RU2235757C1 - Усовершенствованный способ гидропереработки и способ конструктивной модификации существующих реакторов, предназначенных для гидропереработки - Google Patents

Усовершенствованный способ гидропереработки и способ конструктивной модификации существующих реакторов, предназначенных для гидропереработки Download PDF

Info

Publication number
RU2235757C1
RU2235757C1 RU2003117367/04A RU2003117367A RU2235757C1 RU 2235757 C1 RU2235757 C1 RU 2235757C1 RU 2003117367/04 A RU2003117367/04 A RU 2003117367/04A RU 2003117367 A RU2003117367 A RU 2003117367A RU 2235757 C1 RU2235757 C1 RU 2235757C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
catalyst
stream
reactor
gas
hydrogen
Prior art date
Application number
RU2003117367/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2003117367A (ru
Inventor
Йханнес ВРИСБЕРГ (DK)
Йханнес ВРИСБЕРГ
Арно Стен СОРЕНСЕН (DK)
Арно Стен СОРЕНСЕН
Original Assignee
Холдор Топсоу А/С
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Холдор Топсоу А/С filed Critical Холдор Топсоу А/С
Application granted granted Critical
Publication of RU2235757C1 publication Critical patent/RU2235757C1/ru
Publication of RU2003117367A publication Critical patent/RU2003117367A/ru

Links

Images

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
    • 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
    • C10G49/002—Apparatus for fixed bed hydrotreatment processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4056—Retrofitting operations
    • 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

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)
  • Cyclones (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Water Treatment By Electricity Or Magnetism (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Использование: нефтехимия и нефтепереработка. Сущность: проводят контактирование сырья, предварительно смешанного с обогащенным водородом газом, с первым катализатором, активирующим гидрирование углеводородных соединений, и получают вытекающий из первого катализатора поток, который разделяют на поток газовой фазы и поток жидкой фазы и отводят поток газовой фазы. Далее проводят контактирования второго потока, полученного путем предварительного смешивания потока жидкой фазы с обогащенным водородом газом, со вторым катализатором, активирующим гидрокрекинг углеводородных соединений, и получают вытекающий из второго катализатора поток, который смешивают с вытекающим из первого катализатора потоком. При этом между контактированием с первым и вторым катализаторами в поток вводят аммиак. В другом аспекте изобретения предложен способ конструктивной модификации существующего реактора гидропереработки для осуществления вышеописанного способа. Технический результат: более эффективное использование катализатора и увеличение его срока службы. 2 с. и 4 з.п. ф-лы, 1 табл., 8 ил.

Description

Область изобретения
Настоящее изобретение относится к усовершенствованному способу гидропереработки углеводородного сырья. Способ включает разделение газовой/жидкой фаз потока между слоями катализатора в способе для удаления гидрированных примесей и газообразных углеводородов.
Кроме того, изобретение относится к способу иной сборки или модернизации существующего реактора гидропереработки для применения в усовершенствованном способе.
Описание прототипа
Углеводородные загрузочные смеси и, в частности, тяжелые углеводороды обычно содержат органические сернистые и азотистые соединения, которые в последующей обработке являются нежелательными примесями, поскольку они влияют на действие катализатора. Поэтому эти примеси необходимо гидрировать в сероводород и аммиак до обработки в последующем процессе гидропереработки сырья.
В ряде известных способов обработки сырьевого материала тяжелых углеводородов необходимо выполнение различных требований, касающихся сырья, продукта и вложений.
В патенте США №5914029 Verachtert и др. раскрывают способ, в котором присутствует реактор гидропереработки, охлаждение в нескольких теплообменниках, разделение фаз газ/жидкость и отгонка жидкого углеводорода.
Cash (патент США №6096190) упоминает простой способ гидрообработки двух разных загрузочных смесей с общим источником водорода в одном реакторе. После охлаждения и разделения вытекающий жидкий поток из сепаратора подают к перегонной колонне.
Аналогичным образом Куаn и др. (патент США №5603824) подают тяжелый дистиллят и легкий дистиллят в общий реактор для гидрокрекинга и последующего депарафинирования.
Однако ни один из вышеупомянутых способов не включает разделения фаз между слоями, удаления Н2S/NН3 и регенерации межслойного продукта отделением газовой фазы.
И Chervenak и др. (патент США №4221653), и Devenathan и др. (патент США №5624642) раскрывают способ переработки углеводородов, включающий разделение газа/жидкости внутри реактора, однако, рабочие слои катализатора представляли собой псевдоожиженные слои, требующие рециркуляции жидкой фазы.
Bridge и др. в патенте США №4615789 описывают реактор гидропереработки, имеющий три фиксированных слоя катализатора, нисходящий поток газа/жидкости и разделение газа/жидкости перед последним слоем. В этом способе предусмотрено, что жидкая фаза обходит последний слой катализатора и поток газовой фазы подвергается дальнейшей гидропереработке в отсутствие жидких углеводородов.
В WO 97/18278 Bixel и др. описывают способ гидрокрекинга и депарафинирования сырой нефти в производстве смазочного масла. Способ включает две многоступенчатые башни, где поток охлаждается смешением с холодным водородом между слоями катализатора и после выхода из первой башни газовую фазу потока вновь подают к впуску этой первой башни.
Wolk и др. в патенте США №4111663 описывают реакторы с восходящим потоком шлама угля, нефти и газа, где охлаждение между слоями проводят введением холодного водорода или выводом потока газа, охлаждением, разделением, удалением жидкости и возвратом газовой фазы в реактор между слоями.
В патенте ЕР №990693 Kalnes и др. раскрывают способ получения легких углеводородов единый способом гидрообработки и гидрокрекинга. В этом способе жидкую фазу вытекающего потока и газа, обогащенного водородом, после последующей обработки возвращают в реактор гидрокрекинга.
В публикации DE 2133565 Jung и др. описывают способ гидрокрекинга нефтяного масла, где вытекающий поток из первого реактора крекинга обрабатывают отгонкой и самую тяжелую фракцию подвергают дальнейшему крекингу до возврата на отгонку. Обе башни реактора гидрокрекинга охлаждают введением водорода между слоями.
В SE патенте №8006852 McConaghy и др. описан способ получения кокса, в котором углеводородную смесь подвергают крекингу в печи реактора крекинга до разделения на фракции и некоторые из более тяжелых углеводородов из ректификационной колонны еще гидрируют до возврата в печь реактора крекинга и ректификационную колонну.
В патенте США №3816296 Hass и др. описывают способ получения бензина и других видов горючего из углеводородов с более высокой температурой кипения. Загрузочную смесь обрабатывают гидроочисткой, крекингом, разделением с возвратам газовой фазы к впуску в очистную колонну и повторным фракционированиемжидкой фазы. Самую тяжелую фазу из колонны повторного фракционирования обрабатывают во втором реакторе крекинга, куда также вводят азотистые соединения с тем, чтобы контролировать избирательность крекинг-процесса. Вытекающий поток из этого второго крекинг-реактора разделяют и газовую фазу возвращают к впуску во второй крекинг-реактор.
Многие из способов известного уровня по гидропереработке включают фазовое разделение потока, и газовую фазу возвращают в процесс или пускают в повторный цикл к впуску в устройство, через которое поток уже только что прошел.
В известном уровне не упоминается отделение газовой фазы от жидкой фазы между слоями катализатора внутри реактора и возврат только жидкой фазы для удаления H2S и NH3 и легких углеводородов с тем, чтобы избежать избыточного крекинга легких углеводородов и попадания ядов в следующие слои катализатора.
Содержание изобретения
В одном аспекте изобретение предлагает усовершенствованный способ гидропереработки углеводородного сырья, в котором углеводородное сырье подвергают гидрообработке контактом с катализатором гидрообработки и гидрокрекингу в присутствии следующего катализатора гидрокрекинга, размещенного в одном или нескольких реакторах. Между стадией гидрообработки и стадией гидрокрекинга двухфазный поток выводят между катализатором гидрообработки и гидрокрекинга с целью разделения фаз на газообразную и жидкую фазы. Жидкую фазу подают в повторный цикл на стадию гидрокрекинга после введения в нее свежего обогащенного водородом газа. Фазовое разделение можно повторять после прохождения одного или нескольких слоев катализатора. Таким образом восходящие слои загружаются катализатором, активирующим гидрирование органических сернистых, азотистых, ароматических соединений и гидрокрекинг тяжелых углеводородов, если они содержатся в загрузочной смеси. Нисходящие слои содержат катализатор, активирующий гидрирование и/или гидрокрекинг.
В способе данного изобретения газовая фаза, содержащая H2S и NН3, образуется во время гидрообработки загрузочной смеси и имеющиеся примеси на стадии гидрокрекинга удаляют вместе с газообразными углеводородами, что препятствует нежелательному крекингу этих углеводородов на этой стадии.
В другом аспекте данное изобретение предусматривает способ конструктивной модификации существующего реактора гидропереработки для применения в вышеупомянутом способе гидропереработки. Таким образом, конструктивные изменения существующего реактора для гидропереработки незначительны, касаются только его внутренней части и не затрагивают кожух реактора. В соответствии со способом по изобретению между верхними фланцами традиционного реактора гидропереработки вставляется цилиндрическая деталь, соединяющаяся с внутренней системой труб, впускной распределитель удлиняется или заменяется новым и устанавливаются стояки и спускные трубы.
Подробное описание изобретения
Загрузочная смесь тяжелых углеводородов обычно содержит органические сернистые, азотистые и ароматические соединения, наличие которых нежелательно в процессе нисходящего гидрокрекинга и в продукте. В реализации изобретения на практике сырую нефть предварительно смешивают с водородосодержащим газом и нагревают до температуры реакции в 250-450°С до введения в реактор гидропереработки.
При контакте с катализатором гидрообработки эти соединения преобразуются в H2S, NН3 и насыщенные углеводороды. H2S и NН3 представляют собой примеси, которые влияют на активность катализатора, и до последующей гидропереработки их удаляют из вытекающего потока, подвергнутого гидрообработке, фазовым разделением на жидкий и газообразный потоки и отводом газообразного потока, содержащего легкие углеводороды и примеси. Жидкий поток смешивают со свежим газом до введения на стадию гидрокрекинга.
На стадии гидрокрекинга или когда происходит гидрокрекинг жидкой углеводородной смеси, не содержащей сернистых или азотистых соединений, жидкий поток контактирует с катализаторам гидрокрекинга, размещенным в одном или нескольких слоях катализатора. При проведении способа в ряде реакторов и/или слоев катализатора двухфазный поток выводят между слоями катализатора и/или реакторами, а газовую фазу отводят, как описано выше. В жидкий поток вводят свежий обогащенный водородом газ, прежде чем ввести его в следующий слой катализатора. Таким образом это существенно препятствует нежелательному крекингу углеводородов в газовой фазе. В нисходящие слои катализатора, где жидкий поток подвергается гидрокрекингу до низших углеводородов более эффективно и/или с более высокой пространственной скоростью, попадают только небольшие количества примесей. Ресурс катализатора значительно повышается.
Фазы, полученные между слоями, можно разделять и внутри, и снаружи реактора.
В последнем случае слой катализатора размещают в верхней части сепаратора в газовой фазе, чтобы провести гидрирование остальных ароматических соединений в легком продукте.
В зависимости от нужного продукта к жидкой фазе из межслойного разделения можно подать аммиак. Это затормозит реакцию крекинга в последующем слое катализатора и даст возможность реактору работать при более высокой температуре, но сохранении степени преобразования, и между слоями катализатора с газовой фазой из реактора выйдут более тяжелые углеводороды, чем при более низкой температуре, что повысит выход продукта.
Вытекающий поток из конечной стадии гидрокрекинга смешивается с вытекающими газообразными потоками из прошедших стадий разделения. Этот формирующийся поток охлаждается и жидкие тяжелые углеводороды выделяются из потока, а оставшаяся газовая фаза смешивается с водой, охлаждается и подается к сепаратору. Промытый поток разделяется на кислую водную фазу, жидкую фазу легких углеводородов и обогащенный водородом газ, фактически свободный от сернистых и азотистых соединений. Поток, обогащенный водородом, вместе с частью добавочного водорода образует свежий поток газа для обработки, который смешивают с жидкими потоками между стадиями гидропереработки.
Изобретение также предлагает способ конструктивной модификации существующих реакторов гидропереработки для применения в способе по изобретению. Изменение внутренней конструкции существующего реактора гидропереработки заключается в введении дополнительных слоев катализатора, установке или переделке стояков и спускных труб, причем указанные изменения не предполагают изменения конструкции дорогостоящего корпуса реактора.
А конкретно способ включает:
установку отфланцованной детали втулки между имеющимся фланцем смотрового отверстия в верхней части реактора;
переделку существующих лопастей мешалки в разделительные пластины;
установку стояков, идущих от верхней части реактора к верхней поверхности разделительной пластины между двумя слоями катализатора, и установку спускных труб, идущих от верхней части реактора к нижней поверхности разделительной пластины;
установку труб, соединяющих сопла на детали втулки со стояками и спускными трубами.
В реакторе такой конструкции вытекающий поток из катализатора выводится из реактора через установленный стояк и пропускается к сепаратору для обработки потока, как описано выше. Жидкую фазу, полученную в сепараторе, заранее смешивают со свежим газом для обработки и возвращают через установленные спускные трубы к следующему слою катализатора.
Переделка существующих поддонов в плотные стандартные гибкие поддоны (патент США №5688445) или тарелки, снабженные трубками для подъема паром (патент США №5942162), еще больше способствуют повышению выхода продукта и реакции преобразования в данном способе.
В случае разделения фаз внутри реактора тарелка под слоем катализатора имеет конструкцию, позволяющую собирать жидкую фазу и передавать через отверстие в ее срединной части к следующему слою катализатора, при этом газовая фаза удаляется через стояк. Вале и вокруг серединной части тарелки устанавливается устройство разделения/смешивания, открытое снизу, с которым соединяется спускная труба со свежим обогащенным водородом газом.
При данной конструктивной модификации способа изобретения представляется возможным выводить и пускать в повторный цикл потоки реакции между слоями катализатора, не затрагивая конструкции корпуса реактора. Впускная труба существующего реактора гидропереработки обычно соединена с крышкой смотрового отверстия в верхней части реактора размером в 30 дюймов. В случае внесения конструктивных изменений в такой традиционный реактор гидропереработки между фланцами смотрового отверстия вставляется цилиндрическая деталь. Она имеет соединения между стояками/спускными трубами внутри реактора гидропереработки и трубопроводом между реактором гидропереработки и сепаратором.
В способе по изобретению достигается гораздо более эффективное использование катализатора, а также увеличивается его ресурс. Следовательно, его количества требуется меньше, что позволяет освободить пространство для внутренней модификации между слоями катализатора и повысить, тем не менее, выход продукта.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 представлена упрощенная схема способа в соответствии с конкретным вариантом изобретения для гидропереработки сырья тяжелых углеводородов с фазовым разделением между слоями катализатора.
На фиг.2 представлен конструктивно модифицированный реактор гидропереработки с наружным разделением фаз и введением свежего потока газа для обработки восходящим потоком через нижний слой катализатора.
На фиг.3 представлен конструктивно модифицированный реактор гидропереработки с внутренним разделением фаз и введением свежего газа для обработки.
На фиг.4 показана система впуска/выпуска для потоков между слоями в верхней части конструктивно модифицированного реактора.
На фиг.5 представлена новая цилиндрическая деталь, предназначенная для установки вверху, с трубами, сообщающимися со стояком/спуском в модифицированном реакторе.
На фиг.6 представлено горизонтальное поперечное сечение впускного/впускного сопла и трубы фиг.5.
На фиг.7 показано соединение между вертикальной выпускной/впускной трубой и стояком/спуском.
На фиг.8 представлено горизонтальное поперечное сечение соединения, показанного на фиг.7.
Подробное описание чертежей
На чертежах конкретный вариант изобретения показан на упрощенной схеме фиг.1. Для переработки данным способом сырую нефть подают через трубопровод 1 посредством насоса 2. После предварительного смешивания рисайкла из трубопровода 3 и обогащенного водородом газа из газопровода 4 загрузочную смесь нагревают в теплообменнике 5, а затем подают в нагреватель 6, прежде чем ввести смесь в гидратор 7. Гидратор 7 имеет два слоя катализатора 8, при этом катализатор активирует гидрирование органических соединений, включающих сернистые, азотистые и ароматические соединения, содержащиеся в загрузочной смеси, и гидрокрекинг углеводородов. Для контроля температуры гидрирующего катализатора через газопровод 9 между слоями катализатора подают обогащенный водородом газ.
Вытекающий из гидратора поток 10 поступает в сепаратор 11, откуда выводится поток 12 газовой фазы, содержащий H2S, NH3 и прошедшие крекинг углеводороды. Вытекающий из сепаратора жидкий поток предварительно смешивается со свежим обогащенным водородом потоком газа 13 и уже смешанный поток газа 14 подают в реактор для гидрокрекинга 15. В реакторе 15 имеется катализатор 16, который размещен тремя слоями и активирует реакцию гидрокрекинга. Потоки 17 и 18, выходящие между слоями катализатора, выводятся из реактора и подаются к сепараторам 19 и 20, откуда забираются потоки газовой фазы 21 и 22. Жидкие потоки 17а и 18а стекают и возвращаются в катализатор крекинга после предварительного смешивания со свежим обогащенным водородом газом из газопроводов 23 и 24. Таким образам газообразные углеводороды не подвергаются крекингу и во всех слоях катализатора достигается высокая степень преобразования. При необходимости в жидкие потоки 14, 17а и 18а через газопровод 40 можно ввести небольшие и контролируемые количества аммиака, чтобы улучшить селективность продукта и снизить потребление водорода. Вытекающий поток 41 из реактора гидрокрекинга смешивается с газообразными потоками 12, 21 и 22 из сепараторов 11, 19 и 20 соответственно. Далее смешанный поток охлаждают в теплообменниках 5 и 25, прежде чем подать к сепаратору 26, из которого выходит продукт тяжелых углеводородов. А газообразный поток из сепаратора до последующего охлаждения (не показано) смешивают с водой и после подачи в сепаратор 27 на выходе из него образуются три потока: поток кислой воды, поток легких углеводородов и поток свежего обогащенного водородом газа для обработки. Обогащенный водородом газовый поток смешивается с добавочным водородом. Комбинированный газовый поток 28 подают к теплообменнику 25, нагревают его там, в результате чего образуется обогащенный водородомгаз, который используют в гидраторе 7 и реакторе гидрокрекинга 15.
На фиг.2 показан модифицированный реактор для гидропереработки, конструктивно измененный в соответствии с конкретным вариантом изобретения.
В рабочем состоянии реактора 1 сырьевую смесь, включающую тяжелые углеводороды и обогащенный водородом газ, подают в реактор гидропереработки 2, содержащий три слоя катализатора. Два верхних слоя 3 и 4 представляют собой катализатор, активирующий гидрирование органических сернистых и азотистых соединений и ароматических соединений и гидрокрекинг. Нижний слой 5 представляет собой катализатор, активирующий гидрокрекинг. Вытекающий поток из второго слоя катализатора выводится через стояк 6, идущий от верхней части реактора до места выше разделительной пластины 7, расположенной под вторым слоем катализатора. После предварительного смешивания с жидким охлаждающим потоком 8 поток 9 из реактора поступает в сепаратор 10. Вытекающий из сепаратора жидкий поток смешивается со свежим обогащенным водородом газом для обработки 11. Этот поток 12 поступает в реактор 2 гидропереработки и пропускается через спускную трубу 13, нижний конец которой проходит за разделительную пластину 7, но заканчивается выше распределительной пластины 14 над третьим слоем катализатора. H2S и NН3 и легкие углеводороды, образованные гидрированием смеси в слоях катализатора 3 и 4, удаляются вытекающим газообразным потоком 15 из сепаратора. Ранее смешанный жидкий поток 12 поступает в слой 5 катализатора, где жидкие углеводороды подвергаются гидрокрекингу.
Вытекающий из реактора поток 16 смешивается с газообразным потоком 15 из сепаратора для прохождения дальнейшей обработки.
На фиг.3 показан типичный реактор для гидрирования, в который внесены конструктивные изменения с целью приспособить его к способу данного изобретения и в котором внутри реактора слои катализатора разделены. Сырье 1, содержащее предварительно смешанные тяжелые углеводороды и обогащенный водородом газ, подают в реактор 2 для гидрообработки, имеющий внутри три слоя катализатора, при этом два верхних слоя 3 и 4 представляют собой катализатор, активирующий гидрирование органических сернистых и азотистых соединений и ароматических соединений и частично гидрокрекинг, нижний же слой 5 представляет собой катализатор, активирующий гидрокрекинг. Вытекающий поток из второго слоя катализатора разделяется выше поддона 7 посредством устройства разделения/смешивания 8. Жидкая фаза выводится через стояк 6, идущий от верхней части реактора до места выше поддона 7. Свежий обогащенный водородом газ 11 для обработки поступает в реактор 2 из верхней части и спускается через спускную трубу 13 к устройству разделения/смешивания 8, где он предварительно смешивается с жидкой фазой. Каталитические яды H2S и NН3 и легкие углеводороды выводятся газообразным потоком 15 и чистый поток поступает в третий слой катализатора 5, где жидкие углеводороды подвергаются гидрокрекингу. Вытекающий из реактора поток 16 заранее смешивается с газообразным потоком 15 для дальнейшей переработки.
На фиг.4 подробно показаны части устройства впуска/выпуска в верхней части реактора. Впускной поток в реактор поступает через неизмененную в первоначальной конструкции впускную часть 1 и течет через впускной распределитель 2, который удлиняют или заменяют. Между кожухом реактора 3 и крышкой 4 смотрового окна устанавливают втулку 5, включающую трубку 6, соединяющуюся со стояком 7 и спускной трубой 8.
На фиг.5 показаны фланцы 1 на изначальном реакторе и отфланцованная деталь втулки 2, предназначенная для установки между фланцами 1. На детали втулки имеются сопла 3, связывающие реактор и сепаратор. Трубка 4, соединяющая впуск/выпуск и стояк/спуск, образована пластиной 5, приваренной к внутренней части детали втулки, и пластиной 6, приваренной к пластине 5.
То же самое показано в горизонтальном разрезе АВ на фиг.6, где видны цилиндрическая деталь втулки 1, сопло 2, внешняя пластина трубки 3 и внутренняя пластина трубки 4.
На фиг.7 показано как колено стояка/спуска 1 и трубка 2 соединены друг с другом.
Горизонтальный разрез ДВ фиг.7 показан на фиг.8.
Пример
В таблице ниже представлены данные по выходу продукта, полученного способами без отвода и с отводом газовой фазы между слоями катализатора в установке реактора для гидропереработки вакуумного газойля с удельным весом 0,9272 и производительностью 4762,5 м3/день (30,000 баррелей в день).
В таблице приведены приблизительные расценки на продукты и водород, при этом количество продукта, полученного традиционным способом и способом с межслойной рециркуляцией, выражено в виде процентного отношения веса потока сырья и стоимости полученных продуктов и потребляемого водорода для традиционного способа и способа по изобретению. Из таблицы видно, что ценность продукта повышается на 3,5%, а потребление водорода сокращается на 15%.
Мощность установки 4762,5 м3/день
Удельный вес 0,9272
Скорость подачи потока 184 т/ч
Фактор потока (on-stream f.) 0,95
Количество рабочих дней/год 347
Figure 00000002

Claims (6)

1. Способ гидропереработки углеводородного сырья, включающий стадии a) предварительного смешивания сырья с обогащенным водородом газом и получения первого смешанного потока в способе; b) контактирования первого смешанного потока с первым катализатором, активирующим гидрирование углеводородных соединений, и получения вытекающего потока из первого катализатора; c) разделения вытекающего потока из первого катализатора на поток газовой фазы и поток жидкой фазы и отбора потока газовой фазы; d) предварительного смешивания потока жидкой фазы с обогащенным водородом газом и получения второго смешанного потока; e) контактирования второго ранее смешанного потока со вторым катализатором, активирующим гидрокрекинг углеводородных соединений и получения вытекающего из второго катализатора потока; f) выведения и предварительного смешивания вытекающего из второго катализатора потока с потоком газовой фазы, полученные на стадии (с); и g) выведения ранее смешанного потока, полученного на стадии (f), отличающийся тем, что аммиак вводят после стадии (с) и до стадии (е), при этом контактирование второго предварительно смешанного газового потока со вторым катализатором на стадии (е) проводят, по меньшей мере, с двумя слоями катализатора с немедленным фазовым разделением потока в процессе, предварительным смешиванием потока жидкой фазы с обогащенным водородом газом, введением заранее смешанного потока в последующий слой катализатора, предварительным смешиванием вытекающего потока из последнего слоя катализатора и потоков газовой фазы из фазовых разделений между слоями катализатора и выведением ранее смешанного потока.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородное сырье содержит серу и азот и что первый катализатор активирует преобразование органических сернистых соединений в сероводород, преобразование органических азотистых соединений в аммиак, гидрирование ароматических соединений и гидрокрекинг углеводородов.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что аммиак подают к жидким фазам вытекающих потоков из катализатора до предварительного смешивания с обогащенным водородом газом и введения в последующий слой катализатора, участвующего в гидрокрекинге.
4. Способ конструктивной модификации существующего реактора гидропереработки только во внутренней его части для применения в способе по п.1, включающий стадии установки отфланцованной детали в виде втулки между существующим фланцем смотрового окошка в верхней части реактора; переделки существующих лопастей мешалки в разделительные пластины; установки стояков, идущих от верхней части реактора к верхней поверхности разделительной пластины между двумя слоями катализатора и установки спускных труб, идущих от верхней части реактора к нижней поверхности разделительной пластины; и установки труб, соединяющих сопла на детали втулки со стояками и спускными трубами.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что устанавливают, по меньшей мере, одну разделительную пластину в форме тарелки с устройством разделения/смешивания.
6. Способ по п.4 или 5, отличающийся тем, что, по меньшей мере, одну существующую распределительную пластину, установленную над слоем катализатора, заменяют распределительной пластиной с трубами для подъема паром.
RU2003117367/04A 2000-11-11 2001-11-08 Усовершенствованный способ гидропереработки и способ конструктивной модификации существующих реакторов, предназначенных для гидропереработки RU2235757C1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DKPA200001691 2000-11-11
DKPA200001691 2000-11-11

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2235757C1 true RU2235757C1 (ru) 2004-09-10
RU2003117367A RU2003117367A (ru) 2004-12-27

Family

ID=8159836

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2003117367/04A RU2235757C1 (ru) 2000-11-11 2001-11-08 Усовершенствованный способ гидропереработки и способ конструктивной модификации существующих реакторов, предназначенных для гидропереработки

Country Status (13)

Country Link
US (1) US7156977B2 (ru)
EP (2) EP1348012B1 (ru)
JP (1) JP3762747B2 (ru)
KR (1) KR100571731B1 (ru)
CN (1) CN1293169C (ru)
AT (2) ATE391761T1 (ru)
AU (2) AU2002226329B2 (ru)
CA (1) CA2427174C (ru)
DE (2) DE60141606D1 (ru)
NO (1) NO332135B1 (ru)
RU (1) RU2235757C1 (ru)
WO (1) WO2002038704A2 (ru)
ZA (1) ZA200303412B (ru)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2460569C1 (ru) * 2011-02-10 2012-09-10 Эдуард Владимирович Юрьев Способ модернизации сепарационного узла газового (варианты) и сепаратор газовый (варианты)
RU2470989C2 (ru) * 2007-10-15 2012-12-27 Юоп Ллк Способ гидрокрекинга
RU2628509C2 (ru) * 2013-03-14 2017-08-17 Ламмус Текнолоджи Инк. Объединение гидрокрекинга остатков и гидроочистки
RU2705590C2 (ru) * 2014-11-06 2019-11-11 Бипи Европа Се Способ и устройство для гидроконверсии углеводородов
US11154793B2 (en) 2018-03-28 2021-10-26 Uop Llc Apparatus for gas-liquid contacting

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7282138B2 (en) 2003-11-05 2007-10-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Multistage removal of heteroatoms and wax from distillate fuel
US7384539B2 (en) 2004-07-28 2008-06-10 Conocophillips Company Optimized preheating of hydrogen/hydrocarbon feed streams
KR101156370B1 (ko) 2005-02-17 2012-06-13 에스케이에너지 주식회사 저방향족 및 초저유황 경유를 제조하는 방법
US7354560B2 (en) 2006-01-31 2008-04-08 Haldor Topsoe A/S Process for the production of hydrogen
US7906013B2 (en) 2006-12-29 2011-03-15 Uop Llc Hydrocarbon conversion process
JP5396008B2 (ja) * 2007-05-31 2014-01-22 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 アルキルベンゼン類の製造方法
US7794585B2 (en) * 2007-10-15 2010-09-14 Uop Llc Hydrocarbon conversion process
US9279087B2 (en) * 2008-06-30 2016-03-08 Uop Llc Multi-staged hydroprocessing process and system
US8008534B2 (en) * 2008-06-30 2011-08-30 Uop Llc Liquid phase hydroprocessing with temperature management
US8999141B2 (en) * 2008-06-30 2015-04-07 Uop Llc Three-phase hydroprocessing without a recycle gas compressor
NL1036368C2 (nl) * 2008-12-24 2010-06-28 Newplant B V Inrichting voor het reinigen van rookgas.
WO2010121041A1 (en) * 2009-04-15 2010-10-21 Marathon Oil Canada Corporation Nozzle reactor and method of use
US8221706B2 (en) * 2009-06-30 2012-07-17 Uop Llc Apparatus for multi-staged hydroprocessing
US8518241B2 (en) * 2009-06-30 2013-08-27 Uop Llc Method for multi-staged hydroprocessing
CN103370125B (zh) * 2010-12-21 2015-11-25 花王株式会社 塔型接触装置和其运转方法
WO2013075850A1 (en) * 2011-11-22 2013-05-30 Turkiye Petrol Rafinerileri A.S A diesel production method and system
ITMI20121465A1 (it) 2012-09-03 2014-03-04 Eni Spa Metodo per convertire una raffineria convenzionale di oli minerali in una bioraffineria
US20140137801A1 (en) * 2012-10-26 2014-05-22 Applied Materials, Inc. Epitaxial chamber with customizable flow injection
US9162938B2 (en) 2012-12-11 2015-10-20 Chevron Lummus Global, Llc Conversion of triacylglycerides-containing oils to hydrocarbons
CN103965953B (zh) 2013-01-30 2015-07-22 中国石油天然气股份有限公司 一种馏分油两相加氢反应器和加氢工艺方法
CN104941525A (zh) * 2014-03-27 2015-09-30 何巨堂 一种下流式反应器
CN105754649B (zh) * 2014-12-20 2018-06-19 中国石油化工股份有限公司 一种提高加氢裂化装置运行安全性的方法
WO2016153803A1 (en) 2015-03-23 2016-09-29 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocracking process for high yields of high quality lube products
EP3331969B1 (en) * 2015-08-06 2020-06-17 Uop Llc Process for reconfiguring existing treating units in a refinery
WO2019023655A1 (en) * 2017-07-27 2019-01-31 Kellogg Brown & Root Llc METHOD FOR MODERNIZING VERTICAL CONVERTERS HAVING A FLANGE PRESSURE HULL EXTENSION FOR HOUSING AN INTERNAL HEAT EXCHANGER
US10421916B2 (en) * 2017-11-30 2019-09-24 Vertex Energy System for producing an American Petroleum Institute Standards Group III Base Stock from vacuum gas oil

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2432745A (en) * 1944-05-19 1947-12-16 Filtrol Corp Catalytic conversion of hydrocarbons
DE1770267A1 (de) * 1967-04-25 1971-12-23 Atlantic Richfield Co Verfahren zur Entschwefelung von Erdoelprodukten
US3528908A (en) * 1967-11-17 1970-09-15 Mobil Oil Corp Catalytic hydrocracking process employing ascending reaction temperatures
US3702818A (en) * 1968-05-23 1972-11-14 Mobil Oil Corp Hydrocracking process with zeolite and amorphous base catalysts
US3554898A (en) * 1968-08-29 1971-01-12 Union Oil Co Recycle hydrocracking process for converting heavy oils to middle distillates
GB1191958A (en) 1968-10-08 1970-05-13 Shell Int Research Three-Stage Hydrocracking Process
US3816296A (en) * 1972-11-13 1974-06-11 Union Oil Co Hydrocracking process
US3983029A (en) 1973-03-02 1976-09-28 Chevron Research Company Hydrotreating catalyst and process
NL7605356A (nl) * 1975-05-21 1976-11-23 Inst Francais Du Petrole Werkwijze voor het hydrokraken van koolwater- stofolien.
US4435275A (en) 1982-05-05 1984-03-06 Mobil Oil Corporation Hydrocracking process for aromatics production
US4695364A (en) * 1984-12-24 1987-09-22 Mobil Oil Corporation Lube or light distillate hydrodewaxing method and apparatus with light product removal and enhanced lube yields
JPH01185392A (ja) 1988-01-19 1989-07-24 Nippon Oil Co Ltd 重質石油類の水素化分解方法
GB8819121D0 (en) * 1988-08-11 1988-09-14 Shell Int Research Process for hydrocracking of hydrocarbonaceous feedstock
EP0354623B1 (en) * 1988-08-11 1992-06-03 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the hydrocracking of a hydrocarbonaceous feedstock
US5184386A (en) * 1988-12-09 1993-02-09 Ammonia Casale S.A. Method for retrofitting carbon monoxide conversion reactors
US5688445A (en) * 1995-07-31 1997-11-18 Haldor Topsoe A/S Distributor means and method
US5840933A (en) * 1996-10-29 1998-11-24 Arco Chemical Technology, L.P. Catalytic converter system and progress
DE69734344T3 (de) * 1996-12-19 2011-04-21 Haldor Topsoe A/S Flüssigkeitsverteiler für Abwärtsströmung zweier Phasen
US5968346A (en) 1998-09-16 1999-10-19 Exxon Research And Engineering Co. Two stage hydroprocessing with vapor-liquid interstage contacting for vapor heteroatom removal

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2470989C2 (ru) * 2007-10-15 2012-12-27 Юоп Ллк Способ гидрокрекинга
RU2460569C1 (ru) * 2011-02-10 2012-09-10 Эдуард Владимирович Юрьев Способ модернизации сепарационного узла газового (варианты) и сепаратор газовый (варианты)
RU2628509C2 (ru) * 2013-03-14 2017-08-17 Ламмус Текнолоджи Инк. Объединение гидрокрекинга остатков и гидроочистки
RU2705590C2 (ru) * 2014-11-06 2019-11-11 Бипи Европа Се Способ и устройство для гидроконверсии углеводородов
RU2705590C9 (ru) * 2014-11-06 2019-12-19 Бипи Европа Се Способ и устройство для гидроконверсии углеводородов
US10550340B2 (en) 2014-11-06 2020-02-04 Bp Corporation North America Inc. Process and apparatus for hydroconversion of hydrocarbons
US11154793B2 (en) 2018-03-28 2021-10-26 Uop Llc Apparatus for gas-liquid contacting

Also Published As

Publication number Publication date
AU2002226329B2 (en) 2006-02-02
DE60141606D1 (de) 2010-04-29
JP2004514021A (ja) 2004-05-13
EP1482023B1 (en) 2008-04-09
NO20032087L (no) 2003-07-09
CA2427174C (en) 2009-04-07
EP1348012B1 (en) 2010-03-17
KR100571731B1 (ko) 2006-04-17
DE60133590D1 (de) 2008-05-21
CN1474866A (zh) 2004-02-11
ATE461263T1 (de) 2010-04-15
WO2002038704B1 (en) 2003-09-18
JP3762747B2 (ja) 2006-04-05
US20040045870A1 (en) 2004-03-11
CA2427174A1 (en) 2002-05-16
WO2002038704A2 (en) 2002-05-16
WO2002038704A3 (en) 2003-08-07
AU2632902A (en) 2002-05-21
ATE391761T1 (de) 2008-04-15
CN1293169C (zh) 2007-01-03
US7156977B2 (en) 2007-01-02
NO20032087D0 (no) 2003-05-09
EP1348012A2 (en) 2003-10-01
EP1482023A1 (en) 2004-12-01
DE60133590T2 (de) 2009-06-04
ZA200303412B (en) 2004-08-02
NO332135B1 (no) 2012-07-02
KR20030062331A (ko) 2003-07-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2235757C1 (ru) Усовершенствованный способ гидропереработки и способ конструктивной модификации существующих реакторов, предназначенных для гидропереработки
AU2002226329A1 (en) Improved hydroprocessing process and method of retrofitting existing hydroprocessing reactors
RU2430957C2 (ru) Способ и установка для конверсии тяжелых нефтяных фракций в кипящем слое интегрированным получением средних дистиллятов с очень низким содержанием серы
EP1931752B1 (en) Hydrotreating and hydrocracking process and apparatus
CN102041084B (zh) 一种重烃加氢组合工艺方法
JP2001507740A (ja) 単一ストリッパー槽における多段ストリッピングを伴う多段水素処理方法
RU2666589C1 (ru) Способ гидроочистки газойля в последовательных реакторах с рециркуляцией водорода
US20070068851A1 (en) Partial conversion hydrocracking process and apparatus
RU2469071C2 (ru) Способ гидроконверсии тяжелого сырья в кипящем слое с введением сырья сверху реактора
JPS6210190A (ja) 直留減圧残留物およびクラツキング残留物の共処理
JP2000517357A (ja) 向流反応容器における水素処理方法
JP4422898B2 (ja) 蒸気段を伴う並流向流組合せ段式水素処理
CN108300511B (zh) 中低温煤焦油两段加氢处理工艺及其系统
US20050035026A1 (en) Catalytic distillation hydroprocessing
JP4564176B2 (ja) 原油の処理方法
RU2531589C1 (ru) Способ и установка для извлечения тяжелых полициклических ароматических соединений из потока гидрообработки
CN104650972B (zh) 降低轻馏分产品硫含量的加氢裂化方法
RU2822897C1 (ru) Дренажная система, установка комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и способ пуска такой установки
CN101928589B (zh) 一种烃油的催化裂化方法
CN104650974B (zh) 降低轻馏分产品硫含量的加氢裂化工艺方法
CN115491233A (zh) 加氢裂化方法
CN103421541A (zh) 一种加氢裂化工艺方法
WO2012142723A1 (zh) 一种渣油加氢处理和催化裂化组合方法
CN106350111A (zh) 一种基于加氢精制反应、改质反应的煤焦油深加工方法
EA030309B1 (ru) Способ перегонки углеводородного сырья

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20141109