркаптановой серы 1,0 ч./млн (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), следовые количества, включенные в содержание олефина, которые не могут быть обнаружены, бромный индекс (бромное число) 39 (0,039), содержание ароматических углеводородов 1,3 об.%, октановое число (ОЧИ) 83,0, плотность 729,0 кг/м3 и суммарный выход 22500 т/год.
- 5 019489
Полученное дизельное топливо имеет температурный интервал отбора фракций 160-205°С, содержание серы 26,3 ч./млн, содержание меркаптановой серы 1,55 ч./млн, содержание олефина 27,8 об.%, содержание алкадиена 0,04 об.%, содержание ароматических углеводородов 5,6 об.%, цетановое число 45,8, плотность 751,7 кг/м3 и суммарный выход 6000 т/год.
Физические и химические свойства всех катализаторов гидрирования СНТ-22 в установке гидрирования являются следующими:
| Наименование показателя | Единица измерения | СНТ-22 |
| Внешний вид | - | Трехлепесгковая форма серого цвета |
| Техническая характеристика | мм | Д. 1,5-2,0 |
| Прочность | Н/см | 180 |
| Объемная плотность | г/мл | 0, 73 |
| Удельная площадь поверхности | μζ/γ | 180 |
| Объем пор | мл/г | 0, 5-0,6 |
| мае. % | 15 | |
| ΝίΟ | мае. % | 1,7 |
| СоО | мае. % | 0,15 |
| йа2О | мае. % | <0,09 |
| ΕΘ2Ο3 | мае. % | <0,06 |
| 31О2 | мае. % | <0,60 |
| Носитель | мае»% | 82,4 |
Ниже представлены методы измерения, используемые в изобретении (эти же методы используются и далее).
1. Температурный интервал отбора фракций: СВ/Т6536-1997 Нефтепродукты - Определение параметров перегонки.
2. Содержание серы: 8Н/Т0689-2000 Стандартный метод испытания для определения суммарного содержания серы в светлых углеводородах, моторных топливах и маслах (ультрафиолетовая флуоресценция).
3. Меркаптановая сера: СВ/Т1792-1988 Дистиллятные топлива - Определение содержания меркаптановой серы (метод потенциометрического титрования).
4. Олефин: СВ/Т11132-2002 Стандартный способ оценки типов углеводородов в жидких нефтепродуктах (адсорбционный метод с флуоресцентным индикатором).
5. Ароматический углеводород: СВ/Т11132-2002 Стандартный способ оценки типов углеводородов в жидких нефтепродуктах (адсорбционный метод с флуоресцентным индикатором).
6. Октановое число: СВ/Т5487 Способ оценки октанового числа автомобильного бензина (исследовательский метод).
7. Плотность: СВ/Т1884-2000 Сырая нефть и жидкие нефтепродукты - Лабораторный способ определения плотности (метод с использованием ареометра).
8. Определение диена (алкадиена): титрование.
9. Катализатор гидрирования - аналитический метод:
| Химическое соединение | Аналитический метод | Принят нефтехимической промышленностью |
| N10 | Колориметрический метод | 5Н/Т0346-1992 |
| СоО | Колориметрический метод | 5Н/Т0345-1992 |
| ИО, | Колориметрический метод | |
| Физические свойства | Аналитический метод | Используют прибор |
| Удельная поверхность | Метод низкотемпературной адсорбции азота | Прибор 2400 для определения адсорбции |
| Объем пор | Метод проникновения ртути | АиДо Роге II 9200 |
| Прочность | Метод определения сопротивления раздавливанию | Программируемый прибор, определяющий прочность частиц, ОЬ II |
| Объемная плотность | Метод взвешивания |
10. Определение бромного индекса: СВ/Т11136-1989.
Вариант осуществления изобретения 2.
Фиг. 2 представляет собой технологическую схему варианта осуществления изобретения 2, которая включает стадии экстракции и отделения стабилизированного бензина (каталитического бензина) с температурным интервалом отбора фракций 35-205°С, содержанием серы 100 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 5 ч./млн, содержанием олефина 30 об.%, содержанием алкадиена 0,1 об.%, содержанием ароматического углеводорода 15 об.%, октановым числом (ОЧИ) 89 и плотностью 728 кг/м3, в экстракционной колонне 1 с пропускной способностью потока 60000 т/год; одновременно экстракции и отделения нафты с температурным интервалом отбора фракций 30-205°С, содержанием серы 200 ч./млн, со
- 6 019489 держанием меркаптановой серы 1 ч./млн, содержанием олефина менее чем 0,1 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержанием алкадиена менее чем 0,1 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержанием ароматических углеводородов 8 об.%, октановым числом (ОЧИ) 82 и плотностью 732 кг/м3, в экстракционной колонне 1 с пропускной способностью потока 20000 т/год, при этом экстракции и отделения гидрообработанного бензина коксования с температурным интервалом отбора фракций 30-205°С, содержанием серы 150 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 1 ч./млн, содержанием олефина менее чем 6 об.%, содержанием алкадиена менее чем 0,01 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержанием ароматических углеводородов 10 об.%, октановым числом (ОЧИ) 79 и плотностью 721 кг/м3, в экстракционной колонне 1 с пропускной способностью потока 20000 т/год; экстракции и отделения трех исходных продуктов после смешения в экстракционной колонне 1 с выделением экстракта нефти и рафината нефти; обеспечения того, чтобы растворитель, используемый в экстракционной колонне 1, представлял собой Νметилпирролидон с температурой экстракции 130°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составлял 2,5 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляла 0,25 (мас.), температура выделения растворителя составляла 177°С и давление при выделении растворителя составляло 0,15 МПа (абсолютное давление); отделения и фракционирования рафината нефти, экстрагированного с помощью экстракционной колонны 1, в перегонной колонне 2, имеющей пропускную способность потока 84000 т/год, с получением соответственно легкого бензина, химического светлого нефтепродукта и дизельного топлива, где перегонная колонна 2 имеет температуру верха колонны 87°С, температуру низа колонны 184°С, давление верха колонны 0,2 МПа (абсолютное давление) и давление низа колонны 0,25 МПа (абсолютное давление); отгонки светлого нефтепродукта с температурным интервалом отбора фракций 30-110°С через верхнюю часть перегонной колонны 2 и выделения светлого нефтепродукта в виде компаундированного бензина с пропускной способностью потока 33000 т/год; выведения химического светлого нефтепродукта с температурным интервалом отбора фракций 110-160°С через боковую линию перегонной колонны 2, где перегонная колонна 2 имеет суммарное количество перегонки 41000 т/год; гидрообработки химического светлого нефтепродукта в установке гидрирования 3-1 с пропускной способностью потока 41000 т/год, где катализаторы в установке гидрирования 3-1 представляют собой катализаторы гидрирования ОНТ-22, и установка гидрирования 3-1 имеет отношение объемной скорости воздуха 4 ч-1, объемное отношение водород/нефть 250, рабочую температуру 250°С и рабочее давление 1,0 МПа (абсолютное давление); выделения химического светлого нефтепродукта в виде высококачественного этиленового сырья или исходного сырья каталитического риформинга с пропускной способностью потока 41000 т/год; гидрообработки экстракта нефти, экстрагированного в нижней части экстракционной колонны 1, в установке гидрирования 3-2 с пропускной способностью потока 16000 т/год, где катализаторы в установке гидрирования 3-2 представляют собой катализаторы гидрирования ОНТ-22, установка гидрирования 3-2 имеет отношение объемной скорости воздуха 1,0 ч-1, объемное отношение водород/нефть 250, рабочую температуру 250°С и рабочее давление 1,0 МПа (абсолютное давление); выделения гидрированного экстракта нефти после смешения с легким бензином в виде компаундированного бензина с пропускной способностью потока 16000 т/год; и непосредственного выделения дизельного топлива с температурным интервалом отбора фракций 160-205°С после отделения фракции с помощью перегонной колонны 2 через нижнюю линию в виде продуктов дизельного топлива с пропускной способностью потока 10000 т/год.
Полученный компаундированный бензин имеет температурный интервал отбора фракций 30-205°С, содержание серы 3,4 ч./млн, содержание меркаптановой серы 1,0 ч./млн (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержание олефина 16,6 об.%, содержание алкадиена 0,05 об.%, содержание ароматического углеводорода 23,7 об.%, октановое число (ОЧИ) 95,0, плотность 719,2 кг/м3 и суммарный выход 49000 т/год.
Полученное высококачественно этиленовое сырье или исходное сырье каталитического риформинга имеет температурный интервал отбора фракций 110-160°С, следовые количества, включенные в содержание серы, которые не могут быть обнаружены, содержание меркаптановой серы 1,0 ч./млн (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), следовые количества, включенные в содержание олефина, которые не могут быть обнаружены, бромный индекс (бромное число) 32 (0,032), содержание ароматических углеводородов 1,3 об.%, октановое число (ОЧИ) 76,2, плотность 731,0 кг/м3 и суммарный выход 41000 т/год.
Полученное дизельное топливо имеет температурный интервал отбора фракций 160-205°С, содержание серы 46,5 ч./млн, содержание меркаптановой серы 0,17 ч./млн (содержащие следовые количества могут быть обнаружены), содержание олефина 15,0 об.%, содержание алкадиена 0,04 об.%, содержание ароматических углеводородов 3,6 об.%, цетановое число 45,5, плотность 753,9 кг/м3 и суммарный выход 10000 т/год.
Физические и химические свойства всех катализаторов гидрирования ОНТ-22, содержащихся в установке гидрирования, и используемые методы испытания являются такими же, как и в варианте осуществления изобретения 1.
- 7 019489
Вариант осуществления изобретения 3.
Технологическая схема является такой же, как и в варианте осуществления изобретения 2, которая включает стадии экстракции и отделения стабилизированного бензина (каталитического бензина) с температурным интервалом отбора фракций 30-205°С, содержанием серы 800 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 9 ч./млн, содержанием олефина 36 об.%, содержанием алкадиена 0,9 об.%, содержанием ароматических углеводородов 17 об.%, октановым числом (ОЧИ) 91 и плотностью 731 кг/м3, в экстракционной колонне 1 с пропускной способностью потока 60000 т/год; одновременно экстракции и отделения нафты с температурным интервалом отбора фракций 30-205°С, содержанием серы 200 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 1 ч./млн, содержанием олефина менее чем 0,1 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержанием алкадиена менее чем 0,01 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержанием ароматических углеводородов 8 об.%, октановым числом (ОЧИ) 82 и плотностью 732 кг/м3, в экстракционной колонне 1 с пропускной способностью потока 20000 т/год; при этом экстракции и отделения гидрообработанного бензина коксования с температурным интервалом отбора фракций 30-205°С, содержанием серы 150 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 1 ч./млн, содержанием олефина 6 об.%, содержанием алкадиена менее 0,01 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержанием ароматических углеводородов 10 об.%, октановым числом (ОЧИ) 79 и плотностью 721 кг/м3, в экстракционной колонне 1 с пропускной способностью потока 20000 т/год; экстракции и отделения трех исходных продуктов после смешения в экстракционной колонне 1 с выделением экстракта нефти и рафината нефти; обеспечения того, чтобы растворитель, используемый в экстракционной колонне 1, представлял собой Ν-формилморфолин с температурой экстракции 150°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составлял 6,0 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляла 0,3 (мас.), температура выделения растворителя составляла 185°С и давление при выделении растворителя составляло 0,2 МПа (абсолютное давление); отделения и фракционирования рафината нефти, экстрагированного в верхней части экстракционной колонны 1, в перегонной колонне 2, имеющей пропускную способность потока 82000 т/год, с получением соответственно легкого бензина, химического светлого нефтепродукта и дизельного топлива, где перегонная колонна 2 имеет температуру верха колонны 95°С, температуру низа колонны 194°С, давление верха колонны 0,25 МПа (абсолютное давление) и давление низа колонны 0,30 МПа (абсолютное давление); отгонки светлого нефтепродукта с температурным интервалом отбора фракций 30-110°С через верхнюю часть перегонной колонны 2 и выделения светлого нефтепродукта в виде компаундированного бензина с пропускной способностью потока 33000 т/год; выведения химического светлого нефтепродукта с температурным интервалом отбора фракций 110-160°С через боковую линию перегонной колонны 2, где перегонная колонна 2 имеет суммарное количество перегонки 41000 т/год; гидрообработки химического светлого нефтепродукта в установке гидрирования 3-1 с пропускной способностью потока 41000 т/год, где катализаторы в установке гидрирования 3-1 представляют собой катализаторы гидрирования ОНТ-22, и установка гидрирования 3-1 имеет отношение объемной скорости воздуха 2,5 ч-1, объемное отношение водород/нефть 300, рабочую температуру 285°С и рабочее давление 2,5 МПа (абсолютное давление); выделения химического светлого нефтепродукта в виде высококачественного этиленового сырья или исходного сырья каталитического риформинга с пропускной способностью потока 41000 т/год; гидрообработки экстракта нефти, экстрагированного с помощью экстракционной колонны 1, в установке гидрирования 3-2 с пропускной способностью потока 18000 т/год, где катализаторы в установке гидрирования 3-2 представляют собой катализаторы гидрирования ОНТ-22, и установка гидрирования 32 имеет отношение объемной скорости воздуха 2,5 ч-1, объемное отношение водород/нефть 300, рабочую температуру 270°С и рабочее давление 2,5 МПа (абсолютное давление); выделения гидрированного экстракта нефти после смешения с легким бензином в виде компаундированного бензина с пропускной способностью потока 18000 т/год; и непосредственного выделения дизельного топлива с температурным интервалом отбора фракций 160-205°С после отделения фракции с помощью перегонной колонны 2 через нижнюю линию в виде продуктов дизельного топлива с пропускной способностью потока 8000 т/год.
Полученный компаундированный бензин имеет температурный интервал отбора фракций 30-205°С, содержание серы 3,2 ч./млн, содержание меркаптановой серы менее чем 1,0 ч./млн (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержание олефина 19,5 об.%, содержание алкадиена 0,05 об.%, содержание ароматических углеводородов 25,0 об.%, октановое число (ОЧИ) 94,7, плотность 723,3 кг/м3, суммарный выход 51000 т/год.
Полученное высококачественное этиленовое сырье или риформат имеет температурный интервал отбора фракций 110-160°С, следовые количества, включенные в содержание серы, которые не могут быть обнаружены, содержание меркаптановой серы менее чем 1,0 ч./млн (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), следовые количества, включенные в содержание олефина, которые не могут быть обнаружены, бромный индекс (бромное число) 25 (0,025), содержание ароматических углеводородов 1,3 об.%, октановое число (ОЧИ) 77,6, плотность 731,0 кг/м3, суммарный выход 41000 т/год.
Полученное дизельное топливо имеет температурный интервал отбора фракций 160-205°С, содержание серы 478,1 ч./млн, содержание меркаптановой серы 2,61 ч./млн, содержание олефина 17,8 об.%, содержание алкадиена 0,04 об.%, содержание ароматических углеводородов 5,6 об.%, цетановое число
- 8 019489
45,1, плотность 759,1 кг/м3 и суммарный выход 8000 т/год.
Физические и химические свойства всех катализаторов гидрирования СНТ-22, содержащихся в установке гидрирования, и используемые методы испытания являются такими же, как и в варианте осуществления изобретения 1.
Вариант осуществления изобретения 4.
Фиг. 3 представляет собой технологическую схему варианта осуществления изобретения 4, которая включает стадии экстракции и отделения стабилизированного бензина (каталитического бензина) с температурным интервалом отбора фракций 30-205°С, содержанием серы 100 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 5 ч./млн, содержанием олефина 30 об.%, содержанием алкадиена 0,1 об.%, содержанием ароматических углеводородов 15 об.%, октановым числом (ОЧИ) 89 и плотностью 728 кг/м3, в экстракционной колонне 1, имеющей пропускную способность потока 60000 т/год, с экстрагированием экстракта нефти и рафината нефти; обеспечения того, чтобы растворитель, используемый в экстракционной колонне 1, представлял собой сульфолан с температурой экстракции 120°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составлял 3,5 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляла 0,2 (мас.), температура выделения растворителя составляла 165°С и давление при выделении растворителя составляло 0,1 МПа (абсолютное давление); отделения и фракционирования рафината нефти, экстрагированного с помощью экстракционной колонны 1, в перегонной колонне 2 с пропускной способностью потока 49200 т/год, где перегонная колонна 2 имеет температуру верха колонны 77°С, температуру низа колонны 173°С, давление верха колонны 0,15 МПа (абсолютное давление) и давление низа колонны 0,20 МПа (абсолютное давление), с получением соответственно легкого бензина и тяжелого бензина; отгонки светлого нефтепродукта с температурным интервалом отбора фракций 30-110°С через верхнюю часть перегонной колонны 2 и выделения светлого нефтепродукта в виде компаундированного бензина с пропускной способностью потока 22100 т/год; гидрообработки тяжелого бензина с температурным интервалом отбора фракций 110-170°С в установке гидрирования тяжелого бензина 3-1 с пропускной способностью потока 27100 т/год, где катализаторы в установке гидрирования тяжелого бензина 3-1 представляют собой катализаторы гидрирования СНТ-22, и установка гидрирования тяжелого бензина 3-1 имеет отношение объемной скорости воздуха 4,0 ч-1, объемное отношение водород/нефть 500, рабочую температуру 320°С и рабочее давление 4,0 МПа (абсолютное давление); гидрообработки экстракта нефти, экстрагированного с помощью экстракционной колонны 1, в установке гидрирования 3-2 с пропускной способностью потока 10800 т/год, где катализаторы в установке гидрирования 3-2 представляют собой катализаторы гидрирования СНТ-22, и установка гидрирования 3-2 имеет отношение объемной скорости воздуха 4,0 ч-1, объемное отношение водород/нефть 500, рабочую температуру 290°С и рабочее давление 4,0 МПа (абсолютное давление); и выделения гидрированного экстракта нефти после смешения с легким бензином в виде компаундированного бензина с пропускной способностью потока 10800 т/год.
Полученный компаундированный бензин имеет температурный интервал отбора фракций 30-205°С, содержание серы 12,3 ч./млн, содержание меркаптановой серы менее чем 1,0 ч./млн (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержание олефина 24,3 об.%, содержание алкадиена 0,01 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержание ароматических углеводородов 24,3 об.%, октановое число (ОЧИ) 94,8, плотность 727,5 кг/м3, суммарный выход 32900 т/год.
Полученное высококачественное этиленовое сырье или риформат имеет температурный интервал отбора фракций 110-205°С, следовые количества, включенные в содержании серы, которые не могут быть обнаружены, содержание меркаптановой серы менее чем 1,0 ч./млн (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), следовые количества, включенные в содержание олефина, которые не могут быть обнаружены, бромный индекс (бромное число) 39 (0,039), содержание ароматических углеводородов 3,7 об.%, октановое число (ОЧИ) 75,0, плотность 728,7 кг/м3, суммарный выход 27100 т/год.
Физические и химические свойства всех катализаторов гидрирования СНТ-22, содержащихся в установке гидрирования, и используемые методы испытания являются такими же, как и в варианте осуществления изобретения 1.
Вариант осуществления изобретения 5.
Фиг. 4 представляет собой технологическую схему варианта осуществления изобретения 5, которая включает стадии экстракции и отделения стабилизированного бензина (каталитического бензина) с температурным интервалом отбора фракций 30-205°С, содержанием серы 100 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 5 ч./млн, содержанием олефина 30 об.%, содержанием алкадиена 0,1 об.%, содержанием ароматических углеводородов 15 об.%, октановым числом (ОЧИ) 89 и плотностью 728 кг/м3, в экстракционной колонне 1 с пропускной способностью потока 60000 т/год; одновременно экстракции и отделения нафты с температурным интервалом отбора фракций 30-205°С, содержанием серы 200 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 1 ч./млн, содержанием олефина менее чем 0,1 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержанием алкадиена менее чем 0,01 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержанием ароматических углеводородов 8 об.%, октановым числом (ОЧИ) 82 и плотностью 732 кг/м3, в экстракционной колонне 1 с пропускной способностью потока 20000 т/год; при этом экстракции и отделения гидрообработанного бензина коксования с
- 9 019489 температурным интервалом отбора фракций 30-205°С, содержанием серы 150 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 1 ч./млн, содержанием олефина 6 об.%, содержанием алкадиена менее чем 0,01 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержанием ароматических углеводородов 10 об.%, октановым числом (ОЧИ) 79 и плотностью 721 кг/м3, в экстракционной колонне 1, имеющей пропускную способность потока 20000 т/год, с выделением экстракта нефти и рафината нефти; обеспечения того, чтобы растворитель, используемый в экстракционной колонне 1, представлял собой Νметилпирролидон с температурой экстракции 130°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составлял 2,5 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляла 0,25 (мас.), температура выделения растворителя составляла 177°С и давление выделения растворителя составляло 0,15 МПа (абсолютное давление); отделения и фракционирования рафината нефти, экстрагированного с помощью экстракционной колонны 1, в перегонной колонне 2, имеющей пропускную способность потока 85000 т/год, с получением соответственно легкого бензина и тяжелого бензина, где перегонная колонна 2 имеет температуру верха колонны 87°С, температуру низа колонны 187°С, давление верха колонны 0,20 МПа (абсолютное давление) и давление низа колонны 0,25 МПа (абсолютное давление); отгонки светлого нефтепродукта с температурным интервалом отбора фракций 30-110°С через верхнюю часть перегонной колонны 2 и выделения светлого нефтепродукта в виде компаундированного бензина с пропускной способностью потока 37400 т/год; гидрообработки тяжелого бензина с температурным интервалом отбора фракций 110-170°С в установке гидрирования тяжелого бензина 3-1 с пропускной способностью потока 47600 т/год, где катализаторы в установке гидрирования тяжелого бензина 3-1 представляют собой катализаторы гидрирования СНТ-22, и установка гидрирования тяжелого бензина 3-1 имеет отношение объемной скорости воздуха 1,0 ч-1, объемное отношение водород/нефть 250, рабочую температуру 250°С и рабочее давление 1,0 МПа (абсолютное давление); выделения гидрированного тяжелого бензина в виде высококачественного этиленового сырья или исходного сырья каталитического риформинга с пропускной способностью потока 47600 т/год; гидрообработки экстракта нефти, экстрагированного с помощью экстракционной колонны 1, в установке гидрирования экстракта нефти 3-2 с пропускной способностью потока 15000 т/год, где катализаторы в установке гидрирования 3-2 представляют собой катализаторы гидрирования СНТ-22, установка гидрирования экстракта нефти 3-2 имеет отношение объемной скорости воздуха 1,0 ч-1, объемное отношение водород/нефть 250, рабочую температуру 250°С и рабочее давление 1,0 МПа (абсолютное давление); и выделения гидрированного экстракта нефти после смешения с легким бензином в виде компаундированного бензина с пропускной способностью потока 15000 т/год.
Полученный компаундированный бензин имеет температурный интервал отбора фракций 30-205°С, содержание серы 24,0 ч./млн, содержание меркаптановой серы менее чем 1,0 ч./млн (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержание олефина 16,4 об.%, содержание алкадиена 0,01 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержание ароматических углеводородов 22,3 об.%, октановое число (ОЧИ) 93,1, плотность 722,9 кг/м3, суммарный выход 52400 т/год.
Полученное высококачественное этиленовое сырье или риформат имеет температурный интервал отбора фракций 110-205°С, содержание серы 4,7 ч./млн, содержание меркаптановой серы менее чем 1,0 ч./млн (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), следовые количества, включенные в содержание олефина, которые не могут быть обнаружены, бромный индекс (бромное число) 32 (0,032), содержание ароматических углеводородов 1,8 об.%, октановое число (ОЧИ) 73,9, плотность 732,4 кг/м3, суммарный выход 47600 т/год.
Все катализаторы гидрирования СНТ-2, содержащиеся в установке гидрирования, и используемые методы испытания являются такими же, как и в варианте осуществления изобретения 1.
Вариант осуществления изобретения 6.
Технологическая схема варианта осуществления 6 является такой же, как и в варианте осуществления 5, которая включает стадии экстракции и отделения стабилизированного бензина (каталитического бензина) с температурным интервалом отбора фракций 30-205°С, содержанием серы 800 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 9 ч./млн, содержанием олефина 36 об.%, содержанием алкадиена 0,9 об.%, содержанием ароматических углеводородов 17 об.%, октановым числом (ОЧИ) 91 и плотностью 731 кг/м3, в экстракционной колонне 1 с пропускной способностью потока 60000 т/год; одновременно экстракции и отделения нафты с температурным интервалом отбора фракций 30-205°С, содержанием серы 200 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 1 ч./млн, содержанием олефина менее чем 0,1 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержанием алкадиена менее чем 0,01 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержанием ароматических углеводородов 8 об.%, октановым числом (ОЧИ) 82 и плотностью 732 кг/м3, в экстракционной колонне 1 с пропускной способностью потока 20000 т/год; при этом экстракции и отделения гидрообработанного бензина коксования с температурным интервалом отбора фракций 30-205°С, содержанием серы 150 ч./млн, содержанием меркаптановой серы 1 ч./млн, содержанием олефина 6 об.%, содержанием алкадиена менее чем 0,01 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержанием ароматических углеводородов 10 об.%, октановым числом (ОЧИ) 79 и плотностью 721 кг/м3, в экстрак
- 10 019489 ционной колонне 1, имеющей пропускную способность потока 20000 т/год, с выделением экстракта нефти и рафината нефти; обеспечения того, чтобы растворитель, используемый в экстракционной колонне 1, представлял собой Ν-формилморфолин с температурой экстракции 150°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составлял 6,0 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляла 0,3 (мас.), температура выделения растворителя составляла 185°С и давление выделения растворителя 0,2 МПа (абсолютное давление); отделения и фракционирования рафината нефти, экстрагированного с помощью экстракционной колонны 1, в перегонной колонне 2, имеющей пропускную способность потока 84000 т/год, с получением соответственно легкого бензина и тяжелого бензина, где перегонная колонна 2 имеет температуру верха колонны 95°С, температуру низа колонны 194°С, давление верха колонны 0,25 МПа (абсолютное давление) и давление низа колонны 0,3 МПа (абсолютное давление); отгонки светлого нефтепродукта с температурным интервалом отбора фракций 30-110°С через верхнюю часть перегонной колонны 2 и выделения светлого нефтепродукта в виде компаундированного бензина с пропускной способностью потока 38600 т/год; гидрообработки тяжелого бензина с температурным интервалом отбора фракций 110-205°С в установке гидрирования тяжелого бензина 3-1 с пропускной способностью потока 45400 т/год, где катализаторы в установке гидрирования тяжелого бензина 3-1 представляют собой катализаторы гидрирования СНТ-22, и установка гидрирования тяжелого бензина 3-1 имеет отношение объемной скорости воздуха 2,5 ч-1, объемное отношение водород/нефть 300, рабочую температуру 285°С и рабочее давление 2,5 МПа (абсолютное давление); выделения гидрированного тяжелого бензина в виде высококачественного этиленового сырья или исходного сырья каталитического риформинга с пропускной способностью потока 45400 т/год; гидрообработки экстракта нефти, экстрагированного с помощью экстракционной колонны 1, в установке гидрирования экстракта нефти 3-2 с пропускной способностью потока 16000 т/год, где катализаторы в установке гидрирования 3-2 представляют собой катализаторы гидрирования СНТ-22, установка гидрирования экстракта нефти 3-2 имеет отношение объемной скорости воздуха 2,5 ч-1, объемное отношение водород/нефть 300, рабочую температуру 270°С и рабочее давление 2,5 МПа (абсолютное давление); выделения гидрированного экстракта нефти после смешения с легким бензином в виде компаундированного бензина с пропускной способностью потока 16000 т/год.
Полученный компаундированный бензин имеет температурный интервал отбора фракций 30-205°С, содержание серы 38,1 ч./млн, содержание меркаптановой серы менее чем 1,0 ч./млн (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержание олефина 20,3 об.%, содержание алкадиена 0,01 об.% (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержание ароматических углеводородов 20,9 об.%, октановое число (ОЧИ) 93,7, плотность 721,3 кг/м3 и суммарный выход 54600 т/год.
Полученное высококачественное этиленовое сырье или риформат имеет температурный интервал отбора фракций 110-205°С, содержание серы 4,0 ч./млн, содержание меркаптановой серы менее чем 1,0 ч./млн (содержащиеся следовые количества могут быть обнаружены), содержание олефина 2,0 об.%, бромный индекс (бромное число) 25 (0,025), содержащиеся следовые количества, включенные в содержание ароматических углеводородов, которые не могут быть обнаружены, октановое число (ОЧИ) 74,8, плотность 738,9 кг/м3 и суммарный выход 45400 т/год.
Все катализаторы гидрирования СНТ-2, содержащиеся в установке гидрирования, и используемые методы испытания являются такими же, как и в варианте осуществления изобретения 1.
Промышленное применение
С использованием системы и способа системы можно удалять олефин, меркаптановую серу и диен; установка гидрирования в настоящем изобретении имеет небольшой размер и низкую стоимость; и, наконец, различные исходные продукты, например стабилизированный бензин и смеси нафты и гидрированного бензина коксования, могут быть переработаны с использованием настоящего изобретения. Изобретение органично объединяет экстракцию, отделение фракции перегонкой и гидрообработку так, чтобы высококачественное этиленовое сырье было оптимизировано, экстракт нефти в компаундированном бензине увеличен и октановое число улучшено.
Claims (20)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система получения высококачественного бензина и дизельного топлива гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти, отличающаяся тем, что включает экстракционную колонну, перегонную колонну и установку гидрирования, где верхняя часть экстракционной колонны соединена с перегонной колонной через трубопровод, а нижняя часть экстракционной колонны соединена с установкой гидрирования через трубопровод; установка гидрирования через трубопровод для выделения гидрированного экстракта нефти, отходящий от её нижней части, соединена с трубопроводом, отходящим от верхней части перегонной колонны для выделения лёгкого бензина, а также трубопровод для лёгкого бензина и гидрированного экстракта нефти в виде компаундированного бензина; и трубопровод, отходящий от нижней части перегонной колонны для выделения дизельного топлива; при этом средняя часть перегонной колонны соединена с дополнительной установкой гидрирования через трубопровод.- 11 019489
- 2. Способ получения высококачественного бензина и дизельного топлива гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти с использованием системы по п.1, в котором экстрагируют и отделяют исходное сырьё в экстракционной колонне с экстрагированием рафината нефти и экстракта нефти; отделяют и фракционируют рафинат нефти, экстрагированный с помощью экстракционной колонны, в перегонной колонне, отгоняют легкий бензин через верхнюю часть перегонной колонны и выделяют легкий бензин; выводят химический светлый нефтепродукт через боковую линию в средней части перегонной колонны; проводят гидрообработку химического светлого нефтепродукта на установке гидрирования химического светлого нефтепродукта; выделяют гидрированный химический светлый нефтепродукт в виде высококачественного этиленового сырья или исходного сырья каталитического риформинга; проводят гидрообработку экстракта нефти, экстрагированного с помощью экстракционной колонны, в установке гидрирования экстракта нефти; выделяют гидрированный экстракт нефти после его смешения с легким бензином в виде компаундированного бензина и непосредственно выделяют дизельное топливо после отделения его фракции с помощью перегонной колонны.
- 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что перегонку проводят в перегонной колонне с температурой верха колонны 77-95°С, температурой низа колонны 173-194°С, давлением верха колонны 0,15-0,25 МПа (абсолютное давление) и давлением низа колонны 0,20-0,30 МПа (абсолютное давление); температурный интервал отбора фракций легкого бензина контролируют в пределах интервала 30-110°С; температурный интервал отбора фракций химического светлого нефтепродукта составляет 110-160°С; температурный интервал отбора фракций дизельного топлива составляет 160-205°С.
- 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что перегонку проводят в перегонной колонне с температурой верха колонны 87°С, температурой низа колонны 184°С, давлением верха колонны 0,2 МПа (абсолютное давление) и давлением низа колонны 0,25 МПа (абсолютное давление).
- 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что в экстракционной колонне используют растворитель, который представляет собой сульфолан с температурой экстракции 120°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составляет 3,5 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляет 0,2 (мас.), температура выделения растворителя составляет 165°С и давление при выделении растворителя составляет 0,1 МПа (абсолютное давление).
- 6. Способ по п.4, отличающийся тем, что в экстракционной колонне используют растворитель, который представляет собой Ν-метилпирролидон с температурой экстракции 130°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составляет 2,5 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляет 0,25 (мас.), температура выделения растворителя составляет 177°С и давление при выделении растворителя составляет 0,15 МПа (абсолютное давление).
- 7. Способ по п.4, отличающийся тем, что в экстракционной колонне используют растворитель, который представляет собой Ν-формилморфолин с температурой экстракции 150°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составляет 6 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляет 0,3 (мас.), температура выделения растворителя составляет 185°С, давление при выделении растворителя составляет 0,2 МПа (абсолютное давление).
- 8. Способ по пп.5-7, отличающийся тем, что при гидрировании химического светлого нефтепродукта используют катализаторы гидрирования СНТ-22; и параметры гидрирования химического светлого нефтепродукта устанавливают следующими: отношение объемной скорости воздуха 1-4 ч-1, объемное отношение водород/нефть 250-500, рабочая температура 250-320°С и рабочее давление 1-4 МПа (абсолютное давление); параметры гидрирования экстракта нефти устанавливают следующими: отношение объемной скорости воздуха 1-4 ч-1, объемное отношение водород/нефть 250-500, рабочая температура 250-320°С и рабочее давление 1-4 МПа (абсолютное давление).
- 9. Способ по п.8, отличающийся тем, что параметры гидрирования химического светлого нефтепродукта устанавливают следующими: отношение объемной скорости воздуха 2,5 ч-1, объемное отношение водород/нефть 300, рабочая температура 285°С и рабочее давление 2,5 МПа (абсолютное давление); параметры гидрирования экстракта нефти устанавливают следующими: отношение объемной скорости воздуха 2,5 ч-1, объемное отношение водород/нефть 300, рабочая температура 285°С и рабочее давление 2,5 МПа (абсолютное давление).
- 10. Способ по п.9, отличающийся тем, что физические и химические свойства всех катализаторов гидрирования, используемых при гидрировании химического светлого нефтепродукта и гидрировании экстракта нефти, следующие:- 12 019489
Наименование показателя Единица измерения 6НТ-22 Внешний вид - Трехлепестковая форма серого цвета Техническая характеристика мм Д. 1,5-2,0 Прочность Н/см 180 Объемная плотность г /мл 0, 73 Удельная площадь поверхности м2/г 180 Объем пор мл/г 0,5-0,6 ИОз мас. % 15 ΝίΟ мае. % 1,7 СоО мас.% 0, 15 ИвзО мас.% <0,09 Ее2О3 мас. % <0,06 31О2 мас.% <0,60 Носитель мас. % 32,4 - 11. Система получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти, отличающаяся тем, что включает экстракционную колонну, перегонную колонну и установку гидрирования, где верхняя часть экстракционной колонны соединена с перегонной колонной через трубопровод, а нижняя часть экстракционной колонны соединена с установкой гидрирования экстракта нефти через трубопровод; установка гидрирования соединена через трубопровод для выделения гидрированного экстракта нефти, отходящий от нижней части, с трубопроводом, отходящим от верхней части перегонной колонны для выделения лёгкого бензина; а также трубопровод для лёгкого бензина и гидрированного экстракта нефти в виде компаундированного бензина; при этом нижняя часть перегонной колонны соединена через трубопровод с установкой гидрирования тяжелого бензина; и трубопровод для выделения исходного сырья каталитического риформинга или этиленового сырья отходит от нижней части установки гидрирования тяжелого бензина.
- 12. Способ получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти с использованием системы по п.11, в котором экстрагируют и отделяют исходное сырьё в экстракционной колонне с экстрагированием рафината нефти и экстракта нефти; отделяют и фракционируют рафинат нефти, экстрагированный с помощью экстракционной колонны, в перегонную колонну, отгоняют легкий бензин через верхнюю часть перегонной колонны и выделяют легкий бензин; выводят тяжелый бензин через нижнюю часть перегонной колонны и проводят гидрообработку тяжелого бензина в установке гидрирования тяжелого бензина; выделяют гидрированный тяжелый бензин в виде высококачественного этиленового сырья или исходного сырья каталитического риформинга; проводят гидрообработку экстракта нефти, экстрагированного с помощью экстракционной колонны, в установке гидрирования экстракта нефти и выделяют гидрированный экстракт нефти после его смешения с легким бензином в виде компаундированного бензина.
- 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что перегонку проводят в перегонной колонне с температурой верха колонны 77-95°С, температурой низа колонны 173-194°С, давлением верха колонны 0,15-0,25 МПа (абсолютное давление) и давлением низа колонны 0,20-0,30 МПа (абсолютное давление); температурный интервал отбора фракций легкого бензина контролируют в пределах интервала 30-110°С; температурный интервал отбора фракций тяжелого бензина составляет 110-170°С.
- 14. Способ по п.13, отличающийся тем, что перегонку проводят в перегонной колонне с температурой верха колонны 87°С, температурой низа колонны 187°С, давлением верха колонны 0,20 МПа (абсолютное давление) и давлением низа колонны 0,25 МПа (абсолютное давление).
- 15. Способ по п.14, отличающийся тем, что в экстракционной колонне используют растворитель, который представляет собой сульфолан с температурой экстракции 120°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составляет 3,5 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляет 0,2 (мас.), температура выделения растворителя составляет 165°С и давление при выделении растворителя составляет 0,1 МПа (абсолютное давление).
- 16. Способ по п.14, отличающийся тем, что в указанной экстракционной колонне используют растворитель, который представляет собой Ν-метилпирролидон с температурой экстракции 130°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составляет 2,5 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляет 0,25 (мас.), температура выделения растворителя составляет 177°С, давление при выделении растворителя составляет 0,15 МПа (абсолютное давление).
- 17. Способ по п.14, отличающийся тем, что в указанной экстракционной колонне используют растворитель, который представляет собой Ν-формилморфолин с температурой экстракции 150°С, относительный расход растворителя (растворитель/подача) составляет 6,0 (мас.), кратность промывки рафината нефти составляет 0,3 (мас.), температура выделения растворителя составляет 185°С, давление при выделении растворителя составляет 0,2 МПа (абсолютное давление).
- 18. Способ по пп.15-17, отличающийся тем, что при гидрировании тяжелого бензина и гидрировании экстракта нефти используют катализаторы гидрирования СНТ-22 и параметры гидрирования устанавливают следующими: отношение объемной скорости воздуха 1,0-4,0 ч-1, объемное отношение водород/нефть 250-500, рабочая температура 250-320°С и рабочее давление 1,0-4,0 МПа (абсолютное давле- 13 019489 ние).
- 19. Способ по п.18, отличающийся тем, что параметры гидрирования тяжелого бензина устанавливают следующими: отношение объемной скорости воздуха 2,5 ч-1, объемное отношение водород/нефть 300, рабочая температура 270°С и рабочее давление 2,5 МПа (абсолютное давление); параметры гидрирования экстракта нефти устанавливают следующими: отношение объемной скорости воздуха 2,5 ч-1, объемное отношение водород/нефть 300, рабочая температура 285°С и рабочее давление 2,5 МПа (абсолютное давление).
- 20. Способ по п.19, отличающийся тем, что физические и химические свойства всех катализаторов гидрирования ОНТ-22, используемых при гидрировании тяжелого бензина и гидрировании экстракта нефти, следующие:
Наименование показателя Единица измерения ОНТ-22 Внешний вид - Трехлепестковая форма серого цвета Техническая характеристика мм Д. 1,5-2,0 Прочность Н/см 180 Объемная плотность г/мл 0, 73 Удельная площадь поверхности мг/г 180 Объем пор мл/г 0,5-0,6 ИОз мае. % 15 N10 мае. % 1,7 СоО мае. % 0,15 ЫазО мае. % <0,09 ΕΘ2Ο3 мае. % <0,06 3ίΟ2 мае. % <0, 60 Носитель мае. % 82,4
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/CN2009/070238 WO2010083642A1 (zh) | 2009-01-21 | 2009-01-21 | 催化烃重组后加氢制备高质量汽油的系统和方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201071241A1 EA201071241A1 (ru) | 2011-12-30 |
| EA019489B1 true EA019489B1 (ru) | 2014-04-30 |
Family
ID=42355484
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201071241A EA019489B1 (ru) | 2009-01-21 | 2009-01-21 | Система и способ получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8419930B2 (ru) |
| EP (1) | EP2390303B1 (ru) |
| JP (1) | JP5543957B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0909889A2 (ru) |
| CA (1) | CA2717982C (ru) |
| EA (1) | EA019489B1 (ru) |
| WO (1) | WO2010083642A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN202717753U (zh) * | 2011-06-22 | 2013-02-06 | 北京金伟晖工程技术有限公司 | 一种低成本制造低硫高辛烷值汽油的装置 |
| JP6138938B2 (ja) | 2012-08-09 | 2017-05-31 | カウンシル オブ サイエンティフィック アンド インダストリアル リサーチ | 有機ペルオキシドを含有する未処理の分解ガソリン留分から高純度ベンゼンを回収することにより低ベンゼンガソリンを製造する処理工程 |
| CN107011942B (zh) * | 2017-05-03 | 2018-08-28 | 武汉工程大学 | 一种降低汽油脱硫过程中萃取剂再生能耗的方法 |
| CN116515524A (zh) * | 2022-07-25 | 2023-08-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种劣质柴油二次加氢生产轻芳烃的方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1994022980A1 (en) * | 1993-04-02 | 1994-10-13 | Mobil Oil Corporation | Gasoline upgrading process |
| US6620311B2 (en) * | 2000-01-11 | 2003-09-16 | Institut Francais Du Petrole | Process for converting petroleum fractions, comprising an ebullated bed hydroconversion step, a separation step, a hydrodesulphurization step and a cracking step |
| CN1621497A (zh) * | 2003-11-24 | 2005-06-01 | 北京金伟晖工程技术有限公司 | 一种石脑油重组处理方法 |
| CN1912062A (zh) * | 2005-08-09 | 2007-02-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产催化重整原料的加氢方法 |
| CN201144231Y (zh) * | 2007-11-09 | 2008-11-05 | 丁冉峰 | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 |
| CN201154953Y (zh) * | 2007-11-09 | 2008-11-26 | 丁冉峰 | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2634230A (en) * | 1949-11-29 | 1953-04-07 | Standard Oil Co | Desulfurization of olefinic naphtha |
| US4594144A (en) * | 1985-06-14 | 1986-06-10 | Uop Inc. | Process for making high octane gasoline |
| FR2704232B1 (fr) * | 1993-04-23 | 1995-06-16 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'amelioration des qualites d'une charge hydrocarbonee par extraction et hydrodesulfuration et le gazole obtenu. |
| US6551502B1 (en) * | 2000-02-11 | 2003-04-22 | Gtc Technology Corporation | Process of removing sulfur compounds from gasoline |
| CA2528631C (en) * | 2003-07-04 | 2010-06-08 | Beijing Grand Golden-Bright Engineering & Technologies Co. Ltd. | A process for catalytic hydrocarbon recombination |
| JP4790288B2 (ja) * | 2005-03-09 | 2011-10-12 | 石油コンビナート高度統合運営技術研究組合 | 石化ラフィネートの高オクタン価化法 |
| CN201158633Y (zh) * | 2007-11-09 | 2008-12-03 | 丁冉峰 | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 |
| CN201154954Y (zh) * | 2007-11-09 | 2008-11-26 | 丁冉峰 | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 |
-
2009
- 2009-01-21 EP EP09838609.7A patent/EP2390303B1/en not_active Not-in-force
- 2009-01-21 US US12/918,636 patent/US8419930B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-01-21 BR BRPI0909889A patent/BRPI0909889A2/pt active Search and Examination
- 2009-01-21 CA CA2717982A patent/CA2717982C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-01-21 EA EA201071241A patent/EA019489B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-01-21 JP JP2011503329A patent/JP5543957B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2009-01-21 WO PCT/CN2009/070238 patent/WO2010083642A1/zh active Application Filing
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1994022980A1 (en) * | 1993-04-02 | 1994-10-13 | Mobil Oil Corporation | Gasoline upgrading process |
| US6620311B2 (en) * | 2000-01-11 | 2003-09-16 | Institut Francais Du Petrole | Process for converting petroleum fractions, comprising an ebullated bed hydroconversion step, a separation step, a hydrodesulphurization step and a cracking step |
| CN1621497A (zh) * | 2003-11-24 | 2005-06-01 | 北京金伟晖工程技术有限公司 | 一种石脑油重组处理方法 |
| CN1912062A (zh) * | 2005-08-09 | 2007-02-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产催化重整原料的加氢方法 |
| CN201144231Y (zh) * | 2007-11-09 | 2008-11-05 | 丁冉峰 | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 |
| CN201154953Y (zh) * | 2007-11-09 | 2008-11-26 | 丁冉峰 | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2390303A1 (en) | 2011-11-30 |
| CA2717982A1 (en) | 2010-07-29 |
| BRPI0909889A2 (pt) | 2015-10-06 |
| US8419930B2 (en) | 2013-04-16 |
| EP2390303A4 (en) | 2015-03-18 |
| JP5543957B2 (ja) | 2014-07-09 |
| CA2717982C (en) | 2017-09-05 |
| US20100326885A1 (en) | 2010-12-30 |
| EP2390303B1 (en) | 2017-07-26 |
| EA201071241A1 (ru) | 2011-12-30 |
| WO2010083642A1 (zh) | 2010-07-29 |
| JP2011516674A (ja) | 2011-05-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN201186917Y (zh) | 一种制备高质量汽油的系统 | |
| EA019489B1 (ru) | Система и способ получения высококачественного бензина гидрированием с рекомбинацией углеводородного компонента перегонки нефти | |
| CN201154953Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| CN201154954Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| CN201144229Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| CN101429442B (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的设备及其方法 | |
| EA017164B1 (ru) | Система и способ для получения высококачественного бензина в результате каталитической рекомбинации углеводорода | |
| CN201144231Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| CN101497806B (zh) | 一种制备高质量汽油的设备及其方法 | |
| CA2705034C (en) | System and process for producing high quality gasoline by catalytic hydrocarbon recombination | |
| CN101475833B (zh) | 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的方法 | |
| CN201144228Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| CN201334458Y (zh) | 一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽柴油的系统 | |
| CN101497808B (zh) | 一种制备高质量汽油的设备及其方法 | |
| CN201144230Y (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统 | |
| CN101475834B (zh) | 一种组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽柴油的系统及其方法 | |
| CN201241096Y (zh) | 一种制备高质量汽油的系统 | |
| CN201334457Y (zh) | 组分炼油烃重组后加氢制备高质量汽油的系统 | |
| CN101429443A (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法 | |
| CN101497809B (zh) | 一种制备高质量汽油的方法 | |
| CN101497807B (zh) | 一种制备高质量汽油的系统及其方法 | |
| WO2009094934A1 (fr) | Système et procédé pour la production d'essence de haute qualité | |
| CN101429448B (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法 | |
| RU2100407C1 (ru) | Способ крекинга тяжелых нефтяных остатков (варианты) | |
| CN101429444B (zh) | 一种催化烃重组制备高质量汽油的系统及其方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KZ KG MD TJ TM RU |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ |