RU2540275C1 - Способ увеличения производства бензола и толуола - Google Patents

Способ увеличения производства бензола и толуола Download PDF

Info

Publication number
RU2540275C1
RU2540275C1 RU2013145561/04A RU2013145561A RU2540275C1 RU 2540275 C1 RU2540275 C1 RU 2540275C1 RU 2013145561/04 A RU2013145561/04 A RU 2013145561/04A RU 2013145561 A RU2013145561 A RU 2013145561A RU 2540275 C1 RU2540275 C1 RU 2540275C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
reforming
reforming apparatus
aromatic hydrocarbons
column
Prior art date
Application number
RU2013145561/04A
Other languages
English (en)
Inventor
Мануэла СЕРБАН
Антуан НЕГИЗ
БУШЕ Курт М. ВАНДЕН
Original Assignee
Юоп Ллк
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Юоп Ллк filed Critical Юоп Ллк
Application granted granted Critical
Publication of RU2540275C1 publication Critical patent/RU2540275C1/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C2/00—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms
    • C07C2/76—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing a smaller number of carbon atoms by condensation of hydrocarbons with partial elimination of hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G59/00—Treatment of naphtha by two or more reforming processes only or by at least one reforming process and at least one process which does not substantially change the boiling range of the naphtha
    • C10G59/02—Treatment of naphtha by two or more reforming processes only or by at least one reforming process and at least one process which does not substantially change the boiling range of the naphtha plural serial stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/08—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of reforming naphtha
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1044—Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/30—Aromatics

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу увеличения производства ароматических углеводородов из сырьевого потока нафты. Способ включает: подачу сырьевого потока в первый аппарат риформинга, который эксплуатируется при первом наборе условий для проведения риформинга, где условия для проведения риформинга включают первую температуру, и таким образом получают первый поток, вытекающий из аппарата риформинга; подачу первого потока, вытекающего из аппарата риформинга, в ректификационную колонну, таким образом получают поток легких газов, и остаток перегонки в колонне, который содержит ароматические углеводороды; подачу остатка перегонки из ректификационной колонны в колонну, разделяющую риформат, таким образом получают верхний поток, который содержит ароматические углеводороды С6-С7, и нижний поток, который содержит ароматические углеводороды С8 и более тяжелые соединения углеводородов; подачу верхнего потока в установку разделения ароматических углеводородов, таким образом получают поток ароматических продуктов и поток рафината; подачу потока рафината во второй аппарат риформинга, который эксплуатируется при втором наборе условий для проведения рифирминга, где условия проведения риформинга включают вторую температуру, и таким образом получают второй поток, вытекающий из аппарата риформинга; и подачу второго потока, вытекающего из аппарата риформинга, в ректификационную колонну. Использование настоящего способа позволяет повысить выход ароматических углеводородов. 9 з.п. ф-лы, 4 табл., 5 ил.

Description

В этой заявке затребован приоритет согласно заявке на патент США №13/428005, которая зарегистрирована 23 марта 2012, в которой заявлен приоритет согласно предварительной заявке США №61/480765, поданной 29 апреля 2011.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу увеличения производства ароматических соединений, в частности к повышению качества и количества ароматических соединений, таких как бензол, толуол и ксилолы, из сырьевого потока нафты.
Уровень техники
Риформинг исходных нефтяных материалов представляет собой важный процесс производства полезных продуктов. Одним из важных процессов является выделение и повышение качества углеводородов для моторного топлива, таких как получение сырьевого потока нафты и повышение октанового числа нафты в производстве бензина. Однако углеводородные сырьевые потоки из нефтяного сырья включают получение полезных химических предшественников для использования в производстве пластмасс, моющих средств и других продуктов.
Повышение качества бензина является важным процессом, и усовершенствования превращения сырьевого потока нафты с целью повышения октанового числа были предложены в патентах США №3729409, 3753891, 3767568, 4839024, 4882040 и 5242576. В этих способах описано множество приемов для повышения октанового числа и конкретно для увеличения содержания ароматических углеводородов в бензине.
Эти способы включают расщепление сырья и эксплуатацию нескольких установок риформинга с использованием различных катализаторов, таких как монометаллические катализаторы или некислотные катализаторы, для низкокипящих углеводородов и биметаллических катализаторов для высококипящих углеводородов. Другие усовершенствования включают новые катализаторы, которые представлены в патентах США №4677094, 6809061 и 7799729. Однако для способов и катализаторов, представленных в указанных патентах, существуют ограничения, которые могут вызвать значительное увеличение затрат.
Краткое изложение изобретения
Предложен способ повышения выхода ароматических соединений из углеводородного сырьевого потока. Способ включает в себя подачу сырьевого потока в аппарат риформинга с образованием потока, вытекающего из аппарата риформинга. Поток, вытекающий из аппарата риформинга, поступает в ректификационную колонну, которая представляет собой колонну для отгона бутанов или пентанов, с целью выделения потока легких газов, содержащих С4 и более легкие газы, или С5 и более легкие газы. В ректификационной колонне образуется остаток перегонки, который содержит ароматические углеводороды, и указанный остаток поступает в колонну, разделяющую продукт риформинга (риформат). Колонна, разделяющая риформат, эксплуатируется с целью получения верхнего потока, содержащего С7 и более легкие ароматические углеводороды, и нижнего (донного) потока, содержащий С8 и более тяжелые ароматические углеводороды. Верхний поток риформата поступает в аппарат разделения ароматических углеводородов. В установке разделения образуется очищенный поток ароматических продуктов и поток рафината, содержащий неароматические углеводороды. Поток рафината поступает во второй аппарат риформинга, который эксплуатируется при второй совокупности рабочих условий, и где образуется второй поток, вытекающий из аппарата риформинга. Этот вытекающий поток направляется в ректификационную колонну, с целью подачи образовавшихся ароматических углеводородов в аппарат разделения ароматических углеводородов.
Прочие цели, преимущества и области применения настоящего изобретения станут очевидными для специалистов в этой области техники из подробного описания и чертежей, следующих ниже.
Краткое описание чертежей
Фигура 1 представляет собой схему процесса для увеличения выхода ароматических углеводородов из аппарата риформинга с рециркуляцией потока рафината;
На фигуре 2 показан первый способ увеличения выхода ароматических углеводородов из сырьевой нафты с рециркуляцией потока рафината и добавлением второго аппарата риформинга;
На фигуре 3 показан второй способ с использованием рециркуляции потока рафината и нижерасположенного аппарата риформинга;
На фигуре 4 показан второй способ с использованием, по меньшей мере, двух установок риформинга с рециркуляцией потока рафината в первый аппарат риформинга;
Фигура 5 представляет собой схему процесса с использованием рециркуляции потока рафината и последовательности технологических потоков углеводородов.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к повышению выхода ароматических углеводородов из углеводородного сырьевого потока. В частности, усовершенствование относится к сырьевому потоку нафты, где углеводороды подвергаются риформингу с целью увеличения выхода ароматических углеводородов в диапазоне от С6 до С8. В способе изобретения предусмотрено использование единственного катализатора, а не более дорогого способа с использованием множества катализаторов.
Спрос на ароматические соединения повышается, поскольку увеличивается использование пластмасс и моющих средств. Важным аспектом увеличения снабжения ароматических соединений является повышение выхода ароматических соединений в существующих процессах. В настоящее время углеводороды, выкипающие в диапазоне нафты, перерабатывают в установках риформинга с целью увеличения содержания ароматических углеводородов. Это может быть использовано для повышения октанового числа бензинов или для увеличения снабжения бензола, толуола и ксилолов. Указанное важно для производства пластмасс, и в частности предшественников пластмасс, таких как параксилол. Другой важной областью применения ароматических углеводородов является производство моющих средств.
Настоящее изобретение включает в себя использование рециркуляции и перекомпоновки некоторых единиц оборудования, применяемых в процессе риформинга сырьевого потока нафты. Показанный на фигуре 1 способ включает в себя подачу сырьевого потока нафты 12 в аппарат риформинга 10, в котором образуется поток 14 продукта риформинга. Поток 14 продукта риформинга поступает в первую фракционирующую колонну 20, где образуется легкий верхний поток 22 и остаток перегонки 24. Первая фракционирующая колонна 20 может быть колонной для отгона бутанов или пентанов, и поэтому легкий верхний поток 22 включает в себя С4 более легкие углеводороды и газы или С5 и более легкие углеводороды и газы, соответственно. Остаток перегонки 24 направляется в разделяющую риформат колонну 30, где образуется верхний поток риформата 32 и нижний поток 34 риформата. Верхний поток риформата 32 содержит ароматические соединения С6 и С7 или бензол и толуол. Нижний поток 34 риформата содержит С8 и более тяжелые ароматические соединения. Верхний поток риформата 32 направляется в аппарат экстракции 40 ароматических соединений, чтобы получить очищенный ароматический поток 42, который содержит ароматические соединения С6 и С7, и поток рафината 44, который содержит неароматические углеводороды. Поток рафината 44 поступает в аппарат риформинга 10.
Установка разделения ароматических углеводородов 40 может включать различные методы выделения ароматических соединений из углеводородного потока. Одним промышленным стандартом является процесс Sulfolane™, который представляет собой процесс экстрактивной дистилляции с использованием сульфолана, который обеспечивает экстракцию ароматических углеводородов высокой чистоты. Процесс Sulfolane™ хорошо известен специалистам в этой области техники.
При использовании процесса Sulfolane™ в потоке рафината может остаться некоторое количество сернистых соединений. Катализатор риформинга обычно подвергается отравлению сернистыми соединениями, и сырьевой поток в аппарат риформинга будет необходимо обрабатывать с целью удаления серы. Кроме того, процесс включает подачу потока рафината 44 в реактор гидроочистки 50, где образуется поток 52, вытекающий из реактора гидроочистки, с пониженным содержанием серы. Вытекающий из реактора гидроочистки поток 52 поступает в аппарат риформинга 10.
Сырьевой поток нафты может содержать немного серы и его будет необходимо обрабатывать с целью удаления серы. Сырьевой поток нафты 12 можно подавать в реактор гидроочистки 50 до поступления сырьевого потока нафты 12 в аппарат риформинга 10. В случае обработки сырьевого потока нафты 12 в реакторе гидроочистки 50, такой реактор гидроочистки может быть использован как для обработки сырьевого потока нафты 12, так и потока рафината 44.
В альтернативном варианте осуществления верхний поток риформата 32 разделяется на две части: первую часть 36 и вторую часть 38. Первая часть 36 поступает в секцию экстракции 40 ароматических углеводородов, а вторая часть 38 поступает в аппарат риформинга 10. Подача части верхнего потока риформата 32 в аппарат риформинга 10 позволяет регулировать время пребывания технологического потока в реакционной зоне аппарата риформинга 10. Процесс риформинга для более легких углеводородов, таких как С6, дает улучшенные результаты при меньшем времени контакта углеводородов С6 с катализатором.
Для переработки смеси углеводородов с образованием ароматических углеводородов может потребоваться углубленное понимание химии, что может привести к неочевидным результатам. При переработке углеводородного сырья сырьевой поток разделяют, чтобы получить выгоду из отличий в химии различных углеводородных компонентов. Важно понимать превращение различных парафиновых соединений и нафтеновых соединений в ароматические углеводороды, с целью увеличения выхода в процессе превращения. Хотя считалось, что небольшие молекулы парафинов, такие как С6 и С7 могут легче превращаться, чем более тяжелые парафины, такие как С8 и выше, было установлено, что в действительности наблюдается обратный эффект. Это приводит к изменениям технологического потока сырьевой нафты, таким как уменьшение времени пребывания сырьевой нафты в реакторе, и рециркуляция углеводородов, оставшихся после извлечения желательных ароматических соединений.
Как указано в изобретении, аппарат риформинга представляет собой реактор, который может содержать множество слоев в реакторе, и предназначен для включения использования множества слоев в реакторе в объем изобретения. Процесс является эндотермическим и для облегчения реакции необходимо подвести тепло. Аппарат риформинга также может включать межслойные нагреватели, с помощью которых нагревается технологический катализатор и/или технологический поток, когда катализатор и технологический поток проходит из одного слоя в реакторе в последующий слой внутри реактора риформинга. Типичный межслойный нагреватель представляет собой огневой нагреватель, который нагревает как катализатор, так и технологический поток, когда он проходит из одного слоя в реакторе в другой слой в реакторе. Для сильно эндотермических процессов существует тенденция уменьшения слоев для того, чтобы эти нагреватели возвращали технологический поток и катализатор к выбранной температуре на входе в слой реактора.
Конкретный реактор риформинга представляет собой аппарат, в котором осуществляется высокотемпературный эндотермический каталитический процесс для циклизации и дегидрирования углеводородов. В указанном аппарате риформинга увеличивается содержание ароматических углеводородов в сырьевом потоке нафты, а также образуется поток водорода, в частности образуются бензол, толуол и ксилолы.
Катализаторы риформинга обычно содержат металл на носителе. Носитель может содержать пористый материал, такой как неорганический оксид или молекулярное сито, и связующее вещество в массовом отношении от 1:99 до 99:1. Предпочтительно, массовое отношение составляет от 1:9 до 9:1. Неорганические оксиды, используемые в качестве носителя, включают в себя (без ограничения указанным) оксид алюминия, оксид магния, диоксид титана, диоксид циркония, оксид хрома, оксид цинка, диоксид тория, оксид бора, керамику, фарфор, боксит, диоксид кремния, алюмосиликат, карбид кремния, глины, кристаллические цеолитные алюмосиликаты и их смеси. Пористые материалы и связующие вещества известны из уровня техники и подробно не рассматриваются в изобретении. Предпочтительными металлами являются один или несколько благородных металлов из VIII группы и включают платину, иридий, родий и палладий. Обычно количество металла в катализаторе составляет от 0,01% до 2 масс.%, в расчете на общую массу катализатора. Кроме того, катализатор может содержать промотирующий элемент из группы IIIA или группы IVA. Указанные металлы включают галлий, германий, индий, олово, таллий и свинец.
Процесс риформинга является традиционным процессом нефтепереработки и обычно применяется для увеличения количества бензина. Процесс риформинга включает смешивание потока водорода и углеводородной смеси и контактирование образовавшегося потока с катализатором риформинга. В процессе риформинга парафиновые и нафтеновые углеводороды превращаются в ароматические углеводороды путем дегидрирования и циклизации. При дегидрировании парафинов могут образоваться олефины, причем при дегидроциклизации парафинов и олефинов образуются ароматические углеводороды. Обычным сырьем является сырьевая нафта, которая обычно имеет температуру начала кипения 80°C и температуру конца кипения 205°C. Обычное рабочее давление в аппарате риформинга составляет от 240 кПа до 580 кПа, причем предпочтительное давление составляет около 450 кПа (50 фунт/кв.дюйм). Нормальная температура для работы аппарата риформинга составляет между 450 и 540°C. Обычно процесс риформинга является эндотермическим, и поэтому температура в аппарате риформинга будет снижаться относительно температуры на входе. Поэтому температура эксплуатации принимается как температура на входе, и межслойные нагреватели используются для повышения температуры катализатора и технологического потока, которые будут приближаться к температуре на входе, до поступления катализатора и технологического потока в следующий слой в реакторе.
Рециркуляция потока рафината 44 позволяет сократить время контакта в реакторе, а также повысить температуру в аппарате риформинга до значения выше, чем 560°C.
Кроме того, способ может включать использование множества аппаратов риформинга, причем в аппаратах риформинга применяются различные условия эксплуатации, в том числе различные возможные катализаторы. Один вариант осуществления, показанный на фигуре 2, включает подачу сырьевого потока нафты 12 во вторую фракционирующую колонну 60 с образованием верхнего потока 62, который содержит фракцию легкой нафты, и остаток перегонки 64, который содержит фракцию тяжелой нафты. Фракция легкой нафты может включать С7 и более легкие углеводороды или С6 и более легкие углеводороды, и фракция тяжелой нафты может включать С8 и более тяжелые углеводороды или С7 и более тяжелые углеводороды. Выбор условий эксплуатации будет зависеть от качества сырьевого потока 12 и других переменных. Верхний поток 62 поступает в аппарат риформинга 10, а остаток перегонки 64 поступает во второй аппарат риформинга 70, где образуется второй поток риформата 72. Указанный второй поток риформата 72 поступает в колонну 30, разделяющую риформат.
При эксплуатации процесса со вторым аппаратом риформинга 70 первый аппарат риформинга 10 предпочтительно работает при более высокой температуре, причем предпочтительная рабочая температура составляет, по меньшей мере, 540°C, и более предпочтительно рабочая температура равна, по меньшей мере, 560°C. Второй аппарат риформинга 70 может эксплуатироваться при такой же высокой температуре, как и первый аппарат риформинга 10. Однако предпочтительно рабочая температура второго аппарата риформинга является более низкой, то есть температура ниже чем 540°C. Во второй аппарат риформинга будут поступать более тяжелые парафиновые и нафтеновые соединения, причем условия эксплуатации являются менее жесткими по температуре, с повышенным давлением и увеличенным временем контакта по сравнению с первым аппаратом риформинга 10. Условия потока включают массовую скорость подачи (WHSV) в диапазоне от 0,1 час-1 до 10 час-1, и предпочтительно WHSV находится в диапазоне от 0,75 час-1 до 3 час-1.
Рециркуляция потока рафината может быть осуществлена в нескольких процессах. Один процесс увеличения производства ароматических углеводородов из сырьевого потока нафты представлен на фигуре 3. Сырьевой поток нафты 102 поступает в первый аппарат риформинга 110, который эксплуатируется при первом наборе условий процесса, с образованием первого потока, вытекающего из аппарата риформинга 112. Указанный вытекающий поток 112 поступает в ректификационную колонну 120 для того, чтобы разделить вытекающий поток 112 на поток легких газов 122 и остаток перегонки 124. Поток легких газов содержит С4 и более легкие газы или С5 и более легкие газы, когда ректификационная колонна представляет собой колонну для отгона бутанов или пентанов, соответственно. Остаток перегонки 124 содержит ароматические углеводороды и более тяжелые углеводородные соединения.
Остаток перегонки 124 из ректификационной колонны поступает в колонну 130, разделяющую риформат, где остаток перегонки 124 разделяется на верхний поток 132, который содержит более легкие ароматические углеводороды, и нижний поток 134, который содержит более тяжелые ароматические углеводороды. Более легкие ароматические углеводороды представляют собой ароматические соединения С6-С8 и предпочтительно С6 и С7 ароматические соединения. Более тяжелые ароматические углеводороды включают С9 и более тяжелые ароматические углеводороды. Верхний поток риформата 132 поступает в секцию экстракции 140 ароматических углеводородов, чтобы получить очищенный поток ароматических продуктов 142 и поток рафината 144. Поток рафината 144 поступает во второй аппарат риформинга 170, который эксплуатируется при втором наборе условий риформинга, с образованием второго потока, вытекающего из аппарата риформинга 172. Указанный второй поток, вытекающий из аппарата риформинга 172, поступает в ректификационную колонну 120 с целью извлечения ароматических углеводородов, образовавшихся во втором аппарате риформинга 170. Второй аппарат риформинга 170 в указанной конфигурации процесса обычно эксплуатируется при повышенной температуре.
Секция экстракции 140 ароматических углеводородов может передавать часть сернистых соединений в поток рафината 144. Катализаторы в аппарате риформинга являются чувствительными к сернистым соединениям, и процесс может включать реактор гидроочистки 150 для удаления остаточных сернистых соединений. Поток рафината поступает в реактор гидроочистки 150, где образуется поток рафината 152 с пониженным содержанием серы. Указанный поток рафината 152 с пониженным содержанием серы поступает во второй аппарат риформинга 170, причем второй технологический поток 172 из аппарата риформинга поступает в ректификационную колонну 120.
Способ может включать подачу сырьевого потока нафты 102 в реактор гидроочистки 100 до поступления сырьевого потока нафты 102 в первый аппарат риформинга 110. При этом производится сырьевой поток нафты 102 с пониженным содержанием серы. Когда реактор гидроочистки 100 применяется для обработки сырьевого потока нафты 102, поток рафината 144 можно подавать в реактор гидроочистки 100, при этом вытекающий из реактора гидроочистки поток направляется в аппарат риформинга 110.
Другой вариант осуществления способа рециркуляции потока рафината включает в себя разделение сырьевого потока для подачи в аппараты риформинга. Разделение сырьевого потока в аппараты риформинга обеспечивает переработку различных видов сырья в различных аппаратах риформинга с использованием различных катализаторов в каждом из аппаратов риформинга, а также эксплуатацию различных аппаратов риформинга в различных условиях.
Катализаторы риформинга обычно содержат металл на носителе. Носитель может содержать пористый материал, такой как неорганический оксид или молекулярное сито, и связующее вещество в массовом отношении от 1:99 до 99:1. Предпочтительно, массовое отношение составляет от 1:9 до 9:1. Неорганические оксиды, используемые в качестве носителя, включают в себя (без ограничения указанным) оксид алюминия, оксид магния, диоксид титана, диоксид циркония, оксид хрома, оксид цинка, диоксид тория, оксид бора, керамику, фарфор, боксит, диоксид кремния, алюмосиликат, карбид кремния, глины, кристаллические цеолитные алюмосиликаты и их смеси. Пористые материалы и связующие вещества известны из уровня техники и подробно не рассматриваются в изобретении. Предпочтительными металлами являются один или несколько благородных металлов из VIII группы и включают платину, иридий, родий и палладий. Обычно количество металла в катализаторе составляет от 0,01% до 2 масс.%, в расчете на общую массу катализатора. Кроме того, катализатор может содержать промотирующий элемент группы IIIA или группы IVA. Указанные металлы включают галлий, германий, индий, олово, таллий и свинец.
При разделении сырья с использованием различных катализаторов, обычно для сырья, которое содержит более тяжелые углеводородные компоненты, будет использован катализатор риформинга стандартного типа, который описан выше. Для более легкого сырья можно использовать слабокислотный или некислотный катализатор. Указанный слабокислотный или некислотный катализатор может осуществлять дегидрирование нафтеновых углеводородов и циклизацию более легких парафинов с минимальным расщеплением молекул.
Показанный на фигуре 4 способ включает подачу сырьевого потока нафты 202 в первую фракционирующую колонну 200, в которой образуется первый поток 204, содержащий легкие углеводороды, и второй поток 206, содержащий более тяжелые углеводороды. Первый поток 204 поступает в первый аппарат риформинга 210, где производится первый поток 212, вытекающий из аппарата риформинга. Второй поток 206 поступает во второй аппарат риформинга 220, где образуется второй поток, вытекающий из аппарата риформинга 222. Первый поток 212, вытекающий из аппарата риформинга, и второй поток 222, вытекающий из аппарата риформинга, поступают в колонну 240, фракционирующую легкие углеводороды. Во фракционирующей колонне 240 отделяются легкие газы, в том числе легкие углеводороды в диапазоне С4-, или в диапазоне С5-, которые выводятся в виде верхнего потока 242. Кроме того, во фракционирующей колонне 240 производится остаток перегонки 244, который содержит риформат, поступающий в колонну, разделяющую риформат 250. В колонне 250, разделяющей риформат, образуется верхний поток 252, который содержит С6- и С7-ароматические углеводороды, и нижний поток 254, который содержит С8+ ароматические углеводороды и более тяжелые соединения. Верхний поток риформата 252 поступает в блок очистки 260 ароматических углеводородов, где образуется поток 262 очищенных ароматических углеводородов, и поток рафината 264. Поток рафината 264 поступает в первый аппарат риформинга 210, чтобы получить дополнительно ароматические углеводороды С6 и С7.
Фракционирующая колонна 240 легких углеводородов может быть колонной для отгона бутанов или пентанов. Выбор определяется условиями эксплуатации и интенсивностью производства бутанов и пентанов в аппаратах риформинга 210, 220.
Поток рафината 264 может быть направлен в реактор гидроочистки 270, чтобы образовался поток рафината 272 с пониженным содержанием серы, который поступает в первый аппарат риформинга 210.
Способ разделения сырьевого потока нафты может быть дополнительно усовершенствован, чтобы получить преимущество условий эксплуатации в аппаратах риформинга. Кроме температуры, давления и WHSV, различные условия эксплуатации также могут включать различные катализаторы, которые описаны выше.
Другой вариант разделения сырья с рециркуляцией показан на фигуре 5. Способ включает разделение сырьевого потока нафты 302 на поток 304 легких углеводородов и поток 306 тяжелых углеводородов. Поток 304 легких углеводородов поступает в первый аппарат риформинга 310. Поток 306 тяжелых углеводородов поступает во второй аппарат риформинга 360, в котором образуется второй поток, вытекающий из аппарата риформинга 322. Второй поток 322, вытекающий из аппарата риформинга, поступает в первый аппарат риформинга 310. В первом аппарате риформинга 310 образуется первый поток, вытекающий из аппарата риформинга 312. Первый поток 312, вытекающий из аппарата риформинга, направляется в секцию экстракции 340 ароматических углеводородов, где извлекается поток 342 очищенных легких ароматических углеводородов. В секции экстракции 340 ароматических углеводородов производится поток рафината 344, который подвергается рециркуляции в первый аппарат риформинга 310.
Первый поток 310, вытекающий из аппарата риформинга, может быть разделен с целью снижения нагрузки на секцию экстракции 340 ароматических углеводородов за счет удаления легких и тяжелых фракций из вытекающего потока 310. Вытекающий поток 310 поступает в колонну 320, в которой фракционируются легкие углеводороды и отгоняется поток легких газов 322, который содержит водород, легкие газы и углеводороды в диапазоне от С1 до С5. В колонне 320, в которой фракционируются легкие углеводороды, образуется остаток перегонки 324, который поступает в колонну, разделяющую риформат 330. В колонне 330, разделяющей риформат, производится легкий верхний поток риформата 332, который содержит легкие ароматические углеводороды, и тяжелый нижний поток 334 риформата, который содержит тяжелые ароматические углеводороды. Легкий верхний поток риформата 332 поступает в секцию экстракции 340 ароматических углеводородов, где извлекается поток 342 очищенных ароматических углеводородов.
Колонна, разделяющая риформат 330, может эксплуатироваться с целью получения верхнего потока 332 легких ароматических углеводородов, содержащих ароматические углеводороды С6-С8, или предпочтительно ароматические углеводороды С6 и С7, причем остаток перегонки 334 содержит С9+ ароматические углеводороды, или предпочтительно ароматические углеводороды С8+ и более тяжелые углеводороды.
Фракционирующая колонна 320 легких углеводородов может работать как колонна для отгона бутанов или пентанов. Условия эксплуатации будут зависеть от состава сырья 312 для фракционирующей колонны легких углеводородов, причем необходимо поддерживать соответствующие условия потока.
Аппараты риформинга 310, 360 работают при различных наборах условий процесса, причем первый аппарат риформинга 310 предпочтительно эксплуатируются при температуре, по меньшей мере, 560°С. Условия процесса в первом аппарате риформинга 310 включают первую температуру выше температуры во втором аппарате риформинга 360. Кроме того, первый аппарат риформинга 310 может эксплуатироваться при меньшем давлении, чем второй аппарат риформинга 360, и меньшем времени пребывания реагентов.
Кроме того, способ включает реактор гидроочистки 350 для обработки потока рафината 344. Затем обработанный поток рафината 352, имеющий пониженное содержание серы, поступает в первый аппарат риформинга 310. Кроме того, реактор гидроочистки может быть использован для обработки сырьевого потока нафты 302, когда в нем присутствуют остаточные сернистые соединения, которые необходимо удалять, до подачи сырьевого потока нафты 302 в аппарат риформинга 310.
Способ был испытан в лабораторном масштабе для подтверждения принципиальной возможности и моделирования промышленного уровня производства ароматических углеводородов. В таблице 1 приведены результаты повышения селективности за счет добавления рециркуляции потока рафината.
Таблица 1
Повышение селективности
Вариант/селективность, % А6-А11+ А6-А10 А7-А10 А11+
Основной вариант, А, С7- 70,7 64,1 58,2 6,6
Основной вариант, В, С8- 70,6 64,1 58,1 6,5
С, dC51 и рециркуляция 77,5 70,9 63,2 6,6
D, dC51, фракционирование, рециркуляция 78,3 71,6 64,5 6,7
Е, dC42, фракционирование, рециркуляция 78,4 71,8 64,6 6,6
1с пентаноотгонной колонной
2c бутаноотгонной колонной
Сопоставление результатов для вариантов технологического процесса указывает на увеличение продукции ароматических углеводородов. В основном варианте А, в колонне, разделяющей риформат, производится дистиллятная фракция ароматических углеводородов С7-; в основном варианте В, в колонне, разделяющей риформат, производится дистиллятная фракция ароматических углеводородов С8-; в усовершенствованном варианте С с пентаноотгонной колонной, без колонны, разделяющей риформат, и рециркуляцией потока рафината в первый аппарат риформинга; в усовершенствованном варианте D, в колонне, разделяющей риформат, производится дистиллятная фракция ароматических углеводородов С8-, с пентаноотгонной колонной, и рециркуляцией потока рафината во второй аппарат риформинга; и в усовершенствованном варианте Е, в колонне, разделяющей риформат, производится дистиллятная фракция ароматических углеводородов С8-, с бутаноотгонной колонной и рециркуляцией потока рафината во второй аппарат риформинга. Во всех вариантах А-Е обработку проводили при температуре на входе 540°C (1004°F).
Сырье имеет следующий состав в процентах по массе: 56,67% парафины; 31,11% нафтеновые углеводороды; и 12,22% ароматические углеводороды. Соотношение водород/углеводороды в аппаратах риформинга составляет 2,0, и аппараты риформинга работают под давлением 446 кПа (изб. 50 фунт/кв.дюйм). Используется промышленный катализатор CCR с высокой плотностью, дающий высокий выход.
Указанный способ обеспечивает значительное увеличение количества произведенных ароматических углеводородов. Приведенные варианты моделируют производство ароматических углеводородов при подаче сырья 25000 баррелей в сутки, или 1087000 тонн в год.
Таблица 2
Увеличение промышленного производства
Вариант/выход* ароматических углеводородов Всего ароматических углеводородов А6 (бензол) А7 (толуол) А8 (ксилолы) А9 А10 А11+
А 765,8 64,5 160,6 186,6 161 122,3 70,82
В 764,7 64,5 160,7 188,1 161 122,3 70,8
С 842,6 82,9 187,9 210,3 165,4 124,1 72
D 851,5 77,7 194,9 214,4 167,6 124,5 72,5
Е 852,8 78,1 195,3 214,7 167,7 124,5 72,5
* тыс.тонн в год
Результаты с рециркуляцией демонстрируют значительное увеличение выхода по сравнению с основными вариантами. Кроме того, увеличение, главным образом, относится к ароматическим углеводородам в диапазоне С6-С8, при гораздо меньшем приросте выхода высших ароматических углеводородов. Способ изобретения обеспечивает увеличение выхода без значительного прироста менее желательных побочных продуктов.
Аналогичный ряд примеров был проведен при температуре на входе в аппарат риформинга, равной 560°C (1040°F). Моделирование было осуществлено для определения влияния увеличения температуры на входе в аппараты риформинга.
Таблица 3
Селективность при температуре на входе 560°C
Вариант/селективность, % А6-А11+ А6-А10 А7-А10 А11+
Основной вариант, А, С7- 74,8 68,3 62 6,5
Основной вариант, В, С8- 74,7 68,2 61,9 6,5
С, dC51 и рециркуляция 77,8 71,3 63,4 6,5
D, dC51, фракционирование, рециркуляция 78,9 72,2 64,5 6,7
Е, dC42, фракционирование, рециркуляция 79,2 72,5 64,5 6,7
1c пентаноотгонной колонной
2c бутаноотгонной колонной
Таблица 4
Увеличение промышленного производства при повышенной температуре на входе
Вариант/выход* ароматических углеводородов Всего ароматических углеводородов А6 (бензол) А7 (толуол) А8 (ксилолы) А9 А10 А11+
А 810,8 68,8 178,7 205,1 165 122,6 70,6
В 812,6 68,8 178,7 206,9 165 122,6 70,6
С 846 85,8 188,3 212,2 165,6 123,1 71
D 857,9 84,1 194,7 213,9 167,3 125,3 72,6
Е 860,7 86,6 194,8 213,9 167,3 125,3 72,6
* тыс.тонн в год
Настоящее изобретение обеспечивает увеличение производства ароматических углеводородов, и в частности выхода бензола и толуола, из сырьевого потока нафты. Способ рециркуляции и изменение расположения секции экстракции ароматических углеводородов относительно одного или двух аппаратов риформинга приводит к увеличению выхода бензола до 25% и выхода толуола до 10%.
Хотя изобретение описано в сочетании с предпочтительными вариантами, следует понимать, что изобретение не ограничено раскрытыми вариантами осуществления, но предназначено для схватывания различных модификаций и эквивалентных конфигураций, которые включены в объем прилагаемой формулы изобретения.

Claims (10)

1. Способ увеличения производства ароматических углеводородов из сырьевого потока нафты, включающий:
подачу сырьевого потока в первый аппарат риформинга, который эксплуатируется при первом наборе условий для проведения риформинга, где условия для проведения риформинга включают первую температуру, и таким образом получают первый поток, вытекающий из аппарата риформинга;
подачу первого потока, вытекающего из аппарата риформинга, в ректификационную колонну, таким образом получают поток легких газов, и остаток перегонки в колонне, который содержит ароматические углеводороды;
подачу остатка перегонки из ректификационной колонны в колонну, разделяющую риформат, таким образом получают верхний поток, который содержит ароматические углеводороды С6-С7, и нижний поток, который содержит ароматические углеводороды С8 и более тяжелые соединения углеводородов;
подачу верхнего потока в установку разделения ароматических углеводородов, таким образом получают поток ароматических продуктов и поток рафината;
подачу потока рафината во второй аппарат риформинга, который эксплуатируется при втором наборе условий для проведения рифирминга, где условия проведения риформинга включают вторую температуру, и таким образом получают второй поток, вытекающий из аппарата риформинга; и
подачу второго потока, вытекающего из аппарата риформинга, в ректификационную колонну.
2. Способ по п.1, где ректификационная колонна является пентаноотгонной колонной.
3. Способ по п.2, где остаток перегонки в ректификационной колонне содержит по меньшей мере 0,5 масс.% углеводородных соединений С5.
4. Способ по п.1, где ректификационная колонна является бутаноотгонной колонной.
5. Способ по п.1, где первая температура превышает 400°С.
6. Способ по п.1, где вторая температура превышает 540°С.
7. Способ по п.6, где вторая температура превышает 550°С.
8. Способ по п.1, где поток рафината подают в первый аппарат риформинга.
9. Способ по п.1, который дополнительно включает:
подачу сырьевого потока нафты в реактор предварительной гидроочистки и таким образом получают сырьевой поток нафты с пониженным содержанием серы; и
подачу потока, вытекающего из реактора гидроочистки, в первый аппарат риформинга.
10. Способ по п.1, который дополнительно включает:
подачу сырьевого потока нафты в реактор предварительной гидроочистки, в результате чего получают сырьевой поток нафты с пониженным содержанием серы; и
подачу потока рафината в реактор гидроочистки, в результате чего получают поток, вытекающий из реактора гидроочистки; и
подачу указанного потока, вытекающего из реактора гидроочистки, во второй аппарат риформинга.
RU2013145561/04A 2011-04-29 2012-04-20 Способ увеличения производства бензола и толуола RU2540275C1 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161480765P 2011-04-29 2011-04-29
US61/480,765 2011-04-29
US13/428,005 2012-03-23
US13/428,005 US8679320B2 (en) 2011-04-29 2012-03-23 Process for increasing benzene and toluene production
PCT/US2012/034463 WO2012148813A2 (en) 2011-04-29 2012-04-20 Process for increasing benzene and toluene production

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2540275C1 true RU2540275C1 (ru) 2015-02-10

Family

ID=47067081

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013145561/04A RU2540275C1 (ru) 2011-04-29 2012-04-20 Способ увеличения производства бензола и толуола

Country Status (5)

Country Link
US (2) US8679320B2 (ru)
CN (1) CN103429712B (ru)
BR (1) BR112013020029A2 (ru)
RU (1) RU2540275C1 (ru)
WO (1) WO2012148813A2 (ru)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8926830B2 (en) 2011-04-29 2015-01-06 Uop Llc Process for increasing aromatics production
US9528051B2 (en) 2011-12-15 2016-12-27 Uop Llc Integrated hydrogenation/dehydrogenation reactor in a catalytic reforming process configuration for improved aromatics production
US9005405B2 (en) * 2012-03-01 2015-04-14 Cpc Corporation, Taiwan Extractive distillation process for benzene recovery
US8900442B2 (en) 2012-11-20 2014-12-02 Uop Llc High temperature CCR process with integrated reactor bypasses
US8906223B2 (en) * 2012-11-20 2014-12-09 Uop Llc High temperature reforming process for integration into existing units
CN104178208B (zh) * 2013-05-22 2016-05-11 中石化洛阳工程有限公司 一种石脑油生产高辛烷值汽油的方法
PL3004291T3 (pl) * 2013-06-04 2019-09-30 Uop Llc Kraking ciężkiej benzyny
CN104292067B (zh) * 2013-07-16 2016-12-28 中石化洛阳工程有限公司 一种石脑油多产芳烃的方法
US10011538B2 (en) 2014-10-27 2018-07-03 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method of making aromatic hydrocarbons
US20160145506A1 (en) * 2014-11-20 2016-05-26 Chevron U.S.A. Inc. Two-stage reforming process configured for increased feed rate to manufacture reformate
US20160145507A1 (en) * 2014-11-20 2016-05-26 Chevron U.S.A. Inc. Two-stage reforming process configured for increased feed rate to manufacture reformate and benzene
US10118878B2 (en) 2016-09-20 2018-11-06 Uop Llc Process for increasing xylene isomer to benzene ratio
JP2022530867A (ja) * 2019-04-21 2022-07-04 シェブロン ユー．エス．エー． インコーポレイテッド 改良された改質プロセス
US10941356B2 (en) 2019-06-27 2021-03-09 Saudi Arabian Oil Company Paraxylene production from naphtha feed
US11834615B2 (en) * 2019-12-03 2023-12-05 Saudi Arabian Oil Company Staged catalytic reforming process

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2324165A (en) * 1939-09-13 1943-07-13 Standard Oil Co Dehydroaromatization
US2698829A (en) * 1950-12-29 1955-01-04 Universal Oil Prod Co Two-stage process for the catalytic conversion of gasoline
US2767124A (en) * 1952-04-29 1956-10-16 Phillips Petroleum Co Catalytic reforming process
US4401554A (en) * 1982-07-09 1983-08-30 Mobil Oil Corporation Split stream reforming
SU1456399A1 (ru) * 1986-12-22 1989-02-07 Ленинградское Научно-Производственное Объединение По Разработке И Внедрению Нефтехимических Процессов Способ получени толуольного концентрата
US4897177A (en) * 1988-03-23 1990-01-30 Exxon Chemical Patents Inc. Process for reforming a hydrocarbon fraction with a limited C9 + content

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2866745A (en) * 1951-12-15 1958-12-30 Houdry Process Corp Multistage hydrocarbon reforming process
US2890994A (en) * 1955-05-16 1959-06-16 Sun Oil Co Catalytic reforming proces of selective fractions
FR2213335B1 (ru) * 1973-01-10 1976-04-23 Inst Francais Du Petrole
US4115247A (en) * 1976-07-16 1978-09-19 Hydrocarbon Research, Inc. Benzene production by solvent extraction and hydrodealkylation
US4203826A (en) * 1977-08-24 1980-05-20 Cosden Technology, Inc. Process for producing high purity aromatic compounds
US4594145A (en) * 1984-12-07 1986-06-10 Exxon Research & Engineering Co. Reforming process for enhanced benzene yield
US4804457A (en) * 1987-07-22 1989-02-14 Shell Oil Company Process for removal of polynuclear aromatics from a hydrocarbon in an endothermic reformer reaction system
US5932777A (en) * 1997-07-23 1999-08-03 Phillips Petroleum Company Hydrocarbon conversion
US5952536A (en) * 1998-04-02 1999-09-14 Chevron Chemical Co. Llc Aromatics and toluene/trimethylbenzene gas phase transalkylation processes
CN101376823B (zh) * 2007-08-31 2012-07-18 中国石油化工股份有限公司 一种石脑油催化重整方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2324165A (en) * 1939-09-13 1943-07-13 Standard Oil Co Dehydroaromatization
US2698829A (en) * 1950-12-29 1955-01-04 Universal Oil Prod Co Two-stage process for the catalytic conversion of gasoline
US2767124A (en) * 1952-04-29 1956-10-16 Phillips Petroleum Co Catalytic reforming process
US4401554A (en) * 1982-07-09 1983-08-30 Mobil Oil Corporation Split stream reforming
SU1456399A1 (ru) * 1986-12-22 1989-02-07 Ленинградское Научно-Производственное Объединение По Разработке И Внедрению Нефтехимических Процессов Способ получени толуольного концентрата
US4897177A (en) * 1988-03-23 1990-01-30 Exxon Chemical Patents Inc. Process for reforming a hydrocarbon fraction with a limited C9 + content

Also Published As

Publication number Publication date
US8679320B2 (en) 2014-03-25
US8926828B2 (en) 2015-01-06
WO2012148813A3 (en) 2013-03-28
US20140187832A1 (en) 2014-07-03
CN103429712B (zh) 2015-05-27
CN103429712A (zh) 2013-12-04
WO2012148813A2 (en) 2012-11-01
US20120273392A1 (en) 2012-11-01
BR112013020029A2 (pt) 2017-08-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2540275C1 (ru) Способ увеличения производства бензола и толуола
RU2543712C1 (ru) Способ увеличения объема производства бензола и толуола
US8604262B2 (en) Process for increasing aromatics production
RU2548914C1 (ru) Способ повышения производства ароматических соединений
US8926829B2 (en) Process for increasing benzene and toluene production
US9102881B2 (en) Process for increasing aromatics production from naphtha
US8680351B2 (en) Process for increasing benzene and toluene production
US8845883B2 (en) Process for increasing aromatics production
RU2564528C1 (ru) Способ риформинга углеводородного потока
RU2564412C1 (ru) Способ проведения плаформинга с использованием интегрированного реактора гидрогенизации/дегидрогенизации
US8926830B2 (en) Process for increasing aromatics production
RU2548671C1 (ru) Способ увеличения производства ароматических соединений