RU2543712C1 - Способ увеличения объема производства бензола и толуола - Google Patents

Способ увеличения объема производства бензола и толуола Download PDF

Info

Publication number
RU2543712C1
RU2543712C1 RU2013145375/04A RU2013145375A RU2543712C1 RU 2543712 C1 RU2543712 C1 RU 2543712C1 RU 2013145375/04 A RU2013145375/04 A RU 2013145375/04A RU 2013145375 A RU2013145375 A RU 2013145375A RU 2543712 C1 RU2543712 C1 RU 2543712C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
reformate
passing
reforming reactor
aromatic compounds
Prior art date
Application number
RU2013145375/04A
Other languages
English (en)
Inventor
Антуан НЕГИЗ
Мануэла СЕРБАН
БУШЕ Курт М. ВАНДЕН
Марк Д. МОЗЕР
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 RU2543712C1 publication Critical patent/RU2543712C1/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
    • C10G61/00—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen
    • C10G61/02—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one process of refining in the absence of hydrogen 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
    • C10G35/00—Reforming naphtha
    • C10G35/04—Catalytic reforming
    • 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
    • C10G35/00—Reforming naphtha
    • C10G35/04—Catalytic reforming
    • C10G35/06—Catalytic reforming characterised by the catalyst used
    • 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
    • C10G35/00—Reforming naphtha
    • C10G35/04—Catalytic reforming
    • C10G35/06—Catalytic reforming characterised by the catalyst used
    • C10G35/065—Catalytic reforming characterised by the catalyst used containing crystalline zeolitic molecular sieves, other than aluminosilicates
    • 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
    • C10G35/00—Reforming naphtha
    • C10G35/04—Catalytic reforming
    • C10G35/06—Catalytic reforming characterised by the catalyst used
    • C10G35/085—Catalytic reforming characterised by the catalyst used containing platinum group metals or compounds thereof
    • 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
    • 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
    • C10G59/06—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 parallel 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
    • 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)
  • Crystallography & Structural Chemistry (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 объема производства ароматических соединений из исходного потока нафты, в котором: пропускают исходный поток в реактор риформинга, получая таким образом поток риформата; пропускают поток риформата в первый узел фракционирования, формируя таким образом легкий верхний поток и нижний поток; пропускают нижний поток в колонну разделения риформата, получая таким образом верхний поток риформата, содержащий С6-С7-ароматические соединения, и нижний поток риформата, имеющий в своем составе С8+-ароматические соединения; пропускают верхний поток риформата в узел экстракции ароматических соединений, формируя таким образом поток очищенных ароматических соединений, содержащий С6 и С7-ароматические соединения, а также поток рафината; и пропускают поток рафината в реактор риформинга. Использование настоящего способа позволяет увеличить количество ароматических соединений, вырабатываемых из исходного углеводородного потока. 9 з.п. ф-лы, 4 табл., 5 ил.

Description

Притязания на приоритет
По данной заявке испрашивается приоритет на основании заявки на патент США №13/416577, поданной 9 марта 2012 г., по которой испрашивается приоритет на основании предварительной заявки на патент США №61/480742, поданной 29 апреля 2011 г.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу повышения объема производства ароматических соединений. В частности, оно относится к способу улучшения и повышения объема производства ароматических соединений, таких как бензол, толуол и ксилолы, из сырьевого потока нафты.
Уровень техники
Риформинг нефтяного сырья представляет собой важный процесс получения полезных продуктов. Одним из значимых процессов является отделение углеводородов моторного топлива и улучшение их качества, как например, получение исходного потока нафты и повышение октанового показателя детонационной стойкости нафты при производстве бензина. Однако исходные углеводородные потоки из источника сырой нефти пригодны для получения полезных химических предшественников для использования в производстве пластических масс, моющих средств и других продуктов.
Улучшение качества бензина представляет собой важный процесс, и варианты увеличения конверсии исходных потоков нафты для повышения октанового числа были представлены в патентах США 3729409, 3753891, 3767568, 4839024, 4882040 и 5242576. Данные процессы включают в себя широкое разнообразие способов повышения октанового числа и конкретно увеличения содержания ароматических соединений в бензине.
Способы включают расщепление исходного сырья и функционирование нескольких реакторов риформинга с использованием различных катализаторов, таких как монометаллический катализатор или некислотный катализатор для углеводородов с более низкими температурами кипения и биметаллические катализаторы для углеводородов с более высокими температурами кипения. Другие усовершенствования включают в себя новые катализаторы, приведенные в патентах США 4677094, 6809061 и 7799729. Однако для способов и катализаторов, представленных в указанных патентах, существуют ограничения, и они могут повлечь за собой значительные увеличения расходов.
Сущность изобретения
Представлен способ увеличения количества ароматических соединений, вырабатываемых из исходного углеводородного потока. Основным углеводородным потоком для данного способа является сырьевой поток нафты. Способ включает в себя пропускание исходного потока в реактор риформинга для образования потока риформата. Поток риформата пропускают в первый узел фракционирования для формирования легкого верхнего потока, содержащего легкие газы, а также С4 или С5 и более легкие углеводороды. В первом узле фракционирования также образуется нижний поток, который пропускают в колонну разделения риформата. В колонне разделения риформата разделяют поток риформата на верхний поток риформата, содержащий С6 и С7-ароматические соединения, и нижний поток риформата, содержащий C8 и более тяжелые ароматические соединения. Верхний поток риформата пропускают в узел экстракции ароматических соединений для извлечения потока очищенных ароматических соединений, содержащего С6 и С7-ароматические соединения. В узле экстракции также образуется поток рафината, содержащий С6-С8-неароматические углеводороды. Поток рафината пропускают в реактор риформинга для дополнительного превращения неароматических соединений в ароматические.
В одном из вариантов осуществления изобретения способ может включать в себя пропускание исходного потока нафты во вторую фракционирующую колонну, расположенную до реактора риформинга. Во второй фракционирующей колонне исходный поток нафты расщепляют на второй верхний поток, содержащий С7 и более легкие углеводороды, и второй нижний поток, содержащий C8 и более тяжелые углеводороды. Второй верхний поток пропускают в данный реактор риформинга, а второй нижний поток пропускают во второй реактор риформинга, который можно эксплуатировать в других условиях реакции и в котором образуется второй поток риформата. Второй поток риформата пропускают в колонну разделения риформата для образования верхнего потока колонны разделения риформата. Верхний поток колонны разделения риформата пропускают в узел экстракции ароматических соединений для формирования потока очищенных ароматических соединений и потока рафината. Поток рафината затем пропускают обратно в первый реактор риформинга.
Другие цели, преимущества и варианты применения настоящего изобретения станут очевидны специалистам в данной области техники из нижеследующего подробного описания и чертежей.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 представлено схематическое изображение способа увеличения количества ароматических соединений, выходящих из реактора риформинга, с рециклом рафината;
на фиг.2 отображен первый способ увеличения количества ароматических соединений, вырабатываемых из исходного потока нафты, с рециклом рафината и добавлением второго реактора риформинга;
на фиг.3 отображен второй способ использования рецикла рафината со следующим далее по ходу потока реактором риформинга;
на фиг.4 отображен третий способ с использованием, по меньшей мере, двух реакторов риформинга с рециклом рафината в первый реактор риформинга; и
на фиг.5 отображен способ с использованием рецикла рафината в технологическом режиме последовательного протекания углеводородного технологического потока.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение направлено на увеличение количества ароматических соединений, вырабатываемых из исходного углеводородного потока. В частности, улучшение предназначено для исходного потока нафты, в котором углеводороды подвергают риформингу с целью повышения выхода ароматических соединений в диапазоне С6-C8. В новом способе предполагается использовать один катализатор в отличие от более дорогостоящего способа, который включает в себя использование многочисленных катализаторов.
Спрос на ароматические соединения возрастает по мере увеличения использования пластических масс и моющих средств. Важный аспект увеличения предложения ароматических соединений охватывает повышение количеств ароматических соединений, вырабатываемых в существующих процессах. В настоящее время для увеличения содержания ароматических соединений углеводороды диапазона кипения нафты перерабатывают на установках риформинга. Это можно осуществлять для повышения октанового числа бензина или для увеличения поставки бензола, толуола и ксилолов. Это является существенным моментом для производства пластических масс и, в частности, предшественников пластиков, таких как пара-ксилол. Другой важной областью применения ароматических соединений является получение моющих средств.
Настоящее изобретение включает в себя использование рецикла и перераспределение некоторых единиц оборудования, применяемого в процессе риформинга исходного потока нафты. Способ, представленный на фиг.1, включает в себя пропускание исходного потока 12 нафты в реактор 10 риформинга, где образуется поток 14 риформата. Поток 14 риформата пропускают в первый узел 20 фракционирования, где образуются легкий верхний поток 22 и нижний поток 24. Первый узел 20 фракционирования может быть дебутанизатором или депентанизатором, и, следовательно, легкий верхний поток 24 содержит С4 и более легкие углеводороды, а также газы, или С5 и более легкие углеводороды, а также газы, соответственно. Нижний поток 24 пропускают в колонну 30 разделения риформата, где образуются верхний поток 32 риформата и нижний поток 34 риформата. Верхний поток 32 риформата содержит С6 и С7-ароматические соединения, или бензол и толуол. Нижний поток 34 риформата содержит C8 и более тяжелые ароматические соединения. Верхний поток 32 риформата пропускают в узел 40 экстракции ароматических соединений для формирования потока 42 очищенных ароматических соединений, содержащего С6 и С7-ароматические соединения, и потока 44 рафината, заключающего в себе неароматические углеводородные соединения. Поток 44 рафината пропускают в реактор 10 риформинга.
Узел 40 отделения ароматических соединений может включать осуществление различных способов выделения ароматических соединений из углеводородного потока. Одним из стандартных промышленных способов является процесс Sulfolane™, который представляет собой процесс экстрактивной дистилляции с использованием сульфолана для содействия экстракции ароматических соединений высокой степени чистоты. Процесс Sulfolane™ хорошо известен специалистам в данной области техники.
Применение процесса Sulfolane™ может обусловливать присутствие остаточных количеств сернистых соединений в потоке рафината. Катализатор реактора риформинга, как правило, отравляется сернистыми соединениями, и исходные потоки, направляемые в реактор риформинга, необходимо подвергать обработке с целью удаления серы. Способ дополнительно включает в себя пропускание потока 44 рафината в реактор 50 гидроочистки, где образуется выходной поток 52 реактора гидроочистки с пониженным содержанием серы. Выходной поток 52 реактора гидроочистки пропускают в реактор 10 риформинга.
Исходный поток нафты может содержать некоторое количество серы, и его необходимо подвергать обработке для удаления серы. Исходный поток 12 нафты можно пропускать в реактор 50 гидроочистки до пропускания исходного потока 12 нафты в реактор 10 риформинга. Если исходный поток 12 нафты подвергают обработке в реакторе 50 гидроочистки, можно использовать один и тот же реактор гидроочистки и для исходного потока 12 нафты, и для потока 44 рафината.
В альтернативном варианте осуществления изобретения верхний поток 32 риформата разделяют на две части, первую часть 36 и вторую часть 38. Первую часть 36 пропускают в узел 40 экстракции ароматических соединений, а вторую часть 38 пропускают в реактор 20 риформинга. Пропускание части верхнего потока 32 риформата в реактор 20 риформинга обеспечивает возможность регулирования времени пребывания технологического потока в зоне реакции реактора 20 риформинга. Осуществление реакции риформинга более легких углеводородов, таких как С6-соединения, дает лучшие результаты при меньших временах контакта С6-соединений и катализатора.
Переработка смеси углеводородов с образованием ароматических соединений может потребовать лучшего понимания химии процесса, что может приводить к парадоксальным результатам. При переработке исходного углеводородного потока его разделяют для достижения преимуществ, вытекающих из различий в химии разнообразных углеводородных компонентов. Важно понимать характер превращения различных парафиновых и нафтеновых соединений в ароматические соединения для повышения их выхода в процессе конверсии. Несмотря на предположение о том, что более легкие парафины, такие как С6 и С7-парафины, будут превращаться легче, чем более тяжелые парафины, такие как C8 и более тяжелые парафины, было обнаружено, что верным является обратное. Это приводит к некоторым изменениям в схеме переработки исходного потока нафты, таким как меньшее время пребывания исходного потока нафты в реакторе и возвращению в цикл углеводородов, остающихся после извлечения требуемых ароматических соединений.
Представленный в настоящем документе реактор риформинга является реактором, который может включать множество слоев реактора и предназначен для объединения использования множественных слоев реактора в пределах объема изобретения. Реакция является эндотермической и для содействия реакции требуется подводить тепло. Реактор риформинга также может включать в себя межслойные нагреватели, при этом в условиях процесса катализатор и/или технологический поток подогреваются по мере того, как катализатор и технологический поток перетекают из одного слоя реактора в последующий слой внутри реактора риформинга. Типичным межслойным нагревателем является пламенный подогреватель, который нагревает и катализатор, и технологический поток по мере прохождения его от одного слоя реактора к другому. В случае сильно эндотермических реакций стремятся к уменьшению размеров слоев, при этом нагреватели возвращают технологический поток и катализатор к выбранной температуре на входе в слой реактора.
Конкретный реактор риформинга представляет собой реактор, в котором осуществляют высокотемпературную эндотермическую каталитическую реакцию с целью циклизации и дегидрирования углеводородов. В указанном реакторе риформинга повышается содержание ароматических соединений в исходном потоке нафты, а также формируется водородный поток. В частности, имеет место получение бензола, толуола и ксилолов.
Катализаторы риформинга, как правило, содержат металл на носителе. Носитель может включать в себя пористый материал, такой как неорганический оксид или молекулярное сито, а также связующее при массовом соотношении от 1:99 до 99:1. Массовое соотношение предпочтительно составляет от 1:9 до 9:1. Неорганические оксиды, используемые для носителя, включают в себя оксид алюминия, оксид магния, диоксид титана, диоксид циркония, оксид хрома, оксид цинка, оксид тория, оксид бора, керамику, фарфор, боксит, диоксид кремния, алюмосиликат, карбид кремния, глины, кристаллические цеолитные алюмосиликаты и их смеси, но не ограничиваются ими. Пористые материалы и связующие известны в данной области техники и не представлены подробно в настоящем документе. Металлы предпочтительно представляют собой один или несколько благородных металлов VIII группы и включают в себя платину, иридий, родий и палладий. Обычно катализатор содержит металл в количестве от 0,01% до 2% масс. в расчете на общую массу катализатора. Катализатор также может включать промотор, выбранный из группы IIIA или группы IVA. Указанные металлы включают в себя галлий, германий, индий, олово, таллий и свинец.
Процесс риформинга является распространенным процессом в переработке нефти и его обычно используют для увеличения количества бензина. Процесс риформинга включает в себя смешивание потока водорода и углеводородной смеси, а также контактирование полученного потока с катализатором риформинга. В условиях реакции риформинга парафины и нафтены превращаются в ароматические соединения посредством дегидрирования и циклизации. Дегидрирование парафинов может давать олефины, а дегидроциклизация парафинов и олефинов приводит к получению ароматических соединений. Обычное сырье представляет собой сырье на основе нафты и, как правило, имеет начальную температуру кипения, равную 80°C, и конечную температуру кипения, равную 205°C. Типичные рабочие давления в реакторе риформинга составляют от 240 кПа до 580 кПа, с предпочтительным давлением около 450 кПа (50 фунт/кв. дюйм). А обычные температуры для работы реактора риформинга составляют от 450°C до 540°C. Как правило, процесс риформинга является эндотермическим, и, следовательно, температура в реакторе риформинга будет падать относительно входной температуры. Следовательно, за рабочую температуру принимают температуру на входе, и межслойные нагреватели, используемые для повышения температуры катализатора и технологического потока, будут возвращать температуру к ее входному значению перед пропусканием катализатора и технологического потока в последующий слой реактора.
Рециркуляция потока 44 рафината создает возможность достижения меньших времен контакта в реакторе, а также увеличения температур реактора риформинга до значений выше 560°C.
Способ может дополнительно включать в себя применение множественных реакторов риформинга, при этом в реакторах риформинга используют разные рабочие условия, включая различные возможные катализаторы. Один из вариантов осуществления, показанный на фиг.2, включает в себя пропускание исходного потока 12 нафты во второй узел 60 фракционирования с образованием верхнего потока 62, содержащего легкую фракцию нафты, и нижнего потока 64, содержащего тяжелую фракцию нафты. Легкая фракция нафты может включать в себя C8 и более легкие углеводороды, либо С7 и более легкие углеводороды, а тяжелая фракция нафты может заключать в себе С9 и более тяжелые углеводороды, либо C8 и более тяжелые углеводороды. Выбор рабочего режима будет зависеть от качественных характеристик исходного потока 12 и других параметров. Верхний поток 62 пропускают в реактор 10 риформинга, а нижний поток 64 пропускают во второй реактор 70 риформинга, где образуется второй поток 72 риформата. Второй поток 72 риформата пропускают в колонну 30 разделения риформата.
При осуществлении способа с включением второго реактора 70 риформинга первый реактор 10 риформинга предпочтительно эксплуатируют при более высокой температуре, при этом предпочтительная рабочая температура составляет, по меньшей мере, 540°C, а более предпочтительная рабочая температура равна, по меньшей мере, 560°C. Второй реактор 70 риформинга можно эксплуатировать при такой же высокой температуре, что и первый реактор 10 риформинга. Однако предпочтительная рабочая температура второго реактора риформинга находится на более низком уровне значения, или на уровне ниже 540°С. Второй реактор риформинга будет принимать более тяжелые парафины и нафтеновые соединения, и рабочие условия ориентированы на менее жесткую температуру, более высокое давление и более длительные времена контакта, чем в первом реакторе 10 риформинга. Условия протекания потока включают в себя объемную скорость WHSV в диапазоне от 0,1 ч-1 до 10 ч-1 и предпочтительную величину WHSV в диапазоне от 0,75 ч-1 до 3 ч-1.
Рециркулирование потока рафината можно осуществлять несколькими способами. Один из способов увеличения выработки ароматических соединений из сырьевого потока нафты представлен на фиг.3. Исходный поток 102 нафты пропускают в первый реактор 110 риформинга, который эксплуатируют при первой совокупности условий реакции, и из него образуется выходной поток 112 первого реактора риформинга. Выходной поток 112 пропускают во фракционирующую колонну 120 для разделения выходного потока 112 на поток 122 легких газов и нижний поток 124. Поток легких газов содержит С4 и более легкие газы, либо С5 и более легкие газы, если узел фракционирования представляет собой дебутанизатор или депентанизатор, соответственно. Нижний поток 124 имеет в своем составе ароматические соединения и более тяжелые углеводородные соединения.
Нижний поток 124 фракционирующей колонны пропускают в колонну 130 разделения риформата, где нижний поток 124 разделяют на верхний поток 132, содержащий более легкие ароматические соединения, и нижний поток 134, включающий более тяжелые ароматические соединения и более тяжелые парафины. Более легкие ароматические соединения представляют собой С6-С8 - ароматические соединения, а предпочтительно С6-С7 - ароматические соединения. Более тяжелые ароматические соединения включают в себя С9 и более тяжелые ароматические соединения. Верхний поток 132 риформата пропускают в узел 140 экстракции ароматических соединений для формирования потока 142 очищенных ароматических продуктов и потока 144 рафината. Поток 144 рафината пропускают во второй реактор 170 риформинга, который эксплуатируют при второй совокупности условий риформинга, и из него образуется выходной поток 172 второго реактора риформинга. Выходной поток 172 второго реактора риформинга пропускают во фракционирующую колонну 120 для извлечения ароматических соединений, образовавшихся во втором реакторе 170 риформинга. Второй реактор 170 риформинга в данной технологической конфигурации, как правило, эксплуатируют в условиях, аналогичных условиям первого реактора 110 риформинга.
В узле 140 экстракции ароматических соединений некоторые серосодержащие соединения могут привноситься в поток 144 рафината. Катализаторы реактора риформинга чувствительны к сернистым соединениям, и настоящий способ может включать в себя наличие реактора 150 гидроочистки для удаления остаточных соединений серы. Поток рафината пропускают в реактор 150 гидроочистки для формирования потока 152 рафината с пониженным содержанием серы. Поток 152 рафината с пониженным содержанием серы пропускают во второй реактор 170 риформинга, а технологический поток 172 второго реактора риформинга пропускают во фракционирующую колонну 120.
Данный способ может включать в себя пропускание исходного потока 102 нафты в реактор 100 гидроочистки до пропускания исходного потока 102 нафты в первый реактор 110 риформинга. Это приводит к образованию исходного потока 102 нафты с пониженным содержанием серы. Если реактор 100 гидроочистки используют для очистки исходного потока 102 нафты, поток 144 рафината можно пропускать в реактор 100 гидроочистки, при этом выходной поток реактора гидроочистки пропускают в реактор 110 риформинга.
Другой вариант осуществления способа рециркулирования потока рафината включает в себя распределение исходного потока по реакторам риформинга. Распределение исходного потока по реакторам риформинга обеспечивает возможность переработки различных видов сырья, подаваемых в разные реакторы риформинга, и применения разных катализаторов в каждом из реакторов риформинга, а также возможность работы разных реакторов риформинга в различающихся условиях.
Катализаторы риформинга, как правило, содержат металл на носителе. Носитель может включать в себя пористый материал, такой как неорганический оксид или молекулярное сито, а также связующее при массовом соотношении от 1:99 до 99:1. Массовое соотношение предпочтительно составляет от 1:9 до 9:1. Неорганические оксиды, используемые для носителя, включают в себя оксид алюминия, оксид магния, диоксид титана, диоксид циркония, оксид хрома, оксид цинка, оксид тория, оксид бора, керамику, фарфор, боксит, диоксид кремния, алюмосиликат, карбид кремния, глины, кристаллические цеолитные алюмосиликаты и их смеси, но не ограничиваются ими. Пористые материалы и связующие известны в данной области техники и не представлены подробно в настоящем документе. Металлы предпочтительно представляют собой один или несколько благородных металлов VIII группы и включают в себя платину, иридий, родий и палладий. Обычно катализатор содержит металл в количестве от 0,01% до 2% масс. в расчете на общую массу катализатора. Катализатор также может содержать промотор, выбранный из группы IIIA или группы IVA. Указанные металлы включают в себя галлий, германий, индий, олово, таллий и свинец.
При разделении исходного сырья и применении различных катализаторов, в случае сырья, содержащего более тяжелые углеводородные компоненты, как правило, используют катализатор риформинга стандартного типа, описанный выше. Для более легкого сырья можно применять слабокислотный или некислотный катализатор. Слабокислотный или некислотный катализатор может осуществлять дегидрирование нафтенов и циклизацию более легких парафинов при минимальном крекинге.
Данный способ представлен на фиг.4, и он включает в себя пропускание исходного потока 202 нафты в первый узел 200 фракционирования для формирования первого потока 204, содержащего легкие углеводороды, и второго потока 206, имеющего в своем составе более тяжелые углеводороды. Первый поток 204 пропускают в первый реактор 210 риформинга, и из него образуется выходной поток 212 первого реактора риформинга. Второй поток 206 пропускают во второй реактор 220 риформинга, и из него образуется выходной поток 222 второго реактора риформинга. Выходной поток 212 первого реактора риформинга и выходной поток 222 второго реактора риформинга пропускают в узел 240 фракционирования легких углеводородов. В узле 240 фракционирования отделяют легкие газы, включая легкие углеводороды в С4-диапазоне, или С5-дипазоне, и отводят их в виде верхнего потока 242. В узле 240 фракционирования также образуется нижний поток 244, включающий риформат, который пропускают в колонну 250 разделения риформата. В колонне 250 разделения риформата образуется верхний поток 252, содержащий С6 и С7 ароматические соединения, и нижний поток 254, имеющий в своем составе C8+-ароматические соединения и более тяжелые соединения. Верхний поток 252 риформата пропускают в узел 260 очистки ароматических соединений для формирования потока 262 очищенных ароматических соединений и потока 264 рафината. Поток 264 рафината пропускают в первый реактор 210 риформинга для образования большего количества С6 и С7-ароматических соединений.
Узел 240 фракционирования легких углеводородов может быть дебутанизатором или депентанизатором. Выбор определяется рабочими условиями и объемом образования бутана и пентана в реакторах риформинга 210, 220.
Поток 264 рафината можно пропускать в реактор 270 гидроочистки для формирования потока 272 рафината с пониженным содержанием серы, при этом поток 272 рафината с пониженным содержанием серы пропускают в первый реактор 210 риформинга.
Способ разделения исходного потока нафты можно дополнительно усовершенствовать для получения преимущества рабочих условий в реакторах риформинга. В дополнение к температурам, давлениям и массовым скоростям WHSV различающиеся рабочие условия также могут включать в себя различные катализаторы, как описано выше.
Другой вариант раздельной подачи со схемой рециркуляции отображен на фиг.5. Способ включает в себя разделение исходного потока 302 нафты на легкий углеводородный поток 304 и тяжелый углеводородный поток 306. Легкий углеводородный поток 304 пропускают в первый реактор 310 риформинга. Тяжелый углеводородный поток 306 пропускают во второй реактор 320 риформинга, в котором образуется выходной поток 322 второго реактора риформинга. Выходной поток 322 второго реактора риформинга пропускают в первый реактор 310 риформинга. В первом реакторе 310 риформинга образуется выходной поток 312 первого реактора риформинга.
Выходной поток 312 первого реактора риформинга пропускают в узел 340 экстракции ароматических соединений, где выделяют поток 342 очищенных легких ароматических соединений. В узле 340 экстракции ароматических соединений образуется поток 344 рафината, который возвращают в первый реактор 310 риформинга.
Выходной поток 310 первого реактора риформинга можно разделять для уменьшения потока в узел 340 экстракции ароматических соединений посредством удаления легких и тяжелых фракций из выходного потока 310. Выходной поток 310 пропускают в узел 320 фракционирования легких углеводородов, в котором отгоняют поток 322 легких газов, содержащий водород, легкие газы и углеводороды C1-С5-диапазона. В узле 320 фракционирования легких углеводородов образуется нижний поток 324, который пропускают в колонну 330 разделения риформата. В колонне 330 разделения риформата образуется верхний поток 332 легкого риформата, содержащий легкие ароматические соединения, и нижний поток 334 тяжелого риформата, имеющий в своем составе тяжелые ароматические соединения. Верхний поток 332 легкого риформата пропускают в узел 340 экстракции ароматических соединений, где выделяют поток 342 очищенных ароматических соединений.
Колонну 330 разделения риформата можно эксплуатировать с целью получения верхнего потока 332 легких ароматических соединений, содержащего С6-С8-ароматические соединения, или предпочтительно С6 и С7-ароматические соединения, при этом нижний поток 334 содержит С9+-ароматические соединения, или предпочтительно С8+-ароматические соединения и более тяжелые углеводороды.
Узел 320 фракционирования легких углеводородов можно эксплуатировать в качестве депентанизатора или дебутанизатора. Рабочие условия будут зависеть от состава потока 312 сырья, подаваемого в узел фракционирования легких углеводородов и необходимости поддержания соответствующих условий потока.
Реакторы 310, 320 риформинга эксплуатируют в различных условиях реакции, при этом первый реактор 310 риформинга предпочтительно эксплуатируют при температуре, равной, по меньшей мере, 560°C. Условия реакции в первом реакторе 310 риформинга включают в себя первую температуру, более высокую, чем температура второго реактора 320 риформинга. Первый реактор 310 риформинга также можно эксплуатировать при более низком давлении, чем в случае второго реактора 320 риформинга, и при меньших временах пребывания реагентов.
Данный способ также может включать наличие реактора 350 гидроочистки для очистки потока 344 рафината. Очищенный поток 352 рафината с пониженным содержанием серы затем пропускают в первый реактор 310 риформинга. В дополнение к этому, реактор гидроочистки можно использовать для очистки исходного потока 302 нафты, если в нем имеются остаточные соединения серы, которые необходимо удалять до пропускания исходного потока 302 нафты в реактор 310 риформинга.
Настоящий способ проверяли с помощью осуществления основных испытаний в стендовом масштабе и проведением модельных экспериментов по выработке ароматических соединений на промышленном уровне. В таблице 1 представлены результаты повышения селективности, обусловленного добавлением рецикла потока рафината.
Таблица 1
Повышение селективности
Базовый вариант/селективность, % А6-А11+ А6-А10 А7-А10 А11+
Базовый вариант, A, C7- 70,7 64,1 58,2 6,6
Базовый вариант, B, C8- 70,6 64,1 58,1 6,5
C, dC5 и рецикл 77,5 70,9 63,2 6,6
D, dC5, фракционирование, рецикл 78,3 71,6 64,5 6,7
E, dC4, фракционирование, рецикл 78,4 71,8 64,6 6,6
Сравнение результатов показывает увеличение объема производства ароматических соединений. Вариант представляет собой базовый вариант, A, если в колонне разделения риформата образовывался верхний поток С7-ароматических соединений; базовый вариант, B, если в колонне разделения риформата образовывался верхний поток C8-ароматических соединений; улучшенный вариант, C, с депентанизатором, без колонны разделения риформата и с рециклом рафината в первый реактор риформинга; улучшенный вариант, D, если в колонне разделения риформата образовывался верхний поток C8-ароматических соединений, с депентанизатором и рециклом рафината во второй реактор риформинга; и улучшенный вариант, E, если в колонне разделения риформата образовывался верхний поток C8-ароматических соединений, с дебутанизатором и рециклом рафината во второй реактор риформинга. Все варианты, A-E, осуществляли при входной температуре 540°C (1004F).
Исходное распределение составляло в процентах масс.: 56,67% парафинов; 31,11% нафтенов и 12,22% ароматических соединений. Отношение водорода к углеводородам в реакторах риформинга составляло 2,0, и реакторы риформинга работали при давлении 446 кПа (50 фунт/кв.дюйм). Катализатор представлял собой промышленный катализатор CCR, характеризующийся высокой плотностью и высоким выходом.
Данный способ обусловливает существенное увеличение количества полученных ароматических соединений. Проводили моделирование данных вариантов для получения ароматических соединений при загрузке сырья 25000 BPSD (баррелей за сутки работы) или 1087 kMTA (километрических тонн в год).
Таблица 2
Увеличение промышленного объема выпуска
Вариант/ kMTA ароматических соединений Сумма ароматических соединений A6 (бензол) A7 (толуол) A8 (ксилолы) A9 A10 A11+
A 765,8 64,5 160,6 186,6 161 122,3 70,82
B 764,7 64,5 160,7 188,1 161 122,3 70,8
C 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
E 852,8 78,1 195.3 214,7 167,7 124,5 72,5
Результаты осуществления рециркуляции демонстрируют значительное возрастание выходов продуктов по отношению к базовым вариантам. Увеличение выпуска имеет место также в основном за счет ароматических соединений в С6-С8-диапазоне при существенно меньшем увеличении выхода более тяжелых ароматических соединений. Настоящий способ обеспечивает повышение выхода без значительного увеличения количеств менее желательных побочных продуктов.
Аналогичные примеры осуществляли при температурах на входе в реакторы риформинга, равные 560°C (1040F). Модельные эксперименты проводили для проверки воздействия повышения температуры на входе в реакторы риформинга.
Таблица 3
Селективность при температуре на входе 560°C
Вариант/селективность % A6-A11+ A6-A10 A7-A10 A11+
Базовый вариант, A, С7- 74,8 68,3 62 6,5
Базовый вариант, B, C8- 74,7 68,2 61,9 6,5
C, dC5 и рецикл 77,8 71,3 63,4 6,5
D, dC5, фракционирование, рецикл 78,9 72,2 64,5 6,7
E, dC4, фракционирование, рецикл 79,2 72,5 64,5 6,7
Таблица 4
Увеличение промышленного объема производства при повышенной входной температуре
Вариант/ kMТА ароматических соединений Сумма ароматических соединений A6 (бензол) A7 (толуол) A8 (ксилолы) A9 A10 A11+
A 810,8 68,8 178,7 205,1 165 122,6 70,6
B 812,6 68,8 178,7 206,9 165 122,6 70,6
C 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
E 860,7 86,6 194,8 13,9 167,3 125,3 72,6
Настоящее изобретение обеспечивает увеличение объема производства ароматических соединений и, в частности, увеличение объема производства бензола и толуола, из сырьевого потока нафты. Способ с рециркуляцией и изменением положения узла экстракции ароматических соединений относительно одного или двух реакторов риформинга обусловливает как 25%-ное повышение выходов бензола, так и 10%-ное повышение выходов толуола.
Поскольку изобретение было описано при помощи того, что в настоящее время считается предпочтительными вариантами осуществления, следует понимать, что изобретение не ограничено раскрытыми вариантами осуществления, а подразумевается, что оно охватывает разнообразные модификации и эквивалентные конфигурации, включенные в пределы объема прилагаемой формулы изобретения.

Claims (10)

1. Способ увеличения объема производства ароматических соединений из исходного потока нафты, в котором:
пропускают исходный поток в реактор риформинга, получая таким образом поток риформата;
пропускают поток риформата в первый узел фракционирования, формируя таким образом легкий верхний поток и нижний поток;
пропускают нижний поток в колонну разделения риформата, получая таким образом верхний поток риформата, содержащий С6-С7-ароматические соединения, и нижний поток риформата, имеющий в своем составе С8+-ароматические соединения;
пропускают верхний поток риформата в узел экстракции ароматических соединений, формируя таким образом поток очищенных ароматических соединений, содержащий С6 и С7-ароматические соединения, а также поток рафината; и
пропускают поток рафината в реактор риформинга.
2. Способ по п.1, в котором реактор риформинга эксплуатируют при температуре выше 560°C.
3. Способ по п.1, в котором первый узел фракционирования представляет собой дебутанизатор.
4. Способ по п.1, в котором первый узел фракционирования представляет собой депентанизатор.
5. Способ по п.1, в котором дополнительно:
пропускают исходный поток нафты предварительно в реактор гидроочистки, формируя таким образом исходный поток нафты с пониженным содержанием серы;
пропускают поток рафината в реактор гидроочистки, получая таким образом выходной поток реактора гидроочистки; и
пропускают выходной поток реактора гидроочистки в реактор риформинга.
6. Способ по п.1, в котором реактор риформинга включает множество слоев реактора с межслойными теплообменниками.
7. Способ по п.1, в котором дополнительно:
разделяют верхний поток риформата на первую часть и вторую часть;
пропускают первую часть в узел экстракции ароматических соединений, формируя таким образом поток очищенных ароматических соединений, содержащий С6-С7-ароматические соединения, а также поток рафината; и
пропускают вторую часть в реактор риформинга.
8. Способ по п.1, в котором дополнительно:
пропускают исходный поток нафты во вторую фракционирующую колонну до реактора риформинга, формируя таким образом второй верхний поток, содержащий C7 и более легкие углеводороды, а также второй нижний поток, имеющий в своем составе C8 и более тяжелые углеводороды;
пропускают второй верхний поток в реактор риформинга;
пропускают второй нижний поток во второй реактор риформинга, эксплуатируемый при второй температуре, получая таким образом второй поток риформата; и
пропускают второй поток риформата в колонну разделения риформата.
9. Способ по п.1, в котором дополнительно:
пропускают исходный поток нафты во вторую фракционирующую колонну до реактора риформинга, формируя таким образом второй верхний поток, содержащий С7 и более легкие углеводороды, а также второй нижний поток, имеющий в своем составе C8 и более тяжелые углеводороды;
пропускают второй верхний поток в реактор риформинга;
пропускают второй нижний поток во второй реактор риформинга, эксплуатируемый при второй температуре, получая таким образом второй поток риформата;
пропускают второй поток риформата в колонну разделения риформата;
разделяют верхний поток риформата на первую часть и вторую часть;
пропускают первую часть в узел экстракции ароматических соединений, формируя таким образом поток очищенных ароматических соединений, содержащий С6-С7-ароматические соединения, а также поток рафината; и
пропускают вторую часть в первый реактор риформинга.
10. Способ по п.1, в котором дополнительно:
пропускают поток рафината в реактор гидроочистки до пропускания потока рафината в реактор риформинга, получая таким образом поток рафината с пониженным содержанием серы; и
пропускают поток рафината с пониженным содержанием серы в реактор риформинга.
RU2013145375/04A 2011-04-29 2012-04-20 Способ увеличения объема производства бензола и толуола RU2543712C1 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161480742P 2011-04-29 2011-04-29
US61/480,742 2011-04-29
US13/416,577 2012-03-09
US13/416,577 US8679321B2 (en) 2011-04-29 2012-03-09 Process for increasing benzene and toluene production
PCT/US2012/034428 WO2012148810A2 (en) 2011-04-29 2012-04-20 Process for increasing benzene and toluene production

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2543712C1 true RU2543712C1 (ru) 2015-03-10

Family

ID=47068432

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013145375/04A RU2543712C1 (ru) 2011-04-29 2012-04-20 Способ увеличения объема производства бензола и толуола

Country Status (7)

Country Link
US (2) US8679321B2 (ru)
KR (1) KR101547039B1 (ru)
CN (1) CN103459564B (ru)
BR (1) BR112013019588A2 (ru)
RU (1) RU2543712C1 (ru)
SG (1) SG192074A1 (ru)
WO (1) WO2012148810A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2724583C1 (ru) * 2020-01-09 2020-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка для разделения продуктов реакции каталитической ароматизации углеводородов с3-с4

Families Citing this family (12)

* 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
US10308567B2 (en) * 2012-10-10 2019-06-04 Gtc Technology Us Llc Processes and systems for obtaining aromatics from catalytic cracking hydrocarbons
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
DE102014012870A1 (de) 2013-09-05 2015-03-05 Seoul Viosys Co., Ltd. Luftreiniger unter Verwendung von ultravioletten Strahlen
US20160289569A1 (en) * 2015-03-31 2016-10-06 Uop Llc Processes for producing aromatic hydrocarbons from a pyrolysis oil
US11578278B2 (en) 2020-08-01 2023-02-14 Honeywell International Inc. Renewable transportation fuel process with thermal oxidation system
US11780795B2 (en) 2020-08-04 2023-10-10 Honeywell International Inc. Cumene-phenol complex with thermal oxidation system
US11578020B2 (en) 2020-08-04 2023-02-14 Honeywell International Inc. Naphtha complex with thermal oxidation system
US12017984B2 (en) 2020-08-04 2024-06-25 Honeywell International Inc. Propane/butane dehydrogenation complex with thermal oxidation system
US11492306B2 (en) 2020-09-30 2022-11-08 Honeywell International Inc. Alkylation process with thermal oxidation system
US11932817B1 (en) 2023-02-13 2024-03-19 Chevron Phillips Chemical Company Lp AROMAX® process for improved selectivity and heavier feeds processing

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 (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1986A (en) * 1841-02-18 Improvement in the press employed for filung war-rockets
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
US4594145A (en) 1984-12-07 1986-06-10 Exxon Research & Engineering Co. Reforming process for enhanced benzene yield
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

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

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2724583C1 (ru) * 2020-01-09 2020-06-25 Андрей Владиславович Курочкин Установка для разделения продуктов реакции каталитической ароматизации углеводородов с3-с4

Also Published As

Publication number Publication date
KR20130106883A (ko) 2013-09-30
US20120277506A1 (en) 2012-11-01
SG192074A1 (en) 2013-08-30
BR112013019588A2 (pt) 2017-10-17
CN103459564B (zh) 2015-09-16
WO2012148810A2 (en) 2012-11-01
US20140187831A1 (en) 2014-07-03
KR101547039B1 (ko) 2015-08-24
US8926827B2 (en) 2015-01-06
WO2012148810A3 (en) 2013-01-31
US8679321B2 (en) 2014-03-25
CN103459564A (zh) 2013-12-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2543712C1 (ru) Способ увеличения объема производства бензола и толуола
RU2540275C1 (ru) Способ увеличения 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
US9024099B2 (en) Co-current catalyst flow with feed for fractionated feed recombined and sent to high temperature reforming reactors
US8926830B2 (en) Process for increasing aromatics production
RU2564412C1 (ru) Способ проведения плаформинга с использованием интегрированного реактора гидрогенизации/дегидрогенизации
RU2548671C1 (ru) Способ увеличения производства ароматических соединений