PL184450B1 - Sposób równoległego, dwuetapowego hydroprzetwarzania z szeregowym przepływem gazu powrotnego i instalacja hydroprzetwarzająca - Google Patents
Sposób równoległego, dwuetapowego hydroprzetwarzania z szeregowym przepływem gazu powrotnego i instalacja hydroprzetwarzającaInfo
- Publication number
- PL184450B1 PL184450B1 PL97318053A PL31805397A PL184450B1 PL 184450 B1 PL184450 B1 PL 184450B1 PL 97318053 A PL97318053 A PL 97318053A PL 31805397 A PL31805397 A PL 31805397A PL 184450 B1 PL184450 B1 PL 184450B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- stream
- hydrogen
- hydrocarbon feed
- rich
- gas oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 46
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 169
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 169
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 168
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 109
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 75
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 75
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 74
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 45
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 41
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 23
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 claims description 18
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims description 14
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 6
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 claims description 5
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 3
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 claims description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000009278 visceral effect Effects 0.000 claims 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 34
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 23
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 15
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 5
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 5
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 2
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000005111 flow chemistry technique Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- -1 olefinic Chemical group 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 238000011064 split stream procedure Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
-
- 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
- C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
1. Sposób równoleglego, hydroprzetwarania pierwszego i drugiego zasilajacego strumienia weglowodorowego z szeregowym przeplywem recyrkulujacego wodoru, znamienny tym, ze zawieia etapy; - hydroprzetwarzania pierwszego zasilajacego strumienia we glo- wodorowego ze strumieniem bogatego w wodór gaz u recyrkulujacego w pierwsza katalitycznej strefie reakcyjnej dla utworzenia pierwszego reakcyjnego strumienia odciekowego; - rozdzielania pierwszego reakcyjnego strumienia odciekowego dla utworzenia pierwszego strumienia gazu bogatego w wodór i pierwszego hydroprzetworzonego strumienia produktu; - hydroprzetwarzania drugiego zasilajacego strumienia weglowodo- rowego z pierwszym strumieniem gazu bogatego w wodór w drugiej katalitycznej strefie reakcyjnej, pod nizszym cisnieniem czekowym niz w pierwszej strefie reakcyjna, dla utworzenia........................................... 9. Instalacja hydroprzetwarzajaca do równoleglego hydroprzetwa- rzania pierwszego i drugiego strumienia surowca weglowodorowego z szeregowym przeplywem recyrkulujacego wodom, znamienna tym, ze zawiera pierwszy i drugi strumien surowca weglowodorowego, pierwsza katalityczna strefe reakcyjna do hydroprzetwarzania pierwszego strumienia surowca weglowodorowego zrecyikulujacym strumieniem gazu bogatego w wodór; pierwszy rozdzielacz do rozdzielania strumienia odciekowego z pierwszej strefy reakcyjnej na pierwszy strumien gazu bogatego w wodór i pierwszy strumien hydroprzetworzonego produktu; druga katalityczna strefe reakcyjna do hydroprzetwarzania drugiego strumienia surowca weglowodorowego z pierwszym strumieniem gazu bogatego w wodór, drugi rozdzielacz do rozdzielania strumienia odcieko- wego z drugiej strefy reakcyjnej na drugi strumien gazu bogatego w wodór i drugi strumien hydroprzetworzonego produktu; uzupelniajacy................. FIG. 1 PL PL PL
Description
Przedmiotem wynalazku jest hydroprzetwarzanie strumieni węglowodorów, obejmujące hydrokraking i hydroobróbkę strumieni tych gazów w rafineriach naftowych lub instalacjach chemicznych oraz instalacja hydroprzetwarzająca.
Oleje naftowe i syntetyczne na bazie węglowodorów pochodzą z różnorodnych źródeł, obejmujących ropę naftową, olej z piasków bitumicznych, olej łupkowy i ciekłe mieszaniny węglopochodne. Oleje te są przetwarzane w rafineriach i instalacjach chemicznych w celu usunięcia niepożądanych składników i przekształcenia chemicznego olejów na bazie węglowodorów w celu wytworzenia strumieni o większej wartości niż strumienie, które występują naturalnie lub te, które są dostarczane do urządzenia przetwarzającego. Dwoma takimi sposobami stosowanymi w rafineriach naftowych sąhydroobróbka i hydrokraking.
W sposobie hydroobróbki na ogół wodór reaguje w obecności katalizatora z olejem na bazie węglowodorów w celu przetworzenia organicznych związków siarki i azotu odpowiednio w siarkowodór i amoniak, które mogą być stosunkowo łatwo usunięte ze strumienia oleju próżniowego na bazie węglowodorów. Równocześnie, w tym samym naczyniu reakcyjnym mogą przebiegać różne inne reakcje, łącznie z uwodornieniem.
Sposób hydrokrakingu jest podobnie prowadzony w obecności katalizatora, lecz na ogół w dużo surowszych warunkach niż te, stosowane przy hydroobróbce. W szczególności, hydrokrakowanie jest zazwyczaj prowadzone pod znacznie wyższym ciśnieniem niż hydroobróbka, a ponadto różni się od hydroobróbki tym, że celem hydrokrakingu jest przekształcanie dużych cząsteczek w mniejsze o większej wartości.
Wodór stosowany jest w obu sposobach, a ponieważ urządzenia do przetwarzania działają pod stosunkowo wysokimi ciśnieniami, koszty inwestycyjne i eksploatacyjne sprężania są znaczne. Zgłaszane były różne wynalazki dotyczące budowy urządzeń do przetwarzania, odnoszące się do układu wodoru, często z nastawieniem na obniżenie kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych z jednoczesnym wzrostem przystosowalności urządzenia do przetwarzania.
Patent U.S. nr 3,592,757 złożony do Baral opisuje urządzenie do uwodornienia (zasadniczo takie samo jak do hydroobróbki) działające szeregowo z urządzeniem do hydrokrakingu, z przesyłaniem części produktu do hydrogeneratora. Olej gazowy dostarczany jest wraz z uzupełniającym i recyrkulującym wodorem do urządzenia do uwodornienia. Strumień recyrkulujący i dodatkowy strumień recyrkulującego wodoru dodawane są do strumienia produktu uwodornienia i mieszanina jest dostarczana do urządzenia do hydrokrakingu. Strumień produktu jest chłodzony i rozdzielany na strumień gazowy i ciekły. Strumień gazowy jest przesyłany do sprężarki recyrkulującego wodoru w celu ponownego przesłania do urządzenia do uwodornienia. Strumień ciekły jest rozdzielany na strumienie górny, środkowy i dolny. Strumień dolny jest zawracany do urządzenia do hydrokrakingu. Strumień środkowy jest mieszany z wodorem z kompresora wodoru uzupełniającego i kierowany do hydrogeneratora. Wodór odzyskany z hydrogeneratora jest sprężany w członie kompresora do wodoru uzupełniającego i kierowany do urządzenia uwodorniającego.
Patent U.S. nr 5,114,562 złożony do Hauna i współp. przedstawia sposób dwuetapowego hydroodsiarczania (zasadniczo taki sam jak hydroobróbki) i sposób uwodorniania destylatu węglowodorów. Dwie strefy reakcyjne rozmieszczone są szeregowo, pierwsza do hydro184 450 odsiarczania, a druga do uwodorniania. Surowiec jest mieszany z recyrkulującym wodorem i dostarczany do reaktora do odsiarczania. Siarkowodór jest usuwany z produktu za pomocą przeciwprądowego strumienia wodoru. Ciekły strumień produktu po tej operacji usuwania jest mieszany ze stosunkowo czystym recyrkulującym wodorem i mieszanina dochodzi do strefy reakcyjnej uwodorniania. Wodór jest odzyskiwany i zawracany w postaci strumienia rozdzielonego na strumienie do reaktora do odsiarczania i reaktora do uwodorniania. Wodór po operacji usuwania jest przepuszczany przez rozdzielacz, mieszany z częścią zawracanego wodoru kierowanego do reaktora do uwodorniania, sprężany, przeprowadzany przez etap oczyszczania i zawracany do reaktora do uwodorniania. W ten sposób strumień zasilającego węglowodoru przechodzi szeregowo przez reaktory do odsiarczania i uwodorniania z tym, że do etapu odsiarczania dostarczany jest wodór pod stosunkowo niskim ciśnieniem, a do etapu uwodorniania dostarczany jest wodór pod stosunkowo wysokim ciśnieniem.
Patent U.S. Nr 5,403,469 złożony do Vauka i współpr. podaje sposób wytwarzania surowca do urządzenia do krakingu przy użyciu katalizatora fluidalnego (FCCU) i destylatu środkowego. Oddzielne strumienie surowca z kolumny próżniowej są przetwarzane równolegle przez hydrokrakowanie i hydroobróbkę, relatywnie lżejszy strumień zasilający w urządzeniu do hydrokrakingu, a relatywnie cięższy strumień zasilający w urządzeniu do oczyszczania. Równolegle, do etapów hydrokrakowania i hydroobróbki dostarczany jest recyrkulujący i uzupełniający wodór. Strumienie produktów z etapów hydrokrakowania i hydroobróbka są rozdzielane na strumienie ciekłe i gazowe w zwykłym rozdzielaczu. Na skutek tego, etapy hydrokrakowania i hydroobróbki odbywają się pod tym samym ciśnieniem. Wymaga to, by etap hydroobróbki odbywał się pod ciśnieniem wyższym niż ciśnienie optymalne i/lub etap hydrokrakowania odbywał się pod ciśnieniem niższym niż optymalne, ponieważ na ogół hydrokrakowanie przeprowadzane jest pod znacznie wyższym ciśnieniem niż hydroobróbka. Recyrkulujący wodór, wraz z wodorem uzupełniającym dodawanym w celu utrzymywania ciśnienia, jest zawracany z rozdzielacza do kompresora gazu recyrkulującego, który spręża gaz przed jego równoległym dostarczeniem do urządzenia do hydrokrakowania i hydroobróbki. W alternatywnej postaci wykonania wynalazku, surowiec do hydrokrakowania jest strumieniem zawracanym z kolumny frakcjonującej, która oddziela połączony produkt z urządzeń do hydrokrakowania i hydroobróbki.
Chociaż jest wiele korzyści wynikających z tej technologii, wciąż istnieje potrzeba opracowania układu do równoległego przetwarzania, w którym równoległe reaktory pracują pod różnymi ciśnieniami cząstkowymi wodoru. Ponadto wskazane jest by koszty inwestycyjne i eksploatacyjne sprężania zostały zmniejszone w stosunku do układów konwencjonalnych. W niniejszym wynalazku strumienie surowca wyjściowego są hydroprzetwarzane w reaktorach równoległych za pomocą wodoru przepływającego szeregowo przez reaktory. Pierwszy strumień węglowodorowego surowca wyjściowego, takiego jak lekki próżniowy olej gazowy jest dostarczany wraz z recyrkulującym strumieniem bogatym w wodór do pierwszego reaktora, takiego jak reaktor do hydrokrakingu. Odciek z pierwszego reaktora (pierwszy odciek reakcyjny) jest rozdzielany na pierwszy strumień bogaty w wodór i strumień produktu pierwszego reaktora. Drugi węglowodorowy surowiec wyjściowy, taki jak ciężki próżniowy olej gazowy, jest dostarczany wraz z pierwszym strumieniem bogatym w wodór do drugiego reaktora, takiego jak reaktor do hydroobróbki. Odciek z drugiego reaktora (drugi odciek reakcyjny) jest rozdzielany na drugi strumień bogaty w wodór i strumień produktu drugiego reaktora. Wodór uzupełniający jest dodawany do drugiego strumienia bogatego w wodór i mieszanina jest sprężana i zawracana w celu utworzenia strumienia wodoru recyrkulującego.
W innym wykonaniu, wynalazek obejmuje sposób równoległego hydroprzetwarzania pierwszego i drugiego węglowodorowego surowca wyjściowego z szeregowym przepływem recyrkulującego wodoru. Sposób obejmuje etapy:
- hydroprzerwarzania pierwszej weglowodorowego surowca wyjściowego ze strum ier niem gazu recyrkulującego bogatego w wodór w pierwszej katalitycznej strefie reakcyjnej dla utworzenia pierwszego reakcyjnego strumienia odciekowego;
184 450
- rozdzielania pierwszego reakcyjnego strumienia odciekowego dla utworzenia pierwszego strumienia gazu bogatego w wodór i pierwszego strumienia hydroprzetworzonego produktu;
- hydroprzetwarzania drugiego węglowodorowego surowca wyjściowego z pierwszym strumieniem gazu bogatego w wodór w drugiej katalitycznej strefie reakcyjnej, przy niższym ciśnieniu cząstkowym wodoru niż w pierwszej strefie reakcyjnej, dla utworzenia drugiego reakcyjnego strumienia odciekowego; rozdzielania drugiego reakcyjnego strumienia odciekowego dla utworzenia drugiego strumienia gazu bogatego w wodór i drugiego strumienia hydroprzetworzonego produktu; sprężania drugiego strumienia gazu bogatego w wodór; i dodawania uzupełniającego strumienia wodoru do drugiego strumienia gazu bogatego w wodór dla utworzenia strumienia recyrkulującego gazu bogatego w wodór do hydroprzetwarzania w pierwszej strefie reakcyjnej. Uzupełniający strumień wodoru może być dodawany do drugiego strumienia bogatego w wodór przed lub po etapie sprężania.
Według wynalazku korzystnie jest, gdy pierwszy węglowodorowy surowiec wyjściowy jest frakcją próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia powyżej około 750°F i korzystnie, gdy drugi węglowodorowy surowiec wyjściowy jest frakcją próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia poniżej około 950°F.
W innym wykonaniu wynalazku równoległy sposób przetwarzania może ponadto obejmować etapy frakcjonowania pierwszego i drugiego strumienia hydroprzetworzonego produktu w zwykłym frakcjonatorze i zawracania strumienia produktu frakcjonatora do pierwszej katalitycznej strefy reakcyjnej.
Wynalazek obejmuje także instalację hydroprzetwarzającą, do równoległego hydroprzetwarzania pierwszego i drugiego węglowodorowego surowca wyjściowego z szeregowym przepływem wodoru recyrkulującego. Instalacja hydroprzetwarzająca obejmuje: pierwszy i drugi strumień węglowodorowego surowca wyjściowego; pierwszą katalityczną strefę reakcyjną do hydroprzetwarzania pierwszego strumienia węglowodorowego surowca wyjściowego ze strumieniem recyrkulującego gazu bogatego w wodór; pierwszy rozdzielacz lub szereg rozdzielaczy do rozdzielania strumienia odcieku z pierwszej katalitycznej strefy reakcyjnej na pierwszy strumień gazu bogatego w wodór i pierwszy strumień hydroprzetworzonego produktu; drugą katalityczną strefę reakcyjną do hydroprzetwarzania drugiego strumienia węglowodorowego surowca wyjściowego z pierwszym strumieniem gazu bogatego w wodór; drugi rozdzielacz lub szereg rozdzielaczy do rozdzielania strumienia odciekowego z drugiej strefy reakcyjnej na drugi strumień gazu bogatego w wodór i drugi strumień hydroprzetworzonego produktu; uzupełniający strumień wodoru do dodawania uzupełniającego wodoru do drugiego strumienia bogatego w wodór; i sprężarkę do sprężania drugiego strumienia gazu bogatego w wodór jako strumienia gazu bogatego w wodór recyrkulującego do strefy pierwszego reaktora.
Według wynalazku, instalacja hydroprzetwarzająca korzystnie, zawiera frakcjonator próżniowego oleju gazowego do wytworzenia ciężkiej frakcji o temperaturze wrzenia powyżej około 400°C i lekkiej frakcji o temperaturze wrzenia poniżej około 510°C; linię do dostarczania lekkiej frakcji próżniowego oleju gazowego do strefy pierwszego reaktora jako pierwszego strumienia węglowodorowego surowca wyjściowego; i linię do dostarczania ciężkiej frakcji próżniowego oleju gazowego do strefy drugiego reaktora jako drugiego strumienia węglowodorowego surowca wyjściowego.
Ponadto instalacja hydroprzetwarzająca korzystnie zawiera kolumnę frakcjonującą do otrzymywania i frakcjonowania pierwszego strumienia hydroprzetworzonego produktu na wiele strumieni produktu frakcjonatora; i linię do zawracania przynajmniej jednego strumienia produktu frakcjonatora do pierwszego strumienia węglowodorowego surowca wyjściowego.
Odmianę wynalazku stanowi udoskonalenie sposobu obejmującego równoległe hydroprzetwarzanie pierwszego i drugiego strumienia węglowodorowego surowca wyjściowego w odpowiednio pierwszej i drugiej strefie reakcyjnej i rozdzielanie odcieków ze stref reakcyjnych, dla utworzenia przynajmniej jednego hydroprzetworzonego ciekłego produktu i recyrkulującego gazu bogatego w wodór. Udoskonalenie obejmuje: rozdzielanie hydroprzetworzonych odcieków w oddzielnych pierwszym i drugim rozdzielaczach dla utworzenia odpowiednio
184 450 pierwszego i drugiego strumienia bogatego w wodór oraz pierwszego i drugiego hydroprzetworzonego strumienia ciekłego produktu; działanie drugiej strefy reakcyjnej pod niższym ciśnieniem cząstkowym wodoru w porównaniu z cząstkowym ciśnieniem wodoru pierwszej strefy reakcyjnej;
- dostarczsnie pierwszego strumienia bogatego w wodór z d'erwszego rozdzielzdzi do drugiej strefy reakcyjnej dla znacznego zaspokojenia zapotrzebowania na wodór w drugiej strrfir reakcyjnej; i dodawanie do niej wodoru uzupełniającego i sprężanie drugiego strumienia gazu bogatego w wodór z drugiego rozdzielacza dla dostarczenia do pierwszej strefy reakcyjnej. Wodór uzupełniający może być dodawany do drugiego strumienia gazu bogatego w wodór po ssawnej lub wypływowej stronie sprężarki.
Udoskonalenie sposobu według wynalazku korzystnie obejmuje frakcjonowanie pierwszego i drugiego strumienia hydeoprpetworzonruz produktu w zwykłym frakcjoeatoezr i zawracanie strumienia produktu frakcjznatora do pierwszej katalitycznej strefy reakcyjnej.
W odmianie wynalazku korzystnie, gdy pierwszy strumień węglowodorowego surowca wyjściowego jest frakcją próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia powyżej około 750°F i korzystnie, gdy drugi węglowodorowy surowiec wyjściowy jest frakcją próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia poniżej około 510°C.
Szczególnie korzystnie, gdy pierwszy strumień węglowodorowego surowca wyjściowego jest pełną frakcją próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia w zakresie od około 315°C do 600°C i korzystnie, gdy drugi strumień węglowodorowego surowca wyjściowego jest ciężkim olejem gazowym pochodzącym z jednej lub więcej różnych metod przetwarzania pozostałości, takich jak odasfaltowanie rozpuszczalnikowe, powolne koksowanie, krakowanie wstępne, krakowanie termiczne i temu podobne.
Przedmiot wynalazku jest uwidoczniony w przykładzie wykonania na rysunku na którym fig. 1 - stanowi uproszczony diagram przepływu dla równoległego hydropezetwaezania węglowodorowego surowca wyjściowego w pierwszym i drugim reaktorze katalitycznym, przy zastosowaniu wodoru przepływającego w szeregowej pętli recyrkulującej przez pierwszy, a potem drugi reaktor, który jest następnie sprężany wraz z wodorem uzupełniającym i zawracany do pierwszego reaktora, fig. 2 - stanowi uproszczony diagram przepływu dla równoległego hydrokeakinuu i hydroobróbki strumieni próżniowego oleju gazowego w zastosowaniu do wznoszącej się pozostałości atmosferycznej, fig. 3 - stanowi uproszczony diagram przepływu dla hydroobróbki pozostałości atmosferycznej lub strumienia próżniowego oleju gazowego i hydrokrakingu strumienia powrotnego po zwykłym frakcjonowaniu strumieni produktów hydrokrakowania i hydroobróbki, którego zastosowanie zwiększa ilość wytwarzanych destylatów środkowych.
Układy równoległego reaktora do hydroprzrtwarzania, z szeregową pętlą eocyrkulującego wodoru są przedstawione na fig. 1-3. Stosowany tu termin „węglowodór” odnosi się do każdego związku zawierającego zarówno wodór jak i węgiel i obejmuje ciekłe, gazowe i mieszane ciekło/gazowe strumienie zawierające więcej niż 90 procent wagowych wodoru i węgla, liczonych jako pierwiastki.
W równoległym sposobie hydroprzrtwarzania 10, przedstawionym na fig. 1, pierwszy węglowodorowy surowiec wyjściowy 12 i strumień gazu recyrkulującego bogatego w wodór 14 wprowadzane są do strefy pieewszogo reaktora katalitycznego (pierwszej katalitycznej strefy reakcyjnej) 15. Strumień odcieku 16 pierwszego reaktora (pierwszy reakcyjny strumień odciekowy) jest wytwarzany w strefie pierwszego reaktora katalitycznego 15 i jest dostarczany do pierwszego rozdzielacza 17. Pierwszy rozdzielacz 17 rozdziela strumień odcieku 16 pierwszego reaktora na pierwszy strumień gazu bogatego w wodór 18 i ciekły pierwszy strumień hydroprzrtworzonego produktu 19.
Pierwszy strumień gazu bogatego w wodór 18 i drugi węglowodorowy surowiec wyjściowy 20 są dostarczane do strefy drugiego reaktora katalitycznego (drugiej katalitycznej strefy reakcyjnej) 21. Strumień odcieku 22 drugiego reaktora (drugi reakcyjny strumień odciekowy) jest wytwarzany w strefie drugiego reaktora katalitycznego 21 i jest dostarczany do drugiego rozdzielacza 23. Drugi rozdzielacz 23 rozdziela strumień odcieku 22 drugiego reaktora na drugi strumień gazu bogatego w wodór 24 i ciekły drugi strumień hydropezotwoezonego produktu 26.
184 450
Drugi strumień gazu bogatego w wodór 24 jest sprężany w sprężarce 27 i dodawany jest uzupełniający strumień wodoru 28 dla utworzenia recyrkulującego strumienia gazu bogatego w wodór 14, który jest dostarczany do strefy pierwszego reaktora katalitycznego 15. Zamiennie, uzupełniający strumień wodoru 28 może być dodawany do drugiego strumienia bogatego w wodór 24 po ssącej stronie sprężarki 27 dla wytworzenia recyrkulującego strumienia gazu bogatego w wodór 14.
Pierwszy i drugi reaktor katalityczny (pierwsza i druga katalityczna strefa reakcyjna) 15 i 21 mogą być dowolnymi reaktorami do hydroprzetwarzania stosowanymi konwencjonalnie w rafineriach i instalacjach chemicznych, taikich jak na przykład te do hydroobróbki (włączając hydroodsiarczanie i hydroodazotowanie), hydrokrakingu, uwodorniania, izomeryzacji, wysycania związków aromatycznych, odparafmowywania i temu podobne reaktory. Węglowodory, które mogą być przekształcane w pierwszym i drugim reaktorze katalitycznym 15 i 21 obejmują związki siarkoorganiczne, azotoorganiczne i metaloorganiczne, olefmowe, aromatyczne, alifatyczne, cykloalifatyczne, acetylenowe, alkiloarylowo i aryloalkiloaromatyczne i ich pochodne. Jeśli jest to wskazane, strefy reakcyjne 15 i 21 może zawierać wiele etapów lub półek z międzyetapowym wprowadzaniem gazu bogatego w wodór odpowiednio liniami 14 i 18.
Schemat dwuetapowej reakcji hydroprzetwarzania z szeregowym przepływem gazu recyrkulującego przedstawiony ogólnie na fig. 1, ma wiele zastosowań i korzyści. Pierwszy reaktor katalityczny 15 i drugi reaktor katalityczny 21 mogą pracować pod różnymi ciśnieniami cząstkowymi wodoru, ponieważ gaz bogaty w wodór przepływa szeregowo ze strefy wysokociśnieniowego pierwszego reaktora katalitycznego 15 do strefy niskociśnieniowego drugiego reaktora katalitycznego 21. Zapewnia to elastyczność w dobieraniu węglowodorowych surowców wyjściowych o odpowiednim ciśnieniu cząstkowym wodoru.
Właściwe dobieranie węglowodorowych surowców wyjściowych o właściwych ciśnieniach cząstkowych wodoru zapewnia wydajne zużywanie wodoru przy wytwarzaniu pożądanych produktów. Względne szybkości przepływu strumienia recyrkulującego gazu bogatego w wodór 14 i pierwszego strumienia gazu bogatego w wodór 18 mogą być regulowane dla zmniejszenia szybkości przepływu gazu recyrkulującego.
Szereg rozwiązań w sposobie przepływu wodoru zmniejsza wymagania inwestycyjne sprężarki, zmniejszając jednocześnie koszty eksploatacyjne sprężarki. Jednoetapowa sprężarka może dostarczyć do pierwszej katalitycznej strefy reakcyjnej wodór o relatywnie wyższym ciśnieniu i wyższej czystości, a do drugiego reaktora katalitycznego wodór o relatywnie niższym ciśnieniu i niższej czystości bez, na przykład, nieefektywnego obniżania ciśnienia w zaworze regulującym.
Warunki pracy mogą być zmieniane dla dostosowania surowców wyjściowych. Optymalne warunki będą zależały od surowca wyjściowego i od pożądanych cech produktu. Kluczowe parametry pracy reaktorów obejmują, ciśnienie, temperaturę, prędkość na godzinę jednostki objętości cieczy i względne szybkości przepływu strumieni wodoru i węglowodoru. Pierwszy i drugi reaktor katalityczny (pierwsza i druga katalityczna strefa reakcyjna) 15 i 21 z fig. 1 pracują typowo pod ciśnieniem między 50 a 4000 psig; 100 a 540°C; 0,05 do 25 objętość/objętość-h; i 500 do 15000 scf wodoru /bbl węglowodoru. Czystość wodoru w strumieniu recyrkulującego gazu bogatego w wodór 14 jest na ogól większa niż 65 procent objętościowych, a czystość pierwszego strumienia gazu bogatego w wodór 18 jest na ogół większa niż 50 procent objętościowych.
Na fig. 2 przedstawiona jest korzystna odmiana wynalazku. W równoległym sposobie hydroprzetwarzania 10a surowiec 32 taki, jak pozostałość atmosferyczna po destylacji ropy naftowej, dostarczany jest do kolumny próżniowej 33, w której jest frakcjonowany na frakcję lekką próżniowego oleju gazowego 34 i frakcję ciężką próżniowego oleju gazowego 36. Frakcja lekka próżniowego oleju gazowego 34 ma typowo ASTM 95% punkt wrzenia poniżej około 510°C, a frakcja ciężka próżniowego oleju gazowego 36 ma typowo ASTM 5% punkt wrzenia powyżej 400°C.
Frakcja lekka próżniowego oleju gazowego 34 i strumień recyrkulującego wodoru 38 są dostarczane do urządzenia do hydrokrakingu 39 dla wytworzenia strumienia odcieku 40,
184 450 który jest dostarczany do rozdzielacza 41 odcieku z hydrokrakingu. Strumień odcieku 40 z urządzenia do hydrokrakingu jest rozdzielany na strumień produktu 42 i odciekowy strumień wodoru 44. Odciekowy strumień wodoru 44 z urządzenia do hydrokrakingu jest dostarczany wraz z frakcją ciężką próżniowego oleju gazowego 36 do urządzenia do hydroobróbki 45 dla wytworzenia strumienia odciekowego 46 z urządzenia do hydroobróbki, który jest dostarczany do rozdzielacza odcieku 47. Strumień odciekowy 46 z urządzenia do hydroobróbki jest rozdzielany na strumień produktu 48 i odciekowy strumień wodoru 50. Uzupełniający strumień wodoru 52 jest dodawany do odciekowego strumienia wodoru 50 z urządzenia do hydroobróbki i sprężany w sprężarce 53 dla utworzenia powrotnego strumienia wodoru 38 do recyrkulacji do urządzenia do hydrokrakingu 39. Do dodawania uzupełniającego strumienia wodoru może być zastosowany regulator ciśnienia (nie pokazany). Alternatywnie, jeśli dostępny jest uzupełniający strumień wodoru pod wystarczająco wysokim ciśnieniem, wówczas może być on dodawany do odciekowego strumienia wodoru 50 po wylotowej stronie sprężarki 53. W obu przypadkach, kontrolowana może być czystość wodoru w recyrkulującym strumieniu wodoru 38 dla regulowania ciśnienia cząstkowego wodoru i względnych szybkości przepływu strumieni wodoru i węglowodorów.
Na figurze 2 przedstawione są urządzenia do hydrokrakingu 39 i hydroobróbki 45 pracujące typowo w zakresie między 200 i 4000 psig; 260 i 480°C; 0,05 do 10 objętość/objętość-h; i 500 do 15000 scf wodoru/bbl węglowodoru. Czystość wodoru w strumieniu recyrkulującym 38 jest typowo większa niż 65% objętościowych, a czystość wodoru w odciekowym strumieniu wodoru 44 z urządzenia do hydrokrakingu jest typowo większa niż 50% objętościowych.
Korzystnie, gdy urządzenie do hydrokrakingu 39 pracuje w warunkach od 700 do 2000 psig; od 315° do 450°C; od 0,1 do 5 objetość/objętość-h; i od 1000 do 10000 scf wodoru/bbl węglowodoru, a urządzenie do hydroobróbki 45 pracuje w warunkach od 500 do 1500 psig; od 260 do 425°C; od 0,1 do 5 objętość/objętość-h; i od 1000 do 10000 scf wodoru/bbl węglowodoru.
Na figurze 3 przedstawiona jest alternatywna odmiana wynalazku. W równoległym sposobie hydroprzetwarzania 10b, recyrkulujący strumień zasilający 56 i recyrkulujący strumień wodoru 58 są dostarczane do urządzenia do hydrokrakingu 59 dla wytworzenia odciekowego strumienia 60 z urządzenia do hydrokrakingu, który jest dostarczany do rozdzielacza odcieku 61. Odciekowy strumień 60 z urządzenia do hydrokrakingu jest rozdzielany na strumień produktu 62 z urządzenia do hydrokrakingu i odciekowy strumień wodoru 64 z urządzenia do hydrokrakingu. Odciekowy strumień wodoru 64 z urządzenia do hydrokrakingu i świeży strumień zasilający 66 taki, jak na przykład pozostałość atmosferyczna po destylacji ropy naftowej lub próżniowy olej gazowy, dostarczane są do urządzenia do hydroobróbki 68 dla wytworzenia odciekowego strumienia 70 z tego urządzenia, który jest dostarczany do rozdzielacza 71 strumienia odciekowego. Odciekowy strumień wodoru 70 z urządzenia do hydroobróbki jest rozdzielany na strumień produktu 72 z urządzenia do hydroobróbki i odciekowy strumień wodoru 74 z urządzenia do hydroobróbki. Uzupełniający strumień wodoru 76 jest dodawany do odciekowego strumienia wodoru 74 z urządzenia do hydroobróbki i sprężany w sprężarce 78 dla utworzenia powrotnego strumienia wodoru 58 do recyrkulacji do urządzenia do hydrokrakingu 59. Alternatywnie, jeśli dostępny jest uzupełniający strumień wodoru 76 pod wystarczająco wysokim ciśnieniem, wówczas może być on dodawany do odciekowego strumienia wodoru 74 z urządzenia do hydroobróbki po wylotowej stronie sprężarki 78.
Strumień produktu 72 z urządzenia do hydroobróbki i strumień produktu 62 z urządzenia do hydrokrakingu dostarczane są do frakcjonatora 80. Frakcjonator 80 rozdziela dostarczany strumień na przynajmniej dwie frakcje, z czego jedna jest recyrkulującym strumieniem zasilającym 56, który był dostarczony do urządzenia do hydrokrakingu 59. Pozostałe frakcje mogą być odprowadzane z frakcjonatora 80 jako strumienie produktów. Na przykład, z frakcjonatora mogą być odprowadzane środkowy strumień destylatu 82 taki, jak paliwo do silników odrzutowych lub olej napędowy i dolny strumień produktu 84. Dolny strumień produktu 84 nadaje się na ogół jako surowiec do urządzeń do krakingu katalitycznego lub może być również zawracany do dalszego przekształcenia w urządzeniu do hydrokrakingu 59.
184 450
Warunki pracy urządzeń do hyertkrakinou i hydroobróbki z fig. 3 są w przybliżeniu takie, jak warunki pracy w urządzeniach z fig. 2. Układ do przetwarzania z fig. 3 ma przewagę polegającą na tym, że układ do recyrkulacji daje większą wydajność środkowego destylatu niż ten, z przetwarzaniem jednoprpepływowym.
Przykład
Badanie prowadzono porównując symulacje komputerowe równoległego hydrokrakowania i hydroobróbki próżniowych olejów gazowych w etapach równoległych. Pierwszy pro jekt obejmował równoległy obwód recyrkulacji wodoru, taki jak opisano w patencie U.S. nr 5,403,469, złożonym u Vauka i współpr., a drugi projekt obejmował szeregowy układ recyrkulacji wodoru, taki jak pokazano na fig. 1 wynalazku. Obliczenia przeprowadzono dla ilości 15000 baryłek dziennie hydrokrakowanego próżniowego oleju gazowego i 30000 baryłek dziennie hydroobrabianego próżniowego oleju gazowego w warunkach przemysłowo osiągalnych ciśnień. Jak widać z zamieszczonej poniższej tabeli, w obu projektach do wlotu reaktora dostarcza się wodór i olej w równoważnych proporcjach. Projekt, bazujący na niniejszym wynalazku daje znacznie mniejszą całkowitą cyrkulację gazu (100085 SCFM w porównaniu z 212885 SCFM) i niższe koszty sprężania (3289 HP w porównaniu z 3923 HP) nawet, jeśli wymagany całkowity spadek ciśnienia jest wyższy (425 psi w porównaniu z 255 psi). Projekt, bazujący na niniejszym wynalazku także charakteryzuje się niższym ciśnieniem reaktora zaprojektowanego do etapu hydroobróbki (1275 psi w porównaniu z 1500 psi), co pozwala na obniżenie kosztów inwestycyjnych i instalacyjnych urządzeń, w także zminimalizowanie zużycia
Wyniki badania są przedstawione w poniższej tabeli.
Tabela
Wodór recyrkulujący równolegle | Wodór recyrkulujący szeregowo (Fig. 1) | |
Etap Hydrokrakingu | ||
Zasilanie reaktora (B/D) | 15000 | 15000 |
Wlot gaz/olej (SCF/BBL) | 6000 | 5325 |
Wlot H2/olej (SCF/BBL) | 4770 | 4770 |
Całkowite ciśnienie wlotowe (PSIG) | 1500 | 1500 |
Cząstkowe ciśnienie wlotowe (PSIG) | 1200 | 1360 |
Etap Hydroobróbki | ||
Zasilanie reaktora (B/D) | 30000 | 30000 |
Wlot gaz/olej (SCF/BBL) | 3600 | 3670 |
Wlot H/olej (SCF/BBL) | 2810 | 2870 |
Całkowite ciśnienie wlotowe (PSIG) | 1500 | 1275 |
Cząstkowe ciśnienie wlotowe (PSIA) | 1180 | 1010 |
Sprężarka strumienia recyrkulującegw | ||
Szybkość recyrkulacji (SCFM) | 212885 | 100085 |
Ciśnienie ssące (PSIG) | 1275 | 1105 |
Ciśnienie wylotowe (PSIG) | 1530 | 1530 |
Różnica ciśnień (PSI) | 255 | 425 |
Moc sprężania (KM) | 3923 | 3289 |
Wynalazek jest zilustrowany poprzez powyższy opis i przykład.
184 450
184 450
FIG.2
184 450
84FIG.3
184 450
Departament Wydawnictw UP RP. Nakład 70 egz.
Cena 4,00 zł.
Claims (19)
- Zastrzeżenia patentowe1. Sposób równoległego, hydroprzetwarzania pierwszego i drugiego zasilającego strumienia węglowodorowego z szeregowym przepływem recyrkUlującego wodoru, znamienny tym, że zawiera etapy:- hydroprzetwarzania pierwszego zasilającego strumienia węglowodorowego ze strumieniem bogatego w wodór gazu recyrkulującego w pierwszej katalitycznej strefie reakcyjnej dla utworzenia pierwszego reakcyjnego strumienia odciekowego;- rozdzielania pierwszego reakcyjnego strumienia odciekowego dla utworzenia pierwszego strumienia gazu bogatego w wodór i pierwszego hydroprzetworzonego strumienia produktu;- hydroprzetwarzania drugiego zasilającego strumienia węglowodorowego z pierwszym strumieniem gazu bogatego w wodór w drugiej katalitycznej strefie reakcyjnej, pod niższym ciśnieniem cząstkowym niż w pierwszej strefie reakcyjnej, dla utworzenia drugiego reakcyjnego strumienia odciekowego;- rozdzielania drugiego reakcyjnego strumienia odciekowego dla utworzenia drugiego strumienia gazu bogatego w wodór i drugiego hydroprzetworzonego strumienia produktu;- sprężania drugiego strumienia gazu bogatego w wodór; i- dodawania uzupełniającego strumienia wodoru do drugiego bogatego w wodór strumienia dla utworzenia bogatego w wodór strumienia gazu recyrkulującego do hydroprzetwarzania w pierwszej strefie reakcyjnej.
- 2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że uzupełniający strumień wodoru jest dodawany do drugiego strumienia gazu bogatego w wodór przed sprężeniem drugiego strumienia gazu bogatego w wodór dla utworzenia recyrkulującego strumienia gazu bogatego w wodór.
- 3. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że obejmuje etapy frakcjonowania pierwszego i drugiego strumienia hydroprzetworzonego produktu w zwykłym frakcjonatorze i zawracania strumienia produktu frakcjonatora do pierwszej katalitycznej strefy reakcyjnej.
- 4. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że pierwszy strumień surowca węglowodorowego zawiera frakcję próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia powyżej około 400°C, a drugi strumień surowca węglowodorowego zawiera trakcję próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia poniżej około 510°C.
- 5. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że pierwszy strumień surowca węglowodorowego zawiera frakcję próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia w zakresie od około 315°C do około 600°C, a drugi strumień surowca węglowodorowego zawiera ciężką frakcję oleju gazowego pochodzącego z odasfaltowywania rozpuszczalnikowego.
- 6. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że pierwszy strumień surowca węglowodorowego zawiera frakcję próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia w zakresie od około 315°C do około 600°C, a drugi strumień surowca węglowodorowego zawiera ciężką frakcję oleju gazowego pochodzącego z procesu koksowania.
- 7. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że pierwszy strumień surowca węglowodorowego zawiera frakcję próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia w zakresie od około 315°C do około 600°C, a drugi strumień surowca węglowodorowego zawiera ciężką frakcję oleju gazowego pochodzącego z krakowania wstępnego.
- 8. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że pierwszy strumień surowca węglowodorowego zawiera frakcję próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia w zakresie od około 315°C do około 600°C, a drugi strumień surowca węglowodorowego zawiera ciężką frakcję oleju gazowego pochodzącego z krakowania termicznego.
- 9. Instalacja hydroprzetwarzająca do równoległego hydroprzetwarzania pierwszego i drugiego strumienia surowca węglowodorowego z szeregowym przepływem recyrkulującego184 450 wodoru, znamienna tym, że zawiera pierwszy i drugi strumień surowca węglowodorowego, pierwszą katalityczną strefę reakcyjną do hydroprzetwarzania pierwszego strumienia surowca węglowodorowego z recyrkulującym strumieniem gazu bogatego w wodór; pierwszy rozdzielacz do rozdzielania strumienia odciekowego z pierwszej strefy reakcyjnej na pierwszy strumień gazu bogatego w wodór i pierwszy strumień hydroprzetworzonego produktu; drugą katalityczną strefę reakcyjną do hydroprzetwarzania drugiego strumienia surowca węglowodorowego z pierwszym strumieniem gazu bogatego w wodór; drugi rozdzielacz do rozdzielania strumienia odciekowego z drugiej strefy reakcyjnej na drugi strumień gazu bogatego w wodór i drugi strumień hydroprzetworzonego produktu; uzupełniający strumień wodoru do dodawania uzupełniającego wodoru do drugiego strumienia bogatego w wodór; sprężarkę do sprężania drugiego strumienia gazu bogatego w wodór jako recyrkulującego strumienia bogatego w wodór do pierwszej strefy reakcyjnej.
- 10. Instalacja według zastrz. 9, znamienna tym, że zawiera: frakcjonator próżniowego oleju gazowego do wytwarzania ciężkiej frakcji o temperaturze wrzenia powyżej około 750°F i lekkiej frakcji o temperaturze wrzenia poniżej około 950°F; linię do dostarczania lekkiej frakcji próżniowego oleju gazowego do pierwszej strefy reakcyjnej jako pierwszego strumienia surowca węglowodorowego; i linię do dostarczania ciężkiej frakcji próżniowego oleju gazowego do drugiej strefy reakcyjnej jako drugiego strumienia surowca węglowodorowego.
- 11. Instalacja według zastrz. 9, znamienna tym, że zawiera: kolumnę frakcjonującą do otrzymywania i frakcjonowania pierwszego i drugiego strumienia hydroprzetworzonego produktu na wiele strumieni produktów frakcjonatora; i linię do zawracania przynajmniej jednego strumienia produktu frakcjonatora do pierwszego strumienia surowca węglowodorowego.
- 12. Sposób obejmujący równoległe hydroprzetwarzanie pierwszego i drugiego strumienia surowca węglowodorowego odpowiednio w pierwszej i drugiej strefie reakcyjnej i rozdzielanie odcieków ze stref reakcyjnych dla utworzenia przynajmniej jednego hydroprzetworzonego ciekłego produktu i recyrkulującego gazu bogatego w wodór, znamienny tym, że zawiera etapy:- rozdzielania hydroprzetworzonych strumieni odciekowych w oddzielnych rozdzielaczach dla utworzenia odpowiednio pierwszego i drugiego strumienia gazu bogatego w wodór oraz pierwszego i drugiego hydroprzetworzonego ciekłego strumienia produktu;- działania drugiej strefy reakcyjnej przy niższym ciśnieniu cząstkowym wodoru w porównaniu z ciśnieniem cząstkowym wodoru w pierwszej strefie reakcyjnej.- dostarczania pierwszego strumienia gazu bogatego w wodór z pierwszego rozdzielacza do drugiej strefy reakcyjnej dla właściwego wypełnienia wymagań dotyczących wodoru odnośnie drugiej strefy reakcyjnej; i- dodawania wodoru uzupełniającego i sprężania uzupełniającego strumienia wodoru do drugiego strumienia gazu bogatego w wodór z drugiego rozdzielacza dla dostarczenia do pierwszej strefy reakcyjnej.
- 13. Sposób według zastrz. 12, znamienny tym, że drugi strumień bogaty w wodór jest sprężany przed dodaniem wodoru uzupełniającego.
- 14. Sposób według zastrz. 12, znamienny tym, że ponadto obejmuje frakcjonowanie pierwszego i drugiego hydroprzetworzonego strumienia produktu w zwykłym frakcjonatorze i zawracanie strumienia produktu frakcjonatora do pierwszej katalitycznej strefy reakcyjnej.
- 15. Sposób według zastrz. 12, znamienny tym, że pierwszy strumień surowca węglowodorowego zawiera frakcję próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia powyżej około 400°C, a drugi strumień surowca węglowodorowego zawiera frakcję próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia poniżej około 510°C.
- 16. Sposób według zastrz. 12 znamienny tym, że pierwszy strumień surowca węglowodorowego zawiera frakcję próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia w zakresie od około 315°C do około 600°C, a drugi strumień surowca węglowodorowego zawiera ciężką frakcję oleju gazowego pochodzącego z odasfaltowywania rozpuszczalnikowego.
- 17. Sposób według zastrz. 12, znamienny tym, że pierwszy strumień surowca węglowodorowego zawiera frakcję próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia w zakresie od około 315°C do około 600°C, a drugi strumień surowca węglowodorowego zawiera ciężką frakcję oleju gazowego pochodzącego z procesu koksowania.184 450
- 18. Sposób według zastrz. 12, znamienny tym, że pierwszy strumień surowca węglowodorowego zawiera frakcję próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia w zakresie od około 315°C do około 600°C, a drugi strumień surowca węglowodorowego zawiera ciężką frakcję oleju gazowego pochodzącego z krakowania wstępnego.
- 19. Sposób według zastrz. 12, znamienny tym, że pierwszy strumień surowca węglowodorowego zawiera frakcję próżniowego oleju gazowego o temperaturze wrzenia w zakresie od około 315°C do około 600°C, a drugi strumień surowca węglowodorowego zawiera ciężką frakcję oleju gazowego pochodzącego z krakowania termicznego.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/599,456 US5958218A (en) | 1996-01-22 | 1996-01-22 | Two-stage hydroprocessing reaction scheme with series recycle gas flow |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
PL318053A1 PL318053A1 (en) | 1997-08-04 |
PL184450B1 true PL184450B1 (pl) | 2002-10-31 |
Family
ID=24399688
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PL97318053A PL184450B1 (pl) | 1996-01-22 | 1997-01-21 | Sposób równoległego, dwuetapowego hydroprzetwarzania z szeregowym przepływem gazu powrotnego i instalacja hydroprzetwarzająca |
Country Status (15)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5958218A (pl) |
EP (1) | EP0787787B1 (pl) |
JP (1) | JP4291888B2 (pl) |
KR (1) | KR100452253B1 (pl) |
CN (1) | CN1085241C (pl) |
AU (1) | AU719704B2 (pl) |
BR (1) | BR9700719A (pl) |
CA (1) | CA2195708C (pl) |
DE (1) | DE69718083T2 (pl) |
HU (1) | HU223694B1 (pl) |
MY (1) | MY113946A (pl) |
PL (1) | PL184450B1 (pl) |
RU (1) | RU2174534C2 (pl) |
TW (1) | TW404979B (pl) |
ZA (1) | ZA97286B (pl) |
Families Citing this family (35)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7291257B2 (en) * | 1997-06-24 | 2007-11-06 | Process Dynamics, Inc. | Two phase hydroprocessing |
ES2227852T3 (es) | 1997-06-24 | 2005-04-01 | Process Dynamics, Inc. | Hidroprocesado en dos fases. |
US7569136B2 (en) | 1997-06-24 | 2009-08-04 | Ackerson Michael D | Control system method and apparatus for two phase hydroprocessing |
EA200000945A1 (ru) * | 1998-03-14 | 2001-04-23 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Комбинированный способ конверсии с противотоком водорода |
US6224747B1 (en) | 1998-03-14 | 2001-05-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrocracking and hydrotreating |
US6179995B1 (en) | 1998-03-14 | 2001-01-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Residuum hydrotreating/hydrocracking with common hydrogen supply |
US6096190A (en) * | 1998-03-14 | 2000-08-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrocracking/hydrotreating process without intermediate product removal |
US6200462B1 (en) | 1998-04-28 | 2001-03-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for reverse gas flow in hydroprocessing reactor systems |
US6572837B1 (en) * | 2000-07-19 | 2003-06-03 | Ballard Power Systems Inc. | Fuel processing system |
US6783660B2 (en) * | 2001-10-25 | 2004-08-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Multiple hydroprocessing reactors with intermediate flash zones |
US6797154B2 (en) * | 2001-12-17 | 2004-09-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils |
US6702935B2 (en) | 2001-12-19 | 2004-03-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrocracking process to maximize diesel with improved aromatic saturation |
US7238274B2 (en) | 2002-04-03 | 2007-07-03 | Fluor Technologies Corporation | Combined hydrotreating and process |
US7384542B1 (en) * | 2004-06-07 | 2008-06-10 | Uop Llc | Process for the production of low sulfur diesel and high octane naphtha |
US7470358B1 (en) * | 2005-12-19 | 2008-12-30 | Uop Llc | Integrated process for the production of low sulfur diesel |
JP4783645B2 (ja) * | 2006-02-08 | 2011-09-28 | Jx日鉱日石エネルギー株式会社 | ワックスの水素化処理方法 |
FR2910017B1 (fr) * | 2006-12-18 | 2010-08-13 | Total France | Procede d'hydrotraitement d'une charge gazole, reacteur d'hydrotraitement pour la mise en oeuvre dudit procede, et unite d'hydroraffinage correspondante |
JP5249630B2 (ja) * | 2008-05-09 | 2013-07-31 | ユーオーピー エルエルシー | 低硫黄ディーゼルと高オクタン価ナフサを製造する方法 |
US8263008B2 (en) | 2008-12-18 | 2012-09-11 | Uop Llc | Apparatus for improving flow properties of crude petroleum |
US9157037B2 (en) | 2008-12-18 | 2015-10-13 | Uop Llc | Process for improving flow properties of crude petroleum |
WO2012100068A2 (en) | 2011-01-19 | 2012-07-26 | Process Dynamics, Inc. | Process for hydroprocessing of non-petroleum feestocks |
CN102161911A (zh) * | 2011-03-10 | 2011-08-24 | 何巨堂 | 一种高氮高芳烃油加氢转化集成方法 |
US8475745B2 (en) * | 2011-05-17 | 2013-07-02 | Uop Llc | Apparatus for hydroprocessing hydrocarbons |
RU2619931C2 (ru) * | 2011-06-09 | 2017-05-22 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ получения газойлевой фракции |
HUE032494T2 (en) * | 2011-07-07 | 2017-09-28 | Solvay (Zhangjiagang) Speciality Chemicals Co Ltd | Process for the preparation of aminonitrile and diamine |
CN102399584B (zh) * | 2011-10-12 | 2014-06-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢装置氢气联合优化利用工艺 |
US8747784B2 (en) | 2011-10-21 | 2014-06-10 | Uop Llc | Process and apparatus for producing diesel |
CN104114678B (zh) * | 2011-12-29 | 2017-11-24 | 国际壳牌研究有限公司 | 加氢处理烃油的方法 |
CN103450933B (zh) * | 2012-05-28 | 2015-09-23 | 中国石油天然气集团公司 | 一种柴油加氢改质组合方法 |
US20150119615A1 (en) * | 2013-10-25 | 2015-04-30 | Uop Llc | Pyrolysis gasoline treatment process |
CN103566837B (zh) * | 2013-11-13 | 2015-09-30 | 山西大学 | 一种适用于加氢放热反应的外循环反应装置 |
FR3013722B1 (fr) * | 2013-11-28 | 2015-12-04 | Ifp Energies Now | Procede d'hydrotraitement d'un gazole dans des reacteurs en serie avec recyclage d'hydrogene. |
FI127871B (en) | 2018-04-05 | 2019-04-15 | Neste Oyj | Hydrogenation process and equipment |
FR3083243A1 (fr) | 2018-06-29 | 2020-01-03 | IFP Energies Nouvelles | Procede integre d'hydrocraquage deux etapes et d'un procede d'hydrotraitement a circulation d'hydrogene inversee |
RU2691965C1 (ru) * | 2019-01-25 | 2019-06-19 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ гидроочистки дизельного топлива |
Family Cites Families (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3005770A (en) * | 1956-01-25 | 1961-10-24 | Standard Oil Co | Process of reforming naphthas |
US3159565A (en) * | 1961-09-26 | 1964-12-01 | Exxon Research Engineering Co | Hydrocarbon conversion process to obtain gasoline with the use of a single distillation zone |
US3252888A (en) * | 1962-11-06 | 1966-05-24 | Exxon Research Engineering Co | Conversion of hydrocarbons with the use of hydrogen donor diluents |
US3364134A (en) * | 1966-11-30 | 1968-01-16 | Universal Oil Prod Co | Black oil conversion and desulfurization process |
US3494855A (en) * | 1968-06-10 | 1970-02-10 | Universal Oil Prod Co | Desulfurization of high metal black oils |
US3592757A (en) * | 1969-03-17 | 1971-07-13 | Union Oil Co | Combination hydrocracking-hydrogenation process |
US3649519A (en) * | 1970-04-02 | 1972-03-14 | Universal Oil Prod Co | Lubricating oil base stock production by hydrocracking two separate feed-stocks |
US3649518A (en) * | 1970-04-02 | 1972-03-14 | Universal Oil Prod Co | Lubricating oil base stock production by hydrocracking two separat feed-stocks |
US3691059A (en) * | 1970-08-24 | 1972-09-12 | Universal Oil Prod Co | Hydrogen-cascade process for hydrocarbon conversion |
US3753891A (en) * | 1971-01-15 | 1973-08-21 | R Graven | Split-stream reforming to upgrade low-octane hydrocarbons |
US3779897A (en) * | 1971-12-29 | 1973-12-18 | Texaco Inc | Hydrotreating-hydrocracking process for manufacturing gasoline range hydrocarbons |
US3775293A (en) * | 1972-08-09 | 1973-11-27 | Universal Oil Prod Co | Desulfurization of asphaltene-containing hydrocarbonaceous black oils |
US3928174A (en) * | 1975-01-02 | 1975-12-23 | Mobil Oil Corp | Combination process for producing LPG and aromatic rich material from naphtha |
US4002555A (en) * | 1976-01-07 | 1977-01-11 | Chevron Research Company | Hydrocarbon reforming process |
US4082647A (en) * | 1976-12-09 | 1978-04-04 | Uop Inc. | Simultaneous and continuous hydrocracking production of maximum distillate and optimum lube oil base stock |
US4197184A (en) * | 1978-08-11 | 1980-04-08 | Uop Inc. | Hydrorefining and hydrocracking of heavy charge stock |
US4919789A (en) * | 1985-06-03 | 1990-04-24 | Mobil Oil Corp. | Production of high octane gasoline |
US4943366A (en) * | 1985-06-03 | 1990-07-24 | Mobil Oil Corporation | Production of high octane gasoline |
KR0128999B1 (ko) * | 1988-03-31 | 1998-04-04 | 오노 알버어스 | 혼합-상 탄화수소질 유출물의 분리 방법 및 이에 의해 얻어진 탄화수소질 유출물 |
US4875991A (en) * | 1989-03-27 | 1989-10-24 | Amoco Corporation | Two-catalyst hydrocracking process |
US5026472A (en) * | 1989-12-29 | 1991-06-25 | Uop | Hydrocracking process with integrated distillate product hydrogenation reactor |
US5114562A (en) * | 1990-08-03 | 1992-05-19 | Uop | Two-stage hydrodesulfurization and hydrogenation process for distillate hydrocarbons |
US5203987A (en) * | 1991-04-05 | 1993-04-20 | Union Oil Company Of California | Method of upgrading residua |
US5346609A (en) * | 1991-08-15 | 1994-09-13 | Mobil Oil Corporation | Hydrocarbon upgrading process |
US5403469A (en) * | 1993-11-01 | 1995-04-04 | Union Oil Company Of California | Process for producing FCC feed and middle distillate |
US5447621A (en) * | 1994-01-27 | 1995-09-05 | The M. W. Kellogg Company | Integrated process for upgrading middle distillate production |
-
1996
- 1996-01-22 US US08/599,456 patent/US5958218A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-01-14 ZA ZA9700286A patent/ZA97286B/xx unknown
- 1997-01-15 AU AU10180/97A patent/AU719704B2/en not_active Ceased
- 1997-01-17 BR BR9700719A patent/BR9700719A/pt not_active IP Right Cessation
- 1997-01-20 EP EP97100816A patent/EP0787787B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-01-20 DE DE69718083T patent/DE69718083T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1997-01-21 MY MYPI97000212A patent/MY113946A/en unknown
- 1997-01-21 PL PL97318053A patent/PL184450B1/pl unknown
- 1997-01-21 JP JP00833097A patent/JP4291888B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 1997-01-21 RU RU97100947/04A patent/RU2174534C2/ru active
- 1997-01-22 CA CA002195708A patent/CA2195708C/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-01-22 KR KR1019970001782A patent/KR100452253B1/ko not_active IP Right Cessation
- 1997-01-22 HU HU9700197A patent/HU223694B1/hu not_active IP Right Cessation
- 1997-01-22 CN CN97101837A patent/CN1085241C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1997-01-30 TW TW086101179A patent/TW404979B/zh not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN1085241C (zh) | 2002-05-22 |
EP0787787A2 (en) | 1997-08-06 |
KR970059263A (ko) | 1997-08-12 |
TW404979B (en) | 2000-09-11 |
JPH09194853A (ja) | 1997-07-29 |
HUP9700197A1 (hu) | 1998-08-28 |
RU2174534C2 (ru) | 2001-10-10 |
CA2195708C (en) | 2005-11-22 |
HU223694B1 (hu) | 2004-12-28 |
BR9700719A (pt) | 1998-05-26 |
AU1018097A (en) | 1997-07-31 |
HU9700197D0 (en) | 1997-03-28 |
CA2195708A1 (en) | 1997-07-23 |
DE69718083D1 (de) | 2003-02-06 |
EP0787787B1 (en) | 2003-01-02 |
ZA97286B (en) | 1997-07-30 |
US5958218A (en) | 1999-09-28 |
JP4291888B2 (ja) | 2009-07-08 |
MX9700572A (es) | 1997-07-31 |
AU719704B2 (en) | 2000-05-18 |
PL318053A1 (en) | 1997-08-04 |
MY113946A (en) | 2002-06-29 |
KR100452253B1 (ko) | 2004-12-17 |
EP0787787A3 (en) | 1998-03-25 |
DE69718083T2 (de) | 2003-04-30 |
CN1160073A (zh) | 1997-09-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
PL184450B1 (pl) | Sposób równoległego, dwuetapowego hydroprzetwarzania z szeregowym przepływem gazu powrotnego i instalacja hydroprzetwarzająca | |
RU2430957C2 (ru) | Способ и установка для конверсии тяжелых нефтяных фракций в кипящем слое интегрированным получением средних дистиллятов с очень низким содержанием серы | |
CA2631855C (en) | Integrated heavy oil upgrading process and in-line hydrofinishing process | |
CA2516562C (en) | Process and installation including solvent deasphalting and ebullated-bed processing | |
EP1273649A2 (en) | Crude oil desulfurization | |
CN108203601B (zh) | 具有共用的分馏段的联合加氢处理和加氢转化的装置和方法 | |
AU761961B2 (en) | Integrated hydroconversion process with reverse hydrogen flow | |
WO2006096368A2 (en) | High conversion hydroprocessing using multiple pressure and reaction zones | |
US7507326B2 (en) | Process for the upgrading of the products of Fischer-Tropsch processes | |
EP1306421B1 (en) | Multiple hydroprocessing reactors with intermediate flash zones | |
US7238274B2 (en) | Combined hydrotreating and process | |
US8608947B2 (en) | Two-stage hydrotreating process | |
KR20220168993A (ko) | 수소화분해 방법 | |
MXPA97000572A (en) | Reaction scheme of hydroprocessing in two stages with recirculation gas flow in se | |
TW200400253A (en) | New hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils |