RU2402594C1 - Hydrocarbon desulphuration method - Google Patents

Hydrocarbon desulphuration method Download PDF

Info

Publication number
RU2402594C1
RU2402594C1 RU2009105660/04A RU2009105660A RU2402594C1 RU 2402594 C1 RU2402594 C1 RU 2402594C1 RU 2009105660/04 A RU2009105660/04 A RU 2009105660/04A RU 2009105660 A RU2009105660 A RU 2009105660A RU 2402594 C1 RU2402594 C1 RU 2402594C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
hydrocarbon
stream
zone
boiling
desulfurization
Prior art date
Application number
RU2009105660/04A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2009105660A (en
Inventor
Васант П. ТХАККАР (US)
Васант П. ТХАККАР
Original Assignee
Юоп Ллк
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 Юоп Ллк filed Critical Юоп Ллк
Publication of RU2009105660A publication Critical patent/RU2009105660A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2402594C1 publication Critical patent/RU2402594C1/en

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G65/00Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048Middle distillates
    • C10G2300/1051Kerosene having a boiling range of about 180 - 230 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1048Middle distillates
    • C10G2300/1055Diesel having a boiling range of about 230 - 330 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1074Vacuum distillates
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201Impurities
    • C10G2300/202Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201Impurities
    • C10G2300/207Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301Boiling range
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4018Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081Recycling aspects
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/02Gasoline
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/04Diesel oil

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

FIELD: chemistry.
SUBSTANCE: invention relates to a method for desulphuration of two streams containing hydrocarbon material involving the following steps: (a) reaction of a first hydrocarbon material-containing stream (1), containing hydrocarbon components which boil above 343°C, and hydrogen (28), with a desulphuration catalyst in a desulphuration zone (3) used in desulphuration conditions to produce an outgoing stream (4) from the desulphuration zone; (b) feeding the outgoing stream from the desulphuration zone into vapour-liquid separator (5) which provides a vaporous stream (17) and a first liquid hydrocarbon-containing stream (6); (c) feeding the vaporous stream (17) and a second hydrocarbon-containing stream (18) into a hydrocracking zone (21) to produce an outgoing stream from the hydrocracking zone. (d) feeding the outgoing stream from the hydrocracking zone and the hydrocarbon-containing stream (16) of a repeated cycle into a hydrogenation zone (22) to produce an outgoing stream (23) from the hydrogenation zone; (e) fractionation of the outgoing stream (23) from the hydrogenation zone to produce an ultralow-sulphur hydrocarbon-containing stream (38); and (f) fractionation of the first liquid hydrocarbon-containing stream (6) extracted from step (b) to obtain a hydrocarbon-containing stream (16) of the repeated cycle, and a second liquid hydrocarbon-containing stream (17) containing hydrocarbon components and having low sulphur concentration.
EFFECT: obtaining ultralow-sulphur hydrocarbon products.
7 cl, 1 ex, 3 tbl, 1 dwg

Description

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

Областью техники, к которой принадлежит настоящее изобретение, является десульфуризация углеводородного исходного сырья до низких уровней серы.The technical field to which the present invention belongs is the desulfurization of hydrocarbon feedstocks to low sulfur levels.

Уровень техникиState of the art

Чтобы произвести более ценные углеводородсодержащие потоки, такие как, например, лигроин, бензин, керосин и дизельное топливо, имеющие более низкие концентрации серы и азота, нефтепереработчиками использовались способы гидродесульфуризации. Исходное сырье, чаще всего подвергаемое гидроочистке или десульфуризации, обычно представляет собой жидкие углеводородсодержащие потоки, такие как, например, лигроин, керосин, дизельное топливо, газойль, вакуумный газойль (ВГ, VGO) и нефть без легких фракций. Чтобы создать усовершенствование, достаточное для того, чтобы произвести рыночный продукт или исходное сырье, подходящее для переработки ниже по ходу процесса, обычно выбирают степень гидродесульфуризации. За эти годы признано, что из-за экологических проблем и недавно принятых правил и инструкций продаваемые продукты должны соответствовать все более и более низким пределам по отношению к загрязнителям, таким как сера и азот. Недавно в Соединенных Штатах и Европе были предложены новые инструкции, которые в основном требуют полного удаления серы из жидких углеводородов, которые применяются в качестве транспортных топлив, таких как бензин и дизельное топливо.In order to produce more valuable hydrocarbon-containing streams, such as, for example, naphtha, gasoline, kerosene and diesel fuel having lower concentrations of sulfur and nitrogen, refiners used hydrodesulfurization methods. The feedstock, most often subjected to hydrotreating or desulfurization, is usually a liquid hydrocarbon-containing streams, such as, for example, naphtha, kerosene, diesel fuel, gas oil, vacuum gas oil (VGO) and oil without light fractions. In order to create an improvement sufficient to produce a marketable product or feedstock suitable for downstream processing, the degree of hydrodesulfurization is usually chosen. Over the years, it has been recognized that due to environmental concerns and recently adopted rules and regulations, products sold must comply with increasingly lower limits for pollutants such as sulfur and nitrogen. Recently, new regulations have been proposed in the United States and Europe that basically require the complete removal of sulfur from liquid hydrocarbons, which are used as transport fuels such as gasoline and diesel.

Десульфуризация обычно достигается контактированием углеводородсодержащего исходного сырья в реакционном сосуде или зоне десульфуризации с подходящим катализатором десульфуризации в условиях повышенной температуры и давления в присутствии водорода, чтобы привести к продукту, содержащему желаемые максимальные пределы на серу. На качество десульфуризованных продуктов влияют эксплуатационные режимы и катализаторы десульфуризации в пределах реактора десульфуризации.Desulfurization is usually achieved by contacting a hydrocarbon-containing feedstock in a reaction vessel or desulfurization zone with a suitable desulfurization catalyst under conditions of elevated temperature and pressure in the presence of hydrogen to result in a product containing the desired maximum sulfur limits. The quality of the desulfurized products is influenced by the operating conditions and desulfurization catalysts within the desulfurization reactor.

Хотя в коммерческой деятельности в области десульфуризации использовалось широкое разнообразие схем технологических потоков, эксплуатационных режимов и катализаторов, всегда существует спрос на новые способы десульфуризации, которые обеспечивают более низкие затраты и необходимое качество продукта. Что касается требуемых низкосернистых транспортных топлив, способ по настоящему изобретению значительно улучшает экономические преимущества производства низкосернистых топлив.Although a wide variety of process flow schemes, operating conditions, and catalysts have been used in commercial desulfurization activities, there is always a demand for new desulfurization processes that provide lower costs and product quality. With regard to the desired low sulfur transport fuels, the method of the present invention significantly improves the economic benefits of producing low sulfur fuels.

US 5114562 В1 раскрывает способ, в котором потоки среднего дистиллята нефти подвергаются гидроочистке, чтобы произвести низкосернистый и низкоароматический продукт в двух последовательных реакционных зонах. Исходящий поток первой реакционной зоны подвергают очистке от сульфида водорода при помощи очистки водородом и затем повторно нагревают с помощью косвенного теплообмена. Вторая реакционная зона использует чувствительный к сере катализатор гидрирования на основе благородных металлов.US 5114562 B1 discloses a method in which the middle distillate oil streams are hydrotreated to produce a low sulfur and low aromatic product in two successive reaction zones. The effluent of the first reaction zone is purified from hydrogen sulfide by purification with hydrogen and then reheated by indirect heat exchange. The second reaction zone uses a sulfur-sensitive noble metal hydrogenation catalyst.

Краткое раскрытие изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Настоящее изобретение представляет собой улучшенный способ получения низкосернистых углеводородсодержащих продуктов. Сначала исходное углеводородсодержащее сырье, включающее углеводородные компоненты, кипящие выше 343°С, и водород, реагирует в первой зоне десульфуризации, чтобы произвести исходящий поток первой зоны десульфуризации, который вводят в парожидкостной сепаратор, который подвергается эксплуатации при повышенной температуре, чтобы образовать парообразный поток, включающий низкокипящие углеводородсодержащие соединения и водород, и жидкий углеводородсодержащий поток, включающий углеводородные компоненты, имеющие пониженную концентрацию серы. Парообразный поток, включающий низкокипящие углеводородсодержащие соединения, водород и второе углеводородсодержащее исходное сырье, включающее углеводородные компоненты, кипящие ниже 371°С, реагирует в зоне гидрокрекинга, чтобы образовать исходящий поток зоны гидрокрекинга, который вводят вместе с углеводородсодержащим потоком повторного цикла, кипящим предпочтительно в диапазоне от 149°С до 371°С, в зону гидрирования, чтобы получить исходящий поток зоны гидрирования, который подвергают фракционированию, чтобы произвести ультранизкосернистый углеводородсодержащий поток, кипящий предпочтительно в диапазоне от 149°С до 371°С. Жидкий углеводородсодержащий поток, образованный парожидкостным сепаратором, подвергают фракционированию, чтобы образовать углеводородсодержащий поток повторного цикла, кипящий предпочтительно в диапазоне от 149°С до 371°С, и жидкий углеводородсодержащий поток, включающий углеводородные компоненты, кипящие выше 371°С и имеющие пониженную концентрацию серы.The present invention is an improved method for producing low sulfur hydrocarbon products. First, a hydrocarbon-containing feedstock comprising hydrocarbon components boiling above 343 ° C. and hydrogen is reacted in the first desulfurization zone to produce an effluent of the first desulfurization zone, which is introduced into a vapor-liquid separator that is operated at elevated temperature to form a vapor stream, comprising low boiling hydrocarbon compounds and hydrogen, and a liquid hydrocarbon containing stream comprising hydrocarbon components having a reduced concentration sulfur. A vapor stream comprising low boiling hydrocarbon compounds, hydrogen and a second hydrocarbon containing feed comprising hydrocarbon components boiling below 371 ° C. is reacted in a hydrocracking zone to form a hydrocracking zone effluent which is introduced together with a hydrocarbon containing recycle stream boiling preferably in a range from 149 ° C to 371 ° C, into the hydrogenation zone to obtain an effluent of the hydrogenation zone, which is fractionated to produce ultra-low ernisty hydrocarbon stream boiling in the range of preferably from 149 ° C to 371 ° C. The liquid hydrocarbon-containing stream formed by the vapor-liquid separator is fractionated to form a hydrocarbon-containing recycle stream boiling preferably in the range of 149 ° C to 371 ° C and a liquid hydrocarbon-containing stream comprising hydrocarbon components boiling above 371 ° C and having a reduced sulfur concentration .

Другие варианты воплощения настоящего изобретения охватывают дополнительные детали, такие как типы и описания видов исходного сырья, катализаторов десульфуризации, катализаторов гидрокрекинга и предпочтительных эксплуатационных режимов, включающих температуры и давления, все из которых раскрыты далее в следующем обсуждении каждого из этих аспектов настоящего изобретения.Other embodiments of the present invention cover additional details, such as types and descriptions of feedstocks, desulfurization catalysts, hydrocracking catalysts and preferred operating conditions including temperatures and pressures, all of which are disclosed further in the following discussion of each of these aspects of the present invention.

Чертеж представляет собой упрощенную диаграмму схемы процесса по предпочтительному варианту воплощения настоящего изобретения.The drawing is a simplified diagram of a process diagram of a preferred embodiment of the present invention.

Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Было обнаружено, что более эффективное и экономичное производство ультранизкосернистых углеводородных продуктов, включая ультранизкосернистое дизельное топливо, может быть достигнуто и использовано в вышеописанном интегрированном способе гидродесульфуризации и гидрокрекинга.It has been found that a more efficient and economical production of ultra-low sulfur hydrocarbon products, including ultra low sulfur diesel fuel, can be achieved and used in the above-described integrated hydrodesulfurization and hydrocracking process.

В соответствии с настоящим изобретением первое исходное сырье, которое вводят в первую зону десульфуризации, предпочтительно содержит компоненты, кипящие выше 343°С и более предпочтительно кипящие выше 371°С, и включает, например, прямогонные газойли, вакуумные газойли, подвергнутые крекингу газойли, продукты перегонки установок для коксования, продукты прямой перегонки, растворяющие дебитуминизированные масла, полученные при пиролизе масла, высококипящие синтетические масла и продукты перегонки установок каталитического крекинга. Предпочтительным видом исходного сырья является газойль или другие фракции, имеющие, по меньшей мере, 50 мас.% и наиболее обычно, по меньшей мере, 75 мас.% его компонентов, кипящих при температуре между 315°С и 538°С.In accordance with the present invention, the first feed which is introduced into the first desulfurization zone preferably contains components boiling above 343 ° C and more preferably boiling above 371 ° C and includes, for example, straight-run gas oils, vacuum gas oils, cracked gas oils, products distillation of coking plants, products of direct distillation, solvent-derived debituminized oils obtained during oil pyrolysis, high-boiling synthetic oils and products of distillation of catalytic cracking plants. The preferred feedstock is gas oil or other fractions having at least 50 wt.% And most usually at least 75 wt.% Of its components boiling at a temperature between 315 ° C and 538 ° C.

Первое исходное сырье подвергается реагированию с водородом в первой зоне десульфуризации, содержащей катализатор десульфуризации, эксплуатирующийся в условиях десульфуризации. Предпочтительные условия десульфуризации включают температуру от 204°С до 482°С и среднечасовую объемную скорость подачи жидкости углеводородсодержащего сырья от 0,1 ч-1 до 10 ч-1.The first feed is reacted with hydrogen in a first desulfurization zone containing a desulfurization catalyst operating under desulfurization conditions. Preferred desulfurization conditions include a temperature of from 204 ° C. to 482 ° C. and a hourly average volumetric feed rate of a hydrocarbon-containing feed liquid from 0.1 h -1 to 10 h -1 .

Подходящими катализаторами десульфуризации для использования в настоящем изобретении являются любые известные обычные катализаторы гидроочистки и включают те, которые состоят, по меньшей мере, из одного металла VIII группы предпочтительно железа, кобальта и никеля, более предпочтительно - кобальта и/или никеля, и, по меньшей мере, одного металла VI группы, предпочтительно молибдена и вольфрама, на материале носителя с высокой площадью поверхности, предпочтительно оксиде алюминия. Другие подходящие катализаторы десульфуризации включают цеолитные катализаторы так же, как и катализаторы на основе благородных металлов, где благородный металл выбран из палладия и платины. В объем настоящего изобретения входит то, что в одном и том же реакционном сосуде используется более чем один тип катализатора десульфуризации. Металл VIII группы обычно присутствует в количестве в пределах от 2 до 20 мас.%, предпочтительно от 4 до 12 мас.%. Металл VI группы обычно будет присутствовать в количестве в пределах от 1 до 25 мас.%, предпочтительно от 2 до 25 мас.%. Типичные температуры десульфуризации лежат в диапазоне от 204°С до 482°С при давлении от 2,1 МПа до 17,3 МПа, предпочтительно от 2,1 МПа до 13,9 МПа.Suitable desulfurization catalysts for use in the present invention are any conventional conventional hydrotreating catalysts known and include those consisting of at least one group VIII metal, preferably iron, cobalt and nickel, more preferably cobalt and / or nickel, and at least at least one Group VI metal, preferably molybdenum and tungsten, on a carrier material with a high surface area, preferably alumina. Other suitable desulfurization catalysts include zeolite catalysts as well as noble metal catalysts, where the noble metal is selected from palladium and platinum. It is within the scope of the present invention that more than one type of desulfurization catalyst is used in the same reaction vessel. Group VIII metal is usually present in an amount ranging from 2 to 20 wt.%, Preferably from 4 to 12 wt.%. Group VI metal will usually be present in an amount ranging from 1 to 25 wt.%, Preferably from 2 to 25 wt.%. Typical desulfurization temperatures range from 204 ° C. to 482 ° C. at pressures from 2.1 MPa to 17.3 MPa, preferably from 2.1 MPa to 13.9 MPa.

Получающийся исходящий поток из первой зоны десульфуризации вводят в парожидкостной сепаратор, предпочтительно эксплуатируемый при температуре более чем 288°С, чтобы обеспечить паровой поток, включающий водород, сульфид водорода и низкокипящие углеводородсодержащие соединения, кипящие до 371°С, и первый жидкий углеводородсодержащий поток, включающий углеводородные компоненты, кипящие выше 371°С, и имеющий сниженную концентрацию серы. Данный первый жидкий углеводородсодержащий поток, который содержит также часть углеводородов, кипящих в диапазоне от 149°С до 371°С, предпочтительно вводят в зону горячего импульса, затем в зону холодного импульса и впоследствии фракционируют, чтобы обеспечить углеводородсодержащий поток повторного цикла, содержащий углеводороды, кипящие в диапазоне от 149°С до 371°С, и второй жидкий углеводородсодержащий поток, включающий углеводородные компоненты, кипящие выше 371°С и имеющие сниженную концентрацию серы. Данный второй жидкий углеводородсодержащий поток предпочтительно используют в качестве подходящего исходного сырья для каталитического крекинг-процесса в текучей среде. Парофазный поток, включающий водород, сульфид водорода и низкокипящие углеводородсодержащие соединения, кипящие до 371°С, и второе углеводородсодержащее исходное сырье, включающее углеводородные компоненты, кипящие ниже 371°С, подают в зону гидрокрекинга, содержащую катализатор гидрокрекинга, чтобы получить исходящий поток зоны гидрокрекинга. Второе углеводородсодержащее исходное сырье может быть любым подходящим исходным сырьем, кипящим ниже 371°С, и предпочтительно кипит в диапазоне от 177°С до 371°С. Такие подходящие виды исходного сырья включают, например, прямогонный средний продукт перегонки, керосин и углеводороды диапазона кипения дизельного топлива, продукт перегонки установок для коксования и легкий рецикловый газойль.The resulting effluent from the first desulfurization zone is introduced into a vapor-liquid separator, preferably operated at a temperature of more than 288 ° C, to provide a steam stream comprising hydrogen, hydrogen sulfide and low boiling hydrocarbon-containing compounds boiling up to 371 ° C, and a first liquid hydrocarbon-containing stream, including hydrocarbon components boiling above 371 ° C and having a reduced sulfur concentration. This first liquid hydrocarbon-containing stream, which also contains a portion of hydrocarbons boiling in the range of 149 ° C to 371 ° C, is preferably introduced into the hot pulse zone, then into the cold pulse zone and subsequently fractionated to provide a hydrocarbon-containing recycle stream containing hydrocarbons, boiling in the range from 149 ° C to 371 ° C, and a second liquid hydrocarbon-containing stream comprising hydrocarbon components boiling above 371 ° C and having a reduced sulfur concentration. This second liquid hydrocarbon-containing stream is preferably used as a suitable feedstock for a catalytic cracking process in a fluid. A vapor phase stream comprising hydrogen, hydrogen sulfide and low boiling hydrocarbon compounds boiling up to 371 ° C and a second hydrocarbon containing feed comprising hydrocarbon components boiling below 371 ° C are fed to a hydrocracking zone containing a hydrocracking catalyst to obtain an hydrocracking zone effluent . The second hydrocarbon-containing feedstock may be any suitable feedstock boiling below 371 ° C, and preferably boiling in the range of 177 ° C to 371 ° C. Such suitable feedstocks include, for example, a straight run middle distillation product, kerosene and diesel boiling range hydrocarbons, a distillation product of coking plants, and light recycle gas oil.

Зона гидрокрекинга может содержать один или более слоев одного и того же или различных катализаторов. В одном варианте воплощения, когда предпочтительные продукты представляют собой средние продукты перегонки, предпочтительные катализаторы гидрокрекинга используют аморфные основы или основы с низким уровнем цеолита, объединенные с одним или более компонентами гидрирования на основе металлов VIII или VI В групп. В другом варианте воплощения, когда предпочтительные продукты находятся в диапазоне кипения бензина, зона гидрокрекинга содержит катализатор, который включает, в общем, любую кристаллическую цеолитную основу для крекинга, на которой осаждено незначительное количество компонента гидрирования на основе металла VIII группы. Дополнительные компоненты гидрирования для включения в цеолитную основу могут быть выбраны из VI В группы. В данной области техники цеолитные основы для крекинга иногда упоминаются как молекулярные сита и обычно состоят из оксида кремния, оксида алюминия и одного или более способных к обмену катионов, таких как натрий, магний, кальций, редкоземельные металлы и т.д. Кроме того, они характеризуются кристаллическими порами относительно постоянного диаметра от 4 до 14 ангстрем. Предпочтительно использовать цеолиты, имеющие относительно высокое молярное отношение оксид кремния/оксид алюминия от 3 до 12. Подходящие цеолиты, найденные в природе, включают, например, морденит, стильбит, гейландит, феррьерит, дакиардит, шабазит, эрионит и фожазит. Подходящие синтетические цеолиты включают, например, кристаллические типы В, X, Y и L, например, синтетические фожазит и морденит. Предпочтительными цеолитами являются те, которые имеют диаметр кристаллических пор от 8 до 12 ангстрем, в которых молярное отношение оксид кремния/оксид алюминия равно от 4 до 6. Лучшим примером цеолита, попадающего в предпочтительную группу, является молекулярное сито Y типа.The hydrocracking zone may contain one or more layers of the same or different catalysts. In one embodiment, when the preferred products are medium distillation products, the preferred hydrocracking catalysts use amorphous or low zeolite bases combined with one or more hydrogenation components based on Group VIII or VI metals. In another embodiment, when the preferred products are in the boiling range of gasoline, the hydrocracking zone comprises a catalyst that includes, in general, any crystalline cracking zeolite base on which a minor amount of a hydrogenation component based on a Group VIII metal is deposited. Additional hydrogenation components for inclusion in the zeolite base may be selected from Group VI. In the art, cracking zeolite bases are sometimes referred to as molecular sieves and usually consist of silica, alumina and one or more exchangeable cations, such as sodium, magnesium, calcium, rare earth metals, etc. In addition, they are characterized by crystalline pores with a relatively constant diameter of 4 to 14 angstroms. It is preferable to use zeolites having a relatively high molar ratio of silica / alumina from 3 to 12. Suitable zeolites found in nature include, for example, mordenite, stilbit, heylandite, ferrierite, daciardite, chabazite, erionite and faujasite. Suitable synthetic zeolites include, for example, crystalline types B, X, Y, and L, for example, synthetic faujasite and mordenite. Preferred zeolites are those having a crystal pore diameter of from 8 to 12 angstroms, in which the silica / alumina molar ratio is from 4 to 6. The best example of a zeolite falling in a preferred group is a type Y molecular sieve.

Встречающиеся в природе цеолиты обычно находят в натриевой форме, щелочной редкоземельной форме или смешанных формах. Синтетические цеолиты почти всегда готовят сначала в натриевой форме. В любом случае для использования в качестве основы для крекинга предпочтительно, чтобы большая часть или все из первоначальных одновалентных металлов цеолита были подвергнуты ионному обмену с многовалентным металлом и/или с солью аммония с последующим нагреванием, чтобы разложить ионы аммония, связанные с цеолитом, оставляющие вместо себя ионы водорода и/или центры обмена, которые действительно были очищены от катионов («декатионированы») дальнейшим удалением воды. Находящиеся в водородной форме или «декатионированные» цеолиты Y типа такой природы более подробно описаны в US-A-3130006.Naturally occurring zeolites are usually found in sodium form, alkaline rare earth form, or mixed forms. Synthetic zeolites are almost always prepared first in sodium form. In any case, for use as a cracking base, it is preferable that most or all of the original monovalent zeolite metals are ion-exchanged with the multivalent metal and / or ammonium salt, followed by heating to decompose the ammonium ions bound to the zeolite, leaving instead hydrogen ions and / or exchange centers, which were actually purified from cations (“decationized”) by further removal of water. Being in hydrogen form or “decationized” type Y zeolites of this nature are described in more detail in US-A-3130006.

Цеолиты в смешанной форме многовалентный металл-водород могут быть приготовлены ионным обменом сначала с солью аммония, затем частичным обратным обменом с солью многовалентного металла и затем прокаливанием. В некоторых случаях, как в случае синтетического морденита, водородные формы могут быть приготовлены прямой обработкой кислотой цеолитов в форме щелочного металла. Предпочтительными основами для крекинга являются те, которые являются, по меньшей мере, на 10 процентов и предпочтительно на 20 процентов дефицитными по катионам металлов в пересчете на первоначальную ионообменную емкость. Особенно желательными и стабильными классами цеолитов являются те, в которых, по меньшей мере, 20 процентов ионообменной емкости заполнено ионами водорода.Multivalent metal-hydrogen zeolites can be prepared by ion exchange, first with an ammonium salt, then by partial reverse exchange with a multivalent metal salt, and then by calcination. In some cases, as in the case of synthetic mordenite, hydrogen forms can be prepared by direct acid treatment of the alkali metal zeolites. Preferred cracking bases are those that are at least 10 percent and preferably 20 percent deficient in metal cations, based on the initial ion exchange capacity. Particularly desirable and stable classes of zeolites are those in which at least 20 percent of the ion exchange capacity is filled with hydrogen ions.

Активными металлами, используемыми в предпочтительных катализаторах гидрокрекинга по настоящему изобретению в качестве компонентов гидрирования, являются металлы VIII группы, т.е. железо, кобальт, никель, рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платина. В дополнение к этим металлам, в сочетании с ними могут также использоваться другие промоторы, включая металлы VI В группы, например, молибден и вольфрам. Количество гидрирующих металлов в катализаторе может изменяться в широких пределах. Вообще говоря, может использоваться любое количество от 0,05 до 30 массовых процентов. В случае благородных металлов обычно предпочтительно используют от 0,05 до 2 массовых процентов. Предпочтительным способом введения гидрирующего металла является контактирование материала цеолитной основы с водным раствором подходящего соединения желаемого металла, в котором данный металл присутствует в катионной форме. Вслед за добавлением выбранного гидрирующего металла или металлов получающийся порошок катализатора отфильтровывают, высушивают, гранулируют с добавленными смазками, связующими или тому подобным, если это желательно, и прокаливают на воздухе при температуре, например, 371-648°С, чтобы активировать катализатор и разложить ионы аммония. В качестве альтернативы цеолитный компонент сначала может быть гранулирован с последующим добавлением гидрирующего компонента и активированием прокаливанием. Указанные выше катализаторы могут использоваться в чистом виде, или измельченный цеолитный катализатор может быть смешан и подвергнут совместному гранулированию с другими относительно менее активными катализаторами, добавками или связующими, такими как оксид алюминия, гель оксида кремния, совместные гели оксида кремния-оксида алюминия, активированные глины и т.п. в пропорциях, располагающихся между 5 и 90 мас. процентами. Данные добавки могут применяться как таковые, или же они могут содержать незначительную долю добавленного гидрирующего металла, такого как металл группы VI B и/или группы VIII.The active metals used in the preferred hydrocracking catalysts of the present invention as hydrogenation components are Group VIII metals, i.e. iron, cobalt, nickel, ruthenium, rhodium, palladium, osmium, iridium and platinum. In addition to these metals, other promoters can also be used in combination with them, including Group VI metals, for example, molybdenum and tungsten. The amount of hydrogenating metals in the catalyst can vary widely. Generally speaking, any amount from 0.05 to 30 weight percent can be used. In the case of noble metals, from 0.05 to 2 weight percent is usually preferably used. A preferred method of introducing the hydrogenation metal is to contact the zeolite base material with an aqueous solution of a suitable compound of the desired metal in which the metal is present in cationic form. Following the addition of the selected hydrogenation metal or metals, the resulting catalyst powder is filtered off, dried, granulated with added lubricants, binders or the like, if desired, and calcined in air at a temperature of, for example, 371-648 ° C, to activate the catalyst and decompose the ions ammonium Alternatively, the zeolite component may first be granulated, followed by the addition of a hydrogenating component and activation by calcination. The above catalysts can be used in pure form, or the ground zeolite catalyst can be mixed and co-granulated with other relatively less active catalysts, additives or binders, such as alumina, silica gel, co-alumina gels, activated clays etc. in proportions ranging between 5 and 90 wt. percent. These additives may be used as such, or they may contain a small proportion of the added hydrogenation metal, such as a metal of group VI B and / or group VIII.

В способе по настоящему изобретению могут также использоваться дополнительные прокотированные металлом катализаторы гидрокрекинга, которые включают, например, алюмофосфатные молекулярные сита, кристаллические хромосиликаты и другие кристаллические силикаты. Кристаллические хромосиликаты более полно описаны в US-A-4363718.Additional metal-cured hydrocracking catalysts may also be used in the process of the present invention, which include, for example, aluminophosphate molecular sieves, crystalline chromosilicates and other crystalline silicates. Crystalline chromosilicates are more fully described in US-A-4363718.

Гидрокрекинг проводят в присутствии водорода и предпочтительно в условиях гидрокрекинга, которые включают температуру от 232°С до 468°С, давление от 3548 кПа до 20785 кПа, среднечасовую объемную скорость жидкости (LHSV) от 0,1 до 30 ч-1 и скорость циркуляции водорода от 337 м33 при н.у. до 4200 м33 при н.у.Hydrocracking is carried out in the presence of hydrogen, and preferably under hydrocracking conditions, which include a temperature of 232 ° C to 468 ° C, a pressure of 3548 kPa to 20785 kPa, an average hourly space velocity of a liquid (LHSV) of 0.1 to 30 h -1 and a circulation speed hydrogen from 337 m 3 / m 3 at nu up to 4200 m 3 / m 3 at n.a.

Исходящий поток зоны гидрокрекинга и углеводородсодержащий поток повторного цикла, предпочтительно кипящий в диапазоне от 232°С до 371°С, подают предпочтительно непосредственно в зону гидрирования, содержащую катализатор гидрирования, чтобы произвести исходящий поток зоны гидрирования. Катализатор гидрирования может быть выбран из любого известного катализатора гидрирования или десульфуризации. Этот катализатор может быть тем же самым или отличаться от катализатора десульфуризации, используемого в зоне десульфуризации, и может быть выбран из известных катализаторов десульфуризации, таких как, например, описанные выше. Предпочтительные условия гидрирования могут быть выбраны из тех диапазонов, которые были объяснены для зоны десульфуризации, и могут быть более, менее или равными по жесткости реакционным условиям, выбранным для зоны десульфуризации.The hydrocracking zone effluent and the hydrocarbon-containing recycle stream, preferably boiling in the range of 232 ° C to 371 ° C, are preferably fed directly to the hydrogenation zone containing the hydrogenation catalyst to produce a hydrogenation zone effluent. The hydrogenation catalyst may be selected from any known hydrogenation or desulfurization catalyst. This catalyst may be the same or different from the desulfurization catalyst used in the desulfurization zone, and may be selected from known desulfurization catalysts, such as, for example, those described above. Preferred hydrogenation conditions may be selected from those ranges that have been explained for the desulfurization zone, and may be more, less, or equal in severity to the reaction conditions selected for the desulfurization zone.

Получающийся исходящий поток зоны гидрирования частично конденсируют и вводят в холодный парожидкостной сепаратор, эксплуатируемый при температуре от 21°С до 60°С, чтобы произвести богатый водородом газовый поток, содержащий сульфид водорода, и жидкий углеводородсодержащий поток. Получающийся богатый водородом газовый поток предпочтительно пропускают через зону очистки от кислых газов, чтобы понизить концентрацию сульфида водорода для того, чтобы произвести очищенный богатый водородом газовый поток, часть которого затем может быть возвращена, когда это желательно или необходимо. Жидкий углеводородсодержащий поток из холодного парожидкостного сепаратора предпочтительно вводят в холодный испарительный барабан, чтобы удалить растворенные водород и обычно газообразные углеводороды, и впоследствии направляют в зону фракционирования, чтобы произвести поток полученного низкосернистого дизельного топлива. Предпочтительно чтобы поток полученного дизельного топлива содержал менее чем 50 мас.ч./млн серы, более предпочтительно - 10 мас.ч./млн серы. Свежий водород может быть введен в процесс в любой удобной позиции.The resulting hydrogenation zone effluent is partially condensed and introduced into a cold vapor-liquid separator operated at a temperature of from 21 ° C. to 60 ° C. to produce a hydrogen-rich gas stream containing hydrogen sulfide and a liquid hydrocarbon-containing stream. The resulting hydrogen-rich gas stream is preferably passed through an acid gas purification zone to lower the concentration of hydrogen sulfide in order to produce a purified hydrogen-rich gas stream, a portion of which can then be returned when it is desired or necessary. The liquid hydrocarbon-containing stream from the cold vapor-liquid separator is preferably introduced into a cold evaporation drum to remove dissolved hydrogen and usually gaseous hydrocarbons, and subsequently directed to the fractionation zone to produce a stream of the obtained low sulfur diesel fuel. Preferably, the stream of diesel fuel obtained contains less than 50 parts by weight per million sulfur, more preferably 10 parts by weight per million sulfur. Fresh hydrogen can be introduced into the process at any convenient position.

Обратимся теперь к чертежу; поток сырья, включающий тяжелый вакуумный газойль, поступает в процесс по линии 1 и подвергается смешиванию с богатым водородом газовым потоком, поставляемым по линии 28, и получающуюся смесь вводят по линии 2 в зону 3 десульфуризации. Подача водорода в зону 3 десульфуризации обеспечивается по линиям 30 и 31. Получающийся исходящий поток из зоны 3 десульфуризации транспортируют по линии 4 и вводят в горячий парожидкостной сепаратор 5. Газообразный поток, включающий водород, сульфид водорода и углеводороды низкого интервала кипения, удаляют из горячего парожидкостного сепаратора 5 по линии 17 и смешивают с легким рецикловым газойлем, который вводят по линии 18 и который кипит в диапазоне средних продуктов перегонки, получающуюся смесь транспортируют по линии 19 и вводят в реактор 20, в котором данный поток контактирует с зоной 21 гидрокрекинга. Получающийся исходящий поток из зоны 21 гидрокрекинга подают непосредственно в зону 22 гидрирования, которая находится внутри реакционной зоны 20. Получающийся исходящий поток из зоны 22 гидрирования передают по линии 23 и вводят в теплообменник 24. Получающийся охлажденный и частично сконденсированный поток отводят из теплообменника 24 по линии 25 и вводят в холодный парожидкостной сепаратор 26. Богатый водородом газовый поток отводят из холодного парожидкостного сепаратора 26 по линии 27 и вводят в зону 3 десульфуризации по линиям 28, 29, 30 и 31, как описано выше. Жидкий углеводородсодержащий поток отводят из холодного парожидкостного сепаратора 26 по линии 32 и вводят в холодный испарительный барабан 33. Газовый поток, включающий водород и обычно газообразные углеводороды, отводят из холодного испарительного барабана 33 по линии 34. Жидкий поток, включающий углеводороды диапазона кипения дизельного топлива, отводят из холодного испарительного барабана 33 по линии 35 и вводят в зону 36 фракционирования. Поток ультранизкосернистого дизельного топлива извлекают из зоны 36 фракционирования и отводят оттуда по линии 38. Углеводородсодержащий поток, включающий соединения, кипящие ниже диапазона кипения дизельного топлива, отводят из зоны 36 фракционирования по линии 37 и извлекают. Жидкий поток отводят из горячего парожидкостного сепаратора 5 по линии 6 и вводят в горячий испарительный барабан 7. Паровой поток, включающий водород и низкокипящие углеводороды, отводят из горячего испарительного барабана 7 по линии 8 и извлекают. Жидкий углеводородсодержащий поток, содержащий углеводороды, кипящие при температуре выше 371°С, и углеводороды диапазона кипения дизельного топлива, отводят из горячего испарительного барабана 7 по линии 9 и вводят наряду с вышеописанным паровым потоком, подаваемым по линии 34, и получающуюся смесь вводят по линии 10 в зону 11 очистки. Поток, включающий водород, газообразные при нормальных условиях углеводороды и углеводороды диапазона кипения бензина, удаляют из зоны 11 очистки по линии 12 и извлекают. Жидкий углеводородсодержащий поток, содержащий углеводороды, кипящие при температуре выше 371°С, и углеводороды диапазона кипения дизельного топлива, отводят из зоны 11 очистки по линии 13 и вводят в зону 14 фракционирования. Поток, включающий низкокипящие углеводороды, удаляют из зоны 14 фракционирования по линии 15 и извлекают. Жидкий углеводородсодержащий поток, включающий углеводороды, кипящие при температуре выше 371°С, удаляют из зоны 14 фракционирования по линии 17 и извлекают. Жидкий поток, включающий углеводороды диапазона кипения дизельного топлива, удаляют из зоны 14 фракционирования по линии 16 и вводят в реакционную зону 20, как описано выше.We turn now to the drawing; a feed stream comprising a heavy vacuum gas oil enters the process through line 1 and is mixed with the hydrogen rich gas stream supplied through line 28, and the resulting mixture is introduced via line 2 into desulfurization zone 3. Hydrogen supply to the desulfurization zone 3 is provided through lines 30 and 31. The resulting effluent from the desulfurization zone 3 is transported through line 4 and introduced into the hot vapor-liquid separator 5. A gaseous stream including hydrogen, hydrogen sulfide and low boiling hydrocarbons is removed from the hot vapor-liquid separator 5 along line 17 and mixed with a light recycle gas oil, which is introduced through line 18 and which boils in the range of medium distillation products, the resulting mixture is transported through line 19 and introduced into the reaction a torus 20, in which this stream is in contact with the hydrocracking zone 21. The resulting effluent from the hydrocracking zone 21 is fed directly to the hydrogenation zone 22, which is located inside the reaction zone 20. The resulting effluent from the hydrogenation zone 22 is passed through line 23 and introduced into the heat exchanger 24. The resulting cooled and partially condensed stream is diverted from the heat exchanger 24 25 and introduced into the cold vapor-liquid separator 26. The hydrogen-rich gas stream is withdrawn from the cold vapor-liquid separator 26 via line 27 and introduced into the desulfurization zone 3 via lines 28, 29, 30 and 31, as described above. A liquid hydrocarbon-containing stream is withdrawn from the cold vapor-liquid separator 26 via line 32 and introduced into the cold evaporation drum 33. A gas stream including hydrogen and usually gaseous hydrocarbons is diverted from the cold evaporation drum 33 through line 34. A liquid stream comprising hydrocarbons of the boiling range of diesel fuel, removed from the cold evaporation drum 33 via line 35 and introduced into the fractionation zone 36. The ultra-low sulfur diesel stream is recovered from fractionation zone 36 and diverted therefrom via line 38. A hydrocarbon containing stream including compounds boiling below the diesel boiling range is diverted from fractionation zone 36 via line 37 and recovered. The liquid stream is withdrawn from the hot vapor-liquid separator 5 via line 6 and introduced into the hot evaporation drum 7. The steam stream, including hydrogen and low boiling hydrocarbons, is removed from the hot evaporation drum 7 via line 8 and recovered. A liquid hydrocarbon-containing stream containing hydrocarbons boiling at a temperature above 371 ° C and hydrocarbons in the boiling range of diesel fuel is withdrawn from the hot evaporation drum 7 via line 9 and introduced along with the above-described steam stream supplied through line 34, and the resulting mixture is introduced via line 10 to the cleaning zone 11. A stream comprising hydrogen, gaseous hydrocarbons under normal conditions, and hydrocarbons in the boiling range of gasoline is removed from purification zone 11 via line 12 and recovered. A liquid hydrocarbon-containing stream containing hydrocarbons boiling at a temperature above 371 ° C and hydrocarbons in the boiling range of diesel fuel is diverted from purification zone 11 via line 13 and introduced into fractionation zone 14. A stream comprising low boiling hydrocarbons is removed from fractionation zone 14 via line 15 and recovered. A liquid hydrocarbon-containing stream, including hydrocarbons boiling at a temperature above 371 ° C., is removed from the fractionation zone 14 via line 17 and recovered. A liquid stream including hydrocarbons of the boiling range of diesel fuel is removed from fractionation zone 14 via line 16 and introduced into reaction zone 20, as described above.

ПРИМЕРEXAMPLE

Десульфуризацию проводили для двух углеводородсодержащих потоков сырья, один из которых является сырьем типа смеси тяжелых газойлей, имеющий состав и свойства, указанные в Таблице 1, другой является потоком сырья типа легкого рециклового газойля, имеющим состав и свойства, указанные в Таблице 2.Desulfurization was carried out for two hydrocarbon-containing feed streams, one of which is a feed type of a mixture of heavy gas oils having the composition and properties shown in Table 1, the other is a feed stream of a type of light recycle gas oil having the composition and properties shown in Table 2.

Условия осуществления способа в реакционных зонах приведены в Таблице 3.The process conditions in the reaction zones are shown in Table 3.

Полученная концентрация серы в дизельном топливе составляла менее 50 мас. ч./млн. При повышении температуры и понижении объемной скорости в гидроочистителе вывода дизельного топлива получали ультранизкосернистое дизельное топливо с содержанием серы 10 масс. ч./млн.The resulting sulfur concentration in diesel fuel was less than 50 wt. ppm With an increase in temperature and a decrease in space velocity, an ultra-low sulfur diesel fuel with a sulfur content of 10 wt. ppm

Таблица 1Table 1 Смесь тяжелого прямогонного и вакуумного газойлейA mixture of heavy straight run and vacuum gas oil Тип исходного сырьяType of feedstock HAGO (Тяжелый прямогонный газойль)HAGO (Heavy straight run gas oil) HVGO (Тяжелый вакуумный газойль)HVGO (Heavy Vacuum Gas Oil) HAGO/HVGOHAGO / HVGO Скорость потока, баррелей за сутки работы на каждую установкуFlow rate, barrels per day of work for each installation 1205612056 7639476394 8845088450 об.%about.% 13,6313.63 86,3786.37 100,0100.0 мас.%wt.% 13,2513.25 86,7586.75 100,0100.0 API (плотность по методу American Petroleum Institute)API (American Petroleum Institute Method Density) 24,624.6 19,519.5 20,220,2 Относительная плотностьRelative density 0,90650.9065 0,93680.9368 0,93270.9327 Сера, мас.%Sulfur, wt.% 2,492.49 3,053.05 2,982.98 Азот, мас.ч./млнNitrogen, parts by weight / million 750750 12751275 12051205 Углерод в составе
конденсированных соединений, мас.%
Carbon in composition
condensed compounds, wt.%
0,150.15 1,301.30 1,151.15
Асфальтены C7, мас.%Asphaltenes C 7 , wt.% 0,03-0,050.03-0.05 0,15-0,200.15-0.20 0,13-0,180.13-0.18 Металлы, мас.ч./млнMetals, parts by weight / million Ni+VNi + V 1,01,0 5,05,0 4,474.47 SiSi -- -- -- UOP К (содержание К, определенное по методу компании UOP - Universal Oil Products)UOP K (K content determined by the method of UOP - Universal Oil Products) 11,7811.78 11,7911.79 11,78411,784 Перегонка, °СDistillation, ° С D 2887D 2887 D 2887D 2887 TBP/D1160TBP / D1160 IBP (начальная точка кипения)IBP (starting boiling point) 245245 342342 242/252242/252 10%10% 334334 397397 393/404393/404 30%thirty% 376376 440440 430/435430/435 50%fifty% 408408 473473 463/463463/463 70%70% 430430 504504 495/495495/495 90%90% 464464 552552 553/553553/553 ЕР (конечная точка кипения)EP (end boiling point) 523523 614614 611/611611/611

Таблица 2table 2 Легкий рецикловый газойльLight recycle gas oil Сырье типа LCO (легкий рецикловый газойль)LCO feedstock (light recycle gas oil) Сырье для крекинга (w/EHS ОН)Cracking Raw Materials (w / EHS OH) Скорость, баррелей за сутки работыSpeed, barrels per day of work 1200012000 APIAPI 15,515,5 Sp. Gr. (удельный вес)Sp. Gr. (specific gravity) 0,96240.9624 Сера, ч./млнSulfur, ppm 61456145 Азот, ч./млнNitrogen, ppm 500500 Точка вспышки, °СFlash point, ° C 7373 Точка потери текучести, °СThe point of yield loss, ° C <-15<-15 Цетановый индекс Cetane index 20twenty ASTM D-86 IBP, С (начальная точка кипения по стандарту ASTM D-86, °С)ASTM D-86 IBP, C (initial boiling point according to ASTM D-86, ° C) 182182 5%5% 221221 10%10% 230230 30%thirty% 253253 50%fifty% 274274 70%70% 294294 90%90% 339339 95%95% 351351 FBP (конечная точка кипения)FBP (final boiling point) 359359

Таблица 3Table 3 Реакционные условия для реакционных зонReaction conditions for reaction zones Установка для гидроочисткиHydrotreating Plant ГидрокрекингHydrocracking Гидроочистка вывода дизельного топливаDiesel Fuel Hydrotreating Скорость сырья, баррелей за сутки работы на установку The speed of raw materials, barrels per day of installation work 104557104557 1200012000 5780657806 Фунт/ч (кг/ч)Pound / h (kg / h) 1433629 (650283,2)1,433,629 (650,283.2) 168679 (76511,5)168679 (76511.5) LHSV FF, ч-1 Объем (Среднечасовая объемная скорость жидкости)LHSV FF, h -1 Volume (Hourly average volumetric fluid velocity) Объем катализатора,
куб. фут. (м3)
Catalyst volume
cube foot. (m 3 )
LHSV FF, ч-1 (Среднечасовая объемная скорость жидкости)LHSV FF, h -1 (Hourly average volumetric fluid velocity) Объем катали-
затора,
куб. фут. (м3)
Volume rolled
congestion
cube foot. (m 3 )
LHSV FF, ч-1 (Среднечасовая объемная скорость жидкости)LHSV FF, h -1 (Hourly average volumetric fluid velocity) Объем катали-
затора,
куб. фут. (м3)
Volume rolled
congestion
cube foot. (m 3 )
ГидроочисткаHydrotreating 1,181.18 20757 (587,77)20757 (587.77) 1,331.33 2116 (59,91)2116 (59.91) 33 3374 (95,54)3374 (95.54) ГидрокрекингHydrocracking -- -- 1,851.85 1520 (43,04)1520 (43.04) -- -- Средняя температура слоя, °F (°C)The average temperature of the layer, ° F (° C) 696 (369)696 (369) 700/700 (371/371)700/700 (371/371) 690 (366)690 (366) Давление (HPS), фунт/кв.дюйм (кПа)Pressure (HPS) psi (kPa) 1041 (7177)1041 (7177) Чистота свежего Н2, мол.%The purity of fresh N 2 mol.% 99,999.9 Скруббер циркулиру-
ющего газа
Scrubber Circular
gas
ДаYes
Содержание Н2 в циркулирующем газе, мол.%The content of H 2 in the circulating gas, mol.% 94,394.3

Предшествующее описание, пример и чертеж ясно иллюстрируют преимущества, охваченные способом по настоящему изобретению, и выгоды, которые будут получены при его использовании.The preceding description, example, and drawing clearly illustrate the advantages encompassed by the method of the present invention and the benefits that will be obtained by using it.

Claims (7)

1. Способ десульфуризации двух углеводородсодержащих потоков сырья, который включает следующие стадии:
(a) реагирование первого углеводородсодержащего потока (1) сырья, содержащего углеводородные компоненты, кипящие выше 343°С, и водорода (28), с катализатором десульфуризации в зоне (3) десульфуризации, эксплуатируемой в условиях десульфуризации, чтобы произвести исходящий поток (4) зоны десульфуризации;
(b) введение исходящего потока зоны десульфуризации в парожидкостной сепаратор (5), эксплуатируемый при температуре выше, чем 288°С, чтобы обеспечить парообразный поток (17), содержащий водород, сульфид водорода и низкокипящие углеводородсодержащие соединения, кипящие до 371°С, и первый жидкий углеводородсодержащий поток (6), содержащий углеводородные компоненты, кипящие выше 371°С, и имеющий пониженную концентрацию серы;
(c) подачу парообразного потока (17), содержащего водород, сульфид водорода и низкокипящие углеводородсодержащие соединения, кипящие до 371°С, и второго углеводородсодержащего потока (18) сырья, включающего углеводородные компоненты, кипящие ниже 371°С, в зону (21) гидрокрекинга, чтобы произвести исходящий поток зоны гидрокрекинга;
(d) подачу исходящего потока зоны гидрокрекинга и углеводородсодержащего потока (16) повторного цикла, кипящего в диапазоне от 149 до 371°С, в зону (22) гидрирования, чтобы произвести исходящий поток (23) зоны гидрирования;
(e) фракционирование исходящего потока (23) зоны гидрирования, чтобы произвести ультранизкосернистый углеводородсодержащий поток (38), кипящий в диапазоне от 149 до 371°С; и
(f) фракционирование первого жидкого углеводородсодержащего потока (6), извлеченного на стадии (b), чтобы произвести углеводородсодержащий поток (16) повторного цикла, кипящий в диапазоне от 149 до 371°С, и второй жидкий углеводородсодержащий поток (17), содержащий углеводородные компоненты, кипящие выше 371°С, и имеющий пониженную концентрацию серы.
1. The method of desulfurization of two hydrocarbon-containing streams of raw materials, which includes the following stages:
(a) reacting the first hydrocarbon-containing stream (1) of a feed containing hydrocarbon components boiling above 343 ° C. and hydrogen (28) with a desulfurization catalyst in a desulfurization zone (3) operating under desulfurization conditions to produce an effluent (4) desulfurization zones;
(b) introducing a desulfurization zone effluent into a vapor-liquid separator (5) operated at a temperature higher than 288 ° C. to provide a vapor stream (17) containing hydrogen, hydrogen sulfide and low boiling hydrocarbon compounds boiling up to 371 ° C., and a first liquid hydrocarbon-containing stream (6) containing hydrocarbon components boiling above 371 ° C. and having a reduced sulfur concentration;
(c) feeding a vapor stream (17) containing hydrogen, hydrogen sulfide and low boiling hydrocarbon-containing compounds boiling up to 371 ° C, and a second hydrocarbon-containing stream (18) of raw materials including hydrocarbon components boiling below 371 ° C, into zone (21) hydrocracking to produce a hydrocracking zone effluent;
(d) feeding the effluent of the hydrocracking zone and a hydrocarbon-containing recycle stream (16) boiling in the range of 149 to 371 ° C. into the hydrogenation zone (22) to produce the hydrogenation zone effluent (23);
(e) fractionating the effluent (23) of the hydrogenation zone to produce an ultra-low hydrocarbon containing stream (38) boiling in the range of 149 to 371 ° C; and
(f) fractionating the first liquid hydrocarbon-containing stream (6) recovered in step (b) to produce a hydrocarbon-containing recycle stream (16) boiling in the range of 149 to 371 ° C. and a second liquid hydrocarbon-containing stream (17) containing hydrocarbon components boiling above 371 ° C, and having a reduced sulfur concentration.
2. Способ по п.1, в котором первый углеводородсодержащий поток (1) сырья выбирают из группы, состоящей, по существу, из прямогонного газойля, вакуумного газойля, продуктов перегонки установок для коксования, подвергнутых крекингу газойлей и их смесей.2. The method according to claim 1, in which the first hydrocarbon-containing stream (1) of the feedstock is selected from the group consisting essentially of straight-run gas oil, vacuum gas oil, distillation products of coking units subjected to cracking of gas oil and mixtures thereof. 3. Способ по п.1, в котором эксплуатационные условия для зоны (5) десульфуризации включают температуру от 204 до 482°С, давление от 2,1 до 17,3 МПа и среднечасовую объемную скорость жидкости от 0,1 до 10 ч-1.3. The method according to claim 1, in which the operating conditions for the zone (5) of desulfurization include a temperature of from 204 to 482 ° C, a pressure of from 2.1 to 17.3 MPa and an hourly average volumetric flow rate of a liquid from 0.1 to 10 hours - 1 . 4. Способ по п.1, в котором эксплуатационные условия для зоны (22) гидрирования включают температуру от 204 до 482°С, давление примерно от 2,1 до 17,3 МПа и среднечасовую объемную скорость жидкости от 0,1 до 10 ч-1.4. The method according to claim 1, in which the operating conditions for the hydrogenation zone (22) include a temperature of from 204 to 482 ° C, a pressure of from about 2.1 to 17.3 MPa, and an average hourly space velocity of the liquid from 0.1 to 10 hours -1 . 5. Способ по п.1, в котором ультранизкосернистый углеводородсодержащий поток (38), полученный на стадии (е), содержит менее чем 50 мас.ч./млн серы.5. The method according to claim 1, in which the ultra-low hydrocarbon-containing stream (38) obtained in stage (e) contains less than 50 parts by weight of sulfur per million. 6. Способ по п.1, в котором ультранизкосернистый углеводородсодержащий поток (38), полученный на стадии (е), содержит менее чем 10 мас.ч./млн серы.6. The method according to claim 1, in which the ultra-low hydrocarbon-containing stream (38) obtained in stage (e) contains less than 10 parts by weight per million sulfur. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором второй поток (18) сырья выбирают из группы, состоящей из легкого рециклового газойля, прямогонного среднего продукта перегонки, керосина и углеводородов диапазона кипения дизельного топлива и продукта перегонки установок для коксования. 7. The method according to any one of claims 1 to 6, in which the second feed stream (18) is selected from the group consisting of light recycle gas oil, straight-run middle distillate, kerosene and hydrocarbons in the boiling range of diesel fuel and distillation product of coking plants.
RU2009105660/04A 2006-07-19 2006-07-19 Hydrocarbon desulphuration method RU2402594C1 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2006/027987 WO2008010799A1 (en) 2006-07-19 2006-07-19 A hydrocarbon desulfurization process

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009105660A RU2009105660A (en) 2010-08-27
RU2402594C1 true RU2402594C1 (en) 2010-10-27

Family

ID=38957048

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009105660/04A RU2402594C1 (en) 2006-07-19 2006-07-19 Hydrocarbon desulphuration method

Country Status (5)

Country Link
EP (1) EP2041245A4 (en)
CN (1) CN101506334B (en)
CA (1) CA2657780C (en)
RU (1) RU2402594C1 (en)
WO (1) WO2008010799A1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2561625C2 (en) * 2011-04-15 2015-08-27 АДИТИА БИРЛА САЙЕНС энд ТЕКНОЛОДЖИ КО. ЛТД. Method of separating and purifying sodium sulphide
RU2601414C2 (en) * 2011-12-23 2016-11-10 Ифп Энержи Нувелль Improved method of heavy raw material converting into middle distillates with preliminary treatment before supply to catalytic cracking plant

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2008010799A1 (en) * 2006-07-19 2008-01-24 Uop Llc A hydrocarbon desulfurization process
AR092026A1 (en) * 2012-07-13 2015-03-18 Lyondell Chemical Tech Lp IMPROVED PROCEDURE TO REDUCE DIESEL COLOR WITH ULTRA LOW SULFUR CONTENT
WO2016093777A1 (en) * 2014-12-11 2016-06-16 Türkiye Petrol Rafinerileri A. S. A method for diesel production

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5447621A (en) * 1994-01-27 1995-09-05 The M. W. Kellogg Company Integrated process for upgrading middle distillate production
US6179995B1 (en) * 1998-03-14 2001-01-30 Chevron U.S.A. Inc. Residuum hydrotreating/hydrocracking with common hydrogen supply
US5980729A (en) * 1998-09-29 1999-11-09 Uop Llc Hydrocracking process
US6444116B1 (en) * 2000-10-10 2002-09-03 Intevep, S.A. Process scheme for sequentially hydrotreating-hydrocracking diesel and vacuum gas oil
US6379533B1 (en) * 2000-12-18 2002-04-30 Uop Llc Hydrocracking process for production of LPG and distillate hydrocarbons
WO2008010799A1 (en) * 2006-07-19 2008-01-24 Uop Llc A hydrocarbon desulfurization process

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2561625C2 (en) * 2011-04-15 2015-08-27 АДИТИА БИРЛА САЙЕНС энд ТЕКНОЛОДЖИ КО. ЛТД. Method of separating and purifying sodium sulphide
RU2601414C2 (en) * 2011-12-23 2016-11-10 Ифп Энержи Нувелль Improved method of heavy raw material converting into middle distillates with preliminary treatment before supply to catalytic cracking plant

Also Published As

Publication number Publication date
CA2657780A1 (en) 2008-01-24
EP2041245A1 (en) 2009-04-01
CA2657780C (en) 2012-02-07
CN101506334B (en) 2012-10-03
WO2008010799A1 (en) 2008-01-24
EP2041245A4 (en) 2010-08-04
RU2009105660A (en) 2010-08-27
CN101506334A (en) 2009-08-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU748725B2 (en) Integrated hydrotreating and hydrocracking process
US6596155B1 (en) Hydrocracking process
CA2344953C (en) Improved hydrocracking process
US7591940B2 (en) Combination hydrocracking process for the production of ultra low sulfur diesel
US6190535B1 (en) Hydrocracking process
US7074321B1 (en) Combination hydrocracking process for the production of low sulfur motor fuels
CA2326310C (en) Improved hydrocracking process
US6106694A (en) Hydrocracking process
RU2405024C2 (en) Hydrocracking method
US7470357B1 (en) Hydrocarbon conversion process
KR20070086788A (en) Hydrocarbon conversion process
US6379533B1 (en) Hydrocracking process for production of LPG and distillate hydrocarbons
US7097760B1 (en) Hydrocarbon process for the production of ultra low sulfur diesel
RU2402594C1 (en) Hydrocarbon desulphuration method
US6328879B1 (en) Simultaneous hydroprocesssing of two feedstocks
US7108779B1 (en) Hydrocarbon desulfurization process
RU2412977C2 (en) Combined manufacturing method of ultralow sulphur-bearing diesel fuel and low-sulphur boiler fuel
US6387245B1 (en) Hydrocracking process
EA024500B1 (en) Apparatus and process for hydroprocessing hydrocarbonaceous feedstock
CA2423946A1 (en) Hydrocracking process
EP1752511B1 (en) A hydrocracking process for the production of ultra low sulfur diesel
WO2004005436A1 (en) An improved hydrocracking process
RU2386669C2 (en) Method of catalytic hudrogen cracking of hydrocarbon raw material for receiving of ultra low-sulphur light diesel fuel
CA2525650C (en) A hydrocracking process for the production of ultra low sulfur diesel
CN1912064B (en) Hydrocracking method for producing surper low-suphur diesel oil