RU2024105605A - Конфигурация производства олефинов - Google Patents

Claims (66)

1. Способ преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

подачу углеводородного исходного сырья в нагреватель с получением подогретого углеводородного исходного сырья;

разделение подогретого углеводородного исходного сырья в сепараторе на легкокипящую фракцию и промежуточную фракцию;

подачу промежуточной фракции назад в нагреватель с получением нагретой промежуточной фракции;

подачу потока водорода в водородную горячую отпарную колонну;

разделение нагретой промежуточной фракции в водородной горячей отпарной колонне на среднекипящую фракцию и фракцию кубовых остатков водородной горячей отпарной колонны; и

охлаждение фракции кубовых остатков водородной горячей отпарной колонны посредством непрямого теплообмена относительно промежуточной фракции с получением фракции высококипящего остатка;

гидроочистку фракции высококипящего остатка в первой системе гидроочистки с получением гидроочищенного выходящего потока;

разделение гидроочищенного выходящего потока во встроенном устройстве разделения с получением ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива и гидроочищенной фракции;

гидрокрекинг гидроочищенной фракции во второй системе гидроочистки с получением сырьевого потока паровой крекинг-установки;

подачу сырьевого потока паровой крекинг-установки и легкокипящей фракции в паровую крекинг-установку для преобразования находящихся в них углеводородов в один или несколько легких олефинов и пиролизное масло.

2. Способ по п. 1, в котором легкокипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C;

содержание водорода, по меньшей мере, 14 мас.%;

ИКГБ меньше чем 5;

плотность в градусах АНИ больше чем 40°;

содержание серы меньше чем 1000 ppm;

содержание азота меньше чем 10 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 1 сСт;

меньше чем 1 мас.% MCRT; и

меньше чем 1 ppm всех металлов.

3. Способ по п.1 или 2, в котором среднекипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C;

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C;

содержание водорода в интервале приблизительно от 12 до 14 мас.%;

ИКГБ в интервале приблизительно от 5 до меньше чем 50;

плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 10° до 40°;

содержание серы в интервале приблизительно от 1000 до 10000 ppm;

содержание азота в интервале приблизительно от 1 до 100 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, больше чем 1 сСт;

меньше чем 5 мас.% MCRT; и

меньше чем 50 ppm всех металлов.

4. Способ по любому пп. 1-3, в котором фракция высококипящего остатка имеет два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C;

содержание водорода меньше чем 12 мас.%;

ИКГБ больше чем 50;

плотность в градусах АНИ меньше чем 10°;

содержание серы больше чем 10000 ppm;

содержание азота больше чем 100 ppm;

вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 100 сСт;

больше чем 5 мас.% MCRT; и

больше чем 50 ppm всех металлов.

5. Способ по любому из пп. 1-4, в котором общее производство химических продуктов из сырья составляет, по меньшей мере, 65 мас.% из расчета на общее количество произведенных олефинов по сравнению со общим объемом подачи исходного сырья.

6. Способ по любому из пп. 1-5, в котором деструктивное гидрирование фракции высококипящего остатка включает преобразование углеводородов во фракции высококипящего остатка в один или несколько углеводородов интервала нафты.

7. Способ по любому из пп. 1-6, в котором часть фракции высококипящего остатка, не преобразованную в углеводороды интервала нафты, отделяют во втором встроенном устройстве разделения в виде ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива.

8. Способ по п. 1, дополнительно включающий гидрокрекинг среднекипящей фракции.

9. Способ варианта осуществления 8, дополнительно включающий объединение среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции перед гидрокрекингом во второй системе гидроочистки.

10. Способ по п. 1, в котором деструктивное гидрирование фракции высококипящего остатка включает введение в контакт фракции высококипящего остатка с катализатором десульфуризации остатков.

11. Способ по п. 1, дополнительно включающий подачу части среднекипящей фракции в комплекс по переработке ароматических соединений с получением ароматических соединений и подачу второй более тяжелой части среднекипящей фракции в паровую крекинг-установку.

12. Способ по п. 8, в котором гидрокрекинг среднекипящей фракции включает преобразование углеводородов в среднекипящей фракции преимущественно в углеводороды интервала нафты.

13. Система преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов, и эта система включает:

первое встроенное устройство разделения для разделения углеводородного исходного сырья, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

первую систему гидроочистки, выполненную с возможностью гидроочистки фракции высококипящего остатка и производства гидроочищенного выходящего потока;

второе встроенное устройство разделения, выполненное с возможностью разделения гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и производства ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива и гидроочищенной фракции;

вторую систему гидроочистки, выполненную с возможностью гидрокрекинга гидроочищенной фракции и производства сырьевого потока паровой крекинг-установки;

паровую крекинг-установку для преобразования сырьевого потока паровой крекинг-установки и легкокипящей фракции в один или несколько легких олефинов и пиролизное масло.

14. Система по п. 13, в котором первое встроенное устройство разделения выполнено с возможностью давать легкокипящую фракцию, содержащую углеводороды, имеющие температуру кипения меньше чем приблизительно 160°С, и фракцию высококипящего остатка, содержащую углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 160°С.

15. Система по п. 13, в котором первое встроенное устройство разделения выполнено с возможностью давать легкокипящую фракцию, содержащую углеводороды, имеющие температуру кипения меньше чем приблизительно 160°С, среднекипящую фракцию, содержащую углеводороды, имеющие температуру кипения в интервале приблизительно от 160 до 490°С, и фракцию высококипящего остатка, содержащую углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 490°С.

16. Система по п. 15, дополнительно включающая технологическую линию, выполненную с возможностью подавать среднекипящую фракцию во вторую систему гидроочистки.

17. Система варианта осуществления 16, дополнительно включающая узел смешения или Т-образное разветвление, выполненные с возможностью объединения среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции выше по потоку перед второй системой гидроочистки.

18. Система по п. 16, в котором вторая система гидроочистки содержит катализатор, предназначенный для преобразования углеводородов в гидроочищенной фракции и среднекипящей фракции преимущественно в углеводороды интервала нафты.

19. Способ термического преобразования сырой нефти в химические продукты, и этот способ включает:

гидроочистку и/или гидрокрекинг всей сырой нефти в узле кондиционирования, включающем два или несколько реакторов;

подачу гидроочищенной и/или гидрокрекированной всей сырой нефти в паровую крекинг-установку для преобразования гидроочищенной и/или гидрокрекированной всей сырой нефти в химические продукты, включающие этилен, пропилен и бутены;

где узел кондиционирования и паровая крекинг-установка выполнены так, чтобы они имели синхронизированные периоды работы.

20. Способ по п. 19, в котором вся сырая нефть представляет собой углеводородный конденсат с интервалом кипения вплоть до 565°C.