RU2531589C1

RU2531589C1 - Method and device for extraction of heavy polycyclic aromatic compounds from hydroprocessing flow

Info

Publication number: RU2531589C1
Application number: RU2013131065/04A
Authority: RU
Inventors: Ричард К. ХОЭН; Дэниел Дж. БРЕЙТЕНФЕЛЬДТ
Original assignee: Юоп Ллк
Priority date: 2010-12-14
Filing date: 2011-12-02
Publication date: 2014-10-20
Also published as: CN103261376A; WO2012082394A3; BR112013014250A2; CN103261376B; WO2012082394A2

Abstract

FIELD: chemistry.

SUBSTANCE: invention deals with a method of extraction of heavy polycyclic aromatic compounds (HPAC) from a hydroprocessed flow in a fractionating column, which contains a construction with separation of the body into two separate sections. Steam is supplied for steaming to the second section to steam light hydrocarbons from the hydroprocessed flow and obtain the steamed hydroprocessed flow and concentrated steam for steaming. From the second section the steamed hydroprocessed flow, which has higher content of HPAC than in the hydroprocessed stream, supplied to the second section, is discharged. Concentrated steam for steaming, enriched with light hydrocarbons, is discharged and transported from the second section into the first section in the fractionating column. The invention also deals with an installation for the extraction of heavy polycyclic aromatic compounds.

EFFECT: reduction of the required quantity of steam for steaming, highly efficient functioning.

10 cl, 2 dwg, 2 tbl, 1 ex

Description

По данной заявке заявляется приоритет по ранее поданным заявкам на патент США №12/967773 и №12/967792, поданным 14.12.2010.This application claims priority to previously filed patent applications US No. 12/967773 and No. 12/967792 filed December 14, 2010.

Уровень техникиState of the art

Настоящее изобретение относится к каталитической гидрообработке углеводородов для получения полезных углеводородных продуктов. В частности, изобретение относится к каталитической обработке и получению полезных углеводородных продуктов, таких как дизельное топливо.The present invention relates to the catalytic hydroprocessing of hydrocarbons to produce useful hydrocarbon products. In particular, the invention relates to the catalytic treatment and production of useful hydrocarbon products, such as diesel fuel.

Нефтеперерабатывающие заводы в большинстве случаев производят требуемые продукты, такие как топливо для газовых турбин, дизельное топливо, средние дистилляты, и в том числе углеводороды бензинового интервала температуры кипения, посредством гидрообработки углеводородного сырья, полученного из сырой нефти или ее тяжелых фракций. Гидрообработка может включать, например, гидрокрекинг, гидроочистку, гидроизомеризацию, гидродесульфуризацию и тому подобные процессы.Oil refineries in most cases produce the required products, such as gas turbine fuel, diesel fuel, middle distillates, including hydrocarbons of the gasoline boiling range, by hydroprocessing hydrocarbon feedstock obtained from crude oil or its heavy fractions. Hydrotreating may include, for example, hydrocracking, hydrotreating, hydroisomerization, hydrodesulfurization, and the like.

Исходным сырьем, подвергаемым гидрообработке, могут быть вакуумные газойли, тяжелые газойли и другие углеводородные потоки, извлеченные из сырой нефти с помощью перегонки. Например, типичный тяжелый газойль содержит существенную часть углеводородных компонентов, кипящих при температуре выше 371°C (700°F), обычно, по меньшей мере, 50 масс.% компонентов, кипящих при температуре выше 371°C (700°F), а типичный вакуумный газойль обычно имеет температуру кипения в интервале от 315°C (600°F) до 565°C (1050°F).Hydrotreated feedstocks can be vacuum gas oils, heavy gas oils and other hydrocarbon streams extracted from crude oil by distillation. For example, a typical heavy gas oil contains a substantial portion of the hydrocarbon components boiling at temperatures above 371 ° C (700 ° F), typically at least 50 wt.% Of components boiling at temperatures above 371 ° C (700 ° F), and a typical vacuum gas oil typically has a boiling point in the range of 315 ° C (600 ° F) to 565 ° C (1050 ° F).

Гидрообработка представляет собой технологический процесс, в котором используют водородсодержащий газ с подходящим катализатором (катализаторами) для конкретного применения. Во многих случаях гидрообработка обычно сопровождается контактированием в реакторе или реакционной зоне выбранного для обработки сырья с подходящим катализатором, осуществляемым в условиях повышенных температуры и давления и в присутствии водорода.Hydrotreating is a process in which a hydrogen-containing gas is used with suitable catalyst (s) for a particular application. In many cases, hydroprocessing is usually accompanied by contacting in the reactor or reaction zone of the feedstock selected for processing with a suitable catalyst, carried out under conditions of elevated temperature and pressure and in the presence of hydrogen.

Гидрокрекинг является видом гидрообработки, который обычно сопровождается контактированием в реакторе гидрокрекинга или зонах гидрокрекинга газойля или другого обрабатываемого сырья с подходящим катализатором гидрокрекинга, осуществляемым в условиях повышенных температуры и давления и в присутствии водорода с тем, чтобы обеспечить получение на нефтеперерабатывающем заводе продукта, содержащего состав углеводородных продуктов, желательных для владельца нефтеперерабатывающего завода. На выход продуктов гидрокрекинга оказывают влияние условия проведения процесса в реакторе гидрокрекинга и используемые катализаторы гидрокрекинга.Hydrocracking is a type of hydroprocessing that is usually accompanied by contacting, in a hydrocracking reactor or hydrocracking zones of gas oil or other processed feed, with a suitable hydrocracking catalyst, carried out under elevated temperature and pressure conditions and in the presence of hydrogen, so that a product containing a hydrocarbon composition is obtained at a refinery products desired by the owner of the refinery. The yield of hydrocracking products is influenced by the process conditions in the hydrocracking reactor and the hydrocracking catalysts used.

В результате гидрообработки и, в частности, гидрокрекинга образуются соединения, известные как тяжелые полициклические ароматические соединения (ТПАС), которые создают определенные проблемы. К полициклическим ароматическим соединениям (ПАС) относятся соединения, которые имеют два или большее число ароматических колец. Соединениями ТПАС обычно называют соединения с шестью или большим числом ароматических колец и часто - с одиннадцатью или более ароматическими кольцами. ТПАС могут накапливаться в линии рециркуляции процесса гидрообработки и ускорять дезактивацию катализатора.As a result of hydroprocessing and, in particular, hydrocracking, compounds are formed, known as heavy polycyclic aromatic compounds (TPAS), which create certain problems. Polycyclic aromatic compounds (PAS) include compounds that have two or more aromatic rings. TPAS compounds are commonly referred to as compounds with six or more aromatic rings and often with eleven or more aromatic rings. TPAS can accumulate in the recirculation line of the hydroprocessing process and accelerate catalyst deactivation.

В патентном документе US 6379535 описан способ каталитического гидрокрекинга с использованием фракционирующей колонны, корпус которой разделен на секции, предназначенной для извлечения потоков низкокипящих углеводородных продуктов, потока жидкого рециклового продукта и отводимого снизу потока, содержащего тяжелые полициклические ароматические соединения (ТПАС). Во фракционирующую колонну, выполненную с разделением корпуса на секции, поступает только один внешний сырьевой поток продукта. Часть кубового продукта, отводимого снизу колонны фракционирования, разделенной на секции, направляют к другой стороне разделенного на секции корпуса, где поток используют для отгонки более легких фракций от кубового продукта с получением остатка в виде потока концентрированного кубового продукта, содержащего ТПАС. В патентном документе US 6379535 также описана подобная схема, с использованием разделенного на секции корпуса для получения концентрированного кубового продукта, содержащего ТПАС. Однако во фракционирующую колонну с разделенным на секции корпусом поступают два внешних потока сырьевого продукта, а именно, сырьевой поток более легкого продукта и сырьевой поток более тяжелого продукта, которые оба являются внешними сырьевыми потоками, подводимыми к противоположным сторонам фракционирующей колонны, корпус которой разделен на секции. Сырьевой поток более тяжелого продукта, отведенный из сепаратора выше по потоку от фракционирующей колонны, корпус которой разделен на секции, освобождают от более легких фракций путем отпаривания с концентрированием ТПАС в потоке жидкости.US Pat. No. 6,379,535 describes a catalytic hydrocracking process using a fractionating column, the casing of which is divided into sections for extracting low boiling hydrocarbon product streams, a liquid recycle product stream and a bottom stream containing heavy polycyclic aromatic compounds (TPAS). In the fractionation column, made with the separation of the housing into sections, only one external raw product stream enters. A portion of the bottom product withdrawn from the bottom of the fractionation column, divided into sections, is directed to the other side of the sectioned casing, where the stream is used to distill the lighter fractions from the bottom product to obtain a residue in the form of a concentrated bottoms product stream containing TPAS. US Pat. No. 6,379,535 also describes a similar scheme using a sectioned body to produce a concentrated bottoms product containing TPAS. However, two external feed streams enter the fractionation column with a sectioned casing, namely a lighter product feed stream and a heavier product feed stream, both of which are external feed streams fed to opposite sides of the fractionation column, the casing of which is divided into sections . The heavier product feed stream diverted from the separator upstream from the fractionating column, the casing of which is divided into sections, is freed from lighter fractions by steaming with concentration of TPAS in the liquid stream.

Количество пара, необходимое для отпаривания более легких материалов из ТПАС во фракционирующей колонне, корпус которой разделен на секции, является существенным фактором. С учетом значительной потребности в паре для отпаривания, подводимого с другой стороны разделенной на секции фракционирующей колонны, для отпаривания более легких материалов из основного сырьевого потока, подводимого к колонне, потребность в паре является весьма значительной. Потребность в паре имеет значение для выбора размеров колонны фракционирования продукта и для системы с конденсатором на верху колонны. Кроме того, желательно, чтобы фракционирующая колонна эффективно обеспечивала извлечение определенных погонов.The amount of steam required for stripping lighter materials from TPAS in a fractionating column, the casing of which is divided into sections, is a significant factor. Given the significant need for steam for stripping, supplied on the other hand divided into sections of the fractionating column, for steaming lighter materials from the main feed stream supplied to the column, the need for steam is very significant. The need for a pair is important for choosing the size of the product fractionation column and for a system with a condenser at the top of the column. In addition, it is desirable that the fractionation column effectively provides for the extraction of certain shoulder straps.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Желательно уменьшить общее количество пара для отпаривания, необходимого для колонны фракционирования продукта. Необходимы также более эффективные способы и установки для извлечения ТПАС из гидрообработанных продуктов.It is desirable to reduce the total amount of steam for stripping required for the product fractionation column. More efficient methods and facilities are also needed for the extraction of TPAS from hydrotreated products.

В соответствии с одним аспектом настоящее изобретение относится к способу и установке для извлечения ТПАС из гидрообработанного потока, включающим подачу гидрообработанного потока, содержащего ТПАС, во вторую секцию фракционирующей колонны, в которой имеется также первая секция. Во вторую секцию подают пар для отпаривания более легких углеводородов из гидрообработанного потока и получения освобожденного от легких компонентов гидрообработанного потока и обогащенных паров для отпаривания. Освобожденный от легких компонентов гидрообработанный поток отводят из второй секции, и он имеет большее содержание ТПАС, чем гидрообработанный поток, подаваемый во вторую секцию. Пар для отпаривания, обогащенный легкими углеводородами, отводится из второй секции. Наконец, обогащенный пар для отпаривания направляют в первую секцию фракционирующей колонны.In accordance with one aspect, the present invention relates to a method and apparatus for recovering TPAS from a hydrotreated stream, comprising supplying a hydrotreated stream containing TPAS to a second section of the fractionation column, which also has a first section. Steam is supplied to the second section for stripping the lighter hydrocarbons from the hydrotreated stream and to obtain the hydrotreated stream freed from light components and enriched vapor for steaming. The hydrotreated stream freed from light components is diverted from the second section and has a higher TPAS content than the hydrotreated stream supplied to the second section. Steam for steam, enriched in light hydrocarbons, is discharged from the second section. Finally, enriched steam for steaming is sent to the first section of the fractionation column.

В соответствии с другим аспектом настоящее изобретение относится к способу фракционирования гидрообработанного потока, включающему подачу первого гидрообработанного потока, содержащего ТПАС, во фракционирующую колонну. Тяжелые фракции первого гидрообработанного потока освобождают от легких компонентов в первой секции фракционирующей колонны. Второй гидрообработанный поток подают во вторую секцию фракционирующей колонны. Во вторую секцию подают пар для отпаривания легких компонентов и получают отпаренный гидрообработанный поток, освобожденный от легких компонентов, и поток обогащенного пара для отпаривания. Гидрообработанный поток, освобожденный от легких компонентов, отводится из второй секции с более высоким содержанием ТПАС, чем во втором гидрообработанном потоке, подаваемом во вторую секцию. Из второй секции отводится пар для отпаривания, обогащенный легкими углеводородами. Наконец, обогащенный пар для отпаривания направляется в первую секцию для отпаривания легких веществ из тяжелых фракций первого гидрообработанного потока.In accordance with another aspect, the present invention relates to a method for fractionating a hydrotreated stream, comprising supplying a first hydrotreated stream containing TPAS to a fractionating column. The heavy fractions of the first hydrotreated stream are freed from light components in the first section of the fractionation column. The second hydrotreated stream is fed into the second section of the fractionation column. Steam is supplied to the second section for stripping the light components and a steamed hydrotreated stream, freed from light components, and an enriched steam stream for steaming are obtained. A hydrotreated stream freed from light components is diverted from the second section with a higher TPAS content than in the second hydrotreated stream supplied to the second section. Steam is removed from the second section for steaming, enriched in light hydrocarbons. Finally, enriched steam for stripping is sent to the first section for stripping light substances from the heavy fractions of the first hydrotreated stream.

В соответствии с еще одним аспектом настоящее изобретение относится к способу гидрообработки потока углеводородов, включающему контактирование потока углеводородов с водородом и катализатором гидрообработки в условиях гидрообработки и получение гидрообработанного выходящего потока. Гидрообработанный выходящий поток разделяют с получением первого гидрообработанного потока. Указанный первый гидрообработанный поток направляют во фракционирующую колонну, содержащую первую секцию и вторую секцию. Второй гидрообработанный поток, содержащий ТПАС, направляют во вторую секцию. Во вторую секцию подают пар для отпаривания легких углеводородов от второго гидрообработанного потока и получения гидробработанного потока, освобожденного от легких фракций и обогащенного пара для отпаривания. Гидробработанный поток, освобожденный от легких фракций, отводится из второй секции с более высоким содержанием ТПАС по сравнению с гидрообработанным потоком, который подают во вторую секцию. Пар для отпаривания, обогащенный легкими углеводородами, отводится из второй секции. Наконец, обогащенный пар для отпаривания направляют в первую секцию фракционирующей колонны.In accordance with another aspect, the present invention relates to a method for hydrotreating a hydrocarbon stream, comprising contacting the hydrocarbon stream with hydrogen and a hydrotreating catalyst under hydrotreating conditions and obtaining a hydrotreated effluent. The hydrotreated effluent is separated to form a first hydrotreated stream. The specified first hydrotreated stream is sent to a fractionation column containing a first section and a second section. The second hydrotreated stream containing TPAS, sent to the second section. Steam is supplied to the second section for stripping light hydrocarbons from the second hydrotreated stream and to obtain a hydrotreated stream freed from light fractions and enriched steam for steaming. The hydrotreated stream, freed from light fractions, is discharged from the second section with a higher TPAS content compared to the hydrotreated stream, which is fed to the second section. Steam for steam, enriched in light hydrocarbons, is discharged from the second section. Finally, enriched steam for steaming is sent to the first section of the fractionation column.

В соответствии с аспектом, касающимся установки, настоящее изобретение относится к установке для извлечения ТПАС из гидрообработанного потока. Установка содержит фракционирующую колонну с входным патрубком подачи сырья в колонну. Первая секция и вторая секция, обе, расположены в нижней части колонны. Во вторую секцию обеспечивается подача пара для отпаривания. Кроме того, пар для отпаривания из второй секции в первую секцию направляется посредством канала.In accordance with a plant aspect, the present invention relates to a plant for recovering TPAS from a hydrotreated stream. The installation contains a fractionating column with an inlet pipe for supplying raw materials to the column. The first section and the second section, both, are located at the bottom of the column. Steam is supplied to the second section for steaming. In addition, steam for steaming from the second section to the first section is sent through the channel.

В соответствии с другим воплощением установки настоящее изобретение относится к фракционирующей колонне для извлечения ТПАС из гидрообработанного потока. Фракционирующая колонна содержит первый входной патрубок подачи сырья в колонну. В нижней части колонны расположены первая секция и вторая секция. Во второй секции имеется второй входной патрубок подачи сырья. Во вторую секцию обеспечивается подача пара для отпаривания. Наконец, пар для отпаривания из второй секции в первую секцию направляется посредством канала.According to another embodiment of the apparatus, the present invention relates to a fractionation column for recovering TPAS from a hydrotreated stream. The fractionating column contains a first inlet pipe for supplying raw materials to the column. At the bottom of the column are the first section and the second section. In the second section there is a second inlet pipe for supplying raw materials. Steam is supplied to the second section for steaming. Finally, steam for steaming from the second section to the first section is sent through the channel.

В соответствии с другим воплощением установки настоящее изобретение относится к установке для гидрообработки углеводородного сырья, содержащей реактор гидрообработки, в котором сырье контактирует с катализатором гидрообработки в условиях гидрообработки. Фракционирующая колонна сообщается по текучей среде с реактором гидрообработки. В колонне имеется входной патрубок подачи сырья. В нижней части колонны расположены первая секция и вторая секция. Во вторую секцию обеспечивается подача пара для отпаривания. Наконец, пар для отпаривания направляется из второй секции в первую секцию посредством канала.According to another embodiment of the apparatus, the present invention relates to a hydroprocessing apparatus for a hydrocarbon feed comprising a hydroprocessing reactor in which the feed is contacted with a hydroprocessing catalyst under hydroprocessing conditions. The fractionating column is in fluid communication with the hydroprocessing reactor. The column has an inlet pipe for supplying raw materials. At the bottom of the column are the first section and the second section. Steam is supplied to the second section for steaming. Finally, steam for steaming is sent from the second section to the first section through the channel.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

Фиг.1 - принципиальная схема технологического процесса в соответствии с одним воплощением настоящего изобретения.Figure 1 is a schematic diagram of a process in accordance with one embodiment of the present invention.

Фиг.2 - принципиальная схема технологического процесса в соответствии с альтернативным воплощением настоящего изобретения.Figure 2 is a schematic diagram of a process in accordance with an alternative embodiment of the present invention.

Термин «сообщение» означает, что при функционировании установки между перечисленными компонентами схемы установки обеспечивается поток материала.The term "message" means that during the operation of the installation between the listed components of the installation scheme provides a flow of material.

Термин «сообщение ниже по потоку» означает, что при функционировании установки, по меньшей мере, часть материала, проходящего к объекту взаимодействия, может при сообщении ниже по потоку проходить от субъекта взаимодействия, с которым сообщается указанный объект.The term “downstream message” means that during operation of the installation, at least a portion of the material passing to the interaction object may, when communicating downstream, pass from the interaction subject with which the said object is communicating.

Термин «сообщение выше по потоку» означает, что при функционировании установки, по меньшей мере, часть материала, проходящего от субъекта взаимодействия, может при сообщении выше по потоку проходить к объекту взаимодействия, с которым сообщается указанный субъект.The term “upstream message” means that during operation of the installation, at least a portion of the material passing from the subject of interaction can, when communicating upstream, pass to the object of interaction with which the specified subject is communicating.

Термин «непосредственное сообщение» означает, что поток от расположенного выше по потоку элемента установки входит в элемент, находящийся ниже по потоку, не претерпевая изменения состава вследствие физического фракционирования или химической конверсии.The term "direct communication" means that the stream from the upstream installation element enters the element located downstream without undergoing a change in composition due to physical fractionation or chemical conversion.

Термин «колонна» означает дистилляционную колонну или колонну, предназначенную для отделения из материала одного или большего числа компонентов с различной испаряемостью, которая может содержать кипятильник, размещенный внизу колонны, и конденсатор, расположенный на верху этой колонны. Если не оговорено иное, каждая колонна содержит конденсатор на верху колонны, служащий для конденсирования и возврата части отводимого сверху потока обратно вверх колонны, и кипятильник в нижней части колонны для испарения и направления части отводимого снизу потока обратно в нижнюю часть колонны. Отпарные колонны (стриппинг-колонны) снабжены только конденсатором сверху колонны и обычно не содержат кипятильника. Сырье, направляемое в колонны, может быть предварительно нагрето. Давление вверху колонны представляет собой давление паров, отводимых с верха колонны. Кубовая температура представляет собой выходную температуру кубовой жидкости.The term "column" means a distillation column or column designed to separate from the material one or more components with different volatilities, which may include a boiler located at the bottom of the column and a condenser located at the top of this column. Unless otherwise specified, each column contains a condenser at the top of the column, which is used to condense and return part of the flow discharged from above to the top of the column, and a boiler at the bottom of the column to evaporate and direct part of the flow discharged from below to the bottom of the column. Stripping columns (stripping columns) are equipped only with a condenser on top of the column and usually do not contain a boiler. The feed to the columns may be preheated. The pressure at the top of the column is the vapor pressure discharged from the top of the column. The bottom temperature is the outlet temperature of the bottom liquid.

Трубопроводы для верхних паров их колонны и трубопроводы для кубового продукта относятся к общим трубопроводным линиям, проходящим от колонны и после конденсации или кипячения обратно в колонну.Pipelines for the top vapors of their columns and pipelines for bottoms are related to common pipelines passing from the column and after condensation or boiling back into the column.

Используемый в данном описании термин «поток, обогащенный компонентом» означает обогащенный поток, выходящий из реактора и имеющий большее содержание компонента, чем в потоке сырья, поступающего в реактор.As used herein, the term “component rich stream” means an enriched stream leaving the reactor and having a higher content of the component than in the feed stream entering the reactor.

Используемый в данном описании термин «поток, обедненный компонентом» означает обедненный поток, выходящий из реактора и имеющий меньшее содержание компонента, чем в потоке сырья, поступающего в реактор.As used herein, the term "component depleted stream" means a depleted stream exiting the reactor and having a lower component content than the feed stream entering the reactor.

Используемый здесь термин «температура начала кипения» означает истинную точку кипения (ТВР), вычисленную по методу ASTM D-2892, в тех случаях, если не указано, что температуру начала кипения следует вычислять, используя другой метод, такой как метод ASTM D-86.As used herein, “boiling point” means the true boiling point (TBP) calculated by ASTM D-2892, unless it is indicated that the boiling point should be calculated using another method, such as ASTM D-86 .

Осуществление изобретенияThe implementation of the invention

Авторы изобретения обнаружили, что потребность в паре для отпаривания, необходимом для функционирования секции освобождения легких фракций из ТПАС, сравнима с потребностью в паре для нижней зоны отпаривания колонны фракционирования продукта. Таким образом, способ согласно настоящему изобретению направлен на использование пара из секции отпаривания из ТПАС легких фракций в качестве пара отпаривания для нижней зоны колонны фракционирования продукта, вместо использования двух различных вводов пара для отпаривания в колонну. Вместо отвода паров из секции отпаривания из ТПАС легких фракций во внутренний объем колонны фракционирования продукта, в котором сырье быстро испаряется, пары направляются ниже контактных тарелок нижней зоны отпаривания колонны фракционирования продукта и могут затем служить в качестве средства отпаривания легких фракций для нижней зоны отпаривания колонны фракционировании продукта. Это в значительной степени снижает общую потребность колонны в паре для отпаривания и минимизирует диаметр колонны и размеры системы конденсирования продукта, отводимого с верха колонны. Неожиданно было также обнаружено, что разработанная схема улучшает эффективность разделения в колонне, возможно, за счет увеличения отношения жидкость-пар выше выхода для сырья.The inventors have found that the need for a steam for stripping, necessary for the functioning of the section for the release of light fractions from TPAS, is comparable with the need for a pair for the lower zone of steaming of the column fractionation of the product. Thus, the method according to the present invention aims to use steam from the stripping section from TPAS light fractions as the stripping steam for the lower zone of the product fractionation column, instead of using two different steam inlets for stripping into the column. Instead of venting the vapors from the stripping section from the TPAS of the light fractions into the internal volume of the product fractionation column, in which the feed is rapidly evaporated, the vapors are sent below the contact plates of the lower stripping zone of the product fractionation column and can then serve as means for stripping light fractions for the lower stripping zone of the fractionation column product. This greatly reduces the overall need of the column for steam for steaming and minimizes the diameter of the column and the size of the condensation system of the product withdrawn from the top of the column. It was also unexpectedly discovered that the developed scheme improves the separation efficiency in the column, possibly due to an increase in the liquid-vapor ratio above the yield for the feedstock.

Способ и установка в соответствии с изобретением являются, в частности, эффективными для гидрообработки углеводородного нефтепродукта, содержащего углеводороды и/или другие органические материалы, для получения продукта, содержащего углеводороды и/или другие органические материалы с более низкой средней температурой кипения и более низким средним молекулярным весом. Углеводородное исходное сырье, которое может быть подвергнуто гидрообработке с помощью способа согласно изобретению, включает все минеральные масла и синтетические масла (например, нефть битуминозных фланцев, продукты битуминозных песков и т.п.) и их фракции. Примеры исходного углеводородного сырья включают углеводородное сырье, содержащее компоненты, кипящие при температуре выше 288°C (550°F), такое как атмосферный газойль, вакуумный газойль, деасфальтизированный, вакуумный и атмосферный остаток прямой перегонки, гидроочищенные или умеренно подвергнутые гидрокрекингу остаточные масла, дистилляты коксования, дистилляты прямой перегонки, деасфальтизированные растворителем масла, масла-производные пиролиза, высококипящие синтетические масла, масла каталитического крекинга (рецикловые газойли) и дистилляты каталитического крекинга. Предпочтительным сырьем гидрокрекинга является газойль или другая углеводородная фракция, содержащая, по меньшей мере, 50 масс.%, и наиболее предпочтительно, по меньшей мере, 75 масс.% от ее компонентов, кипящих при температурах выше точки конца кипения (температуры выкипания) желаемого продукта, при этом указанная точка конца кипения в случае тяжелого бензина обычно находится в интервале от 193°C до 216°C (от 380° до 420°F). Один из предпочтительных видов исходного сырья, включающего газойль, будет содержать углеводородные компоненты, которые кипят при температуре выше 288°C (550°F), при этом наилучшие результаты достигаются с исходным сырьем, содержащим, по меньшей мере, 25 объем.% компонентов, кипящих в интервале от 316°C до 538°C (от 600° до 1000°F).The method and installation in accordance with the invention are, in particular, effective for hydrotreating a hydrocarbon oil product containing hydrocarbons and / or other organic materials to obtain a product containing hydrocarbons and / or other organic materials with a lower average boiling point and lower average molecular weight. The hydrocarbon feedstock that can be hydrotreated using the process of the invention includes all mineral oils and synthetic oils (e.g., tar flange oil, tar sands products, etc.) and fractions thereof. Examples of hydrocarbon feedstocks include hydrocarbon feedstocks containing components boiling at temperatures above 288 ° C (550 ° F), such as atmospheric gas oil, vacuum gas oil, deasphalted, vacuum and atmospheric direct distillation residues, hydrotreated or moderately hydrocracked residual oils, distillates coking distillates, direct distillates, solvent-deasphalted oils, pyrolysis derived oils, high boiling synthetic oils, catalytic cracking oils (recycle gas u) and catalytic cracker distillates. The preferred hydrocracking feed is gas oil or another hydrocarbon fraction containing at least 50 wt.%, And most preferably at least 75 wt.% Of its components boiling at temperatures above the boiling point (boiling point) of the desired product however, the indicated boiling point in the case of heavy gasoline is usually in the range from 193 ° C to 216 ° C (from 380 ° to 420 ° F). One of the preferred feedstocks, including gas oil, will contain hydrocarbon components that boil at temperatures above 288 ° C (550 ° F), with the best results being achieved with a feed containing at least 25 vol.% Components, boiling in the range from 316 ° C to 538 ° C (from 600 ° to 1000 ° F).

Кроме того, в число исходного сырья входят нефтяные дистилляты, в которых, по меньшей мере, 90 процентов компонентов выкипает в интервале от 149°C до 427°C (от 300° до 800°F). Нефтяные дистилляты могут быть очищены для получения как легких фракций бензина с температурой кипения, например, в интервале от 10°C до 85°C (от 50° до 185°F), так и тяжелых фракций бензина, кипящих, например, в интервале температур от 85°C до 204°C (от 185° до 400°F).In addition, petroleum distillates are included in the feedstock, in which at least 90 percent of the components boil away from 149 ° C to 427 ° C (300 ° to 800 ° F). Oil distillates can be refined to produce both light gasoline fractions with a boiling point, for example, in the range of 10 ° C to 85 ° C (50 ° to 185 ° F), and heavy gasoline fractions, boiling, for example, in the temperature range 85 ° C to 204 ° C (185 ° to 400 ° F).

На фиг.1 и фиг.2 способ и установка, соответствующие настоящему изобретению, иллюстрируются с помощью упрощенной технологической схемы, на которой такие составляющие, как насосы, контрольно-измерительные приборы и аппаратура, контуры теплообмена и утилизации тепла, компрессоры и подобное комплектующее оборудование, не показаны как несущественные для лучшего понимания используемого технического решения. Использование такого вспомогательного оборудования различного назначения находится в пределах компетенции специалиста в данной области техники.In Fig.1 and Fig.2, the method and installation corresponding to the present invention are illustrated using a simplified flow diagram in which components such as pumps, instrumentation and instrumentation, heat transfer and heat recovery circuits, compressors and similar components, not shown as inconsequential for a better understanding of the technical solution used. The use of such auxiliary equipment for various purposes is within the competence of a person skilled in the art.

На фиг.1 представлено описанное ниже первое воплощение настоящего изобретения, которое является полезным для подачи одного гидрообработанного потока сырья во фракционирующую колонну для извлечения ТПАС. В этом первом воплощении поток исходного углеводородного сырья, который может содержать вакуумный газойль (ВГО) и тяжелый газойль коксования (ТГОК), вводят в технологический процесс и установку посредством трубопровода 1, и после этого к нему подмешивают указанный выше поток рециркулирующих жидких углеводородов, транспортируемых по трубопроводу 24. Полученную смесь транспортируют через трубопровод 2 и смешивают с рециркулирующим богатым водородом газом, транспортируемым по трубопроводу 35. Затем эту результирующую смесь транспортируют по трубопроводу 3 в реактор 4 гидрообработки и приводят в контакт с катализатором гидроочистки и водородом в условиях реакции гидроочистки для осуществления денитрирования и сероочистки сырьевого потока. Предпочтительные параметры реакции гидроочистки включают температуру в интервале от 204°C до 482°C (от 400° до 900°F), давление от 3447 до 17237 кПа (от 500 до 2500 psig), часовую объемную скорость свежего углеводородного исходного сырья от 0,1 час^-1 до 10 час^-1 с использованием катализатора гидроочистки или комбинации катализаторов гидроочистки.Figure 1 shows the first embodiment of the present invention described below, which is useful for supplying a single hydrotreated feed stream to a fractionation column to recover TPAS. In this first embodiment, the feed stream of hydrocarbon feed, which may contain vacuum gas oil (VGO) and heavy coking gas oil (TGOK), is introduced into the process and installation via pipeline 1, and then the above stream of recycle liquid hydrocarbons transported by line 24. The resulting mixture is transported through line 2 and mixed with recycle hydrogen-rich gas transported via line 35. This resulting mixture is then transported on line 3 into a reactor 4 hydrotreating and brought into contact with a hydrotreating catalyst and hydrogen under hydrotreating reaction for denitration and desulfurization of the feed stream. Preferred hydrotreatment reaction parameters include a temperature in the range of 204 ° C to 482 ° C (400 ° to 900 ° F), a pressure of 3447 to 17237 kPa (500 to 2500 psig), hourly space velocity of fresh hydrocarbon feedstock from 0, 1 hour ^-1 to 10 hour ^-1 using a hydrotreating catalyst or a combination of hydrotreating catalysts.

Используемый в настоящем описании термин «гидроочистка» относится к технологическим процессам, в которых используют водородсодержащий обрабатывающий газ в присутствии подходящего катализатора, который является активным главным образом для удаления гетероатомов, таких как азот и сера, и для гидрогенизации, в некоторой степени, ароматических соединений. Некоторыми катализаторами гидроочистки, подходящими для использования в настоящем изобретении, являются любые общеизвестные традиционные катализаторы гидроочистки, которые включают, по меньшей мере, один металл Группы VIII Периодической таблицы, предпочтительно железо, кобальт и никель, более предпочтительно кобальт и/или никель и, по меньшей мере, один металл Группы VI, предпочтительно молибден и вольфрам, на материале-носителе с высокой удельной поверхностью, которым предпочтительно является оксид алюминия. Другие подходящие катализаторы гидроочистки включают цеолитные катализаторы, а также катализаторы из благородных металлов, которые выбирают из палладия и платины. В пределах объема настоящего изобретения в одном и том же реакторе может быть использован более чем один тип катализатора гидроочистки. Металл Группы VIII обычно присутствует в количестве, находящемся в интервале от 2 до 20 масс.%, предпочтительно от 4 до 12 масс.%. Металл Группы VI обычно присутствует в количестве, находящемся в интервале от 1 до 25 масс.%, предпочтительно от 2 до 25 масс.%. Типичный интервал температур гидроочистки составляет от 204°C до 482°C (от 400° до 900°F) при давлении в интервале от 3447 до 17237 кПа (от 500 до 2500 psig), предпочтительно от 3447 до 13790 кПа (от 500 до 2000 psig).As used herein, the term “hydrotreating” refers to processes that use a hydrogen-containing treatment gas in the presence of a suitable catalyst that is active mainly to remove heteroatoms such as nitrogen and sulfur, and to hydrogenate, to some extent, aromatic compounds. Some hydrotreating catalysts suitable for use in the present invention are any well-known conventional hydrotreating catalysts that include at least one Group VIII metal of the Periodic Table, 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 high specific surface support material, which is preferably alumina. Other suitable hydrotreating catalysts include zeolite catalysts as well as noble metal catalysts selected from palladium and platinum. Within the scope of the present invention, more than one type of hydrotreating catalyst may be used in the same reactor. Group VIII metal is usually present in an amount ranging from 2 to 20 wt.%, Preferably from 4 to 12 wt.%. Group VI metal is usually present in an amount ranging from 1 to 25 wt.%, Preferably from 2 to 25 wt.%. A typical hydrotreating temperature range is from 204 ° C to 482 ° C (400 ° to 900 ° F) at pressures in the range of 3447 to 17237 kPa (500 to 2500 psig), preferably from 3447 to 13790 kPa (500 to 2000 psig).

В одном воплощении настоящего изобретения полученный выходящий поток из реакционной зоны гидроочистки затем вводят в реакционную зону гидрокрекинга, которая также может находиться внутри реактора 4 гидрообработки. Зона гидрокрекинга может содержать один или большее число слоев одного и того же катализатора или различных катализаторов. В одном воплощении, когда предпочтительными продуктами являются средние дистилляты, предпочтительные катализаторы гидрокрекинга используют аморфные основы или основы низкоуровневого цеолита, скомбинированного с одним или большим количеством гидрогенизирующих компонентов из металла Группы VIII или Группы VI. В другом воплощении, когда предпочтительными продуктами являются продукты в интервале кипения бензина, зона гидрокрекинга содержит катализатор, который обычно содержит, какую-либо основу катализатора крекинга из кристаллического цеолита, на которую осаждена небольшая доля гидрогенизирующих компонентов из металла Группы VIII. Дополнительные гидрогенизирующие компоненты могут быть выбраны из Группы VIB для объединения с цеолитной основной. Цеолитные основы катализатора крекинга иногда в уровне техники называют молекулярными ситами, и обычно они образованы из оксида кремния, оксида алюминия и одного или большего числа обменных катионов, таких как натрий, магний, кальций, редкоземельные металлы и т.п. Эти основы, кроме того, характеризуются наличием в кристаллической структуре пор относительно однородного диаметра размером в интервале от 4 до 14 ангстрем (10^-10 м). Предпочтительно использовать цеолиты, имеющие относительно высокое мольное отношение оксид кремния/оксид алюминия в интервале от 3 до 12. Предпочтительными природными цеолитами являются, например, морденит, стильбит, гейландит, феррьерит, дакиардит, шабазит, эриоцит и фожазит. Подходящие синтетические цеолиты включают, например, типы В, X, Y и L кристаллических цеолитов, например, синтетические фожазит и морденит. Предпочтительно использовать цеолиты, кристаллы которых имеют диаметр пор в интервале от 8 до 12 ангстрем (10^-10 м), при этом мольное отношение оксид кремния/оксид алюминия составляет от 4 до 6. Показательным примером цеолита предпочтительной группы является синтетическое молекулярное сито типа Y.In one embodiment of the present invention, the resulting effluent from the hydrotreatment reaction zone is then introduced into the hydrocracking reaction zone, which may also be located inside the hydrotreatment reactor 4. The hydrocracking zone may contain one or more layers of the same catalyst or different catalysts. In one embodiment, when the preferred products are middle distillates, the preferred hydrocracking catalysts employ amorphous or low level zeolite bases combined with one or more hydrogenation components from a Group VIII or Group VI metal. In another embodiment, when gasoline boiling range products are preferred, the hydrocracking zone comprises a catalyst that typically contains some base of crystalline zeolite cracking catalyst, on which a small fraction of the hydrogenating components from Group VIII metal are deposited. Additional hydrogenation components may be selected from Group VIB to combine with the zeolite base. The zeolite bases of the cracking catalyst are sometimes referred to as molecular sieves in the prior art and are usually formed from silica, alumina and one or more exchange cations such as sodium, magnesium, calcium, rare earth metals and the like. These bases, in addition, are characterized by the presence in the crystal structure of the pores of a relatively uniform diameter with a size ranging from 4 to 14 angstroms (10 ^-10 m). It is preferable to use zeolites having a relatively high molar ratio of silica / alumina in the range of 3 to 12. Preferred natural zeolites are, for example, mordenite, stilbit, heylandite, ferrierite, dakiardite, chabazite, eriocyte and faujasite. Suitable synthetic zeolites include, for example, types B, X, Y and L of crystalline zeolites, for example, synthetic faujasite and mordenite. It is preferable to use zeolites whose crystals have a pore diameter in the range from 8 to 12 angstroms (10 ^-10 m), wherein the silica / alumina molar ratio is from 4 to 6. A representative example of the preferred group zeolite is a synthetic molecular sieve of type Y.

Встречающиеся в природе цеолиты обычно находятся в натриевой форме, в форме щелочноземельного металла и в смешанной форме. Синтетические цеолиты почти всегда приготавливают сначала в натриевой форме. В любом случае для использования в качестве основы катализатора крекинга предпочтительно, чтобы большинство или все исходные одновалентные металлы цеолитов были замещены на ионы многовалентного металла и/или соль аммония с последующим нагреванием для расщепления ионов аммония, связанных с цеолитом, и сохранения на их месте ионов водорода и/или ионообменных центров, которые фактически были бы декатионированы при последующем удалении воды. Водородные или «декатионированные» цеолиты типа Y данной природы более подробно описаны в патентном документе US 3130006.Naturally occurring zeolites are usually in the sodium form, in the form of an alkaline earth metal, and in a mixed form. Synthetic zeolites are almost always prepared first in sodium form. In any case, for use as a cracking catalyst base, it is preferable that most or all of the starting monovalent zeolite metals be replaced by polyvalent metal ions and / or an ammonium salt, followed by heating to split the ammonium ions bound to the zeolite and keep hydrogen ions in their place and / or ion exchange centers, which would actually be decationized upon subsequent removal of water. Hydrogen or "decationized" type Y zeolites of this nature are described in more detail in patent document US 3130006.

Смешанные поливалентный металл - водородные цеолиты могут быть приготовлены путем ионного обмена, сначала с солью аммония, затем частично обратным обменом с солью поливалентного металла и затем кальцинированием. В некоторых случаях, как в случае синтетического морденита, водородные формы могут быть приготовлены прямой обработкой кислотой цеолитов со щелочным металлом. Предпочтительными основами для катализатора крекинга являются те, которые являются, по меньшей мере, на 10 процентов, и предпочтительно, по меньшей мере, на 20 процентов дефицитными по катиону металла, исходя из начальной емкости ионного обмена. Особенно желательными и стабильными классами цеолитов являются те, в которых, по меньшей мере, 20 процентов емкости ионного обмена насыщено ионами водорода.Mixed polyvalent metal - hydrogen zeolites can be prepared by ion exchange, first with an ammonium salt, then partially by reverse exchange with a polyvalent metal salt and then calcination. In some cases, as in the case of synthetic mordenite, hydrogen forms can be prepared by direct acid treatment of zeolites with an alkali metal. Preferred bases for a cracking catalyst are those that are at least 10 percent, and preferably at least 20 percent, deficient in a metal cation, 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 saturated with hydrogen ions.

Активными металлами, используемыми в предпочтительных катализаторах гидрокрекинга, соответствующих настоящему изобретению, в качестве гидрирующих компонентов, являются металлы Группы VIII, то есть железо, кобальт, никель, рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платина. В дополнение к данным металлам в соединении с ними могут также использоваться другие промоторы, включая металлы Группы VIB, например, молибден и вольфрам. Количество гидрирующего металла в катализаторе может изменяться в широких пределах. В общем случае может быть использовано любое количество в интервале от 0,05 до 30 масс.%. В случае благородных металлов обычно предпочтительно использовать от 0,05 до 2 масс.%. Предпочтительным способом присоединения гидрирующего металла является контактирование материала цеолитной основы с водным раствором подходящего соединения желаемого металла, в котором металл присутствует в катионной форме. После добавления выбранного гидрирующего металла или металлов полученный порошок катализатора фильтруют, сушат, таблетируют с добавленными смазочными материалами, связующими или подобными веществами, если желательно, и кальцинируют на воздухе при температуре, например, в интервале от 371°C до 649°C (от 700° до 1200°F) для активации катализатора и разложения ионов аммония. В качестве альтернативы, сначала может таблетироваться цеолитная компонента с последующим добавлением гидрирующих компонентов и активацией путем кальцинирования. Вышеупомянутые катализаторы могут быть использованы в неразбавленной форме, или порошкообразный цеолитный катализатор может смешиваться и таблетироваться совместно с другими относительно менее активными катализаторами, разбавителями или связующими веществами, такими как оксид алюминия, силикагель, алюмосиликатные когели, активированные глины и т.п. в соотношениях, находящихся в интервале от 5 до 90 масс.%. Указанные разбавители могут быть использованы как таковые или могут содержать незначительную долю добавленного гидрирующего металла, такого как металл Группы VIB 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, including Group VIB metals, such as molybdenum and tungsten, can also be used in conjunction with them. The amount of hydrogenation metal in the catalyst can vary widely. In the General case, any amount in the range from 0.05 to 30 wt.% Can be used. In the case of noble metals, it is usually preferable to use from 0.05 to 2 wt.%. A preferred method of attaching 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. After adding the selected hydrogenating metal or metals, the resulting catalyst powder is filtered, dried, tabletted with added lubricants, binders or similar substances, if desired, and calcined in air at a temperature, for example, in the range from 371 ° C to 649 ° C (from 700 ° to 1200 ° F) for activation of the catalyst and decomposition of ammonium ions. Alternatively, the zeolite component can be tableted first, followed by the addition of hydrogenation components and activation by calcination. The aforementioned catalysts can be used in undiluted form, or the zeolite powdery catalyst can be mixed and tableted together with other relatively less active catalysts, diluents or binders, such as alumina, silica gel, aluminosilicate clogs, activated clays, and the like. in ratios ranging from 5 to 90 wt.%. These diluents may be used as such or may contain a small proportion of the added hydrogenation metal, such as a metal of Group VIB and / or Group VIII.

Катализаторы гидрокрекинга, промотированные дополнительным металлом, которые также могут использоваться в способе и установке согласно настоящему изобретению, включают, например, алюмофосфатные молекулярные сита, кристаллические хромосиликаты и другие кристаллические силикаты. Кристаллические хромосиликаты более полно описаны в патентном документе US 4363718.Hydrocracking catalysts promoted with an additional metal, which can also be used in the method and apparatus of the present invention, include, for example, aluminophosphate molecular sieves, crystalline chromosilicates and other crystalline silicates. Crystalline chromosilicates are more fully described in patent document US 4363718.

Гидрокрекинг углеводсодержащего сырья в контакте с катализатором гидрокрекинга проводят в присутствии водорода и предпочтительно при рабочих параметрах реактора гидрокрекинга, которые включают температуру в интервале от 232°C (450°F) до 468°C (875°F), избыточное давление в интервале от 3447 до 20684 кПа (от 500 до 3000 psig), часовую объемную скорость жидкости (LHSV) от 0,1 до 30 час^-1, и скорость циркуляции водорода от 337 до 4200 нормальных м³/м³ (от 2000 до 25000 стандартных кубических футов на баррель).Hydrocracking of a carbohydrate-containing feed in contact with a hydrocracking catalyst is carried out in the presence of hydrogen and preferably at operating parameters of the hydrocracking reactor, which include a temperature in the range from 232 ° C (450 ° F) to 468 ° C (875 ° F), overpressure in the range from 3447 up to 20684 kPa (500 to 3000 psig), hourly fluid flow rate (LHSV) 0.1 to 30 h ^-1 , and hydrogen circulation speed 337 to 4200 normal m ³ / m ³ (2000 to 25000 standard cubic feet per barrel).

В соответствии с настоящим изобретением термин «значительная конверсия до низкокипящих продуктов» означает конверсию, по меньшей мере, 5 объем.% свежего исходного сырья. В предпочтительном воплощении однократная конверсия в зоне гидрокрекинга осуществляется в интервале от 15% до 60%.In accordance with the present invention, the term "significant conversion to low boiling products" means the conversion of at least 5 vol.% Of fresh feedstock. In a preferred embodiment, a single conversion in the hydrocracking zone is in the range of 15% to 60%.

Полученный выходящий поток из реактора 4 гидрообработки транспортируется по трубопроводу 5 и поступает в горячий сепаратор 60. Горячий сепаратор работает при температуре и давлении реактора 4 гидрообработки. Парообразный поток, содержащий углеводороды и легкие газы, выходит из горячего сепаратора 60 по трубопроводу 62, а жидкий углеводородный поток выходит по трубопроводу 64. Жидкий углеводородный поток, транспортируемый через трубопровод 64, поступает в горячую испарительную емкость 66, которая работает при такой же температуре, как и горячий сепаратор 60, но при более низком давлении. Горячая испарительная емкость функционирует при давлении в интервале от 724 до 3516 кПа (от 105 до 510 psig). Парообразный поток отводится из горячей испарительной емкости по трубопровод 68 и смешивается с жидким углеводородным потоком, протекающим через трубопровод 12 из холодного сепаратора 10. Жидкий углеводородный поток выходит из горячей испарительной емкости 66 по трубопроводу 70 и направляется в отпарную колонну (стриппинг-колонну) 16.The resulting effluent from the hydrotreatment reactor 4 is transported through line 5 and enters the hot separator 60. The hot separator operates at the temperature and pressure of the hydrotreatment reactor 4. A vapor stream containing hydrocarbons and light gases exits the hot separator 60 through line 62, and a liquid hydrocarbon stream exits through line 64. The liquid hydrocarbon stream transported through line 64 enters the hot evaporation tank 66, which operates at the same temperature. like the hot separator 60, but at a lower pressure. The hot evaporation tank operates at pressures in the range of 724 to 3516 kPa (105 to 510 psig). The vapor stream is discharged from the hot evaporation tank through line 68 and mixed with the liquid hydrocarbon stream flowing through line 12 from the cold separator 10. The liquid hydrocarbon stream leaves the hot evaporation tank 66 through line 70 and is directed to a stripping column (stripping column) 16.

Парообразный поток, проходящий по трубопроводу 62, смешивается с водяным потоком, вводимым через трубопровод 6. Результирующая смесь транспортируется по трубопроводу 7 и вводится в теплообменник 8, в котором частично конденсируется. Полученный охлажденный выходящий из теплообменника 8 поток транспортируется по трубопроводу 9 и поступает в холодный сепаратор 10. Холодный сепаратор работает при давлении, по существу равном давлению в реакторе 4 гидрообработки, и при температуре в интервале от 38°C до 71°C (от 100° до 160°F).The vaporous stream passing through line 62 is mixed with the water stream introduced through line 6. The resulting mixture is transported through line 7 and introduced into the heat exchanger 8, in which it partially condenses. The obtained cooled stream leaving the heat exchanger 8 is transported through pipeline 9 and enters the cold separator 10. The cold separator operates at a pressure substantially equal to the pressure in the hydroprocessing reactor 4 and at a temperature in the range from 38 ° C to 71 ° C (from 100 ° up to 160 ° F).

Газообразный богатый водородом поток, содержащий сероводород, отводится из парожидкостного сепаратора 10 по трубопроводу 27 и направляется в зону 28 улавливания газа. В зону 28 улавливания кислого газа через трубопровод 29 вводят объединенный растворитель, который контактирует с газообразным богатым водородом потоком для абсорбирования кислого газа. Насыщенный растворитель, содержащий кислый газ, отводят из зоны 28 улавливания кислого газа по трубопроводу 30 и удаляют. Газообразный богатый водородом поток с пониженным содержанием кислого газа отводится из зоны 28 улавливания кислого газа через трубопровод 31 и сжимается в компрессоре 32. Сжатый рециркуляционный газообразный богатый водородом поток транспортируется по трубопроводу 33 и смешивается с подпиточным потоком газообразного водорода, транспортируемым по трубопроводу 34. Полученная смесь транспортируется через трубопровод 35 и смешивается со смесью свежего исходного сырья и жидкого углеводородного потока, рециркулирующего по трубопроводу 2, для получения, по меньшей мере, части водорода, вводимого в реактор 4 гидрообработки, как описано выше. В предпочтительном воплощении обогащенный водородом газообразный поток, вводимый в реактор 4 гидрообработки через трубопровод 35, содержит менее 100 ч/млн по массе сероводорода.A gaseous hydrogen-rich stream containing hydrogen sulfide is discharged from the vapor-liquid separator 10 via a pipe 27 and is directed to a gas recovery zone 28. A combined solvent is introduced into the acid gas recovery zone 28 through line 29, which is contacted with a hydrogen rich gas stream to absorb acid gas. A saturated solvent containing acidic gas is withdrawn from the acid gas recovery zone 28 via line 30 and removed. A gaseous hydrogen rich gas stream with a reduced acid gas content is discharged from the acid gas recovery zone 28 through a conduit 31 and is compressed in a compressor 32. The compressed recycle hydrogen gas rich stream is transported through a conduit 33 and mixed with a hydrogen gas feed stream transported through a conduit 34. The resulting mixture is transported through pipeline 35 and mixed with a mixture of fresh feedstock and a liquid hydrocarbon stream recirculated through pipeline 2, for obtaining at least a portion of the hydrogen introduced into the hydroprocessing reactor 4, as described above. In a preferred embodiment, the hydrogen-rich gaseous stream introduced into the hydroprocessing reactor 4 through line 35 contains less than 100 ppm by weight of hydrogen sulfide.

Водяной поток отводится из отстойника сепаратора в трубопровод 11. Жидкий углеводородный поток отводится из холодного сепаратора 10 через трубопровод 12, направляется в холодную испарительную емкость 13 низкого давления для получения газообразного потока, содержащего водород и газообразные, в условиях обычной эксплуатации, углеводороды, который удаляется из испарительной емкости через трубопровод 14.The water stream is discharged from the separator sump to the pipe 11. The liquid hydrocarbon stream is discharged from the cold separator 10 through the pipe 12, sent to the low pressure cold evaporation tank 13 to obtain a gaseous stream containing hydrogen and gaseous, in normal use, hydrocarbons that are removed from evaporative capacity through the pipe 14.

Холодная испарительная емкость работает в интервале температур холодного сепаратора 10 и в интервале избыточных давлений от 700 до 3500 кПа (от 100 до 500 psig). Жидкий углеводородный поток отводят из холодной испарительной емкости 13 через трубопровод 15 и вводят в отпарную колонну 16 через входной патрубок, расположенный выше входного патрубка для трубопровода 70. Пар для отпаривания, например водяной пар, поступает через трубопровод 47 и вводится в нижнюю часть отпарной колонны 16 через входной патрубок ниже входного патрубка для трубопровода 70. Отпарная колонна 16 производит верхний поток, содержащий в условиях обычной эксплуатации газообразные углеводороды, транспортируемые через трубопровод 17. Верх отпарной колонны может быть снабжен конденсатором и средствами возврата потока, при этом общий верхний поток отводится по трубопроводу 17. Жидкий углеводородный поток, содержащий следы соединений ТПАС, отводится снизу отпарной колонны 16 через трубопровод 18 и вводится во фракционирующую колонну 19 в виде первого гидрообработанного потока. Фракционирующая колонна 19 ниже по потоку сообщается с реактором 4 гидрообработки. Отпарная колонна 16 может функционировать при давлении вверху колонны в интервале от 700 до 1000 кПа (избыточное давление) (100-150 psig) и температуре внизу колонны в интервале от 232 до 260°C (450-500°F).The cold evaporation tank operates in the temperature range of the cold separator 10 and in the pressure range from 700 to 3500 kPa (100 to 500 psig). The liquid hydrocarbon stream is diverted from the cold evaporation tank 13 through the pipe 15 and introduced into the stripping column 16 through the inlet pipe located above the inlet pipe for the pipe 70. Steam for stripping, for example water vapor, enters through the pipe 47 and is introduced into the lower part of the stripping column 16 through the inlet pipe below the inlet pipe for the pipe 70. The stripping column 16 produces an overhead stream containing, under normal use, gaseous hydrocarbons transported through the pipe 17. The top of the stripping column can be equipped with a condenser and flow return means, while the total upper stream is discharged through line 17. A liquid hydrocarbon stream containing traces of TPAS compounds is discharged from the bottom of the stripping column 16 through line 18 and introduced into the fractionation column 19 as a first hydrotreated stream . The fractionation column 19 is downstream in communication with the hydroprocessing reactor 4. The stripping column 16 may operate at a pressure at the top of the column in the range of 700 to 1000 kPa (gauge pressure) (100-150 psig) and a temperature at the bottom of the column in the range of 232 to 260 ° C (450-500 ° F).

В соответствии с настоящим изобретением в фракционирующую колонну 19 через трубопровод 18 поступает нагретый первый гидрообработанный сырьевой поток, содержащий углеводороды, кипящие при температуре выше, ниже и в интервале кипения углеводородного сырья, содержащего соединения ТПАС. Первый гидрообработанный сырьевой поток, транспортируемый по трубопроводу 18, входит во фракционирующую колонну 19 через входной патрубок 41 и поступает во внутренний объем 42 колонны 19, где он быстро испаряется с образованием паровой и жидкой фаз. Углеводородный поток в температурном интервале кипения нафты отводится с верха фракционирующей колонны 19 и конденсируется. Часть сконденсированного потока может быть возвращена обратно вверх колонны 19, а сконденсированная нафта может быть отведена в общем верхнем потоке по трубопроводу 20. Углеводородный поток в температурном интервале кипения керосина может быть удален из фракционирующей колонны 19 по трубопроводу 21 и подвергнут переработке. Углеводородный поток в температурном интервале кипения дизельного топлива может быть удален из фракционирующей колонны 19 по линии 22 и подвергнут переработке. Фракционирующая колонна 19 может функционировать при давлении вверху колонны в интервале от 35 до 100 кПа (избыточное давление) (5-15 psig) и температуре внизу колонны в интервале от 315°C до 360°C (600-680°F).In accordance with the present invention, the heated first hydrotreated feed stream containing hydrocarbons boiling at a temperature higher, lower, and in the boiling range of the hydrocarbon feed containing TPAS compounds enters the fractionation column 19 through line 18. The first hydrotreated feed stream transported through the pipe 18 enters the fractionation column 19 through the inlet 41 and enters the inner volume 42 of the column 19, where it quickly evaporates to form vapor and liquid phases. The hydrocarbon stream in the temperature range of boiling naphtha is discharged from the top of the fractionation column 19 and condenses. Part of the condensed stream can be returned back up to the column 19, and the condensed naphtha can be diverted in the general overhead stream through the pipe 20. The hydrocarbon stream in the boiling range of kerosene can be removed from the fractionation column 19 through the pipe 21 and processed. The hydrocarbon stream in the boiling range of diesel fuel can be removed from the fractionation column 19 via line 22 and processed. Fractionating column 19 may operate at a pressure at the top of the column in the range of 35 to 100 kPa (gauge pressure) (5-15 psig) and a temperature at the bottom of the column in the range of 315 ° C to 360 ° C (600-680 ° F).

Фракционирующая колонна 19 включает структуру 40, разделяющую корпус на секции с образованием в нижней части колонны первой секции 37 и второй секции 38, предпочтительно в нижней трети этой колонны. Первая секция 37 сообщается ниже по потоку с первым входным патрубком 41 фракционирующей колонны 19. Первая секция 37 может содержать одну или большее число внешних стенок, таких как внешняя цилиндрическая стенка 45. Первая секция 37 может проходить во фракционирующей колонне 19 вверх от нижнего торца колонны. Согласно одному аспекту первая секция 37 может включать в себя, по меньшей мере, часть внутреннего объема 42. Вторая секция 38 выше нее изолирована от внутреннего объема 42 колонны. В одном воплощении установки, представленной на фиг.1, кольцевая перегородка 44 перекрывает сообщение между второй секцией 38 и объемом 42 колонны, находящимся над указанной перегородкой 44. Перегородка 44 проходит по всей вертикальной проекции верха второй секции 38, предотвращая выход пара из второй секции непосредственно во внутренний объем 42 над перегородкой 44. Вертикальная проекция верха второй секции 38 может быть ограничена связанной с ней внутренней поверхностью стенки колонны 19 и стенкой 39 второй секции. Сообщение между первой секцией 37 и внутренним объемом 42 обеспечивает отверстие 46. Перегородка 44 может представлять собой кольцевую перегородку, которая охватывает по периметру отверстие 46 и может также иметь форму перевернутого усеченного конуса. Когда первый гидрообработанный сырьевой поток, протекающий по трубопроводу 18, поступает во внутренний объем 42 фракционирующей колонны 19, он быстро испаряется, и тяжелые фракции стекают через отверстие 46 в первую секцию 37. Стекающие тяжелые фракции контактируют с паром для отпаривания, поднимающимся вверх в противотоке относительно тяжелых фракций. Пар для отпаривания извлекает легкие фракции из тяжелых фракций, и затем пар и легкие фракции выходят через отверстие 46 во внутренний объем 42 над первой секцией 37 и подвергаются дальнейшему фракционированию.The fractionating column 19 includes a structure 40 dividing the housing into sections to form a first section 37 and a second section 38 in the lower part of the column, preferably in the lower third of the column. The first section 37 communicates downstream with the first inlet 41 of the fractionation column 19. The first section 37 may comprise one or more external walls, such as the outer cylindrical wall 45. The first section 37 may extend in the fractionation column 19 up from the bottom of the column. In one aspect, the first section 37 may include at least a portion of the internal volume 42. The second section 38 above is isolated from the internal volume 42 of the column. In one embodiment of the installation of FIG. 1, an annular partition 44 overlaps the communication between the second section 38 and the column volume 42 located above said partition 44. The partition 44 extends over the entire vertical projection of the top of the second section 38, preventing steam from escaping from the second section directly into the inner volume 42 above the partition 44. The vertical projection of the top of the second section 38 may be limited by the associated inner surface of the column wall 19 and the wall 39 of the second section. Communication between the first section 37 and the inner volume 42 provides an opening 46. The partition 44 may be an annular partition that spans the perimeter of the opening 46 and may also have the shape of an inverted truncated cone. When the first hydrotreated feed stream flowing through conduit 18 enters the inner volume 42 of the fractionation column 19, it quickly evaporates and the heavy fractions flow through opening 46 into the first section 37. The flowing heavy fractions come into contact with the steam for steam rising upstream in relative flow heavy fractions. The steam for stripping extracts the light fractions from the heavy fractions, and then the steam and light fractions exit through the opening 46 into the inner volume 42 above the first section 37 and are further fractionated.

По меньшей мере, часть гидрообработанного потока, освобожденного от легких фракций, содержащая углеводороды, кипящие в интервале углеводородного исходного сырья и соединений, включающих ТПАС, выходит из первой секции 37 через выходной патрубок 54 в нижнем конце первой секции 37 и поступает в нижний объем 52, образованный в нижнем конце фракционирующей колонны 19. Указанный нижний объем 52 находится в нижней части фракционирующей колонны 19, не занятой первой секцией 37 или второй секцией 38. Жидкий углеводородный поток кубового продукта, содержащий углеводороды, кипящие в диапазоне температур кипения углеводородного исходного сырья и соединений, включающих ТПАС, вытекает снизу фракционирующей колонны 19 в трубопровод 23 для кубового продукта. По меньшей мере, часть жидкого углеводородного потока кубового продукта, содержащего углеводородные соединения, кипящие в интервале и выше интервала температур кипения исходного углеводородного сырья, включая соединения ТПАС, возвращается обратно в реактор 4 гидрообработки через трубопровод 24, как описано выше.At least a portion of the hydrotreated stream free of light fractions, containing hydrocarbons boiling in the range of hydrocarbon feedstock and compounds including TPAS, leaves the first section 37 through the outlet pipe 54 at the lower end of the first section 37 and enters the lower volume 52, formed at the lower end of the fractionation column 19. Said lower volume 52 is located at the bottom of the fractionation column 19 not occupied by the first section 37 or the second section 38. A liquid hydrocarbon bottoms stream containing hydrocarbons boiling in the boiling range of the hydrocarbon feedstock and compounds including TPAS flows from the bottom of the fractionation column 19 into the pipe 23 for bottoms product. At least a portion of the liquid hydrocarbon bottoms product stream containing hydrocarbon compounds boiling in the range above the boiling range of the hydrocarbon feedstock, including TPAS compounds, is returned back to the hydroprocessing reactor 4 via line 24, as described above.

В воплощении, иллюстрируемом на фиг.1, другую часть жидкого углеводородного потока кубового продукта, содержащего первый гидрообработанный поток, освобожденный от легких фракций, кипящих в интервале температур кипения исходного углеводородного сырья и соединений, включающих ТПАС, вводят по трубопроводу 25 во вторую секцию 38, расположенную в нижней части фракционирующей колонны 19, в качестве второго гидрообработанного сырьевого потока через второй входной патрубок 48. Второй входной патрубок 48 сообщается ниже по потоку с входным отверстием 54 первой секции 37. Второй входной патрубок 48 расположен ниже перегородки 44. Первый входной патрубок 41 колонны 19 предназначен для ввода гидрообработанного потока легких фракций, проходящего по трубопроводу 18, а второй входной патрубок 48 колонны 19 предназначен для ввода гидрообработанного потока тяжелых фракций, транспортируемого по трубопроводу 25. Другими словами, второй гидрообработанный поток, транспортируемый по трубопроводу 25, является более тяжелым потоком, чем первый гидрообработанный поток, проходящий через трубопровод 18.In the embodiment illustrated in FIG. 1, another part of the liquid hydrocarbon bottoms stream containing the first hydrotreated stream freed from light fractions boiling in the boiling range of the hydrocarbon feed and compounds comprising TPAS is introduced via line 25 into the second section 38, located in the lower part of the fractionation column 19, as a second hydrotreated feed stream through the second inlet pipe 48. The second inlet pipe 48 communicates downstream from the inlet I am 54 of the first section 37. The second inlet pipe 48 is located below the partition 44. The first inlet pipe 41 of the column 19 is designed to enter the hydrotreated stream of light fractions passing through the pipe 18, and the second inlet pipe 48 of the column 19 is designed to enter the hydrotreated stream of heavy fractions transported through line 25. In other words, the second hydrotreated stream transported through line 25 is a heavier stream than the first hydrotreated stream through line 18.

Вторая секция 38 сообщается ниже по потоку со вторым входным патрубком 48. В нижний конец второй секции из трубопровода 36 через входной патрубок 56 подают пар для отпаривания, который контактирует в противотоке со вторым гидрообработанным потоком, подаваемым во входной патрубок 48 вблизи верхнего конца второй секции 38. Соответственно, входной патрубок 56 для пара отпаривания расположен ниже второго входного патрубка 48. Пар для отпаривания, которым может быть водяной пар, освобождает легкие углеводороды, кипящие в интервале температур кипения исходного углеводородного сырья, из второго углеводородного потока, подаваемого по трубопроводу 25, с получением гидрообработанного потока кубового продукта, освобожденного от легких фракций, включающего концентрированные соединения ТПАС, отводимого по трубопроводу 26.The second section 38 communicates downstream with the second inlet pipe 48. To the lower end of the second section from the pipeline 36 through the inlet pipe 56 steam is supplied for steaming, which is in countercurrent contact with the second hydrotreated stream supplied to the inlet pipe 48 near the upper end of the second section 38 Accordingly, the steam inlet 56 for steam is located below the second inlet 48. The steam for steam, which may be water vapor, releases light hydrocarbons boiling in the boiling range hydrocarbon feedstock from a second hydrocarbon stream fed through a pipeline 25 to obtain a hydrotreated bottoms product stream freed from light fractions, including concentrated TPAS compounds, discharged through a pipeline 26.

Из нижнего конца второй секции 38 ниже входного патрубка 56 для пара отпаривания выходит трубопровод 26, проходящий за пределы колонны. Поток гидрообработанного кубового продукта, освобожденного от легких фракций, транспортируемого по трубопроводу 26, имеет большее содержание ТПАС, чем второй гидрообработанный поток 25, поступающий во вторую секцию 38. Приемлемо, чтобы расход тяжелого кубового продукта, богатого соединениями, включающими ТПАС, в трубопроводе 26 составлял менее 1 объем.% от расхода исходного углеводородного сырья. Пар для отпаривания становится обогащенным легкими углеводородами и получается поток обогащенного пара для отпаривания. Вторая секция 38 выполнена с закрытым нижним торцом для предотвращения протекания материалов ниже второй секции. Из второй секции 38 отводится пар для отпаривания, обогащенный легкими углеводородами. В воплощении, иллюстрируемом на фиг.1, обогащенный пар для отпаривания проходит от верхнего конца второй секции 38 вниз через проточный канал 50, который направляет пар, обогащенный легкими углеводородами, из верхнего конца второй секции 38 к нижнему концу первой секции 37. В воплощении на фиг.1 канал 50 представляет собой внутренний паровой канал, который может быть, по меньшей мере, частично образован перегородкой 44. Канал 50 может быть также, по меньшей мере, частично образован каждой или обеими стенками первой камеры 37 и второй камеры 38. Перегородка 44 непосредственно формирует нисходящее движение обогащенного пара и его поступление в нижний объем 52.From the lower end of the second section 38 below the inlet 56 for steam stripping out of the pipe 26, passing outside the column. The hydrotreated bottoms product stream transported through the pipeline 26 has a higher TPAS content than the second hydrotreated stream 25 entering the second section 38. It is acceptable that the heavy bottoms product rich in TPAS-rich compounds in the pipeline 26 is less than 1 volume.% of the flow rate of the hydrocarbon feedstock. The steam for steaming becomes enriched in light hydrocarbons and a stream of enriched steam for steaming is obtained. The second section 38 is made with a closed lower end to prevent the flow of materials below the second section. Steam is discharged from the second section 38, enriched in light hydrocarbons. In the embodiment illustrated in FIG. 1, enriched steam for steaming passes from the upper end of the second section 38 downward through a flow channel 50 that directs the steam enriched in light hydrocarbons from the upper end of the second section 38 to the lower end of the first section 37. In an embodiment, 1 channel 50 is an internal steam channel, which can be at least partially formed by a partition 44. Channel 50 can also be at least partially formed by each or both walls of the first chamber 37 and the second chamber 38. Box 44 directly forms a downward movement of the enriched steam and its entry into the lower volume 52.

Авторы изобретения обнаружили, что обогащенный пар из второй секции 38 можно использовать в качестве пара отпаривания для первой секции 37. Воплощение, иллюстрируемое на фиг.1, включает структуру 40 с разделением корпуса колонны на секции, которая обеспечивает транспортирование обогащенного пара из второй секции 38 в первую секцию 37 для внутренних целей. Нижний конец первой секции может быть выполнен открытым, что позволяет обогащенному пару выходить из нижнего объема 52, проходить в первую секцию 37 через ее нижний конец и осуществлять отпаривание легких фракций из тяжелых соединений первого гидрообработанного потока в первой секции 37. Стенка 45 первой секции 37 и стенка 39 второй секции 38 служат границами, препятствующими случайному перемещению обрабатываемого материала в боковом направлении между секциями. В секциях для облегчения процесса отпаривания могут быть также размещены контактные тарелки.The inventors have found that the enriched steam from the second section 38 can be used as the stripping steam for the first section 37. The embodiment illustrated in FIG. 1 includes a structure 40 with dividing the column body into sections, which enables the enrichment of steam from the second section 38 to the first section 37 for internal purposes. The lower end of the first section can be made open, which allows the enriched steam to leave the lower volume 52, pass into the first section 37 through its lower end and carry out the stripping of light fractions from the heavy compounds of the first hydroprocessed stream in the first section 37. Wall 45 of the first section 37 and the wall 39 of the second section 38 serve as boundaries that prevent accidental movement of the processed material in the lateral direction between the sections. In sections, contact plates can also be placed to facilitate the steaming process.

Предполагается, что пар для отпаривания может быть сначала направлен в первую секцию 37, и, по меньшей мере, часть пара для отпаривания из первой секции 37 может быть направлена во вторую секцию 38.It is contemplated that the steam for steaming may first be directed to the first section 37, and at least part of the steam for steaming from the first section 37 may be sent to the second section 38.

Процесс гидрообработки в реакторе 4 может осуществляться при отсутствии реакционной зоны гидроочистки и с использованием одной или большего числа зон гидрокрекинга до тех пор, пока, по меньшей мере, часть выходящего потока из реактора 4 гидрообработки поступает во фракционирующую колонну 19.The hydroprocessing process in the reactor 4 can be carried out in the absence of a hydrotreating reaction zone and using one or more hydrocracking zones until at least a part of the effluent from the hydroprocessing reactor 4 enters the fractionation column 19.

На фиг.2 представлено раскрытое ниже второе воплощение настоящего изобретения, которое является эффективным в случае подачи двух гидрообработанных потоков сырья во фракционирующую колонну для извлечения ТПАС. Во втором воплощении исходное сырье, выбранное из группы углеводородных потоков, указанных для первого воплощения, таких как вакуумный газойль и тяжелый рецикловый газойль, вводят в технологический процесс и установку через трубопровод 101. Предпочтительное исходное углеводородное сырье для этого воплощения кипит в интервале от 232° до 566°C (от 450° до 1050°F). Исходное сырье, транспортируемое по трубопроводу 101, смешивается с рассмотренным ниже рециркуляционным потоком, протекающим по трубопроводу 145; полученная смесь транспортируется по трубопроводу 102 и затем смешивается с рассмотренным ниже выходящим потоком, отведенным из реактора 127 гидрокрекинга по трубопроводу 128. Результирующая смесь транспортируется по трубопроводу 103 в первый реактор гидрообработки, представляющий собой реактор 104 гидроочистки, для удаления азота и обессеривания исходного сырья. Предпочтительные параметры реакции гидроочистки такие же, как и приведенные выше для реактора гидроочистки, показанного на фиг.1.Figure 2 presents the second embodiment of the present invention disclosed below, which is effective when two hydrotreated feed streams are fed to a fractionation column to recover TPAS. In a second embodiment, a feedstock selected from the group of hydrocarbon streams indicated for the first embodiment, such as vacuum gas oil and heavy recycle gas oil, is introduced into the process and installation through line 101. The preferred hydrocarbon feed for this embodiment boils in the range of 232 ° to 566 ° C (450 ° to 1050 ° F). The feedstock transported through conduit 101 is mixed with the recirculation stream discussed below through conduit 145; the resulting mixture is transported through line 102 and then mixed with the effluent discussed below, diverted from hydrocracking reactor 127 through line 128. The resulting mixture is transported through line 103 to a first hydrotreatment reactor, which is a hydrotreatment reactor 104, to remove nitrogen and desulfurize the feedstock. Preferred hydrotreating reaction parameters are the same as those described above for the hydrotreating reactor shown in FIG.

Полученный выходящий поток из первого реактора гидрообработки, представляющего собой реактор 104 гидроочистки, транспортируют, возможно, с использованием охлаждения по трубопроводу 105 и вводят в горячую отпарную колонну 106 высокого давления, в которой поддерживается по существу такое же давление, как и в реакторе 104 гидроочистки. Гидроочищенный выходящий поток, подаваемый по трубопроводу 105, контактирует и освобождается от легких фракций в противотоке с газообразным насыщенным водородом потоком, вводимым по трубопроводу 151, с получением первого газообразного углеводородного потока, содержащего углеводородные соединения, кипящие при температуре ниже 371°C (700°F), сероводород и аммиак, отводимого через трубопровод 110. Кроме того, в отпарной колонне 107 получают первый жидкий углеводородный поток, содержащий углеводородные соединения, кипящие при температуре выше 371°C (700°F), который отводится через трубопровод 107. В отпарной колонне предпочтительно поддерживается температура в интервале от 232°C до 468°C (от 450° до 875°F). Предпочтительно, чтобы любое охлаждение гидроочищенного выходящего потока перед отпариванием сопровождалось снижением его температуры менее чем на 56°C (100°F). Поддержание давления в отпарной колонне 106 по существу равным давлению в реакторе 104 гидроочистки означает, что какое-либо различие в давлении связано с перепадом давления, необходимым для протекания потока выходящего потока из реактора в отпарную колонну. Предпочтительно, чтобы этот перепад давления составлял менее 689 кПа (100 Psig).The resulting effluent from the first hydrotreating reactor, which is a hydrotreating reactor 104, is transported, possibly using cooling, through line 105 and introduced into a hot high pressure stripper 106, which maintains substantially the same pressure as in the hydrotreating reactor 104. A hydrotreated effluent through conduit 105 contacts and is freed from light fractions in countercurrent with a gaseous hydrogen saturated stream introduced through conduit 151 to produce a first gaseous hydrocarbon stream containing hydrocarbon compounds boiling at a temperature below 371 ° C (700 ° F) ), hydrogen sulfide and ammonia discharged through line 110. In addition, in the stripper 107, a first liquid hydrocarbon stream is obtained containing hydrocarbon compounds boiling at a temperature above 371 ° C ( 700 ° F), which is discharged through conduit 107. The stripping column preferably maintains a temperature in the range of 232 ° C to 468 ° C (450 ° to 875 ° F). Preferably, any cooling of the hydrotreated effluent prior to steam is accompanied by a decrease in its temperature by less than 56 ° C (100 ° F). Maintaining the pressure in the stripper 106 substantially equal to the pressure in the hydrotreating reactor 104 means that any difference in pressure is due to the pressure drop necessary for the effluent to flow from the reactor to the stripper. Preferably, this pressure drop is less than 689 kPa (100 Psig).

По меньшей мере, часть первого жидкого углеводородного потока, содержащего углеводородные соединения, кипящие в интервале исходного углеводородного сырья при температуре выше 371°C (700°F), отводится из отпарной колонны 106 через трубопровод 107, одна часть транспортируется через трубопроводы 108 и 126 и вводится во второй реактор гидрообработки, представляющий собой реактор 127 гидрокрекинга, а другая часть потока транспортируется посредством трубопровода 109 и вводится в горячую испарительную емкость 129. В реактор гидрокрекинга добавляют водород посредством трубопроводов 125 и 126. Второй реактор гидрообработки, представляющий собой реактор 127 гидрокрекинга, может функционировать с параметрами и катализатором, оговоренными в отношении воплощения, представленного на фиг.1. Однако в одном подходящем воплощении для осуществления крекинга в мягких условиях однократная конверсия в реакторе 127 гидрокрекинга проводится в интервале от 15% до 65%. Более предпочтительно однократная конверсия проводится в интервале от 20% до 40%.At least a portion of the first liquid hydrocarbon stream containing hydrocarbon compounds boiling in the range of the hydrocarbon feed at a temperature above 371 ° C (700 ° F) is discharged from the stripper 106 through line 107, one part is transported through lines 108 and 126, and is introduced into the second hydrotreatment reactor, which is a hydrocracking reactor 127, and the other part of the stream is transported via line 109 and introduced into the hot evaporation tank 129. Hydrocracking is added to the hydrocracking reactor by means of conduits 125 and 126. The second hydroprocessing reactor, which is a hydrocracking reactor 127 may function with parameters and catalyst stipulated regarding the embodiment shown in Figure 1. However, in one suitable embodiment for cracking under mild conditions, a single conversion in the hydrocracking reactor 127 is carried out in the range of 15% to 65%. More preferably, a single conversion is carried out in the range of 20% to 40%.

Результирующий первый газообразный углеводородный поток, проходящий по трубопроводу 110 и содержащий углеводородные соединения, кипящие при температуре ниже 371°C (700°F), водород, сероводород и аммиак из отпарной колонны 106, предпочтительно вводят полностью в паровой фазе в реактор 111 доочистки гидрогенизацией для проведения гидрогенизации, по меньшей мере, части ароматических соединений с тем, чтобы улучшить качество среднего дистиллята, в частности качество реактивного и дизельного топлива. Реактор 111 доочистки гидрогенизацией может функционировать в режиме работы с нисходящим, восходящим или радиальным направлениями движения потока и может использовать любой известный катализатор гидрогенизации.The resulting first gaseous hydrocarbon stream passing through line 110 and containing hydrocarbon compounds boiling at a temperature below 371 ° C (700 ° F), hydrogen, hydrogen sulfide and ammonia from the stripper 106, is preferably introduced completely in the vapor phase into the hydrogenation post-treatment reactor 111 for conducting hydrogenation of at least part of aromatic compounds in order to improve the quality of the middle distillate, in particular the quality of jet and diesel fuel. The hydrogenation posttreatment reactor 111 may operate in a downward, upward, or radial flow direction and may use any known hydrogenation catalyst.

Полученный выходящий поток из реактора 111 доочистки гидрогенизацией транспортируется через трубопровод 112, смешивается с потоком промывочной воды, вводимой через трубопровод 113, и поступает в теплообменник 115 по трубопроводу 114. Выходящий поток, отведенный по трубопроводу 112, предпочтительно охлаждается до температуры в интервале от 4° до 80°C (от 40° до 176°F) и, по меньшей мере, частично конденсируется перед его вводом в парожидкостный сепаратор 117 через трубопровод 116. Насыщенный водородом газообразный поток отводится из парожидкостного сепаратора 117 через трубопровод 118 и направляется в зону 119 извлечения кислого газа с получением второго насыщенного водородом газообразного потока.The resulting effluent from the aftertreatment reactor 111 by hydrogenation is transported through line 112, mixed with the wash water stream introduced through line 113, and enters the heat exchanger 115 through line 114. The outlet stream discharged through line 112 is preferably cooled to a temperature in the range of 4 ° up to 80 ° C (40 ° to 176 ° F) and at least partially condenses before it is introduced into the vapor-liquid separator 117 via line 116. The hydrogen-rich gaseous stream is removed from the vapor-liquid sep Ator 117 through conduit 118 and sent to an acid gas recovery zone 119 to produce a second hydrogen-rich gaseous stream.

Обедненный растворитель вводится через трубопровод 120 в зону 119 извлечения кислого газа и контактирует с газообразным потоком, насыщенным водородом, для того, чтобы растворить кислый газ. Насыщенный растворитель, содержащий кислый газ, отводят из зоны 119 извлечения кислого газа через линию 121 и удаляют. Насыщенный водородом газообразный поток с пониженным содержанием кислого газа удаляют из зоны 119 извлечения кислого газа по трубопроводу 122, сжимают в компрессоре 123, транспортируют через трубопровод 124 и смешивают со свежим подпиточным водородом, который вводят через трубопровод 149. Свежий подпиточный водород может быть введен в технологический процесс и установку в любом подходящем и удобном месте.The depleted solvent is introduced through line 120 into the acid gas recovery zone 119 and is contacted with a gaseous stream saturated with hydrogen in order to dissolve the acid gas. A saturated solvent containing acid gas is withdrawn from the acid gas recovery zone 119 through line 121 and removed. A hydrogenated gaseous stream with a reduced acid gas content is removed from the acid gas recovery zone 119 through line 122, compressed in compressor 123, transported through line 124, and mixed with fresh make-up hydrogen, which is introduced through line 149. Fresh make-up hydrogen can be introduced into the process process and installation in any suitable and convenient place.

Результирующая смесь транспортируется по трубопроводу 150 и разветвляется на два потока с получением в трубопроводе 151, по меньшей мере, части первого газообразного потока, насыщенного водородом. Насыщенный водородом первый газообразный поток, транспортируемый по трубопроводу 151, нагревают в теплообменнике 190 и вводят в отпарную колонну 106. По меньшей мере, другая часть результирующей смеси, транспортируемой по трубопроводу 150, образует в трубопроводе 125 насыщенный водородом второй газообразный поток, вводимый в реактор 127 гидрокрекинга, рассмотренный выше. Предпочтительно, чтобы перед вводом насыщенного водородом второго газообразного потока в реактор 127 гидрокрекинга, по меньшей мере, значительная часть, по меньшей мере, 90 масс.%, например, сероводорода была извлечена из этого потока и удалена с помощью известных традиционных методов. В одном воплощении газообразный насыщенный водородом поток, вводимый в реактор 127 гидрокрекинга, содержит менее 100 ч/млн сероводорода.The resulting mixture is transported through line 150 and branches into two streams to form at least part of the first hydrogen-rich gaseous stream in line 151. The hydrogen-rich first gaseous stream transported through line 151 is heated in a heat exchanger 190 and introduced into the stripper 106. At least another part of the resulting mixture transported through line 150 forms a hydrogen-rich second gaseous stream introduced into line 127 in line 125 hydrocracking discussed above. Preferably, before the introduction of the hydrogenated second gaseous stream into the hydrocracking reactor 127, at least a significant portion of at least 90 wt.%, For example, hydrogen sulfide, is recovered from this stream and removed by known conventional methods. In one embodiment, the gaseous hydrogen-saturated stream introduced into the hydrocracking reactor 127 contains less than 100 ppm hydrogen sulfide.

Водный поток, содержащий растворенные соли, отводят из парожидкостного сепаратора 117 через трубопровод 131 и подают в холодный сепаратор-испаритель 132. Жидкий углеводородный поток удаляют из парожидкостного сепаратора 117 посредством трубопровода 147, смешивают его с газообразным потоком, транспортируемым по трубопроводу 130, и полученную смесь транспортируют по трубопроводу 148 и вводят в холодный сепаратор-испаритель 132 с получением второго жидкого углеводородного потока, транспортируемого по трубопроводу 135, который удаляют и фракционируют для производства желаемого углеводородного продукта. Газообразный поток отводят из холодного сепаратора-испарителя 132 через трубопровод 133 и перерабатывают. Водный поток, содержащий растворенные соли, удаляют из холодного сепаратора-испарителя 132 через трубопровод 134.An aqueous stream containing dissolved salts is withdrawn from the vapor-liquid separator 117 through line 131 and fed to the cold separator-evaporator 132. The liquid hydrocarbon stream is removed from the vapor-liquid separator 117 by line 147, mixed with a gaseous stream transported through line 130, and the resulting mixture transported through pipeline 148 and introduced into a cold separator-evaporator 132 to obtain a second liquid hydrocarbon stream transported through pipeline 135, which is removed and fractionated t to produce the desired hydrocarbon product. The gaseous stream is removed from the cold separator-evaporator 132 through a pipe 133 and processed. An aqueous stream containing dissolved salts is removed from the cold separator-evaporator 132 through conduit 134.

Второй жидкий углеводородный поток отводят из холодного сепаратора-испарителя 132 через трубопровод 135 и вводят в отпарную колонну 136. В отпарную колонну 136 вводят пар для отпаривания, например, водяной пар, транспортируемый по линии 153, и получают верхний поток, содержащий обычно газообразные углеводороды и транспортируемый через трубопровод 137. Сверху отпарная колонна может быть снабжена конденсатором и средствами обеспечения обратного потока, при этом общий верхний поток проходит по трубопроводу 137. Жидкий углеводородный поток отводится из нижней части отпарной колонны 136 через трубопровод 138 и вводится во фракционирующую колонну 139 в качестве первого гидрообработанного потока. Отпарная колонна 136 работает при избыточном давлении вверху колонны в интервале от 700 до 1000 кПа (от 100 до 150 psig) и температуре в нижней части от 232 до 260°C (от 450 до 500°F).A second liquid hydrocarbon stream is withdrawn from the cold separator-evaporator 132 through a conduit 135 and introduced into a stripping column 136. Steam is introduced into the stripping column 136, for example, water vapor transported via line 153 to produce an overhead stream containing typically gaseous hydrocarbons and transported through line 137. From above, the stripping column may be provided with a condenser and means for providing a reverse flow, with the overall overhead stream passing through line 137. The liquid hydrocarbon stream is discharged from the bottom of stripper 136 via conduit 138 and is introduced into the fractionator 139 as a first hydrotreated stream. The stripping column 136 operates at an overpressure above the column in the range of 700 to 1000 kPa (100 to 150 psig) and a lower temperature of 232 to 260 ° C (450 to 500 ° F).

Часть первого жидкого углеводородного потока, транспортируемая через трубопровод 109 и вводимая в горячий сепаратор-испаритель 129, производит поток пара, который отводится через трубопровод 130 и направляется в холодный сепаратор-испаритель 132 посредством трубопровода 148. Из горячего сепаратора-испарителя 129 по трубопроводу 144 отводится жидкий углеводородный поток, содержащий углеводороды, кипящие в интервале температур кипения углеводородного исходного сырья и кипящие в интервале, более высоком, чем температуры кипения исходного углеводородного сырья. Этот поток транспортируется и вводится во вторую секцию фракционирующей колонны 139 в качестве второго гидрообработанного сырья. На фиг.2 показана фракционирующая колонна 139, содержащая структуру 140 с разделением корпуса на секции, в которой предусмотрен канал для внешнего подвода пара. Такая структура 140 с разделением корпуса на секции, в которой предусмотрен канал для внешнего подвода пара, может быть использована применительно к воплощению, иллюстрируемому на фиг.1, точно так же, только с одним внешним подводом углеводородов во фракционирующую колонну. Помимо этого, показанная на фиг.1 конструкция с внутренним каналом для пара может быть использована применительно к воплощению на фиг.2.A portion of the first liquid hydrocarbon stream transported through conduit 109 and introduced into the hot separator-evaporator 129 produces a steam stream that is discharged through conduit 130 and directed to the cold separator-evaporator 132 via conduit 148. From the hot separator-evaporator 129, conduit 144 is discharged a liquid hydrocarbon stream containing hydrocarbons boiling in the range of boiling points of a hydrocarbon feedstock and boiling in a range higher than the boiling points of a hydrocarbon feed orodnogo raw materials. This stream is transported and introduced into the second section of fractionation column 139 as a second hydrotreated feed. Figure 2 shows the fractionation column 139, containing the structure 140 with the separation of the housing into sections, which provides a channel for external supply of steam. Such a structure 140 with dividing the housing into sections, in which a channel for external steam supply is provided, can be used with reference to the embodiment illustrated in FIG. 1, in the same way, with only one external supply of hydrocarbons to the fractionation column. In addition, the structure shown in FIG. 1 with an internal channel for steam can be used with reference to the embodiment of FIG. 2.

В соответствии с настоящим изобретением во фракционирующую колонну 139 по трубопроводу 138 поступает нагретый первый гидрообработанный поток сырья, который содержит углеводороды, кипящие в интервале температур кипения углеводородного исходного сырья и кипящие в интервале ниже интервала кипения исходного углеводородного сырья. Первый гидрообработанный сырьевой поток, проходящий через трубопровод 138, входит во фракционирующую колонну 139 через входной патрубок 141 и поступает во внутренний объем 142 колонны 139. Поток углеводородов, кипящих в интервале температур кипения нафты, отводится из верха фракционирующей колонны 139 и конденсируется. Часть сконденсированного потока может быть возвращена обратно вверх колонны 139, а сконденсированная нафта, находящаяся в общем верхнем потоке, отводимом через трубопровод 160, может быть удалена. Поток углеводородов, кипящих в интервале температур кипения керосина, может быть отведен из фракционирующей колонны 139 через трубопровод 162 и удален. Поток углеводородов, кипящих в интервале температур кипения дизельного топлива, может быть отведен из фракционирующей колонны 139 через трубопровод 164 и удален. Фракционирующая колонна 139 может функционировать при избыточном давлении вверху колонны в интервале от 35 до 100 кПа (от 5 до 15 psig) и температуре в нижней части от 315 до 360°C (от 600 до 680°F).In accordance with the present invention, the heated first hydrotreated feed stream that contains hydrocarbons boiling in the boiling range of the hydrocarbon feedstock and boiling in the range below the boiling range of the hydrocarbon feedstream enters fractionation column 139 through line 138. The first hydrotreated feed stream passing through line 138 enters the fractionation column 139 through the inlet pipe 141 and enters the inner volume 142 of the column 139. A stream of hydrocarbons boiling over the boiling range of naphtha is diverted from the top of the fractionation column 139 and condenses. A portion of the condensed stream may be returned back up the columns 139, and the condensed naphtha located in the common overhead stream discharged through conduit 160 may be removed. The flow of hydrocarbons boiling in the boiling range of kerosene can be diverted from the fractionation column 139 through line 162 and removed. The flow of hydrocarbons boiling in the diesel fuel boiling range can be diverted from fractionation column 139 via line 164 and removed. Fractionating column 139 can operate at an overpressure at the top of the column in the range of 35 to 100 kPa (5 to 15 psig) and a lower temperature of 315 to 360 ° C (600 to 680 ° F).

Фракционирующая колонна 139 содержит в нижней части первую секцию 168 и вторую секцию 170, предпочтительно в нижней трети колонны. Первая секция 168 ниже по потоку сообщается с первым входным патрубком 141 фракционирующей колонны 139. Первая секция 168 может располагаться во фракционирующей колонне 139 выше днища колонны. В одном аспекте первая секция 168 может включать в себя, по меньшей мере, часть внутреннего объема 142. Вторая секция 170 изолирована от внутреннего объема 142 колонны выше этой секции. В одном воплощении схемы на фиг.2 перемещение текучей среды в боковом направлении между первой секцией 168 и второй секцией 170 предотвращает разделительная стенка 152.The fractionation column 139 comprises in the lower part a first section 168 and a second section 170, preferably in a lower third of the column. The first section 168 downstream communicates with the first inlet pipe 141 of the fractionation column 139. The first section 168 may be located in the fractionation column 139 above the bottom of the column. In one aspect, the first section 168 may include at least a portion of the internal volume 142. The second section 170 is isolated from the internal volume 142 of the column above this section. In one embodiment of the circuit of FIG. 2, sidewall 152 prevents lateral movement of fluid between the first section 168 and the second section 170.

Кроме того, в воплощении на фиг.2 сообщению между второй секцией 170 и внутренним объемом 142 колонны препятствует перегородка 172, над которой находится внутренний объем 142. Перегородка 172 проходит поперек всей вертикальной проекции верха второй секции 170 и предотвращает выход вверх паров из второй секции непосредственно во внутренний объем 142 над перегородкой 172. Вертикальная проекция верха второй секции 170 образована ограничивающей ее поверхностью стенки колонны 139 и стенкой 152. Первая секция 168 сообщается с внутренним объемом 142 с помощью отверстия 166. Перегородка 172 может образовать боковую поверхность отверстия 166 и может также иметь горизонтальное или наклонное расположение.In addition, in the embodiment of FIG. 2, the partition between the second section 170 and the inner volume 142 of the column is prevented by a partition 172, over which the inner volume 142 is located. The partition 172 extends across the entire vertical projection of the top of the second section 170 and prevents upward escaping of vapors from the second section directly into the inner volume 142 above the partition 172. The vertical projection of the top of the second section 170 is formed by the wall surface of the column 139 bounding it and the wall 152. The first section 168 communicates with the inner volume 142 by Aperture 166. The baffle 172 may form a side surface of the opening 166 and may also have a horizontal or inclined arrangement.

Когда первый гидрообработанный сырьевой поток, транспортируемый через трубопровод 138, входит во фракционирующую колонну 139, он быстро испаряется во внутреннем объеме 142, а тяжелые вещества фракции опускаются вниз через отверстие 166 и поступают в первую секцию 168. Опускающиеся вниз тяжелые фракции контактируют с паром для отпаривания, который поднимается вверх в противотоке с тяжелыми фракциями. Пар для отпаривания освобождает легкие вещества фракции из тяжелых веществ, после чего пар для отпаривания и легкие фракции выходят из отверстия 166 во внутренний объем 142 над первой секцией 168. По меньшей мере, часть первого гидрообработанното потока, освобожденного от легких фракций, содержащего углеводороды, кипящие в интервале температур кипения исходного углеводородного сырья, выходит из первой секции 168 через выпускной патрубок 154 в нижнем торце первой секции 168. Этой частью потока может быть кубовый продукт, который через указанный выходной патрубок 154 выгружается из фракционирующей колонны 139. По меньшей мере, часть и предпочтительно весь жидкий углеводородный поток, содержащий кубовый продукт, содержащий углеводородные соединения, кипящие в интервале температур кипения исходного углеводородного сырья, через трубопровод 145 рециркулирует в реактор 104 гидрообработки, как это указано выше.When the first hydrotreated feed stream transported through line 138 enters the fractionation column 139, it quickly evaporates in the inner volume 142, and the heavy fractions are lowered down through the opening 166 and enter the first section 168. The heavy fractions that are down are contacted with steam for steaming , which rises in countercurrent with heavy fractions. The steam for stripping releases light fractions of the substance from the heavy substances, after which the steam for stripping and light fractions exit from the opening 166 into the inner volume 142 above the first section 168. At least a portion of the first hydrotreated stream free of light fractions containing boiling hydrocarbons in the boiling range of the hydrocarbon feedstock, leaves the first section 168 through the outlet pipe 154 at the lower end of the first section 168. This part of the stream may be a bottoms product, which through the discharge pipe 154 is discharged from the fractionation column 139. At least a portion and preferably the entire liquid hydrocarbon stream containing bottoms containing hydrocarbon compounds boiling in the boiling range of the hydrocarbon feedstock is recycled through a conduit 145 to a hydroprocessing reactor 104, as indicated above.

В воплощении на фиг.2 второй углеводородный сырьевой поток, транспортируемый по трубопроводу 144, представляющий собой жидкий углеводородный поток, отведенный из горячего сепаратора-испарителя 129, вводят во вторую секцию 170, расположенную в нижней части фракционирующей колонны 139, через второй входной патрубок 174.In the embodiment of FIG. 2, a second hydrocarbon feed stream transported through line 144, which is a liquid hydrocarbon stream withdrawn from the hot separator-evaporator 129, is introduced into the second section 170 located at the bottom of the fractionation column 139 through the second inlet pipe 174.

Второй гидрообработанный сырьевой поток, транспортируемый через трубопровод 144, содержит углеводороды, кипящие в интервале температур кипения исходного углеводородного сырья и в интервале выше интервала кипения исходного углеводородного сырья, содержащего соединения, включающие ТПАС. Второй входной патрубок 174 расположен ниже перегородки 172. Первый входной патрубок 141 колонны 139 предназначен для ввода гидрообработанного потока легких материалов, транспортируемого по трубопроводу 138, а второй входной патрубок отверстие 174 колонны 139 предназначено для ввода гидрообработанного потока тяжелого материала, транспортируемого по трубопроводу 144. Другими словами, второй гидрообработанный поток в трубопроводе 144, более тяжелый, чем первый гидрообработанный поток в трубопроводе 138.The second hydrotreated feed stream transported through line 144 contains hydrocarbons boiling in the boiling range of the hydrocarbon feed and in the range above the boiling range of the hydrocarbon feed containing compounds comprising TPAS. The second inlet pipe 174 is located below the partition 172. The first inlet pipe 141 of the column 139 is designed to enter the hydrotreated stream of light materials transported through the pipe 138, and the second inlet pipe the hole 174 of the column 139 is designed to enter the hydrotreated stream of heavy material transported by the pipe 144. Other in other words, the second hydrotreated stream in line 144, heavier than the first hydrotreated stream in line 138.

Вторая секция 170 сообщается ниже по потоку со вторым входным патрубком 174. Пар для отпаривания подают через трубопровод 178 в нижний конец второй секции 170 через входное отверстие 176 для пара отпаривания для контактирования в противотоке со вторым гидрообработанным сырьевым потоком, который поступает во входной патрубок 174 вблизи верхнего конца второй секции 170. Соответственно входной патрубок 176 для пара отпаривания расположен ниже второго входного патрубка 174. Пар для отпаривания, которым может быть водяной пар, отпаривает легкие углеводороды, кипящие в интервале температур кипения исходного углеводородного сырья, из второго гидрообработанного потока, подаваемого из трубопровода 144 для получения потока гидрообработанного кубового продукта, освобожденного от легких фракций, содержащего концентрированные соединения, включающие ТПАС, отводимого через трубопровод 180. Трубопровод 180 выходит из нижнего торца второй секции 170 ниже входного патрубка для пара отпаривания и отводится от колонны. Поток гидрообработанного и отпаренного кубового продукта, транспортируемый по трубопроводу 180, имеет большее содержание ТПАС, чем второй гидрообработанный поток 144, подаваемый во вторую секцию 170. Приемлемо, чтобы тяжелый поток кубового продукта, обогащенный соединениями, включающими ТПАС, транспортируемый по трубопроводу 180, имел расход менее 1 масс.% от расхода исходного углеводородного сырья.The second section 170 communicates downstream with the second inlet pipe 174. Steam for steaming is supplied through a pipe 178 to the lower end of the second section 170 through the steam inlet 176 for steaming to countercurrently contact the second hydrotreated feed stream that enters the inlet 174 near the upper end of the second section 170. Accordingly, the inlet pipe 176 for steam stripping is located below the second inlet pipe 174. Steam for steaming, which may be water vapor, strips light carbohydrates odes boiling in the boiling range of the hydrocarbon feedstock from the second hydrotreated stream supplied from pipeline 144 to obtain a hydrotreated bottoms product stream free of light fractions containing concentrated compounds including TPAS discharged through pipeline 180. Pipeline 180 exits from the bottom a second section 170 below the inlet for steam steam and is diverted from the column. The hydrotreated and stripped bottoms product stream transported through line 180 has a higher TPAS content than the second hydrotreated stream 144 fed to the second section 170. It is acceptable that a heavy bottoms product enriched with compounds including TPAS transported through line 180 have a flow rate less than 1 wt.% of the flow rate of the hydrocarbon feedstock.

Пар для отпаривания насыщается легкими углеводородами с получением обогащенного потока пара для отпаривания. Вторая камера 170 имеет закрытый нижний торец для предотвращения прохождения материалов ниже второй камеры, минуя выходной патрубок, сообщающийся с трубопроводом 180. Перегородка 172 предотвращает выход обогащенного пара для отпаривания через верх второй камеры 170. Обогащенный пар для отпаривания, насыщенный легкими углеводородами, отводится из второй камеры 170 в трубопровод или канал 182. В воплощении на фиг.2 насыщенный пар для отпаривания проходит от верхнего конца второй камеры 170 вниз через канал 184, который направляет поток пара для отпаривания, обогащенный легкими углеводородами, от верхнего конца второй камеры 170 к нижнему концу первой камеры 168. В воплощении, соответствующем фиг.2, канал 184 представляет собой внешний канал, образованный трубопроводом 182. Канал 184 расположен выше входного патрубка 174 для подачи второго гидрообработанного потока, транспортируемого через трубопровод 144, и входного патрубка 176 для ввода пара отпаривания.Steam for steam is saturated with light hydrocarbons to obtain an enriched steam stream for steam. The second chamber 170 has a closed lower end to prevent the passage of materials below the second chamber, bypassing the outlet pipe in communication with the pipe 180. The baffle 172 prevents the enriched steam from escaping through the top of the second chamber 170. Enriched steam for stripping saturated with light hydrocarbons is discharged from the second chambers 170 into a conduit or channel 182. In the embodiment of FIG. 2, saturated steam for steaming passes from the upper end of the second chamber 170 downward through a channel 184 that directs the steam stream for stripping enriched in light hydrocarbons from the upper end of the second chamber 170 to the lower end of the first chamber 168. In the embodiment of FIG. 2, channel 184 is an external channel formed by conduit 182. Channel 184 is located above the inlet pipe 174 for supplying a second hydrotreated stream transported through conduit 144 and an inlet pipe 176 for introducing steaming steam.

Авторы изобретения обнаружили, что обогащенный пар из второй камеры 170 может быть использован в качестве пара для отпаривания в первой камере 168. Обогащенный пар из канала 184 поступает через входной патрубок 186 из трубопровода 182 в первую камеру 168 и поднимается вверх для отпаривания легких фракций из тяжелых компонентов первого гидрообработанного потока в первой камере 168. В камерах для облегчения отпаривания могут быть размещены контактные тарелки.The inventors found that the enriched steam from the second chamber 170 can be used as steam for stripping in the first chamber 168. The enriched steam from the channel 184 enters through the inlet pipe 186 from the pipe 182 into the first chamber 168 and rises up to evaporate light fractions from the heavy components of the first hydrotreated stream in the first chamber 168. In the chambers, contact plates may be placed in the chambers to facilitate steaming.

Фракционирующая колонна 139, корпус которой разделен на секции, предпочтительно выполнена со сплошной разделительной стенкой 152, установленной в нижнем конце зоны фракционирования для разделения нижнего конца с образованием и сохранением двух отдельных секций. Поскольку объемные расходы жидкости, как ожидается, в этих двух зонах различны, предпочтительно, чтобы вторая камера 170 с меньшим расходом была пропорционально меньшего размера, чем первая камера 168, для того чтобы эффективно использовать общий объем, располагаемый в нижнем конце фракционирующей колонны 139.The fractionation column 139, the casing of which is divided into sections, is preferably made with a continuous separation wall 152 installed at the lower end of the fractionation zone to separate the lower end with the formation and preservation of two separate sections. Since the volumetric flow rates of the liquid are expected to be different in these two zones, it is preferable that the second chamber 170 with a lower flow rate be proportionally smaller than the first chamber 168 in order to effectively use the total volume located at the lower end of the fractionation column 139.

Нагретое сырье, поступающее во фракционирующую колонну 139, может быть введено в любом удобном подходящем месте или на любом подходящем уровне или выше или ниже верхнего конца разделительной перегородки 152 для того, чтобы осуществить желаемое фракционирование сырья и получение желаемого продукта. Предполагается, что пар для отпаривания может быть направлен сначала в первую камеру 168 и, по меньшей мере, часть пара для отпаривания из первой камеры 168 может быть направлена во вторую камеру 170.The heated feed entering the fractionation column 139 can be introduced at any convenient suitable location or at any suitable level or above or below the upper end of the separation partition 152 in order to achieve the desired fractionation of the feed and obtain the desired product. It is contemplated that the steam for steaming may be directed first to the first chamber 168 and at least a portion of the steam for steaming from the first chamber 168 may be directed to the second chamber 170.

ПримерExample

Были проведены расчеты с целью сравнения способа и установки, соответствующих настоящему изобретению, включающих единственный подвод пара к кубовому продукту в колонне фракционирования, со способом и установкой, описанными в патентном документе US 6379535, согласно которому пар подают в обе секции в кубовый продукт фракционирующей колонны. Температуры дистилляции и потребности в водяном паре показаны для базового варианта и для настоящего изобретения.Calculations were performed to compare the method and installation of the present invention, including the only supply of steam to the bottoms product in the fractionation column, with the method and installation described in US Pat. Distillation temperatures and water vapor requirements are shown for the base case and for the present invention.

Базовый вариант (US 6379535)Base Option (US 6379535)

Общая потребность в паре: 106501 кг/час, 234794 фунт/часTotal steam requirement: 106,501 kg / hour, 234,794 lbs / hour

Производительность конденсатора: 634511 МДж/час, 601380000 БТЕ/часCapacitor performance: 634511 MJ / hour, 601380000 BTU / hour

Отгоняемые фракции (фракционный состав) по ASTM D-86Distilled fractions (fractional composition) according to ASTM D-86

Таблица 1Table 1 ОбъемVolume Продукт в виде дизельного топливаDiesel product Кубовый продукт фракционирующей колонныDistillation column bottoms product %% °C, °F° C, ° F °C, °F° C, ° F 00 249, 481249, 481 355, 671355, 671 55 276, 529276, 529 383, 721383, 721 1010 287, 549287, 549 394, 741394, 741 30thirty 304, 579304, 579 409, 769409, 769 50fifty 320, 608320, 608 426, 799426, 799 7070 334, 634334, 634 444, 832444, 832 9090 352, 666352, 666 473, 883473, 883 9595 365, 689365, 689 494, 922494, 922 100one hundred 375, 707375, 707 516, 961516, 961 Разность 5/95=Т5 (Кубовый продукт фракционирующей колонны) - Т95Difference 5/95 = T5 (VAT product of the fractionation column) - T95 (Дизельное топливо)=383-365=18°C(Diesel) = 383-365 = 18 ° C

Настоящее изобретениеThe present invention

Общая потребность в паре: 60627 кг/час, 133660 фунт/часTotal steam requirement: 60627 kg / hr, 133660 lb / hr

Производительность конденсатора: 525471 МДж/час, 498050000 БТЕ/часCapacitor performance: 525471 MJ / hour, 498050000 BTU / hour

Таблица 2table 2 ОбъемVolume Продукт в виде дизельного топливаDiesel product Кубовый продукт фракционирующей колонныDistillation column bottoms product %% °C, °F° C, ° F °C, °F° C, ° F 00 249, 481249, 481 362, 684362, 684 55 276, 529276, 529 385, 725385, 725 1010 287, 549287, 549 394, 742394, 742 30thirty 304, 579304, 579 409, 769409, 769 50fifty 319, 607319, 607 426, 799426, 799 7070 333, 632333, 632 444, 832444, 832 9090 349, 661349, 661 473, 883473, 883 9595 360, 680360, 680 494, 922494, 922 100one hundred 371, 699371, 699 516, 961516, 961 Разность 5/95=Т5(Кубовый продукт фракционирующей колонны) - Т95Difference 5/95 = T5 (VAT product of the fractionation column) - T95 (Дизельное топливо)=385-360=25°C(Diesel) = 385-360 = 25 ° C

С помощью изобретения расход пара для отпаривания на 60% меньше по сравнению с базовым вариантом. Кроме того, на 25% снижается производительность верхнего конденсатора. Значительно снижается потребление электрической энергии, хотя достигается одинаковое или лучшее качество продукта.Using the invention, the steam consumption for steaming is 60% less compared to the base case. In addition, the performance of the upper capacitor is reduced by 25%. Significantly reduced electrical energy consumption, although the same or better product quality is achieved.

Важным параметром качества продукта, известным также как "Т95", является температура, при которой выкипает 95% объема дизельного топлива. Изобретение обеспечивает улучшение этого параметра на 5°C (9°F) по сравнению с базовым вариантом. Изобретение удовлетворяет стандарту Euro V достижения температуры 360°C (680°F), но базовый вариант не удовлетворяет этому стандарту даже при значительном повышении расхода пара, поступающего во фракционирующую колонну.An important parameter of product quality, also known as "T95", is the temperature at which 95% of the diesel fuel boils. The invention provides an improvement of this parameter by 5 ° C (9 ° F) compared with the base case. The invention meets the Euro V standard for reaching a temperature of 360 ° C (680 ° F), but the basic version does not meet this standard even with a significant increase in the flow rate of steam entering the fractionation column.

Другим важным параметром качества продукта является разность между температурой Т5 кубового продукта, полученного во фракционирующей колонне, и температурой Т95 продукта, включающего дизельное топливо. Используемая здесь температура "Т5" представляет собой температуру, при которой выкипает 5% объема кубового продукта фракционирующей колонны. Разность 5/95 представляет собой разность между температурой Т5 дистилляции кубового продукта фракционирующей колонны и температурой Т95 продукта, содержащего дизельное топливо. Как видно из приведенных выше расчетных данных, разность 5/95 в случае использования настоящего изобретения на 7°C выше, чем для базового варианта, и это показывает, что изобретение обеспечивает превосходное разделение между дизельным топливом и кубовым продуктом фракционирующей колонны.Another important parameter of product quality is the difference between the temperature T5 of the bottom product obtained in the fractionation column and the temperature T95 of the product including diesel fuel. The temperature “T5” used here is the temperature at which 5% of the volume of the bottoms product of the fractionation column is boiled off. The difference 5/95 is the difference between the distillation temperature T5 of the bottom product of the fractionation column and the temperature T95 of the product containing diesel fuel. As can be seen from the above calculation data, the difference 5/95 in the case of using the present invention is 7 ° C higher than for the base case, and this shows that the invention provides excellent separation between diesel fuel and bottoms product fractionation columns.

Улучшение качества продукта при одновременном снижении тепловой нагрузки конденсатора и расхода пара было неожиданным результатом.Improving the quality of the product while reducing the heat load of the condenser and steam consumption was an unexpected result.

Claims

1. A method of extracting heavy polycyclic aromatic compounds (TPAS) from a hydrotreated stream, including
supplying a hydrotreated stream containing TPAS to the second section of the fractionation column, further comprising a first section;
supplying steam for stripping to the second section for stripping light hydrocarbons from the hydrotreated stream and obtaining steamed hydrotreated stream and enriched steam for steaming;
withdrawal from the second section of the steamed hydrotreated stream having a higher TPAS content than in the hydrotreated stream supplied to the second section;
the removal of enriched steam for stripping, enriched in light hydrocarbons, from the second section; and
conveying the enriched steam for stripping to the first section in the fractionation column.

2. The method according to claim 1, further comprising supplying a first hydrotreated stream to the fractionation column, wherein the hydrotreated stream according to claim 1 is a second hydrotreated stream.

3. The method according to claim 2, in which the first hydrotreated stream is lighter than the second hydrotreated stream.

4. The method according to claim 2, further comprising fractionating the first hydrotreated stream in a fractionating column and stripping light substances from the heavy fractions of the first hydrotreated stream in the first section using enriched steam for steaming from the second section.

5. The method according to claim 4, further comprising selecting a steamed first hydrotreated stream from the first section as a second hydrotreated stream.

6. The method according to claim 1, further comprising giving the pair leaving the second section, a downward directional movement.

7. The method according to claim 6, further comprising giving the steam leaving the second section a downward directional movement toward the lower end of the first section.

8. Installation for the extraction of heavy polycyclic aromatic compounds (TPAS) from the hydrotreated stream, containing:
fractionating column;
inlet pipe in the specified column;
a first section and a second section at the bottom of said column;
steam supply means for steaming into the second section; and a channel directing steam for steaming from the second section to the first section.

9. The installation of claim 8, in which the specified channel is formed using a pipe or partition.

10. The installation of claim 8, in which the partition extends across the entire vertical projection of the top of the second section to prevent steam from rising from the second section directly into the volume above the partition.