RU2030445C1

RU2030445C1 - Method for cleaning secondary gas oil

Info

Publication number: RU2030445C1
Authority: RU
Inventors: Л.А. Калинчева; Г.А. Берг; Г.Г. Степанова
Original assignee: Институт проблем нефтехимпереработки АН Республики Башкортостан
Priority date: 1992-06-29
Filing date: 1992-06-29
Publication date: 1995-03-10

Abstract

FIELD: petroleum chemistry. SUBSTANCE: method involves mixing heavy gas oil with straight-distilled vacuum gas oil and light slow-coking fraction at 180-350 C taken in the amount of 5-30 wt.-% of mixture. Then mixture is hydraulically cleaned. EFFECT: higher efficiency. 1 tbl

Description

Изобретение относится к способам очистки дистиллятов вторичного происхождения, в частности к очистке тяжелого газойля вторичного происхождения, и может быть использовано в нефтепереработке. The invention relates to methods for purifying distillates of secondary origin, in particular to purifying heavy gas oil of secondary origin, and can be used in oil refining.

Проведение очистки тяжелого газойля вторичного происхождения в чистом виде в промышленных условиях затруднено из-за быстрого закоксовывания катализатора и из-за необходимости осуществления процесса под высоким давлением. Поэтому очистку тяжелого газойля вторичного происхождения проводят в смеси с прямогонными вакуумными газойлями. Содержание тяжелых вторичных вакуумных газойлей в смеси с прямогонными может колебаться в довольно широких пределах и зависит как от характеристики самого вторичного газойля (содержание серы, азота, полициклических ароматических структур, фракционного состава), так и от выбранного режима процесса гидроочистки, т.е. от давления, температуры, объемной скорости подачи сырья, обеспечивающего требуемый уровень очистки сырья от примесей. Известно, что при прочих равных условиях увеличение доли вторичных тяжелых газойлей в прямогонном сырье сопровождается ужесточением режима для достижения той же степени очистки, что и для прямогонного вакуумного газойля. The purification of heavy gas oil of secondary origin in pure form in an industrial environment is difficult due to the rapid coking of the catalyst and because of the need to carry out the process under high pressure. Therefore, the purification of heavy gas oil of secondary origin is carried out in a mixture with straight-run vacuum gas oils. The content of heavy secondary vacuum gas oils in a mixture with straight-run ones can fluctuate over a wide range and depends both on the characteristics of the secondary gas oil itself (sulfur, nitrogen, polycyclic aromatic structures, fractional composition) and on the selected hydrotreatment process mode, i.e. from pressure, temperature, volumetric feed rate of the raw material, providing the required level of purification of raw materials from impurities. It is known that, ceteris paribus, an increase in the proportion of secondary heavy gas oils in straight-run feedstock is accompanied by a tightening of the regime to achieve the same degree of purification as for straight-run vacuum gas oil.

Известен способ очистки тяжелого газойля замедленного коксования путем смешения его с прямогонным вакуумным газойлем в соотношении 22:78 с последующей каталитической гидроочисткой смеси при температуре 365^о и давлении 12,3 МПа [1].A known method of purification of heavy gas oil delayed coking by mixing it with straight-run vacuum gas oil in a ratio of 22:78, followed by catalytic hydrotreating of the mixture at a temperature of 365 ^about and a pressure of 12.3 MPa [1].

Недостатком этого способа является то, что для достижения высокой степени очистки газойлей от серы необходимо создание высокого давления и проведение процесса в течение длительного времени, что значительно усложняет способ. The disadvantage of this method is that to achieve a high degree of purification of gas oil from sulfur, it is necessary to create high pressure and conduct the process for a long time, which greatly complicates the method.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ очистки тяжелого газойля вторичного происхождения путем смешения его с прямогонным вакуумным газойлем с последующей каталитической гидроочисткой смеси. Смесь состоит из 70-85 мас.% прямогонного вакуумного газойля и 15-30 мас. % тяжелого газойля вторичного происхождения. Гидроочистку осуществляют на алюмоникельмолибденовом катализаторе при температуре 350-370^оС и давлении 3-5 МПа [2].Closest to the proposed technical solution is a method of purification of heavy gas oil of secondary origin by mixing it with straight-run vacuum gas oil followed by catalytic hydrotreating of the mixture. The mixture consists of 70-85 wt.% Straight-run vacuum gas oil and 15-30 wt. % heavy gas oil of secondary origin. The hydrotreatment was carried out at alyumonikelmolibdenovom catalyst at a temperature of 350-370 ^C and a pressure of 3-5 MPa [2].

Этот способ более прост в исполнении, однако степень обессеривания тяжелого газойля недостаточно высокая. This method is simpler to implement, however, the degree of desulphurization of heavy gas oil is not high enough.

Предлагаемое техническое решение позволяет снизить содержание серы в тяжелом газойле вторичного происхождения. Это достигается тем, что в способе очистки тяжелого газойля вторичного происхождения путем смешения его с прямогонным вакуумным газойлем с последующей каталитической гидроочисткой смеси, перед гидроочисткой в смесь тяжелого газойля вторичного происхождения с прямогонным вакуумным газойлем добавляют легкий газойль замедленного коксования с пределами выкипания 180-350^оС в количестве 5-30 мас.% от сырья гидроочистки.The proposed solution allows to reduce the sulfur content in heavy gas oil of secondary origin. This is achieved in that the purification process of heavy gasoil secondary origin by mixing it with straight run vacuum gas oil followed by hydrotreating catalyst mixture prior to hydrotreating a heavy oil mixture secondary origin with straight run vacuum gas oil is added the delayed coker light gas oil with boiling range of 180-350 ^C. in the amount of 5-30 wt.% from the hydrotreating feed.

В предлагаемом способе гидроочистки смеси тяжелого газойля вторичного происхождения с прямогонным вакуумным газойлем добавление легкого газойля замедленного коксования позволяет снизить вязкость вакуумных дистиллятов, увеличить долю их испаряемости и увеличить степень проницаемости водорода к серусодержащим соединениям высокомолекулярной более ароматизированной части сырья, что способствует увеличению степени удаления из него серы. In the proposed method for hydrotreating a mixture of heavy gas oil of secondary origin with straight run vacuum gas oil, the addition of light gas oil of delayed coking makes it possible to reduce the viscosity of vacuum distillates, increase the fraction of their evaporation and increase the degree of hydrogen permeability to sulfur-containing compounds of a higher molecular weight, more aromatized part of the feed, which increases the degree of sulfur removal from it .

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. The proposed method is as follows.

Тяжелый газойль вторичного происхождения (замедленного коксования или каталитического крекинга) смешивают с прямогонным вакуумным газойлем, добавляют легкий газойль замедленного коксования с пределами выкипания 180-350^оС и полученное сырье подвергают гидроочистке. Гидроочистку осуществляют на алюмоникельмолибденовом катализаторе при температуре 360-410^оС, давлении 3,0-5,0 МПа. Жидкие продукты реакции после охлаждения фракционируют на бензин (НК-180^оС), дизельное топливо (180-350^оС) и тяжелый газойль (остаток, выкипающий выше 350^оС), который направляют на дальнейшую переработку, например, на каталитический крекинг или гидрокрекинг.Heavy gasoil secondary origin (delayed coking or catalytic cracking) was mixed with straight run vacuum gas oil, light gas oil is added to the delayed coking boiling range 180-350 ^{° C} and the resulting material was subjected to hydrotreatment. The hydrotreatment was carried out at alyumonikelmolibdenovom catalyst at a temperature of 360-410 ^{° C,} pressure 3.0-5.0 MPa. After cooling, the liquid reaction products are fractionated into gasoline (NK-180 ^о С), diesel fuel (180-350 ^о С) and heavy gas oil (residue boiling above 350 ^о С), which are sent for further processing, for example, catalytic cracking or hydrocracking.

Для проверки предлагаемого способа очистки тяжелого газойля вторичного происхождения и сравнения его со способом - прототипом были проведены опыты по гидроочистке различных смесей, результаты которых представлены примерами и таблицей. To verify the proposed method for the purification of heavy gas oil of secondary origin and compare it with the prototype method, experiments were conducted on hydrotreating various mixtures, the results of which are presented by examples and table.

П р и м е р 1 (прототип). Тяжелый газойль замедленного коксования, выкипающий в пределах 350-500^оС, с содержанием серы 1,65 мас.% и коксуемостью 0,42% смешивают с прямогонным вакуумным газойлем, выкипающим в пределах 350-500^оС, с содержанием серы 0,90 мас.% в соотношении 15:85. Полученное сырье подвергают гидроочистке на алюмоникельмолибденовом катализаторе при температуре 370^оС, давлении 3,5 МПа, объемной скорости подачи сырья 1,0 ч^-1 и подаче водорода 500 нл/л на пилотной установке. Жидкие продукты реакции после охлаждения фракционируют на бензин (НК-180^оС), дизельное топливо (180-350^оС) и тяжелый газойль (остаток, выкипающий выше 350^оС), который является сырьем каталитического крекинга или гидрокрекинга. Содержание серы в тяжелом газойле (фр.выше 350^оС) равно 0,55%. Степень обессеривания составляет 46,1%.PRI me R 1 (prototype). Heavy gasoil delayed coking boiling in the range 350-500 ^{° C,} with a sulfur content of 1.65 wt.% And 0.42% carbon residue was mixed with straight run vacuum gas oil boiling in the range 350-500 ^{° C,} with a sulfur content 0.90 wt.% in the ratio of 15:85. The resulting material was subjected to alyumonikelmolibdenovom hydrotreating catalyst at a temperature of 370 ^C, a pressure of 3.5 MPa, feed space velocity of 1.0 hr ^-1 and a hydrogen feed of 500 NL / L in a pilot plant. The liquid reaction products, after cooling, was fractionated on a petrol (NK-180 ° ^C), diesel fuel (180-350 ° ^C) and heavy gas oil (residue boiling above 350 ^{° C)} which is a raw material for catalytic cracking or hydrocracking. The sulfur content of the heavy gas oil (fr.vyshe 350 ° ^C) equal to 0.55%. The degree of desulfurization is 46.1%.

П р и м е р 2 (предлагаемый способ). Тяжелый газойль замедленного коксования с содержанием серы 1,65 мас.% коксуемостью 0,42% в количестве 15 мас. % смешивают с 60 мас.% прямогонного вакуумного газойля с содержанием серы 0,9 мас.% и добавляют 25 мас.% легкого газойля замедленного коксования, выкипающего в пределах 180-350^оС, с содержанием серы 0,95 мас.%. Полученное сырье подвергают гидроочистке на алюмоникельмодибденовом катализаторе при температуре 370^оС, давлении 3,5 МПа, объемной скорости подачи сырья 1,0 ч^-1 и подаче водорода 500 нл/л на пилотной установке с последующим фракционированием.PRI me R 2 (the proposed method). Heavy gas oil delayed coking with a sulfur content of 1.65 wt.% Coking ability of 0.42% in an amount of 15 wt. % mixed with 60 wt.% straight-run vacuum gas oil with a sulfur content of 0.9 wt.% and add 25 wt.% light gas oil delayed coking, boiling in the range of 180-350 ^about With sulfur content of 0.95 wt.%. The resulting material was subjected to alyumonikelmodibdenovom hydrotreating catalyst at a temperature of 370 ^C, a pressure of 3.5 MPa, feed space velocity of 1.0 hr ^-1 and a hydrogen feed of 500 NL / L in a pilot plant with subsequent fractionation.

Содержание серы в тяжелом газойле - 0,3 мас.%. Степень обессеривания составляет 71,2%. The sulfur content in heavy gas oil is 0.3 wt.%. The degree of desulfurization is 71.2%.

П р и м е р 3. Процесс ведут аналогично примеру 2, но тяжелый газойль замедленного коксования берут в количестве 10 мас.%, прямогонный вакуумный газойль 60 мас.%, а легкий газойль замедленного коксования 30 мас.%. Содержание серы в тяжелом газойле 0,3 мас.%, степень обессеривания 66,2%. PRI me R 3. The process is carried out analogously to example 2, but heavy gas oil delayed coking charge in the amount of 10 wt.%, Straight run vacuum gas oil 60 wt.%, And light gas oil delayed coking 30 wt.%. The sulfur content in heavy gas oil is 0.3 wt.%, The degree of desulfurization is 66.2%.

П р и м е р 4. Процесс ведут аналогично примеру 2, но тяжелый газойль замедленного коксования берут в количестве 10 мас.%, прямогонный вакуумный газойль - 55 мас.%, а легкий газойль - 35 мас.%. Содержание серы в тяжелом газойле 0,38 мас.%, степень обессеривания 60,6%. PRI me R 4. The process is carried out analogously to example 2, but the heavy gas oil delayed coking charge in the amount of 10 wt.%, Straight run vacuum gas oil - 55 wt.%, And light gas oil - 35 wt.%. The sulfur content in heavy gas oil is 0.38 wt.%, The degree of desulfurization is 60.6%.

П р и м е р 5. Процесс ведут аналогично примеру 2, но тяжелый газойль замедленного коксования берут в количестве 14,5 мас.%, прямогонный вакуумный газойль - 83 мас.%, а легкий газойль замедленного коксования - 2,5 мас. % . Содержание серы в тяжелом газойле 0,52 мас.%. Степень обессеривания 49,0%. PRI me R 5. The process is carried out analogously to example 2, but heavy gas oil delayed coking take in the amount of 14.5 wt.%, Straight run vacuum gas oil - 83 wt.%, And light gas oil delayed coking - 2.5 wt. % The sulfur content in heavy gas oil is 0.52 wt.%. The degree of desulfurization is 49.0%.

П р и м е р 6. Процесс ведут аналогично примеру 2, но тяжелый газойль замедленного коксования берут в количестве 15 мас.%, прямогонный вакуумный газойль - 80 мас. %, а легкий газойль замедленного коксования - 5 мас.%. Содержание серы в остатке, выкипающем выше 350^оС 0,42 мас.%. Степень обессеривания 58,5%.PRI me R 6. The process is carried out analogously to example 2, but heavy gas oil delayed coking take in the amount of 15 wt.%, Straight-run vacuum gas oil - 80 wt. %, and light gas oil delayed coking - 5 wt.%. The sulfur content in the residue boiling above 350 ^about With 0.42 wt.%. The degree of desulfurization is 58.5%.

Результаты опытов приведены в таблице. The results of the experiments are shown in the table.

Как видно из таблицы, добавление легкого газойля менее 5% практически не оказывает существенного влияния на степень гидрообессеривания. Наиболее оптимальным количеством добавляемого легкого газойля замедленного коксования является 5-30 мас. % от сырья гидроочистки. При увеличении количества легкого газойля выше 30 мас.% снижение содержание серы в тяжелом газойле (фракции выше 350^оС) остается на уровне 60%.As can be seen from the table, the addition of light gas oil of less than 5% has virtually no significant effect on the degree of hydrodesulfurization. The most optimal amount of added light gas oil delayed coking is 5-30 wt. % of raw hydrotreatment. With an increase in the amount of light gas oil above 30 wt.%, The decrease in the sulfur content in heavy gas oil (fractions above 350 ^° C) remains at the level of 60%.

Claims

METHOD FOR CLEANING A HEAVY GAS OIL OF SECONDARY ORIGIN by displacing it with straight-run vacuum gas oil followed by catalytic hydrotreating of the mixture, characterized in that before hydrotreating, light delayed coking gas oil is added to the mixture, having a boiling range of 180 - 350 ^° C, in an amount of above 5 wt%. , preferably 5 to 30 wt.% of the hydrotreating feed.