EA024500B1 - Устройство и способ для гидрообработки углеводородного сырья - Google Patents

Устройство и способ для гидрообработки углеводородного сырья Download PDF

Info

Publication number
EA024500B1
EA024500B1 EA201300398A EA201300398A EA024500B1 EA 024500 B1 EA024500 B1 EA 024500B1 EA 201300398 A EA201300398 A EA 201300398A EA 201300398 A EA201300398 A EA 201300398A EA 024500 B1 EA024500 B1 EA 024500B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
reaction zone
fractionation column
separation wall
hydrotreatment
hydroprocessing
Prior art date
Application number
EA201300398A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201300398A1 (ru
Inventor
Джон А. Петри
Ведула К. Марти
Питер Кокаефф
Original Assignee
Юоп Ллк
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from US12/894,202 external-priority patent/US8911694B2/en
Priority claimed from US12/894,199 external-priority patent/US8691082B2/en
Application filed by Юоп Ллк filed Critical Юоп Ллк
Publication of EA201300398A1 publication Critical patent/EA201300398A1/ru
Publication of EA024500B1 publication Critical patent/EA024500B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C10L1/08—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons for compression ignition
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
    • C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
    • C10G47/12—Inorganic carriers
    • C10G47/16—Crystalline alumino-silicate carriers
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
    • C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
    • C10G47/12—Inorganic carriers
    • C10G47/16—Crystalline alumino-silicate carriers
    • C10G47/18—Crystalline alumino-silicate carriers the catalyst containing platinum group metals or compounds thereof
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
    • C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
    • C10G47/12—Inorganic carriers
    • C10G47/16—Crystalline alumino-silicate carriers
    • C10G47/20—Crystalline alumino-silicate carriers the catalyst containing other metals or compounds thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • 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
    • C10G2300/1055—Diesel having a boiling range of about 230 - 330 °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
    • C10G2300/20—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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/04—Diesel oil

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)

Abstract

В двухстадийной гидрообработке используют обычную фракционирующую колонну с разделительной стенкой. Подвергнутые гидрообработке выходящие потоки с обеих стадий гидрообработки подают на противоположные стороны от разделительной стенки.

Description

Изобретение относится к гидрообработке углеводородов в две стадии с обычным фракционированием.
Предшествующий уровень техники
В связи с возникновением экологических проблем, а также в соответствии с недавно узаконенными правилами и регламентами товарные нефтепродукты должны иметь все более и более низкий предел содержания загрязнителей, таких как сера и азот. Новые регламенты требуют практически полного удаления серы из жидких углеводородов, которые используют в составе транспортных топлив, таких как бензин и дизельное топливо. Например, требования к дизельному топливу с ультранизким содержанием серы (иЬ8И) составляют содержание, как правило, менее, чем 10 мас.ч/млн серы.
Гидрообработка представляет собой процесс, в котором подвергают контактированию выбранное исходное сырье и водородсодержащий газ с подходящим(и) катализатором(ами) в реакционном сосуде в условиях повышенной температуры и давления. Обычно водород представляет собой отдельную фазу в трехфазной системе (газ/жидкость/твердый катализатор). Такую гидрообработку обычно выполняют в реакторе с орошаемым слоем, в котором непрерывная фаза является газовой, а не жидкой.
Непрерывная газовая фаза находится в большом избытке от стехиометрии, что требует извлечения газа, очистки, сжатия и возвращения обратно в реакционный сосуд гидрообработки.
Гидрообработка в непрерывной жидкой фазе с потоком жидких углеводородов и твердым катализатором предложена для превращения потоков определенных углеводородов в потоки более ценных углеводородов при меньших расходах водорода. Гидрообработку в непрерывной жидкой фазе можно осуществлять без рециклового потока газа, поскольку расходы водорода могут быть чуть выше стехиометрических.
Гидроочистка представляет собой тип гидрообработки, эффективный прежде всего в отношении удаления гетероатомов, таких как сера и азот, и образования насыщенных соединений в углеводородном сырье. Как правило, гидроочистка может приводить к повышению цетанового числа углеводородного сырья и получению сырья для дальнейшей гидрообработки.
Колонны фракционирования являются необходимыми для разделения выходящих потоков, подвергнутых гидрообработке, на отдельные продукты, различающиеся диапазонами температур кипения. Из выходящих потоков, подвергнутых гидрообработке, обычно выделяют нафту, дизельное топливо и более тяжелые продукты.
Следовательно, существует постоянная необходимость в усовершенствованных и рентабельных способах получения углеводородных потоков, которые соответствуют все более строгим требованиям к продуктам. В частности, имеется потребность в получении топлива иЬЗИ рентабельным и эффективным способом без внесения избыточного количества более тяжелых долей потоков продуктов.
Сущность изобретения
В варианте выполнения устройства настоящее изобретение относится к устройству для гидрообработки углеводородного сырья, включающему в себя первую реакционную зону гидрообработки для гидрообработки углеводородного сырья. Колонна фракционирования с разделительной стенкой включает разделительную стенку, простирающуюся до днища колонны фракционирования с разделительной стенкой, которая разделяет колонну фракционирования с разделительной стенкой на первую сторону и вторую сторону. Первая сторона связана с находящейся перед ней по ходу потока первой реакционной зоной гидрообработки. Вторая реакционная зона гидрообработки связана с находящейся перед ней по ходу потока первой стороной колонны фракционирования с разделительной стенкой. Во второй реакционной зоне гидрообработки подвергают гидрообработке поток дизельного топлива исходящего с первой стороны колонны фракционирования с разделительной стенкой. Кроме того, вторая сторона колонны фракционирования с разделительной стенкой связана с находящейся перед ней по ходу потока второй реакционной зоной гидрообработки.
В дополнительном варианте выполнения устройства настоящее изобретение относится к устройству для получения дизельного топлива с низким содержанием серы, включающему в себя первую реакционную зону гидроочистки для гидроочистки углеводородного сырья с целью снижения в нем концентрации серы и повышения его цетанового числа. Колонна фракционирования с разделительной стенкой включает разделительную стенку, простирающуюся до днища колонны, которая разделяет колонну фракционирования с разделительной стенкой на первую сторону и вторую сторону.
Первая сторона связана с находящейся перед ней по ходу потока первой реакционной зоной гидроочистки. Вторая реакционная зона гидрообработки связана с находящейся перед ней по ходу потока первой стороной колонны с разделительной стенкой. Во второй реакционной зоне гидрообработки подвергают гидрообработке поток исходного дизельного топлива из первой стороны колонны фракционирования с разделительной стенкой. И, наконец, вторая сторона колонны фракционирования с разделительной стенкой связана с находящейся перед ней по ходу потока второй реакционной зоной гидрообработки.
В следующем варианте выполнения устройства настоящее изобретение относится к устройству для
- 1 024500 получения дизельного топлива с низким содержанием серы, включающему в себя первую реакционную зону гидроочистки для гидроочистки углеводородного сырья с целью снижения в нем концентрации серы и повышения его цетанового числа. Колонна фракционирования с разделительной стенкой включает разделительную стенку, которая разделяет колонну фракционирования с разделительной стенкой на первую сторону и вторую сторону. Первая сторона связана с находящейся перед ней по ходу потока первой реакционной зоной гидроочистки. Вторая реакционная зона гидрообработки связана с находящейся перед ней по ходу потока первой стороной колонны с разделительной стенкой. Во второй реакционной зоне гидрообработки подвергают гидрообработке поток исходного дизельного топлива из первой стороны колонны фракционирования с разделительной стенкой. Вторая сторона колонны фракционирования с разделительной стенкой связана с находящейся перед ней по ходу потока второй реакционной зоной гидрообработки. И, наконец, фракционирующая колонна связана с находящейся перед ней по ходу потока первой стороной и расположенной выше по ходу потока второй реакционной зоной гидрообработки.
В варианте осуществления способа настоящее изобретение относится к способу гидрообработки углеводородного сырья, включающему гидрообработку углеводородного сырья водородом в первой реакционной зоне гидрообработки с катализатором гидрообработки в условиях, эффективных для получения первого выходящего потока, подвергнутого гидрообработке. Первый выходящий поток, подвергнутый гидрообработке, фракционируют в первой стороне от разделительной стенки в колонне фракционирования с разделительной стенкой для получения потока дизельного топлива, отводимого из куба колонны фракционирования с разделительной стенкой. Поток исходного дизельного топлива подвергают гидрообработке водородом во второй реакционной зоне гидрообработки с катализатором гидрообработки для получения второго выходящего потока, подвергнутого гидрообработке. В заключение, второй выходящий поток, подвергнутый гидрообработке, фракционируют во второй стороне от разделительной стенки в колонне фракционирования с разделительной стенкой для получения потока дизельного топлива, подвергнутого гидрообработке. В одном из вариантов осуществления поток исходного дизельного топлива является, по меньшей мере, частью потока дизельного топлива.
В дополнительном варианте осуществления способа настоящее изобретение относится к способу гидрообработки углеводородного сырья, включающему в себя гидроочистку углеводородного сырья, кипящего в диапазоне кипения УСО, водородом в реакционной зоне гидроочистки с катализатором гидроочистки в условиях, эффективных для получения выходящего потока, подвергнутого гидроочистке, имеющего более низкую концентрацию серы и более высокое цетановое число, чем соответствующие показатели углеводородного сырья. Выходящий поток, подвергнутый гидроочистке, фракционируют в первой стороне от разделительной стенки в колонне фракционирования с разделительной стенкой для получения потока дизельного топлива. Поток дизельного топлива фракционируют во фракционирующей колонне для получения потока исходного дизельного топлива. Поток исходного дизельного топлива подвергают гидрообработке водородом в реакционной зоне гидрообработки с катализатором гидрообработки для получения выходящего потока, подвергнутого гидрообработке. В заключение, выходящий поток, подвергнутый гидрообработке, фракционируют во второй стороне от разделительной стенки в колонне фракционирования с разделительной стенкой для получения потока дизельного топлива, подвергнутого гидрообработке.
В следующем варианте осуществления способа настоящее изобретение относится к способу получения дизельного топлива с низким содержанием серы, включающему в себя гидроочистку углеводородного сырья водородом в первой реакционной зоне гидроочистки с катализатором гидроочистки в условиях, эффективных для получения первого выходящего потока, подвергнутого гидроочистке, имеющего более низкую концентрацию серы и более высокое цетановое число, чем соответствующие показатели углеводородного сырья. Первый выходящий поток, подвергнутый гидроочистке, фракционируют в первой стороне от разделительной стенки в колонне фракционирования с разделительной стенкой для получения потока дизельного топлива. Поток исходного дизельного топлива, который представляет собой, по меньшей мере, часть потока дизельного топлива, подвергают гидроочистке водородом во второй реакционной зоне гидроочистки с катализатором гидроочистки для получения второго выходящего потока, подвергнутого гидроочистке. Второй выходящий поток, подвергнутый гидроочистке, фракционируют во второй стороне от разделительной стенки в колонне фракционирования с разделительной стенкой для получения потока дизельного топлива с ультранизким содержанием серы.
Другие варианты осуществления изобретения включают дополнительные подробности способа, такие как предпочтительные источники сырья, предпочтительные катализаторы гидрообработки и предпочтительные рабочие условия, наряду с прочими. Другие подобные варианты осуществления и подробности раскрыты далее в настоящем документе в следующем ниже обсуждении различных аспектов способа.
Определения
Термин связан с означает, что поток материалов в рабочем режиме пропускают между указанными компонентами.
Термин следующий далее по ходу потока подразумевает, что, по меньшей мере, часть вещества, поступающего в следующий далее по ходу потока компонент схемы, может в рабочем режиме выходить
- 2 024500 из объекта, с которым он связан.
Термин размещенный выше по ходу потока означает, что, по меньшей мере, часть вещества, поступающего в потоке из размещенного выше по ходу потока компонента схемы, в рабочем режиме может поступать в объект, с которым он связан.
Термин колонна подразумевает дистилляционную колонну или колонны для разделения одного или нескольких компонентов с различными летучестями, которая может иметь кипятильник в кубе и конденсатор в верхней части. Если не указано иного, каждая колонна имеет в своем составе конденсатор в верхней части колонны для конденсирования и возвращения в виде флегмы части потока головного погона обратно в верхнюю часть колонны, а также кипятильник в кубе колонны для испарения и направления части потока кубового продукта обратно в нижнюю часть колонны. Потоки сырья, подаваемые в колонны, можно предварительно нагревать. Давление в верхней части является абсолютным давлением паров головного погона на выходе колонны. Температура куба является выходной температурой жидкого кубового продукта.
Осуществление изобретения
Авторы изобретения обнаружили единственный в своем роде способ и устройство, в котором используют зону обычного фракционирования между двумя стадиями гидрообработки. Подвергнутый гидрообработке поток, выходящий из первой зоны гидрообработки, можно подавать в первую сторону от разделительной стенки в колонне фракционирования с разделительной стенкой. Поток дизельного топлива из первой стороны от разделительной стенки либо подают непосредственно во вторую зону гидрообработки, либо подвергают фракционированию во фракционирующей колонне для удаления подвергнутого гидроочистке УОО с целью подачи потока исходного дизельного топлива во вторую зону гидрообработки. Второй поток, выходящий из второй зоны гидрообработки, можно подавать во вторую сторону от разделительной стенки в колонну фракционирования с разделительной стенкой для отделения топлива иЬ-ЕГО. которое можно извлекать.
В одном из аспектов устройства и способы, описываемые в настоящем документе, конкретно применимы для гидрообработки углеводородного сырья, содержащего дизельное топливо или углеводороды, кипящие в диапазоне кипения УОО. Характерные углеводородные источники сырья охватывают углеводородные потоки, содержащие компоненты, кипящие выше 288°С (550°Р), такие как атмосферные газойли, вакуумные газойли, подвергнутые деасфальтизации вакуумные и атмосферные остатки, подвергнутые гидроочистке или мягкому гидрокрекингу остаточные масла, дистилляты коксования, прямогонные дистилляты; масла, подвергнутые деасфальтизации растворителями; масла пиролиза, высококипящие синтетические масла, рецикловые масла, дистилляты установки каталитического крекинга и им подобные. Упомянутые углеводородные источники сырья могут содержать от 0,1 до 4% серы.
Предпочтительным углеводородным сырьем является поток дизельного топлива или другая фракция углеводородов, содержащая по меньшей мере 50 мас.%, а обычно по меньшей мере 75 мас.%, компонентов, кипящих при температуре выше 149°С (300°Р). Типичный поток дизельного топлива, как правило, характеризуется диапазоном температур кипения от 138°С(280°Р) до 382°С (720°Р).
Другое предпочтительное углеводородное сырье представляет собой УОО или другую фракцию углеводородов, содержащую по меньшей мере 50 мас.%, а обычно по меньшей мере 75 мас.%, компонентов, кипящих при температуре выше 371°С (700°Р). Типичный вакуумный газойль, как правило, характеризуется диапазоном температур кипения от 315°С (600°Р) до 565°С (1050°Р).
Со ссылкой на чертеж будет описана более подробно типичная интегрированная установка по переработке углеводородов. Специалисты в данной области техники должны принять во внимание, что различные конструктивные особенности описанного выше способа, такие как насосы, контрольноизмерительные приборы, теплообменные устройства и блоки рекуперации, конденсаторы, компрессоры, испарители, сырьевые резервуары и другое вспомогательное или дополнительное технологическое оборудование, которое традиционно применяют в промышленных вариантах осуществления процессов превращения углеводородов, не были описаны или продемонстрированы. Очевидно, что такое сопутствующее оборудование можно использовать в промышленных вариантах осуществления технологических схем, описанных в настоящем документе. Такое вспомогательное или дополнительное технологическое оборудование может быть приобретено или сконструировано специалистом в данной области техники без чрезмерного экспериментирования.
На чертеже показан способ и устройство 10 для получения дизельного топлива с низким содержанием серы. Углеводородное сырье вводят в линию 12, и его можно распределять между исходным потоком 14 и закалочным потоком 16. Исходный поток предварительно нагревают и объединяют с потоком 18 газообразного водорода. Поток газообразного водорода можно подавать из компрессора подпиточного газа (не показано). В одном из аспектов водород, находящийся в линии 18, подают только компрессором подпиточного газа, снабжаемым из общего питающего водородного трубопровода нефтеперерабатывающего завода. Поток газообразного водорода из линии 18 смешивают с углеводородным сырьем линии 12 для получения смеси углеводородного сырья и водорода в линии 19.
Объединенный поток 19 нагревают в пламенном нагревателе и подают в первую реакционную зону 20 или стадию гидрообработки. Первая реакционная зона 20 гидрообработки может иметь больше одно- 3 024500 го реактора 22 гидрообработки. Первая реакционная зона 20 гидрообработки, показанная на чертеже, имеет первый реактор 22 гидрообработки и второй реактор 24 гидрообработки. Схема может включать большее количество реакторов гидрообработки. Каждый из реакторов 22, 24 гидрообработки может содержать только один слой 26 катализатора гидрообработки или включать множественные слои 26, 28 катализатора гидрообработки. Закалочный поток 16 можно пропускать в обход нагревателей сырья, разделять и подавать в поток, выходящий из слоя катализатора гидрообработки или реактора гидрообработки, для охлаждения горячего выходящего потока, подвергнутого гидрообработке. Первый выходящий поток, подвергнутый гидрообработке, выходит из первой реакционной зоны 20 гидрообработки по линии 30.
Один или оба реактора 22, 24 гидрообработки в реакционной зоне 20 гидрообработки можно эксплуатировать в непрерывной жидкой фазе. Гидрообработка в непрерывной жидкой фазе включает в себя введение жидкофазного углеводородного сырья и водорода в реактор гидрообработки. Водород должен присутствовать в достаточно низкой концентрации для поддержания непрерывной жидкой фазы в реакторе гидрообработки, но в довольно высокой концентрации с целью привнесения количества водорода, достаточного для гидрообработки углеводородного сырья. Иными словами, непрерывное пространство, заполненное углеводородной жидкостью, должно простираться от входного канала сырья до выпускного канала выходящего потока реактора 22, 24. Газообразный водород может присутствовать вне пределов пространства, заполненного жидкостью, или внутри указанного пространства в формах газовых пробок или пузырей. Как минимум, объем жидкости в реакторе будет больше объема газа там же.
Во время осуществления реакций гидрообработки, протекающих в реакторе 22, 24 гидрообработки, водород неизбежно расходуется. Водород можно подавать в реактор в первый входной канал сырья в избытке или дополнительно заменять одной или несколькими точками ввода водорода, расположенными далее по ходу потока после первого входного канала сырья (не показано). Скорость потока водорода, добавляемого в указанных расположенных далее по ходу потока позициях, регулируют для обеспечения того, чтобы реактор функционировал в условиях непрерывной жидкой фазы. Максимальная скорость потока водорода, который можно добавлять в реактор 22, 24, меньше скорости потока, которая обусловила бы переход из непрерывной жидкой фазы в непрерывную паровую фазу.
В некоторых аспектах исходное углеводородное сырье не содержит рециркулирующего продукта из реактора гидрообработки или другого углеводородного разбавителя. В других аспектах рецикловый поток или разбавитель (оба не показаны) можно включать в свежее углеводородное сырье до его гидрообработки с целью поступления дополнительного объема в реактор для привнесения в углеводородное сырье добавочной несущей способности по водороду или подачи дополнительной массы для уменьшения роста температуры в слое 26, 28 катализатора. В подобных аспектах любой рециркулирующий продукт или разбавитель обычно вводят в исходное сырье в линии 14 до смешивания водородного потока линии 18 с сырьем. Как правило, такой рециркулирующий продукт можно предварительно очищать от парообразного сероводорода, азота или азотсодержащих композиций, а также любых других веществ в паровой фазе.
В одном из аспектов свежее углеводородное сырье в линии 14 подают и смешивают с потоком водорода линии 18 из компрессора подпиточного газа или другого аналогичного источника водорода. Поток водорода подмешивают в свежее углеводородное сырье реакционной зоны 20 гидрообработки и подают со скоростью, по меньшей мере, достаточной для удовлетворения потребности в водороде первого реактора 22 и второго реактора 24, если таковой имеется. В некоторых примерах скорость потока добавляемого водорода будет обеспечивать избыточный объем заданных потребностей в водороде реакционной зоны 20 гидрообработки как резерв в том случае, если расход водорода превысит расчетное количество в конкретном слое 26, 28 или реакторе 22, 24.
В других аспектах водород добавляют к потоку свежего сырья с целью привнесения количества водорода, достаточного для превышения точки насыщения углеводородной жидкости таким образом, чтобы небольшое количество паровой фазы присутствовало практически во всей жидкой фазе. Таким образом, в некоторых аспектах имеется достаточное количество добавочного водорода в небольшом объеме паровой фазы для поступления дополнительного растворенного водорода в непрерывную жидкую углеводородную фазу, поскольку в реакции расходуется водород. Например, количество добавляемого водорода может составлять на 10-20 мас.%. больше совокупных расчетных потребностей в водороде каждого слоя 26, 28 катализатора гидрообработки. В иных аспектах предполагают, что количество водорода может составлять вплоть до значения от 100 до 1000% насыщения в расчете на углеводород насыщенной жидкой фазы. Избыточный водород переносится в поток, выходящий из первого реактора 22 гидрообработки, либо в растворе, газовой фазе, или и в газовой фазе, и в растворе в составе выходящего жидкого потока 23, переносящего выходящий поток из первого реактора 22 гидрообработки во второй реактор 24 гидрообработки. В данном аспекте никакого другого водорода не добавляют в реакционную зону 20 гидрообработки. В прочих аспектах дополнительный водород можно добавлять в реакторы 22, 24 гидрообработки. Однако следует отметить, что количество водорода, добавляемого в реакционную зону 20 гидрообработки, может изменяться в зависимости от состава сырья, рабочих условий, желаемого объема выпуска продукции и других факторов. В одном из аспектов жидкое углеводородное сырье может иметь
- 4 024500 в своем составе от 67 до 135 нм3 водорода на м3 масла (от 400 до 800 станд. куб. фут/баррель). В данном аспекте непрерывная газовая фаза может существовать наряду с непрерывной жидкой фазой, распространяющейся от входного канала сырья до выпускного канала продукта каждого реактора 22, 24. По существу, в выпускной канал из слоя 26, 28 катализатора или в каждый выпускной канал реактора 22, 24 может поступать от 4 до 25 нм3 водорода на м3 масла (от 25 до 150 станд. куб. фут/баррель).
Г идрообработка, которая имеет место в первой реакционной зоне гидрообработки, может включать в себя, без ограничения, гидроочистку, такую как гидрообессеривание или образование насыщенных соединений, гидрокрекинг и гидроизомеризацию. В предпочтительном аспекте первая реакционная зона 20 гидрообработки представляет собой реакционную зону 20 гидроочистки. В данном аспекте один или все реакторы 22, 24 гидрообработки являются реакторами 22, 24 гидроочистки с одним слоем 26 или несколькими слоями 26, 28 катализатора гидроочистки. Кроме того, в указанном аспекте первый выходящий поток, подвергнутый гидрообработке, может быть первым выходящим потоком, подвергнутым гидроочистке.
Хотя это и не показано, первый подвергнутый гидрообработке выходящий поток в линии 30, можно испарять для отделения газа от жидкости и устанавливать предохранительный клапан на газовой линии для понижения давления реакционной зоны 20 гидрообработки в случае превышения давления. Г азовый и жидкий поток можно снова объединять далее по ходу после предохранительного клапана.
Зона 40 фракционирования включает в себя колонну 42 фракционирования. Во фракционирующей колонне 42 осуществляют фракционирование первого подвергнутого гидрообработке выходящего потока, поступающего через входной канал 31, для получения потока легкого газа в линии 44 отходящих газов и потока дизельного топлива в потоке 46 кубового продукта. В определенном варианте осуществления пары из верхней части фракционирующей колонны 42 отводят по линии 48 головного погона. Пары из линии 48 конденсируют и собирают в приемнике 50. По линии 44 отходящих газов отводят легкий газ из верхней части приемника 50, а нестабилизированную нафту отводят из нижней части приемника по линии 52. Водную фазу можно удалять из отстойника в приемнике 50. По меньшей мере, часть нестабилизированной нафты можно возвращать в виде флегмы в колонну 42 фракционирования, тогда как в линии 54 можно выделять дестабилизированную нафту для дальнейшей переработки. Давление в верхней части колонны 42 фракционирования находится в диапазоне от 450 до 1150 кПа, а температура в кубе колонны 42 фракционирования с разделительной стенкой находится в диапазоне от 204 до 260°С, если сырье в линии 12 в основном представляет собой сырье, кипящее в диапазоне кипения дизельного топлива, и от 232 до 315°С, если сырье в линии 12 большей частью является сырьем, кипящим в диапазоне кипения УОО. Другие температуры куба могут подходить для различных типов сырья в линии 12.
В одном из аспектов колонна 42 фракционирования может быть колонной 42 фракционирования с разделительной стенкой. Разделительная стенка 56 может разделять колонну 42 с разделительной стенкой на отдельные отсеки на первой стороне 58 и второй стороне 60. В данном аспекте первый выходящий поток, подвергнутый гидрообработке, подают на первую сторону 58 колонны 42 фракционирования с разделительной стенкой через входной канал 31, поскольку первая сторона 58 сообщается с находящейся перед ней по ходу потока первой реакционной зоной 20 гидрообработки. Поток дизельного топлива выделяют в кубе первой стороны 58 колонны 42 фракционирования с разделительной стенкой. В одном из аспектов разделительная стенка 56 простирается до днища колонны 42 фракционирования и припаивается к днищу и внутренним стенкам колонны с разделительной стенкой для предотвращения гидравлического сообщения между отсеками на первой стороне 58 и второй стороне 60 в любом положении ниже верха разделительной стенки 56. Первый выходящий поток, подвергнутый гидрообработке, подают в первую сторону 58 на входной канал 31, расположенный ниже верха разделительной стенки 56. Колонна с разделительной стенкой может быть отпарной колонной 42 с разделительной стенкой, в которой применяют вдувание инертного газа в нижнюю часть первой стороны для отгона газообразных компонентов из нисходящего потока жидкости, взамен использования кипятильника. Инертный газ может быть водородом или паром, но пар является предпочтительным. Поток дизельного топлива может выходить из первой стороны 58 через выпускной канал 43 дизельного топлива, который расположен ниже входного канала 31 в первую сторону 58 на днище колонны 42 фракционирования. Температура куба в первой стороне 58 колонны 42 фракционирования с разделительной стенкой находится в диапазоне от 204 до 260°С, если сырье в линии 12 в основном представляет собой сырье, кипящее в диапазоне кипения дизельного топлива, и от 232 до 315°С, если сырье в линии 12 большей частью является сырьем, кипящим в диапазоне кипения УОО.
Поток 46 дизельного топлива, который содержит дизельное топливо и может иметь в составе более тяжелые компоненты, не может быть отнесен к категории потока ИТЗИ, поскольку он может содержать вплоть до от 50 до 700 мас.ч/млн серы. Авторы изобретения обнаружили, что это имеет место, когда первая реакционная зона 20 гидрообработки представляет собой реакционную зону гидроочистки, в которой производят операции с непрерывной жидкой фазой. Следовательно, для получения топлива иЬЗИ поток дизельного топлива должен быть подвергнут дополнительной гидроочистке. Кроме того, поток дизельного топлива в линии 46 может требовать дополнительной гидрообработки для достижения требуемых свойств. В некоторых случаях поток дизельного топлива в линии 46 можно подвергать дополнительной
- 5 024500 гидрообработке непосредственно в том случае, если по линии 46 переносится поток исходного дизельного топлива. В одном из аспектов, конкретно, когда сырье 12 является более тяжелым сырьем, таким как УОО, зона 40 фракционирования включает в себя фракционирующую колонну 70, и поток дизельного топлива в линии 46 можно подавать во фракционирующую колонну 70 по линии 47.
Во фракционирующей колонне 70 осуществляют фракционирование потока дизельного топлива с поступлением в линию 72 паров, которые можно конденсировать и собирать в приемнике 74 для получения потока 76 нафты. Часть потока нафты можно возвращать в виде флегмы во фракционирующую колонну 70, а другую часть выделять в виде продукта в линии 78. Из куба фракционирующей колонны можно извлекать по линии 80 подвергнутый гидроочистке тяжелый углеводородный продукт, такой как УОО, который может быть очень хорошим сырьем для установки РСС или установки гидрокрекинга. Поток фракционированного дизельного топлива в линии 82 можно выделять в виде бокового погона в выпускном канале 81 из колонны 70 фракционирования. В одном из аспектов выпускной канал 81 бокового погона располагают выше той позиции, куда поток дизельного топлива в линии 46 подают из колонны 42 фракционирования во фракционирующую колонну 70 по линии 47 во входной канал 49. В другом аспекте поток фракционированного дизельного топлива в линии 82 собирают в виде жидкости, поступающей из устройства для сбора жидкости на тарелке фракционирующей колонны 70. Давление в верхней части фракционирующей колонны 70 находится в диапазоне от 110 до 200 кПа абсолютных, а температура в кубе фракционирующей колонны 70 находится в диапазоне от 316 до 371°С.
Поток дизельного топлива либо в линии 46, либо в линии 82 подают во вторую реакционную зону 90 гидрообработки или стадию по линии 84 исходного дизельного топлива. В одном из вариантов осуществления изобретения вторая реакционная зона гидрообработки сообщается с находящейся перед ней по ходу потока первой стороной 58 колонны 42 фракционирования с разделительной стенкой и первой реакционной зоной 20 гидрообработки. Если поток дизельного топлива в линии 46 является потоком исходного дизельного топлива, регулирующий клапан на линии 83 открыт, а регулирующие клапаны на линиях 47 и 82 закрыты. Если поток фракционированного дизельного топлива в линии 82 является потоком исходного дизельного топлива, регулирующий клапан на линии 83 закрыт, а регулирующие клапаны на линиях 82 и 47 открыты. Предполагается, что можно использовать некоторый промежуточный вариант между двумя указанными режимами. Поток исходного дизельного топлива, перемещаемый по линии 84, представляет собой, по меньшей мере, часть потока дизельного топлива в линии 46 из куба колонны 42 фракционирования, который подают непосредственно во вторую реакционную зону 90 гидрообработки, или погон, полученный из колонны 70 фракционирования по линии 82. В первом из аспектов вторая реакционная зона 90 гидрообработки связана с находящейся перед ней по ходу потока фракционирующей колонной 70 через боковой выпускной канал 81. Кроме того, фракционирующая колонна 70 сообщается с размещенной выше по ходу потока второй реакционной зоной 90 гидрообработки.
Поток исходного дизельного топлива в линии 84 подвергают обработке водородом во второй реакционной зоне 90 гидрообработки с катализатором гидрообработки для получения второго выходящего потока, подвергнутого гидрообработке. Поток исходного дизельного топлива в линии 84 предварительно нагревают и объединяют с потоком газообразного водорода в линии 85. Поток газообразного водорода можно подавать из компрессора подпиточного газа (не показано). В одном из аспектов водород в линии 85 подают только компрессором подпиточного газа, снабжаемым из общего питающего водородного трубопровода нефтеперерабатывающего завода. Поток газообразного водорода из линии 85 смешивают с потоком исходного дизельного топлива в линии 84 для получения смеси потока исходного дизельного топлива и водорода в линии 86.
Объединенный поток 86 нагревают в пламенном нагревателе и подают во вторую реакционную зону 90 гидрообработки. Вторая реакционная зона 90 гидрообработки может иметь больше одного реактора 92 гидрообработки. Вторая реакционная зона 90 гидрообработки, показанная на чертеже, имеет только один реактор 92 гидрообработки. Схема может включать большее количество реакторов гидрообработки. Реакторы 92 гидрообработки могут содержать только один слой катализатора 94 гидрообработки или включать множественные слои катализатора гидрообработки. Второй выходящий поток, подвергнутый гидрообработке, выходит из второй реакционной зоны 90 гидрообработки в линию 96.
Реактор 92 гидрообработки во второй реакционой зоне 90 гидрообработки можно эксплуатировать в непрерывной жидкой фазе, как пояснено в отношении первой реакционной зоны 20 гидрообработки. Водород можно добавлять в реактор 92 гидрообработки, как пояснено в отношении первой реакционной зоны 20 гидрообработки. Рецикл продукта или разбавитель можно подавать в реактор 92 гидрообработки, как пояснено в отношении первой реакционной зоны 20 гидрообработки.
Гидрообработка, которая имеет место во второй реакционной зоне гидрообработки, может включать в себя, без ограничения, гидроочистку, такую как гидрообессеривание, гидрокрекинг и гидроизомеризацию. Реакции гидрообработки, активируемые во второй реакционной зоне 90 гидрообработки, могут быть теми же самыми, что и реакции гидрообработки, активируемые в первой реакционной зоне 20 гидрообработки, или другими. Если вторая реакционная зона 90 гидрообработки является реакционной зоной 90 гидроочистки, а первая реакционная зона гидрообработки является первой реакционной зоной 20 гидроочистки, вторая зона 90 гидрообработки может быть второй реакционной зоной 90 гидроочистки. В
- 6 024500 данном аспекте один или несколько реакторов 92 гидрообработки представляют собой реакторы 92 гидроочистки с одним слоем 94 или большим количеством слоев 94 катализатора гидроочистки. Кроме того, в указанном аспекте второй выходящий поток, подвергнутый гидрообработке, в линии 96 является вторым выходящим потоком, подвергнутым гидроочистке, в линии 96.
Большая часть соединений азота и серы удаляется в виде газа, отходящего из колонны 42 фракционирования, поэтому второй катализатор гидрообработки во второй зоне 90 гидрообработки является гораздо более эффективным в превращении исходного дизельного топлива в применимые продукты. В случае отсутствия соединений азота и серы катализатор гидроочистки, при условии использования его в качестве катализатора в реакторе 92 гидроочистки, является эффективным для удаления остаточных соединений серы с целью получения топлива иЬ8И. В данном аспекте выходящий поток, подвергнутый гидроочистке, который может быть вторым подвергнутым гидроочистке выходящим потоком, содержащим топливо 0.51). выходит из второй реакционной зоны 90 гидрообработки в линии 96.
Хотя это и не показано, второй подвергнутый гидрообработке поток, выходящий в линию 96, можно испарять для отделения газа от жидкости и устанавливать предохранительный клапан на газовой линии для понижения давления реакционной зоны 90 гидрообработки в случае превышения давления. Газовый и жидкий поток можно снова объединять далее по ходу после предохранительного клапана.
Второй подвергнутый гидрообработке выходящий поток в линии 96 можно подавать в колонну 42 фракционирования для осуществления фракционирования второго выходящего потока, подвергнутого гидрообработке, с выделением отходящих газов и нестабилизированной нафты, а также получения подвергнутого гидрообработке потока дизельного топлива в линии 98, выходящего из куба второй стороны 60 через выпускной канал 99, который находится ниже входного канала 97. Подвергнутое гидрообработке дизельное топливо в линии 98 может быть потоком дизельного топлива с ультранизким содержанием серы, если первая и вторая реакционные зоны 20 и 90 гидрообработки, одна из них или обе, являются реакционными зонами гидроочистки.
В одном из аспектов колонна 42 фракционирования представляет собой колонну с разделительной стенкой, и второй выходящий поток, подвергнутый гидрообработке, подают по вторую сторону 60 разделительной стенки 56 в колонне 42 фракционирования с разделительной стенкой через входной канал 97, поскольку вторая сторона 60 колонны фракционирования с разделительной стенкой сообщается с находящейся перед ней по ходу потока второй реакционной зоной 90 гидрообработки. Входной канал 97 во вторую сторону 60 находится на высоте ниже верха упомянутой разделительной стенки 56. В одном из аспектов разделительная стенка 56 простирается до днища колонны 42 фракционирования с разделительной стенкой и припаивается к днищу и боковым сторонам колонны с разделительной стенкой для предотвращения сообщения между первой стороной 58 и второй стороной 60 в любом положении ниже верха разделительной стенки 56. Второй выходящий поток, подвергнутый гидрообработке, подают на вторую сторону 60 ниже верха разделительной стенки 56. Колонна с разделительной стенкой может быть отпарной колонной 42 с разделительной стенкой, в которой применяют вдувание инертного газа в нижнюю часть первой стороны для отгона газообразных компонентов из нисходящего потока жидкости, взамен использования кипятильника. Инертный газ может быть водородом или паром, но пар является предпочтительным. Температура куба во второй стороне 60 колонны 42 фракционирования с разделительной стенкой находится в диапазоне от 204 до 260°С.
Поток дизельного топлива, подвергнутый гидрообработке, извлекают в кубе второй стороны 60 колонны 42 фракционирования с разделительной стенкой через выпускной канал 99. Подвергнутое гидрообработке дизельное топливо может быть топливом иЬ8И, если зоны 20 и 90 гидрообработки, одна из них или обе, являются реакционными зонами гидроочистки.
Гидрообработка, которую можно осуществлять в любом из реакторов 22, 24 или 92 гидрообработки, может быть гидроочисткой, которая также может включать образование насыщенных соединений и каталитическую депарафинизацию. При гидроочистке газообразный водород подвергают контактированию с углеводородным сырьем в присутствии подходящих катализаторов, которые, прежде всего, являются активными в отношении удаления гетероатомов, таких как сера и азот, из углеводородного сырья. При гидроочистке ненасыщенные углеводороды становятся насыщенными. Подходящие катализаторы гидроочистки для использования в настоящем изобретении представляют собой любые известные традиционные катализаторы гидроочистки и охватывают катализаторы, которые состоят по меньшей мере из одного металла VIII группы, предпочтительно железа, кобальта и никеля, более предпочтительно кобальта и/или никеля, а также по меньшей мере одного металла VI группы, предпочтительно молибдена и вольфрама, на материале носителя с большой площадью поверхности, предпочтительно оксиде алюминия. Другие подходящие катализаторы гидроочистки включают в себя цеолитные катализаторы, а также катализаторы на основе благородных металлов, в которых благородный металл выбран из палладия и платины. В пределах объема настоящего изобретения находится тот факт, что в одном и том же реакционном сосуде используют более одного типа катализатора гидроочистки. Металл VIII группы обычно присутствует в количестве, находящемся в пределах от 2 до 20 мас.%, предпочтительно от 4 до 12 мас.%. Металл VI группы, как правило, имеется в количестве, находящемся в пределах от 1 до 25 мас.%, предпочтительно от 2 до 25 мас.%
- 7 024500
Предпочтительные условия реакции гидроочистки включают в себя температуру от 204°С (400°Р) до 482°С (900°Р), давление от 3,5 МПа (500 фунт/кв.дюйм изб.) до 17,3 МПа (2500 фунт/кв.дюйм изб.), часовую объемную скорость жидкого свежего углеводородного сырья от 0,1 до 10 ч-1 по отношению к катализатору гидроочистки или сочетанию катализаторов гидроочистки. В одном из аспектов подвергнутый гидроочистке выходящий поток с более низкой концентрацией серы и более высоким цетановым числом, чем соответствующие показатели углеводородного сырья, покидает реакционную зону 20 гидроочистки в линии 30 и входит в зону 40 фракционирования.
Гидрообработка, которую можно осуществлять в любом из реакторов 22, 24 или 92 гидрообработки, может быть гидрокрекингом. Гидрокрекинг относится к процессу, в котором углеводороды подвергаются крекингу до углеводородов с более низкой молекулярной массой в присутствии водорода. В зависимости от требуемого объема выпуска продукции зона гидрокрекинга может заключать в себе один или несколько слоев одного и того же или различных катализаторов. В одном из аспектов, например если предпочтительные продукты представляют собой средние дистилляты, для предпочтительных катализаторов гидрокрекинга используют аморфные подложки или низкоактивные цеолитные подложки в сочетании с одним или несколькими гидрирующими компонентами на основе металлов VIII или νίΒ групп. В другом аспекте, когда предпочтительные продукты относятся к веществам, кипящим в диапазоне кипения бензина, зона гидрокрекинга заключает в себе катализатор, который, как правило, имеет в своем составе любую кристаллическую цеолитную подложку, активную в крекинге, на которую осаждают относительно малое количество гидрирующего компонента на основе металла VIII группы. Дополнительные гидрирующие компоненты могут быть выбраны из νΊΒ группы для объединения с цеолитной подложкой.
Цеолитные подложки, активные в крекинге, иногда называют в данной области техники молекулярными ситами и они обычно состоят из диоксида кремния, оксида алюминия и одного или нескольких способных к обмену катионов, таких как натрий, магний, кальций, редкоземельные металлы и т.д. Дополнительно они характеризуются кристаллическими порами относительно одинакового диаметра, от 4 до 14 ангстрем (10-10 м). Предпочтительно использовать цеолиты с относительно высоким мольным отношением диоксид кремния/оксид алюминия, составляющим от 3 до 12. Подходящие цеолиты, обнаруженные в природе, охватывают, например, морденит, стильбит, гейландит, ферриерит, дакиардит, шабазит, эрионит и фожазит. Подходящие синтетические цеолиты включают в себя, например, кристаллические типы Β, X, Υ и Ь, например синтетический фожазит и морденит. Предпочтительными цеолитами являются материалы с диаметрами кристаллических пор в диапазоне 8-12 ангстрем (10-10 м), в которых мольное отношение диоксид кремния/оксид алюминия составляет от 4 до 6. Одним из примеров цеолита, попадающего в группу предпочтительных, является синтетическое молекулярное сито Υ.
Цеолиты природного происхождения, как правило, обнаруживают в натриевой форме, щелочноземельной форме или смешанных формах. Синтетические цеолиты почти всегда получают сначала в натриевой форме. В любом случае, для использования в качестве подложки, активной в крекинге, предпочтительно, чтобы большая часть или все исходные цеолитные одновалентные металлы подвергались ионному обмену с многовалентным металлом и/или солью аммония с последующим нагреванием для разложения ионов аммония, связанных с цеолитом, оставляющих вместо себя ионы водорода и/или обменные центры, которые фактически претерпели декатионирование в результате дополнительного удаления воды. Цеолиты Υ в водородной форме или декатионированные цеолиты Υ данного типа более конкретно описаны в патенте США 3130006.
Цеолиты в смешанной форме многовалентный металл - водород можно получать в результате ионного обмена сначала с солью аммония, а затем частичного обратного обмена с солью многовалентного металла и далее прокаливания. В некоторых случаях, как в случае синтетического морденита, водородные формы можно приготовить посредством прямой кислотной обработки цеолитов в щелочной форме. В одном из аспектов предпочтительные подложки, активные в крекинге, представляют собой материалы, которые по меньшей мере на 10%, а предпочтительно по меньшей мере на 20%, являются дефицитными в отношении катиона металла, в расчете на первоначальную ионообменную емкость. В другом аспекте желательным и стабильным классом цеолитов является группа материалов, в которых по меньшей мере 20% ионообменной емкости насыщается ионами водорода.
Активные металлы, используемые в предпочтительных катализаторах гидрокрекинга настоящего изобретения в качестве гидрирующих компонентов, представляют собой металлы VIII группы, т.е. железо, кобальт, никель, рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платину. В дополнение к указанным металлам, можно также использовать в сопряжении с ними и другие промоторы, включая металлы νΊΒ группы, например молибден и вольфрам. Количество гидрирующего металла в катализаторе может варьироваться в широких пределах. В общих чертах, можно использовать любое количество от 0,05 до 30 мас.%. В случае благородных металлов, как правило, предпочтительно использовать от 0,05 до 2 мас.%.
Способ введения гидрирующего металла заключается в контактировании материала цеолитной подложки с водным раствором подходящего соединения желаемого металла, в котором металл присутствует в катионной форме. После добавления выбранного гидрирующего металла или металлов получен- 8 024500 ный порошок катализатора затем отфильтровывают, сушат, гранулируют при помощи добавляемых смазок, связующих или т.п., при желании, и прокаливают на воздухе при температурах, например от 371 до 648°С (от 700 до 1200°Р) с целью активирования катализатора и разложения ионов аммония. В качестве альтернативы, цеолитный компонент можно сначала гранулировать с последующим добавлением гидрирующего компонента и активацией при помощи прокаливания.
Упомянутые выше катализаторы можно использовать в неразбавленной форме, или порошкообразный цеолитный катализатор можно смешивать и гранулировать совместно с другими относительно менее активными катализаторами, разбавителями или связующими, такими как оксид алюминия, силикагель, алюмосиликатные когели, активированные глины и им подобные, в соотношениях, находящихся в пределах от 5 до 90 мас.%. Указанные разбавители можно применять как таковые или они могут содержать незначительную долю добавленного гидрирующего металла, такого как металл νίΒ и/или VIII группы. В способе настоящего изобретения можно также использовать промотированные дополнительным металлом катализаторы гидрокрекинга, которые охватывают, например, алюмофосфатные молекулярные сита, кристаллические хромосиликаты и другие кристаллические силикаты. Кристаллические хромосиликаты более полно описаны в патенте США 4363718.
В соответствии с одним из подходов, условия гидрокрекинга могут включать температуру от 232°С (450°Р) до 468°С (875°Р), давление от 3,5 МПа (500 фунт/кв.дюйм изб.) до 16,5 МПа (2400 фунт/кв.дюйм изб.) и часовую объемную скорость жидкости (ΡΗδν) от 0,1 до 30 ч-1. В некоторых аспектах в технологическом потоке реакции гидрокрекинга предусматривается конверсия углеводородов в более низкокипящие продукты, которая может быть конверсией, равной по меньшей мере 5 об.% от технологического потока. В других аспектах конверсия за проход в зоне гидрокрекинга может находиться в диапазоне от 15 до 70%, а предпочтительно конверсия за проход находится в диапазоне от 20 до 60%. В таких аспектах способы, представленные в настоящем документе, являются подходящими для получения нафты, дизельного топлива или любых других желаемых более низкокипящих углеводородов.
Гидрообработка, которую можно осуществлять в любом из реакторов 22, 24, 92 гидрообработки, может быть гидроизомеризацией. Гидроизомеризация также включает в себя каталитическую депарафинизацию. Гидроизомеризация представляет собой процесс, в котором в одном из аспектов по меньшей мере 10%, в другом аспекте по меньшей мере 50%, а еще в одном аспекте от 10 до 90% н-парафинов исходного углеводородного сырья превращаются в изопарафины, что эффективно для получения выходящего потока по меньшей мере с одним из значений температуры помутнения, равным 0°С (32°Р) или ниже, величиной температуры застывания, равной 0°С (32°Р) или ниже, и/или величиной предельной температуры фильтруемости (СРРР), равной 0°С (32°Р) или ниже. В целом, такие условия гидроизомеризации включают в себя температуру от 260°С (500°Р) до 371°С (700°Р), давление от 1,38 МПа (200 фунт/кв.дюйм изб.) до 8,27 МПа (1200 фунт/кв.дюйм изб.), часовую объемную скорость свежего жидкого углеводородного сырья от 0,1 до 10 ч-1. Однако возможны также и другие условия гидроизомеризации, в зависимости от конкретных видов сырья, подвергаемого обработке, составов источников сырья, желаемых составов выходящего потока и других факторов.
Подходящие катализаторы гидроизомеризации представляют собой любые известные традиционные катализаторы гидроизомеризации. Например, подходящие катализаторы могут включать в себя цеолитные компоненты, гидрирующие/дегидрирующие компоненты и/или кислотные компоненты. В некоторых формах катализаторы могут иметь в своем составе по меньшей мере один металл VIII группы, такой как благородный металл (т.е. платина или палладий). В других формах катализатор может также включать в себя силикаалюмофосфат и/или цеолитный алюмосиликат. Примеры подходящих катализаторов раскрыты в патентах США 5976351, 4960504, 4788378, 4683214, 4501926 и 4419220; однако можно также использовать и другие катализаторы изомеризации, в зависимости от состава сырья, рабочих условий, желаемого объема выпуска продукции и других факторов.
Пример.
Для демонстрирования трудности обессеривания дизельного топлива до топлива υΡδΌ прямогонное сырье с диапазоном кипения дизельного топлива, обладающее свойствами, приведенными в табл. 1, подвергали гидроочистке с непрерывной жидкой фазой.
- 9 024500
Таблица 1
ΑΡΙ 28,73
Сера, масс, ч/млн 1,37
Азот, масс, ч/млн 150
Моноароматические соединения, % масс. 21,7
Диароматические соединения, % масс. 12,6
Полиароматические соединения, % масс. 1,7
Бромное число 6
Метод перегонки ϋ-86 по стандартам А5ТМ, °Р (°С)
Начальная температура кипения (ΊΒΡ) 510
5% 550
10% 561
30% 580
50% 593
70% 607
90% 630
95% 643
Конечная температура (ЕР) 659
Исходное дизельное топливо подвергали гидроочистке на никель-молибденовом катализаторе с аморфной подложкой из диоксида алюминия в форме трилистников. Условия включали в себя непрерывную жидкую фазу со степенью рециркуляции от 5 до 1 для обеспечения присутствия достаточного количества водорода в растворе. Другие условия осуществления способа, а также результаты представлены в табл. 2.
Таблица 2
На основании данных по степени обессеривания в указанных условиях предположили, что обессеривание с целью получения топлива иЬ8И не может быть достижимо в температурном диапазоне 700-720°Р (371-382°С) с непрерывной жидкой фазой. Если бы обессеривание с непрерывной жидкой фазой было достижимо при более высоких температурах, срок службы катализатора был бы столь существенно сокращен, что эксплуатация в указанных условиях была бы неэкономичной.
Продукт, полученный из подвергнутого гидроочистке УСО, кипящий в диапазоне кипения дизельного топлива, обладал свойствами, представленными в табл. 3. Указанное исходное дизельное топливо выбрано для моделирования дизельного топлива, которое подвергли гидроочистке и отделению с целью удаления продуктов гидроочистки, таких как сероводород и аммиак, которые могут препятствовать дальнейшему гидрообессериванию.
Таблица 3
ΑΡΙ 28,59 1
Сера, масс, ч/млн 554
Азот, масс, ч/млн 246
Моноароматические соединения, % масс. 42,3
Диароматические соединения, % масс. 7,5
Полиароматические соединения, % масс. 1,1
Бромное число 6
Метод перегонки по стандартам А8ТМ, °Р (°С) ϋ-2287 ϋ-86
Начальная температура кипения (ΙΒΡ) 343 (173) 482 (250)
5% 416(213)
10% 450 (232) 490 (254)
30% 520 (271) 508 (264)
50% 567 (297) 553 (289)
70% 608 (320) 583 (306)
90% 663 (351) 627(331)
95% 686 (363)
Конечная температура (ЕР) 755 (402) 635 (335)
Сырье, представленное в табл. 3, подвергали гидроочистке в непрерывной жидкой фазе для получения топлива 0.81). Дизельное топливо, полученное в результате гидроочистки УСО, хотя и с явно относительно низким содержанием серы, очень трудно подвергать гидроочистке до низких концентраций серы, поскольку остаточные соединения серы являются инертными в отношении превращения. Используемым катализатором гидроочистки был никель-молибден на аморфной подложке из диоксида алюми- 10 024500 ния в форме трилистников. Условия осуществления способа, а также результаты представлены в табл. 4.
Таблица 4
ЬН8У в расчёте на свежее сырьё, ч1 1,02
Давление, фунт/кв. дюйм изб. (кПа) 804 (5543)
Температура, °Р (°С) 700 (371)
Добавление водорода, станд. куб. фут/баррель (нм3/м3) 384(65)
Расход водорода, станд. куб. фут/баррель (нм3/м3) 242(41)
Сера, масс, ч/млн 4
Азот, масс, ч/млн 4
Несмотря на инертный в отношении обработки характер сырья и очень низкую скорость добавления водорода, гидроочисткой в непрерывной жидкой фазе удалось превратить сырье на основе дизельного топлива в топливо υΓδΌ в условиях более высокой температуры. Авторы изобретения полагают, что гидроочистка данного сырья в непрерывной газовой фазе, традиционная операция в орошаемом слое, позволит получать топливо υΓδΌ в менее жестких условиях с таким же успехом.
Без дополнительного уточнения полагают, что с использованием предшествующего описания специалист в данной области техники может применять настоящее изобретение в его самом полном объеме. Следовательно, приведенные выше предпочтительные конкретные варианты осуществления необходимо истолковывать только в качестве иллюстративных, а не ограничивающих остальную часть раскрытия каким-либо образом.
В вышеизложенном описании все температуры приведены в градусах Цельсия, а все части и процентные содержания являются массовыми, если не указано иного.
Исходя из вышеизложенного описания, специалист в данной области техники может легко выявить существенные характеристики настоящего изобретения и в пределах его существа и объема может выполнять различные изменения и модификации изобретения для адаптации его к разнообразным вариантам и условиям применения.

Claims (9)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Устройство для гидрообработки углеводородного сырья, включающее в себя первую реакционную зону гидрообработки для гидрообработки упомянутого углеводородного сырья;
    колонну фракционирования с разделительной стенкой, простирающейся до днища упомянутой колонны фракционирования, которая разделяет колонну фракционирования на первую сторону и вторую сторону, при этом указанная первая сторона соединена с расположенной перед ней по ходу потока упомянутой первой реакционной зоной гидрообработки и снабжена расположенным в кубе колонны выпускным каналом дизельного топлива;
    вторую реакционную зону гидрообработки, соединенную с находящейся перед ней по ходу потока указанной первой стороной упомянутой колонны фракционирования с разделительной стенкой, причем данная вторая реакционная зона гидрообработки предназначена для гидрообработки потока дизельного топлива с указанной первой стороны упомянутой колонны фракционирования с разделительной стенкой;
    вторую сторону упомянутой колонны фракционирования с разделительной стенкой, которая соединена с расположенной перед ней по ходу потока указанной второй реакционной зоной гидрообработки и снабжена выпускным каналом подвергнутого гидрообработке дизельного топлива, причем колонна фракционирования с разделительной стенкой выполнена таким образом, чтобы исключить сообщение между выходами расположенных в кубе колонны выпускного канала дизельного топлива и выпускного канала подвергнутого гидрообработке дизельного топлива.
  2. 2. Устройство по п.1, в котором выпускной канал дизельного топлива с упомянутой первой стороны расположен ниже входного канала в первую сторону.
  3. 3. Устройство по п.1, в котором входной канал в первую сторону находится на высоте ниже верха упомянутой разделительной стенки.
  4. 4. Устройство по п.1, в котором входной канал во вторую сторону находится на высоте ниже верха упомянутой разделительной стенки.
  5. 5. Устройство по п.1, дополнительно включающее фракционирующую колонну, соединенную с кубом упомянутой первой стороны и расположенную ниже по потоку.
  6. 6. Устройство по п.5, в котором упомянутая вторая реакционная зона гидрообработки соединена с указанной фракционирующей колонной и расположена ниже по потоку.
  7. 7. Устройство по п.6, в котором упомянутая вторая реакционная зона гидрообработки соединена с указанной фракционирующей колонной через боковой выпускной канал фракционирующей колонны.
  8. 8. Способ гидрообработки углеводородного сырья с помощью устройства по п.1, в котором упомянутое углеводородное сырье подвергают гидрообработке водородом в первой реакционной зоне гидрообработки с катализатором гидрообработки в условиях, эффективных для получения первого выходящего потока, подвергнутого гидрообработке;
    - 11 024500 осуществляют фракционирование упомянутого первого выходящего потока, подвергнутого гидрообработке, в первой стороне от разделительной стенки в колонне фракционирования с разделительной стенкой для получения исходного потока дизельного топлива, выделяемого из куба упомянутой колонны фракционирования с разделительной стенкой;
    исходный поток дизельного топлива или, по меньшей мере, часть его подвергают гидрообработке водородом во второй реакционной зоне гидрообработки с катализатором гидрообработки для получения второго выходящего потока, подвергнутого гидрообработке;
    осуществляют фракционирование упомянутого второго выходящего потока, подвергнутого гидрообработке, во второй стороне от указанной разделительной стенки в упомянутой колонне фракционирования с разделительной стенкой для получения потока подвергнутого гидрообработке дизельного топлива.
  9. 9. Способ по п.8, в котором по одну или обе стороны от упомянутой разделительной стенки подают газ для отгона легких компонентов.
EA201300398A 2010-09-30 2011-09-21 Устройство и способ для гидрообработки углеводородного сырья EA024500B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/894,202 US8911694B2 (en) 2010-09-30 2010-09-30 Two-stage hydroprocessing apparatus with common fractionation
US12/894,199 US8691082B2 (en) 2010-09-30 2010-09-30 Two-stage hydroprocessing with common fractionation
PCT/US2011/052473 WO2012050766A2 (en) 2010-09-30 2011-09-21 Two-stage hydroprocessing apparatus and process with common fractionation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201300398A1 EA201300398A1 (ru) 2013-07-30
EA024500B1 true EA024500B1 (ru) 2016-09-30

Family

ID=45938851

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201300398A EA024500B1 (ru) 2010-09-30 2011-09-21 Устройство и способ для гидрообработки углеводородного сырья

Country Status (4)

Country Link
CN (1) CN103119133B (ru)
AR (1) AR083212A1 (ru)
EA (1) EA024500B1 (ru)
WO (1) WO2012050766A2 (ru)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9359564B2 (en) * 2013-08-30 2016-06-07 Uop Llc Process and apparatus for producing diesel with high cetane
US10988421B2 (en) 2013-12-06 2021-04-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Removal of bromine index-reactive compounds
CN105791353B (zh) * 2014-12-23 2020-03-17 深圳市腾讯计算机系统有限公司 基于纠删码的分布式数据存储方法及系统
CN105602619B (zh) 2015-12-18 2017-10-17 中国石油天然气股份有限公司 一种液相加氢异构系统及其工艺和应用
US10526545B2 (en) * 2016-10-28 2020-01-07 Uop Llc Processes for stripping contaminants from multiple effluent streams

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6261441B1 (en) * 1998-09-24 2001-07-17 Mobil Oil Corporation Integrated hydroprocessing scheme with segregated recycle
US20010042699A1 (en) * 1999-01-08 2001-11-22 Cash Dennis R. Hydrocracking and hydrotreating separate refinery streams
US6379532B1 (en) * 2000-02-17 2002-04-30 Uop Llc Hydrocracking process
US7622034B1 (en) * 2006-12-29 2009-11-24 Uop Llc Hydrocarbon conversion process

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5447621A (en) * 1994-01-27 1995-09-05 The M. W. Kellogg Company Integrated process for upgrading middle distillate production
CN1064988C (zh) * 1995-11-22 2001-04-25 中国石油化工总公司 一种柴油馏分加氢转化方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6261441B1 (en) * 1998-09-24 2001-07-17 Mobil Oil Corporation Integrated hydroprocessing scheme with segregated recycle
US20010042699A1 (en) * 1999-01-08 2001-11-22 Cash Dennis R. Hydrocracking and hydrotreating separate refinery streams
US6379532B1 (en) * 2000-02-17 2002-04-30 Uop Llc Hydrocracking process
US7622034B1 (en) * 2006-12-29 2009-11-24 Uop Llc Hydrocarbon conversion process

Also Published As

Publication number Publication date
CN103119133B (zh) 2015-11-25
WO2012050766A2 (en) 2012-04-19
CN103119133A (zh) 2013-05-22
EA201300398A1 (ru) 2013-07-30
WO2012050766A3 (en) 2012-08-16
AR083212A1 (es) 2013-02-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2703724C1 (ru) Способ получения дизельного топлива из потока углеводородов
US8911694B2 (en) Two-stage hydroprocessing apparatus with common fractionation
RU2612531C2 (ru) Способ и устройство для получения дизельного топлива из углеводородного потока
US7951290B2 (en) Hydrocarbon conversion process
RU2547657C1 (ru) Способ и устройство для гидропроцессинга углеводородов
US8852404B2 (en) Apparatus for removing heavy polynuclear aromatic compounds from a hydroprocessed stream
US8574425B2 (en) Process for removing heavy polynuclear aromatic compounds from a hydroprocessed stream
US20150060331A1 (en) Method for multi-staged hydroprocessing using quench
RU2576320C1 (ru) Способ и устройство для получения дизельного топлива из углеводородного потока
US8936716B2 (en) Process for recovering hydroprocessed hydrocarbons with two strippers in series
EP2099882A1 (en) Hydrocarbon conversion process
RU2625802C2 (ru) Способ получения дизельного топлива
US10301551B2 (en) Modular crude refining process
RU2662430C2 (ru) Способ и установка для получения дизельного топлива
US8691082B2 (en) Two-stage hydroprocessing with common fractionation
US8900443B2 (en) Method for multi-staged hydroprocessing using quench liquid
RU2692805C1 (ru) Способ и установка для гидрокрекинга и гидроизомеризации углеводородного потока
US9074145B2 (en) Dual stripper column apparatus and methods of operation
EA024500B1 (ru) Устройство и способ для гидрообработки углеводородного сырья
RU2556218C1 (ru) Способ и установка для извлечения гидрообработанных углеводородов с использованием двух отпарных колонн
RU2531592C1 (ru) Способ для производства дизельного топлива и установка для его осуществления
US8999256B2 (en) Process and apparatus for producing diesel from a hydrocarbon stream
RU2402594C1 (ru) Способ десульфуризации углеводородов
RU2540081C1 (ru) Способ и установка для гидрообработки двух потоков
RU2531589C1 (ru) Способ и установка для извлечения тяжелых полициклических ароматических соединений из потока гидрообработки

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 AZ BY KZ KG MD TJ TM RU