RU2013112920A - Способ гидродесульфуризации с выбранным жидким рециркулятом для уменьшения образования рекомбинантных меркаптанов - Google Patents
Способ гидродесульфуризации с выбранным жидким рециркулятом для уменьшения образования рекомбинантных меркаптанов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2013112920A RU2013112920A RU2013112920/04A RU2013112920A RU2013112920A RU 2013112920 A RU2013112920 A RU 2013112920A RU 2013112920/04 A RU2013112920/04 A RU 2013112920/04A RU 2013112920 A RU2013112920 A RU 2013112920A RU 2013112920 A RU2013112920 A RU 2013112920A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fraction
- effluent
- heavy
- purified
- reaction zone
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 32
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract 45
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 31
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract 31
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract 31
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract 16
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 claims abstract 16
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract 12
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 claims abstract 6
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims 16
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 claims 8
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims 8
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims 6
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims 4
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims 4
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims 4
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims 2
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 claims 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 abstract 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 abstract 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
- 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
- C10G45/04—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 characterised by the catalyst used
- C10G45/06—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 characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
- C10G45/08—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 characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
- C10G2300/1044—Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/301—Boiling range
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4081—Recycling aspects
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4087—Catalytic distillation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/02—Gasoline
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)
Abstract
1. Способ гидродесульфуризации крекированной нафты, включающий:подачу крекированной нафты к однопроходной реакционной зоне с неподвижным слоем, имеющей вход и выход и содержащей катализатор гидродесульфуризации, где часть органических соединений серы в крекированной нафте взаимодействует с водородом с образованием HS;извлечение выходящего потока из однопроходной реакционной зоны с неподвижным слоем через выход и подачу выходящего потока в зону сепарации для удаления оттуда HS и получения очищенного выходящего потока;подачу очищенного выходящего потока в ректификационную колонну для разделения очищенного выходящего потока на легкую фракцию и тяжелую фракцию, имеющую по стандарту ASTM D-86 начальную точку кипения в пределах 30°F (17°С) от температуры, при которой анализ очищенного выходящего потока показывает максимальную скорость падения на графике зависимости бромного числа от температуры;извлечение легкой фракции в виде верхнего погона из ректификационной колонны;извлечение тяжелой фракции в виде нижнего погона из ректификационной колонны;рециркуляцию по меньшей мере части тяжелой фракции к однопроходной реакционной зоне с неподвижным слоем, где отношение рециркулирующей тяжелой фракции к крекированной нафте, подаваемой в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем, находится в диапазоне от примерно 0,25:1 до примерно 10:1.2. Способ по п.1, где очищенный выходящий поток разделяют на легкую фракцию и тяжелую фракцию, имеющую начальную точку кипения по ASTM D-86 по меньшей мере 280°F (138°С).3. Способ гидродесульфуризации потока крекированной нафты, включающий:подачу водорода и потока крекированной нафты, с
Claims (28)
1. Способ гидродесульфуризации крекированной нафты, включающий:
подачу крекированной нафты к однопроходной реакционной зоне с неподвижным слоем, имеющей вход и выход и содержащей катализатор гидродесульфуризации, где часть органических соединений серы в крекированной нафте взаимодействует с водородом с образованием H2S;
извлечение выходящего потока из однопроходной реакционной зоны с неподвижным слоем через выход и подачу выходящего потока в зону сепарации для удаления оттуда H2S и получения очищенного выходящего потока;
подачу очищенного выходящего потока в ректификационную колонну для разделения очищенного выходящего потока на легкую фракцию и тяжелую фракцию, имеющую по стандарту ASTM D-86 начальную точку кипения в пределах 30°F (17°С) от температуры, при которой анализ очищенного выходящего потока показывает максимальную скорость падения на графике зависимости бромного числа от температуры;
извлечение легкой фракции в виде верхнего погона из ректификационной колонны;
извлечение тяжелой фракции в виде нижнего погона из ректификационной колонны;
рециркуляцию по меньшей мере части тяжелой фракции к однопроходной реакционной зоне с неподвижным слоем, где отношение рециркулирующей тяжелой фракции к крекированной нафте, подаваемой в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем, находится в диапазоне от примерно 0,25:1 до примерно 10:1.
2. Способ по п.1, где очищенный выходящий поток разделяют на легкую фракцию и тяжелую фракцию, имеющую начальную точку кипения по ASTM D-86 по меньшей мере 280°F (138°С).
3. Способ гидродесульфуризации потока крекированной нафты, включающий:
подачу водорода и потока крекированной нафты, содержащего органические соединения серы и олефины, к дистилляционному колонному реактору, содержащему катализатор гидродесульфуризации;
одновременно в дистилляционном колонном реакторе происходят:
(1) контактирование крекированной нафты и водорода с катализатором гидродесульфуризации для взаимодействия части органических соединений серы с водородом с образованием H2S; и
(2) разделение крекированной нафты на легкую фракцию и тяжелую фракцию;
удаление легкой фракции в виде верхнего погона из дистилляционного колонного реактора вместе с H2S и непрореагировавшим водородом;
отделение легкой фракции от H2S и непрореагировавшего водорода;
удаление тяжелой фракции в виде нижнего погона из дистилляционного колонного реактора;
подачу тяжелой фракции и легкой фракции в первую зону сепарации для удаления из них H2S и извлечения очищенной объединенной фракции;
подачу по меньшей мере части очищенной объединенной фракции к однопроходной реакционной зоне с неподвижным слоем, имеющей вход и выход и содержащей катализатор гидродесульфуризации, где часть остающихся органических соединений серы в очищенной объединенной фракции взаимодействует с водородом с образованием H2S;
извлечение выходящего потока из однопроходной реакционной зоны с неподвижным слоем через выход и подачу выходящего потока во вторую зону сепарации для удаления из него H2S и извлечения очищенного выходящего потока;
подачу очищенного выходящего потока в ректификационную колонну для разделения очищенного выходящего потока на легкую фракцию и тяжелую фракцию, имеющую по стандарту ASTM D-86 начальную точку кипения в пределах 30°F (17°С) от температуры, при которой анализ очищенного выходящего потока показывает максимальную скорость падения на графике зависимости бромного числа от температуры;
извлечение легкой фракции в виде верхнего погона из ректификационной колонны;
извлечение тяжелой фракции в виде нижнего погона из ректификационной колонны;
рециркуляцию по меньшей мере части тяжелой фракции к однопроходной реакционной зоне с неподвижным слоем, где отношение рециркулирующей тяжелой фракции к крекированной нафте, подаваемой в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем, находится в диапазоне от примерно 0,25:1 до примерно 10:1.
4. Способ по п.3, где очищенный выходящий поток разделяют на легкую фракцию и тяжелую фракцию, имеющую по ASTM D-86 начальную точку кипения по меньшей мере 280°F (138°С).
5. Способ по п.3, где рециркулирующий очищенный выходящий поток содержит менее 0,1 ppm H2S.
6. Способ по п.3, где очищенный выходящий поток содержит менее 5 ppm меркаптанов по массе.
7. Способ по п.6, где очищенный выходящий поток содержит менее 1 ppm меркаптанов по массе.
8. Способ по п.3, где очищенный выходящий поток содержит менее 10 ppm общей серы по массе.
9. Способ по п.3, дополнительно включающий объединение не рециркулируемой части очищенного выходящего потока с частью очищенной объединенной фракции, не подаваемой в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем, для образования гидрообессеренного продукта.
10. Способ по п.9, где гидрообессеренный продукт содержит менее 10 ppm общей серы по массе.
11. Способ по п.3, где рециркулируемый очищенный выходящий поток подают ко входу однопроходной реакционной зоны с неподвижным слоем.
12. Способ по п.3, где рециркулируемый очищенный выходящий поток подают в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем между входом реактора и выходом реактора.
13. Способ по п.3, где рециркулируемый очищенный выходящий поток подают в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем поблизости от выхода реактора.
14. Способ по п.3, где рециркулируемый очищенный выходящий поток объединяют с выходящим потоком поблизости от выхода из однопроходной реакционной зоны с неподвижным слоем.
15. Способ гидродесульфуризации потока крекированной нафты, включающий:
подачу водорода и потока крекированной нафты, содержащего органические соединения серы и олефины, в дистилляционный колонный реактор, содержащий катализатор гидродесульфуризации;
при этом в дистилляционном колонном реакторе одновременно происходят:
(1) контактирование крекированной нафты и водорода с катализатором гидродесульфуризации для взаимодействия части органических соединений серы с водородом с образованием H2S; и
(2) разделение крекированной нафты на легкую фракцию и тяжелую фракцию;
удаление легкой фракции в виде верхнего погона из дистилляционного колонного реактора вместе с H2S и непрореагировавшим водородом;
отделение легкой фракции от H2S и непрореагировавшего водорода;
удаление тяжелой фракции в виде нижнего погона из дистилляционного колонного реактора;
подачу тяжелой фракции и легкой фракции в первую зону сепарации для удаления оттуда H2S и извлечения очищенной объединенной фракции;
отведение жидкой фракции из дистилляционного колонного реактора в виде бокового погона и подачу жидкой фракции к однопроходной реакционной зоне с неподвижным слоем, имеющей вход и выход и содержащей катализатор гидродесульфуризации, где часть остающихся органических соединений серы в жидкой фракции взаимодействует с водородом с образованием H2S;
извлечение выходящего потока из однопроходной реакционной зоны с неподвижным слоем через выход и подачу выходящего потока во вторую зону сепарации для удаления оттуда H2S и извлечения очищенного выходящего потока;
подачу очищенного выходящего потока в ректификационную колонну для разделения очищенного выходящего потока на легкую фракцию и тяжелую фракцию, имеющую по стандарту ASTM D-86 начальную точку кипения в пределах 30°F (17°С) от температуры, при которой анализ очищенного выходящего потока показывает максимальную скорость падения на графике зависимости бромного числа от температуры;
извлечение легкой фракции в виде верхнего погона из ректификационной колонны;
извлечение тяжелой фракции в виде нижнего погона из ректификационной колонны;
рециркуляцию по меньшей мере части тяжелой фракции к однопроходной реакционной зоне с неподвижным слоем, где отношение рециркулирующей тяжелой фракции к крекированной нафте, подаваемой в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем, находится в диапазоне от примерно 0,25:1 до примерно 10:1.
16. Способ по п.15, где очищенный выходящий поток разделяют на легкую фракцию и тяжелую фракцию, имеющую по ASTM D-86 начальную точку кипения по меньшей мере 280°F (138°С).
17. Способ по п.15, где рециркулируемый очищенный выходящий поток содержит менее 0,1 ppm H2S.
18. Способ по п.15, где очищенный выходящий поток содержит менее 5 ppm меркаптанов по массе.
19. Способ по п.18, где очищенный выходящий поток содержит менее 1 ppm меркаптанов по массе.
20. Способ по п.15, где очищенный выходящий поток содержит менее 10 ppm общей серы по массе.
21. Способ по п.15, дополнительно включающий объединение не рециркулируемой части очищенного выходящего потока с очищенной объединенной фракцией в качестве гидрообессеренного продукта.
22. Способ по п.21, где гидрообессеренный продукт содержит менее 10 ppm общей серы по массе.
23. Способ по п.15, где рециркулирующий очищенный выходящий поток подают ко входу однопроходной реакционной зоны с неподвижным слоем.
24. Способ по п.15, где рециркулирующий очищенный выходящий поток подают в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем в промежуточном положении между входом реактора и выходом реактора.
25. Способ по п.15, где рециркулирующий очищенный выходящий поток подают в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем поблизости от выхода реактора.
26. Способ по п.15, где рециркулирующий очищенный выходящий поток объединяют с выходящим потоком поблизости от выхода из однопроходной реакционной зоны с неподвижным слоем.
27. Способ гидродесульфуризации крекированной нафты, включающий стадии:
подачи (1) крекированной нафты всего температурного интервала кипения, содержащей олефины, диолефины, меркаптаны и другие органические соединения серы, и (2) водорода к первой реакторной системе каталитической дистилляции;
при этом в первой реакторной системе каталитической дистилляции одновременно происходят:
(i) контактирование диолефинов и меркаптанов в крекированной нафте в присутствии катализатора, представляющего собой металл VIII группы, в ректификационной секции первой реакторной системы каталитической дистилляции, что тем самым, приводит к взаимодействию:
(A) части меркаптанов с частью диолефинов с образованием тиоэфиров,
(B) части меркаптанов с частью водорода с образованием сероводорода; или
(С) части диенов с частью водорода с образованием олефинов; или
(D) сочетания одного или нескольких взаимодействий (A), (B) и (C); и
(ii) разделение крекированной нафты всего температурного интервала кипения на фракцию дистиллятного продукта, содержащего углеводороды C5, и первую тяжелую нафту, содержащую соединения серы;
извлечения первой тяжелой нафты из первой реакторной системы каталитической дистилляции в виде первого нижнего погона;
подачи первого нижнего погона и водорода во вторую реакторную систему каталитической дистилляции, имеющую одну или несколько реакционных зон, содержащих катализатор гидродесульфуризации;
при этом во второй реакторной системе каталитической дистилляции одновременно происходят:
(i) взаимодействие по меньшей мере части меркаптанов и других органических соединений серы в первом нижнем погоне с водородом в присутствии катализатора гидродесульфуризации для превращения части меркаптанов и других органических соединений серы в сероводород, и
(ii) разделение первого нижнего погона на фракцию легкой нафты и фракцию тяжелой нафты;
извлечения фракции легкой нафты, непрореагировавшего водорода и сероводорода из второй реакторной системы каталитической дистилляции в виде головной паровой фракции;
отделения фракции легкой нафты от H2S и непрореагировавшего водорода;
извлечения фракции тяжелой нафты из второй реакторной системы каталитической дистилляции в виде фракции кубового остатка;
подачи фракции тяжелой нафты и фракции легкой нафты в первую зону сепарации для удаления из них H2S и извлечения очищенной объединенной фракции;
подачи по меньшей мере части очищенной объединенной фракции в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем, имеющую вход и выход и содержащую катализатор гидродесульфуризации, где часть остающихся органических соединений серы в очищенной объединенной фракции взаимодействует с водородом с образованием H2S;
получения выходящего потока из однопроходной реакционной зоны с неподвижным слоем через выход и подачи выходящего потока во вторую зону сепарации для удаления оттуда H2S и получения очищенного выходящего потока; и
подачи очищенного выходящего потока в ректификационную колонну для разделения очищенного выходящего потока на легкую фракцию и тяжелую фракцию, имеющую по стандарту ASTM D-86 начальную точку кипения в пределах 30°F (17°С) от температуры, при которой анализ очищенного выходящего потока показывает максимальную скорость падения на графике зависимости бромного числа от температуры;
извлечения легкой фракции в виде верхнего погона из ректификационной колонны;
извлечения тяжелой фракции в виде нижнего погона из ректификационной колонны;
рециркуляции по меньшей мере части тяжелой фракции в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем, где отношение рециркулирующей тяжелой фракции к крекированной нафте, подаваемой в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем, находится в диапазоне от примерно 0,25:1 до примерно 10:1.
28. Способ гидродесульфуризации крекированной нафты, включающий стадии:
подачи (1) легкой крекированной нафты, содержащей олефины, диолефины, меркаптаны и другие органические соединения серы, и (2) водорода к первой реакторной системе каталитической дистилляции;
при этом в первой реакторной системе каталитической дистилляции одновременно происходят:
(i) контактирование диолефинов и меркаптанов в легкой крекированной нафте в присутствии катализатора, представляющего собой металл VIII группы, в ректификационной секции первой реакторной системы каталитической дистилляции, что тем самым приводит к взаимодействию:
(A) части меркаптанов с частью диолефинов с образованием тиоэфиров,
(B) части меркаптанов с частью водорода с образованием сероводорода; или
(С) части диенов с частью водорода с образованием олефинов; или
(D) сочетания одного или нескольких взаимодействий (A), (B) и (C); и
(ii) разделение легкой крекированной нафты на дистиллятный продукт, содержащий углеводороды C5, и первую тяжелую нафту, содержащую соединения серы;
извлечения первой тяжелой нафты из первой реакторной системы каталитической дистилляции в виде первого нижнего погона;
подачи первого нижнего погона, по меньшей мере из промежуточной крекированной нафты или тяжелой крекированной нафты, и водорода во вторую реакторную систему каталитической дистилляции, имеющую одну или несколько реакционных зон, содержащих катализатор гидродесульфуризации;
при этом во второй реакторной системе каталитической дистилляции одновременно происходят:
(i) взаимодействие по меньшей мере части меркаптанов и других органических соединений серы в подаваемом первом нижнем погоне, промежуточной крекированной нафте и тяжелой крекированной нафте с водородом в присутствии катализатора гидродесульфуризации с превращением части меркаптанов и других органических соединений серы в сероводород, и
(ii) разделение подаваемого первого нижнего погона, промежуточной крекированной нафты и тяжелой крекированной нафты на фракцию легкой нафты и фракцию тяжелой нафты;
извлечения фракции легкой нафты, непрореагировавшего водорода и сероводорода из второй реакторной системы каталитической дистилляции в виде головной фракции пара;
отделения фракции легкой нафты от H2S и непрореагировавшего водорода;
извлечения фракции тяжелой нафты из второй реакторной системы каталитической дистилляции в виде фракции кубового остатка;
подачи фракции тяжелой нафты и фракции легкой нафты в первую зону сепарации для удаления из них H2S и извлечения очищенной объединенной фракции;
подачи по меньшей мере части очищенной объединенной фракции к однопроходной реакционной зоне с неподвижным слоем, имеющей вход и выход и содержащей катализатор гидродесульфуризации, где часть остающихся органических соединений серы в очищенной объединенной фракции взаимодействует с водородом с образованием H2S;
получения выходящего потока из однопроходной реакционной зоны с неподвижным слоем через выход и подачи выходящего потока во вторую зону сепарации для удаления из нее H2S и получения очищенного выходящего потока; и
подачи очищенного выходящего потока в ректификационную колонну для разделения очищенного выходящего потока на легкую фракцию и тяжелую фракцию, имеющую по стандарту ASTM D-86 начальную точку кипения в пределах 30°F (17°С) от температуры, при которой анализ очищенного выходящего потока показывает максимальную скорость падения на графике зависимости бромного числа от температуры;
извлечения легкой фракции в виде верхнего погона из ректификационной колонны;
извлечения тяжелой фракции в виде нижнего погона из ректификационной колонны;
рециркуляции по меньшей мере части тяжелой фракции к однопроходной реакционной зоне с неподвижным слоем, где отношение рециркулируемой тяжелой фракции к крекированной нафте, подаваемой в однопроходную реакционную зону с неподвижным слоем, находится в диапазоне от примерно 0,25:1 до примерно 10:1.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/862,845 US8628656B2 (en) | 2010-08-25 | 2010-08-25 | Hydrodesulfurization process with selected liquid recycle to reduce formation of recombinant mercaptans |
| US12/862,845 | 2010-08-25 | ||
| PCT/US2011/039431 WO2012027007A2 (en) | 2010-08-25 | 2011-06-07 | Hydrodesulfurization process with selected liquid recycle to reduce formation of recombinant mercaptans |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013112920A true RU2013112920A (ru) | 2014-09-27 |
| RU2539600C2 RU2539600C2 (ru) | 2015-01-20 |
Family
ID=45695719
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013112920/04A RU2539600C2 (ru) | 2010-08-25 | 2011-06-07 | Способ гидродесульфуризации с выбранным жидким рециркулятом для уменьшения образования рекомбинантных меркаптанов |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8628656B2 (ru) |
| EP (1) | EP2609175B1 (ru) |
| CN (1) | CN102382679B (ru) |
| BR (1) | BR112013004439B1 (ru) |
| CA (1) | CA2808620C (ru) |
| MX (1) | MX2013002061A (ru) |
| MY (1) | MY163125A (ru) |
| RU (1) | RU2539600C2 (ru) |
| WO (1) | WO2012027007A2 (ru) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2993569B1 (fr) * | 2012-07-17 | 2015-12-04 | IFP Energies Nouvelles | Procede de desulfuration d'une essence |
| FR2993570B1 (fr) * | 2012-07-17 | 2015-12-04 | IFP Energies Nouvelles | Procede de production d'une essence legere basse teneur en soufre |
| BR112015003750B1 (pt) * | 2012-08-21 | 2020-04-07 | Catalytic Distillation Tech | processo e sistema para redução do teor de enxofre de um fluxo de hidrocarbonetos |
| US20140091010A1 (en) * | 2012-09-28 | 2014-04-03 | Uop, Llc | Process and apparatus for removing hydrogen sulfide |
| FR3000964B1 (fr) * | 2013-01-14 | 2016-01-01 | IFP Energies Nouvelles | Procede de production d'une essence basse teneur en soufre |
| US10144883B2 (en) | 2013-11-14 | 2018-12-04 | Uop Llc | Apparatuses and methods for desulfurization of naphtha |
| EP3144369A1 (de) * | 2015-09-18 | 2017-03-22 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren und anlage zur trenntechnischen bearbeitung eines kohlenwasserstoffe und schwefelverbindungen enthaltenden stoffgemischs |
| US10562831B2 (en) | 2015-09-21 | 2020-02-18 | Arkema Inc. | Process for making tetrachloropropene by catalyzed gas-phase dehydrochlorination of pentachloropropane |
| US10214698B2 (en) | 2015-10-07 | 2019-02-26 | Shell Oil Company | Method of processing cracked naphtha to make a low-sulfur naphtha product |
| US10066173B2 (en) | 2015-10-07 | 2018-09-04 | Shell Oil Company | Method of processing cracked naphtha to make a low-sulfur naphtha product and ultra-low sulfur diesel |
| CN105523524A (zh) * | 2015-12-29 | 2016-04-27 | 大连百傲化学股份有限公司 | 一种生产高纯硫化氢的装置及工艺方法 |
| TWI746500B (zh) | 2016-01-22 | 2021-11-21 | 美商愛克瑪公司 | 使用分隔壁塔蒸餾純化硫醇或噻吩 |
| US10066174B2 (en) | 2016-03-22 | 2018-09-04 | Uop Llc | Process and apparatus for hydrotreating fractionated overhead naphtha |
| US10066175B2 (en) | 2016-03-22 | 2018-09-04 | Uop Llc | Process and apparatus for hydrotreating stripped overhead naphtha |
| TWI812713B (zh) | 2018-06-27 | 2023-08-21 | 丹麥商托普索公司 | 啟動加氫脫硫區段的方法 |
| CN110819378B (zh) * | 2019-11-27 | 2021-09-14 | 吕刚 | 一种脱除液态烃中有机硫的方法 |
Family Cites Families (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2793170A (en) | 1954-10-22 | 1957-05-21 | Union Oil Co | Desulfurization of cracked gasolines |
| FR2476118B1 (fr) | 1980-02-19 | 1987-03-20 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desulfuration d'un effluent de craquage catalytique ou de craquage a la vapeur |
| DE3574937D1 (de) | 1985-05-14 | 1990-02-01 | Sulzer Ag | Reaktor zum durchfuehren von heterogenen, katalysierten chemischen reaktionen. |
| US5073236A (en) | 1989-11-13 | 1991-12-17 | Gelbein Abraham P | Process and structure for effecting catalytic reactions in distillation structure |
| US5266546A (en) | 1992-06-22 | 1993-11-30 | Chemical Research & Licensing Company | Catalytic distillation machine |
| US5431890A (en) | 1994-01-31 | 1995-07-11 | Chemical Research & Licensing Company | Catalytic distillation structure |
| US5510568A (en) | 1994-06-17 | 1996-04-23 | Chemical Research & Licensing Company | Process for the removal of mercaptans and hydrogen sulfide from hydrocarbon streams |
| US5595643A (en) | 1995-05-24 | 1997-01-21 | Kao Corporation | Method for generating negatively charged oxygen atoms and apparatus used therefor |
| US5595634A (en) | 1995-07-10 | 1997-01-21 | Chemical Research & Licensing Company | Process for selective hydrogenation of highly unsaturated compounds and isomerization of olefins in hydrocarbon streams |
| US5779883A (en) | 1995-07-10 | 1998-07-14 | Catalytic Distillation Technologies | Hydrodesulfurization process utilizing a distillation column realtor |
| US5597476A (en) | 1995-08-28 | 1997-01-28 | Chemical Research & Licensing Company | Gasoline desulfurization process |
| US5730843A (en) | 1995-12-29 | 1998-03-24 | Chemical Research & Licensing Company | Catalytic distillation structure |
| US6409913B1 (en) | 1996-02-02 | 2002-06-25 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Naphtha desulfurization with reduced mercaptan formation |
| US5837130A (en) | 1996-10-22 | 1998-11-17 | Catalytic Distillation Technologies | Catalytic distillation refining |
| US6083378A (en) | 1998-09-10 | 2000-07-04 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the simultaneous treatment and fractionation of light naphtha hydrocarbon streams |
| US6824679B1 (en) | 1998-12-17 | 2004-11-30 | Millipore Corporation | Hollow fiber separation module and methods for manufacturing same |
| US6413413B1 (en) | 1998-12-31 | 2002-07-02 | Catalytic Distillation Technologies | Hydrogenation process |
| WO2001000752A1 (en) | 1999-06-24 | 2001-01-04 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the desulfurization of a diesel fraction |
| US6678830B1 (en) | 1999-07-02 | 2004-01-13 | Hewlett-Packard Development Company, L.P. | Method and apparatus for an ACPI compliant keyboard sleep key |
| US6303020B1 (en) * | 2000-01-07 | 2001-10-16 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the desulfurization of petroleum feeds |
| WO2001059032A1 (en) | 2000-02-11 | 2001-08-16 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the desulfurization of petroleum feeds |
| US6946068B2 (en) | 2000-06-09 | 2005-09-20 | Catalytic Distillation Technologies | Process for desulfurization of cracked naphtha |
| US6736962B1 (en) | 2000-09-29 | 2004-05-18 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Catalytic stripping for mercaptan removal (ECB-0004) |
| US6495030B1 (en) | 2000-10-03 | 2002-12-17 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the desulfurization of FCC naphtha |
| US6416658B1 (en) | 2000-10-19 | 2002-07-09 | Catalytic Distillation Technologies | Process for simultaneous hydrotreating and splitting of naphtha streams |
| US6503864B2 (en) | 2001-02-08 | 2003-01-07 | Catalytic Distillation Technologies | Process for sulfiding catalyst in a column |
| US6444118B1 (en) * | 2001-02-16 | 2002-09-03 | Catalytic Distillation Technologies | Process for sulfur reduction in naphtha streams |
| US7153415B2 (en) * | 2002-02-13 | 2006-12-26 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the treatment of light naphtha hydrocarbon streams |
| US6824676B1 (en) | 2002-03-08 | 2004-11-30 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the selective desulfurization of a mid range gasoline cut |
| US6984312B2 (en) | 2002-11-22 | 2006-01-10 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the desulfurization of light FCC naphtha |
| US20040129606A1 (en) | 2003-01-07 | 2004-07-08 | Catalytic Distillation Technologies | HDS process using selected naphtha streams |
| US7431827B2 (en) | 2004-10-27 | 2008-10-07 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the production of low sulfur, low olefin gasoline |
| US7419586B2 (en) * | 2004-12-27 | 2008-09-02 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Two-stage hydrodesulfurization of cracked naphtha streams with light naphtha bypass or removal |
| US20070095725A1 (en) * | 2005-10-31 | 2007-05-03 | Catalytic Distillation Technologies | Processing of FCC naphtha |
| US8043495B2 (en) * | 2008-01-25 | 2011-10-25 | Catalytic Distillation Technologies | Process to hydrodesulfurize FCC gasoline resulting in a low-mercaptan product |
| US7927480B2 (en) | 2008-01-29 | 2011-04-19 | Catalytic Distillation Technologies | Process for desulfurization of cracked naphtha |
| US20090223866A1 (en) * | 2008-03-06 | 2009-09-10 | Opinder Kishan Bhan | Process for the selective hydrodesulfurization of a gasoline feedstock containing high levels of olefins |
| CN101570698B (zh) | 2008-04-29 | 2013-09-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种石脑油的催化转化方法 |
-
2010
- 2010-08-25 US US12/862,845 patent/US8628656B2/en active Active
-
2011
- 2011-06-07 MY MYPI2013000623A patent/MY163125A/en unknown
- 2011-06-07 BR BR112013004439-0A patent/BR112013004439B1/pt active IP Right Grant
- 2011-06-07 EP EP11820302.5A patent/EP2609175B1/en active Active
- 2011-06-07 WO PCT/US2011/039431 patent/WO2012027007A2/en active Application Filing
- 2011-06-07 RU RU2013112920/04A patent/RU2539600C2/ru active
- 2011-06-07 CA CA2808620A patent/CA2808620C/en active Active
- 2011-06-07 MX MX2013002061A patent/MX2013002061A/es active IP Right Grant
- 2011-08-25 CN CN201110245132.7A patent/CN102382679B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8628656B2 (en) | 2014-01-14 |
| RU2539600C2 (ru) | 2015-01-20 |
| MX2013002061A (es) | 2013-03-08 |
| EP2609175A4 (en) | 2014-04-30 |
| BR112013004439B1 (pt) | 2019-02-12 |
| EP2609175A2 (en) | 2013-07-03 |
| EP2609175B1 (en) | 2018-01-10 |
| CA2808620C (en) | 2016-05-17 |
| CA2808620A1 (en) | 2012-03-01 |
| US20120048776A1 (en) | 2012-03-01 |
| WO2012027007A3 (en) | 2012-05-18 |
| WO2012027007A2 (en) | 2012-03-01 |
| CN102382679A (zh) | 2012-03-21 |
| MY163125A (en) | 2017-08-15 |
| CN102382679B (zh) | 2014-12-10 |
| BR112013004439A2 (pt) | 2016-05-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2013112920A (ru) | Способ гидродесульфуризации с выбранным жидким рециркулятом для уменьшения образования рекомбинантных меркаптанов | |
| US10294172B2 (en) | Systems and processes for recovery of light alkyl mono-aromatic compounds from heavy alkyl aromatic and alkyl-bridged non-condensed alkyl aromatic compounds | |
| CA2813847C (en) | Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock | |
| CN110191941B (zh) | 集成真空渣油调理和基础油生产的将原油转化为石油化学品和燃料产品的方法和系统 | |
| US7927480B2 (en) | Process for desulfurization of cracked naphtha | |
| US8563793B2 (en) | Integrated processes for propylene production and recovery | |
| CN110249034B (zh) | 集成真空渣油加氢处理的将原油转化为石油化学品和燃料产品的方法和系统 | |
| BRPI0616497A2 (pt) | processo para aumentar a produÇço de olefinas leves a partir da matÉria-prima de hidrocarboneto na destilaÇço fracionada catalÍtica | |
| US8128879B2 (en) | Apparatus for increasing weight of olefins | |
| CN1316914A (zh) | 同时处理和分馏轻石脑油烃物流的方法 | |
| US8937206B2 (en) | Process for increasing weight of olefins | |
| SA07280750B1 (ar) | جهاز إعادة تقطير متطور لتغذية عمود تجزئة- c2 | |
| US8236172B2 (en) | Process to hydrodesulfurize FCC gasoline resulting in a low-mercaptan product | |
| EA017890B1 (ru) | Способ снижения содержания серы в углеводородном потоке (варианты) | |
| CN104471034B (zh) | 汽油脱硫的方法 | |
| GB1574420A (en) | Process for recovering crude phenol from catalyst-free cumene hydroperoxide cleavage reaction products | |
| US5304699A (en) | Process for the removal of green oil from a hydrocarbon stream | |
| WO2010104822A3 (en) | Use of catalytic distillation for benzene separation and purification | |
| RU2016138809A (ru) | Способ десульфуризации крекинг-лигроина | |
| CA1137119A (en) | Separation of benzene in dealkylation processes | |
| US20150353448A1 (en) | Process for the selective hydrogenation of acetylene to ethylene | |
| EP2930225A1 (en) | Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock | |
| CN114364649A (zh) | 1,3-丁二烯的制造方法 | |
| EP2630218B1 (en) | Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock |