RU2543719C2

RU2543719C2 - Hydrocarbon stock conversion procedure

Info

Publication number: RU2543719C2
Application number: RU2012105283/04A
Authority: RU
Inventors: ДУСБЮРГ Эдмундо Стивен ВАН
Original assignee: Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date: 2009-07-15
Filing date: 2010-07-15
Publication date: 2015-03-10
Also published as: WO2011006977A2; WO2011006977A3; IN2012DN00236A; CN102471701A; EP2454347B1; US20120125819A1; RU2012105283A; EP2454347A2

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention is revered to hydrocarbon stock conversion procedure that includes the stages wherein the following processes take place: (a) contact of feedstock with hydrogen in hydrotreating conditions with obtainment of hydrotreated product, at that hydrotreating conditions include temperature within the range of 250-480°C, pressure within the range of 10-150 bar and hourly average rate of feedstock supply from 0.1 up to 10 h; (b) processing of the hydrotreated product by separating at least hydrogen from the hydrotreated product with obtainment of liquid flow of the hydrotreated product at temperature within the range of 150-280°C; (c) processing of at least a part of the hydrotreated product liquid flow by steaming carried out at temperature within the range of 130-240°C and pressure within the range of 1.5-10 bar in order to separate light products from the hydrotreated product liquid flow with remaining heavy hydrotreated product; (d) separation of the heavy hydrotreated product in the separation zone at low pressure within the range from 0.005 up to 1 bar and temperature within the range of 120-250°C into at least one gaseous steam-stripped fraction, at that at least a part of the steam-stripped liquid product is reheated and returned to the separation zone, moreover at least a part of the above steam-stripped liquid product is reheated due to heat exchange between at least a part of the hydrotreated product liquid flow and/or at least a part of the heavy hydrotreated product.EFFECT: this procedure allows using heat of process flows for reboiling of steam-stripped heavy stillage bottoms.12 cl, 2 dwg

Description

Настоящее изобретение относится к способу конверсии углеводородного сырья. В частности, изобретение относится к способу конверсии углеводородного сырья, которое содержит сернистые соединения.The present invention relates to a method for the conversion of hydrocarbons. In particular, the invention relates to a method for converting a hydrocarbon feed which contains sulfur compounds.

Такие способы хорошо известны. Пример подобного способа известен из патентного документа US 4822480. В этом документе описан способ каталитической гидродесульфуризации углеводородного сырья, в соответствии с которым сырье приводят в контакт с водородом в условиях проведения гидродесульфуризации. Водород и другие газообразные компоненты отделяют от продукта гидродесульфуризации, и один или большее число жидких продуктов подвергают обработке путем отпаривания. В секции отпаривания некоторую часть фракции кубового продукта подвергают повторному кипячению и направляют на рециркуляцию для использования в качестве отпарного газа.Such methods are well known. An example of such a method is known from US Pat. No. 4,822,480. This document describes a method for the catalytic hydrodesulfurization of a hydrocarbon feed, in which the feed is contacted with hydrogen under hydrodesulfurization conditions. Hydrogen and other gaseous components are separated from the hydrodesulfurization product, and one or more liquid products are steamed. In the stripping section, a portion of the bottoms product fraction is refluxed and recycled to be used as stripping gas.

При осуществлении процесса отпаривания в соответствии со способом, известным из патентного документа US 4822480, процесс разделения является капитало- и энергоемким, поскольку часть фракции кубового продукта, которую подвергают повторному кипячению, нагревают в дорогостоящих печах, требующих расхода дополнительного топлива. Это осуществляют в ущерб эффективности технологического процесса. Другой пример повторного кипячения фракции кубового продукта описан в патентном документе US 3481859.When the steaming process is carried out in accordance with a method known from US Pat. No. 4,822,480, the separation process is capital and energy intensive, since part of the bottoms product fraction that is subjected to re-boiling is heated in expensive furnaces requiring additional fuel consumption. This is to the detriment of the efficiency of the process. Another example of re-boiling fractions of a bottoms product is described in patent document US 3481859.

Задача настоящего изобретения заключается в устранении этих недостатков.An object of the present invention is to remedy these disadvantages.

В этой связи настоящее изобретение обеспечивает способ конверсии углеводородного сырья, включающий следующие стадии:In this regard, the present invention provides a method for the conversion of hydrocarbons, comprising the following steps:

(a) контактирование сырья с водородом в условиях проведения гидроочистки с получением гидрооочищенного продукта;(a) contacting the feed with hydrogen under conditions of hydrotreating to obtain a hydrotreated product;

(b) обработка гидроочищенного продукта для отделения, по меньшей мере, водорода от гидроочищенного продукта с получением жидкого потока гидроочищенного продукта;(b) treating the hydrotreated product to separate at least hydrogen from the hydrotreated product to obtain a liquid hydrotreated product stream;

(c) отпарка, по меньшей мере, части жидкого потока гидроочищенного продукта для отделения легкого продукта от жидкого потока гидроочищенного продукта с сохранением в нем тяжелого гидроочищенного продукта;(c) stripping at least a portion of the liquid stream of the hydrotreated product to separate the light product from the liquid stream of the hydrotreated product while maintaining the heavy hydrotreated product therein;

(d) разделение тяжелого гидоочищенного продукта при пониженном давлении, по меньшей мере, на одну газообразную отпаренную фракцию и одну жидкую отпаренную фракцию в зоне разделения, при этом, по меньшей мере, часть жидкой отпаренной фракции нагревают и возвращают обратно в зону разделения, при этом в предложенном способе, по меньшей мере, часть жидкой отпаренной фракции повторно нагревают за счет теплообмена между, по меньшей мере, частью жидкого потока гидроочищенного продукта и/или, по меньшей мере, частью тяжелого гидроочищенного продукта.(d) separating the heavy hydrotreated product under reduced pressure into at least one gaseous stripped fraction and one liquid stripped fraction in the separation zone, wherein at least a portion of the liquid stripped fraction is heated and returned to the separation zone, wherein in the proposed method, at least part of the liquid stripped fraction is reheated by heat exchange between at least part of the liquid stream of the hydrotreated product and / or at least part of the heavy hydrotreated product ta.

Преимущество способа согласно настоящему изобретению заключается в том, что для повторного кипячения отпаренного тяжелого кубового продукта, отведенного из ректификационной колонны, используют теплоту технологических потоков и тем самым экономят топливо. Оптимальные температуры очистки отпариванием и последующего фракционирования делают весьма выгодным предварительное использование доступной теплоты тяжелого гидроочищенного продукта для повторного кипячения перед фракционированием. Такая утилизация доступной теплоты обеспечивает выгоду с точки зрения получения экологически чистой тепловой энергии и используется для определенного продолжительного автоматического регулирования, исходя из температурных требований процессов очистки отпариванием и фракционирования.The advantage of the method according to the present invention is that for the re-boiling of the steamed heavy bottoms product withdrawn from the distillation column, the heat of the process streams is used and thereby fuel is saved. Optimum temperatures for stripping and subsequent fractionation make it very advantageous to pre-use the available heat of the heavy hydrotreated product for re-boiling before fractionation. Such utilization of the available heat provides a benefit in terms of the production of clean thermal energy and is used for a certain long-term automatic control, based on the temperature requirements of the steaming and fractionation cleaning processes.

Углеводородное сырье может быть выбрано из разнообразных углеводородных потоков и фракций. Углеводородным сырьем может быть сырая нефть, фракция, представляющая собой продукт прямой перегонки сырой нефти, фракция, полученная после вакуумной перегонки, деасфальтизат, нефть, происходящая из битуминозных песков, или нефть битуминозных сланцев.Hydrocarbon feedstocks can be selected from a variety of hydrocarbon streams and fractions. The hydrocarbon feed may be crude oil, a fraction representing the product of direct distillation of crude oil, a fraction obtained after vacuum distillation, deasphalting agent, oil derived from tar sands, or tar shale oil.

Процессом конверсии может быть процесс гидроочистки, в котором указанную нефть незначительно изменяют; это может быть процесс гидрокрекинга, в котором средняя длина цепи молекул нефти уменьшается; это может быть процесс гидродеметаллизации, в котором из углеводородного сырья удаляют металлические компоненты; это может быть гидрогенизация, при которой ненасыщенные углеводороды становятся гидрогенизированными насыщенными; это может быть процесс гидродепарафинизации, в котором молекулы с прямыми цепями изомеризуются, или это может быть процесс гидродесульфуризации, в котором из исходного сырья удаляют сернистые соединения. Было обнаружено, что предложенный способ является, в частности, полезным, если углеводородное сырье содержит сернистые соединения, и условия проведения гидроочистки представляют собой условия гидродесульфуризации. Предложенный способ является выгодным при обработке серосодержащего исходного сырья, которое содержит так называемые плохо поддающиеся переработке сернистые соединения, например соединения, содержащие дибензотиофен.The conversion process may be a hydrotreatment process in which said oil is slightly altered; it may be a hydrocracking process in which the average chain length of the oil molecules decreases; it can be a hydrodemetallization process in which metal components are removed from hydrocarbon materials; it can be hydrogenation, in which unsaturated hydrocarbons become saturated hydrogenated; it can be a hydrodeparaffinization process in which straight-chain molecules are isomerized, or it can be a hydrodesulfurization process in which sulfur compounds are removed from the feedstock. It was found that the proposed method is, in particular, useful if the hydrocarbon feed contains sulfur compounds, and the conditions for hydrotreating are hydrodesulfurization conditions. The proposed method is advantageous in the processing of sulfur-containing feedstock, which contains the so-called poorly processed sulfur compounds, for example, compounds containing dibenzothiophene.

Параметры гидроочистки, которые могут быть применены в способе в соответствии с настоящим изобретением, не являются строго обязательными и могут быть изменены применительно к типу конверсии, которому подвергают углеводородное сырье.The hydrotreating parameters that can be used in the method in accordance with the present invention are not strictly required and can be changed in relation to the type of conversion to which the hydrocarbon feed is subjected.

Обычно параметры гидроочистки включают температуру в интервале от 250 до 480°C, предпочтительно от 320 до 400°C, давление в интервале от 10 до 150 бар, предпочтительно от 20 до 90 бар, и среднечасовую скорость подачи сырья в интервале от 0,1 до 1 час^-1, предпочтительно от 0,4 до 4 час^-1. Специалист может выбрать эти подходящие параметры в соответствии с типом сырья и желаемой конверсией.Typically, hydrotreating parameters include a temperature in the range of 250 to 480 ° C, preferably 320 to 400 ° C, a pressure in the range of 10 to 150 bar, preferably 20 to 90 bar, and an hourly average feed rate in the range of 0.1 to 1 hour ^-1 , preferably from 0.4 to 4 hours ^-1 . One skilled in the art can select these suitable parameters according to the type of feed and the desired conversion.

Катализатор, используемый в настоящем изобретении, может быть также выбран в соответствии с желаемой конверсией.The catalyst used in the present invention may also be selected in accordance with the desired conversion.

Подходящие катализаторы включают в себя, по меньшей мере, металлы групп VB, VIB и/или VIII Периодической таблицы элементов на подходящем носителе. Примеры подходящих металлов включают кобальт, никель, молибден и вольфрам, но также могут быть использованы драгоценные металлы, такие как палладий и платина. В частности, если углеводородное сырье содержит серу, катализатор, соответственно, содержит носитель и, по меньшей мере, один металл из группы VIB и группы VIII. Несмотря на то что эти металлы могут находиться в виде их оксидов, предпочтительно использовать металлы в виде сульфидов. Поскольку катализатор обычно может быть получен в виде оксида, указанные катализаторы затем могут быть подвергнуты обработке путем предварительного сульфидирования, которое может быть осуществлено ex situ, но предпочтительно проводится in situ, в частности, в условиях, которые сходны с эффективной конверсией.Suitable catalysts include at least metals of groups VB, VIB and / or VIII of the Periodic Table of the Elements on a suitable support. Examples of suitable metals include cobalt, nickel, molybdenum and tungsten, but precious metals such as palladium and platinum can also be used. In particular, if the hydrocarbon feed contains sulfur, the catalyst accordingly contains a support and at least one metal from group VIB and group VIII. Although these metals may be in the form of their oxides, it is preferable to use metals in the form of sulfides. Since the catalyst can usually be obtained in the form of oxide, these catalysts can then be subjected to pre-sulfidation treatment, which can be carried out ex situ, but preferably carried out in situ, in particular under conditions that are similar to the effective conversion.

Металлы подходящим образом объединяют на носителе. Носителем может быть аморфный огнеупорный оксид, например оксид кремния, оксид алюминия или оксид кремния-оксид алюминия. Также могут быть использованы и другие оксиды, такие как оксид циркония, оксид титана или оксид германия. Для процессов гидродепарафинизации могут быть использованы кристаллические алюмосиликаты, такие как бетацеолит, ZSM-5, морденит, ферриериты, ZSM-11, ZSM-12, ZSM-23 и другие цеолиты со средней пористостью. Если условия проведения гидроочистки приводят к гидрокрекингу, катализатор предпочтительно может содержать другой цеолит. Подходящими цеолитами являются цеолиты типа фожазита, такие как цеолит X или Y, в частности, сверхстабильный цеолит Y. Возможно также использование цеолитов с большими порами. Указанные цеолиты обычно комбинируют с аморфным связующим веществом, таким как оксид алюминия. Металлы подходящим образом комбинируют с катализатором путем пропитки, замачивания, гомогенизации, совместного дробления, перемешивания или дополнительно, в случае цеолитов, путем ионообмена. Очевидно, что специалисту известно, какие катализаторы являются подходящими и каким образом такие катализаторы приготавливают.The metals are suitably combined on a support. The carrier may be an amorphous refractory oxide, for example silica, alumina or silica-alumina. Other oxides such as zirconium oxide, titanium oxide or germanium oxide can also be used. Crystalline aluminosilicates such as betaceolite, ZSM-5, mordenite, ferrierites, ZSM-11, ZSM-12, ZSM-23 and other zeolites with medium porosity can be used for hydrodeparaffinization processes. If hydrotreating conditions result in hydrocracking, the catalyst may preferably contain another zeolite. Suitable zeolites are faujasite-type zeolites, such as zeolite X or Y, in particular superstable zeolite Y. It is also possible to use large pore zeolites. These zeolites are usually combined with an amorphous binder, such as alumina. Metals are suitably combined with the catalyst by impregnation, soaking, homogenization, co-crushing, mixing, or additionally, in the case of zeolites, by ion exchange. Obviously, one skilled in the art knows which catalysts are suitable and how such catalysts are prepared.

После контакта сырья с катализатором и водородом получают гидроочищенный продукт. Этот продукт содержит неконвертированный водород и может, в зависимости от параметров гидрообработки, содержать углеводороды с таким же или меньшим числом атомов углерода по отношению к углеводородам, которые содержались в сырье, и/или сероводород, аммиак и другие газообразные соединения. Для удаления этих газообразных соединений гидроочищенный продукт подвергают обработке путем разделения. Водород и, необязательно, другие газообразные продукты отделяют от гидроочищенного продукта с получением жидкого потока гидроочищенного продукта. Как правило, гидроочищенный продукт будет иметь температуру в интервале от 250 до 480°C, предпочтительно от 320 до 400°C, и давление в интервале от 10 до 150 бар, предпочтительно от 20 до 90 бар. Гидроочищенный продукт подвергают разделению предпочтительно путем регулирования давления и/или температуры. При этом можно уменьшить температуру в так называемом горячем сепараторе высокого давления, в котором давление по существу такое же, что и давление в условиях проведения гидроочистки. Благодаря понижению температуры, предпочтительно, по меньшей мере, 75 мас.% гидроочищенного продукта находится в виде жидкости, и эту жидкую фракцию извлекают в виде жидкого потока гидроочищенного продукта, который образуется при температуре в интервале от 100 до 350°C, предпочтительно от 150 до 280°C. Соответственно, температура понижается на величину от 20 до 380°C. В качестве альтернативы можно понизить как температуру, так и давление. В последнем случае предпочтительно перед снижением давления от гидроочищенного продукта сначала отделяют излишний водород с получением жидкого потока гидроочищенного продукта.After contact of the feedstock with the catalyst and hydrogen, a hydrotreated product is obtained. This product contains unconverted hydrogen and may, depending on the hydrotreatment parameters, contain hydrocarbons with the same or fewer carbon atoms relative to the hydrocarbons contained in the feed, and / or hydrogen sulfide, ammonia and other gaseous compounds. To remove these gaseous compounds, the hydrotreated product is subjected to separation treatment. Hydrogen and, optionally, other gaseous products are separated from the hydrotreated product to obtain a liquid hydrotreated product stream. Typically, the hydrotreated product will have a temperature in the range of 250 to 480 ° C, preferably 320 to 400 ° C, and a pressure in the range of 10 to 150 bar, preferably 20 to 90 bar. The hydrotreated product is preferably separated by adjusting the pressure and / or temperature. In this case, it is possible to reduce the temperature in the so-called hot high-pressure separator, in which the pressure is essentially the same as the pressure under the conditions of hydrotreating. By lowering the temperature, preferably at least 75 wt.% Of the hydrotreated product is in the form of a liquid, and this liquid fraction is recovered as a liquid stream of the hydrotreated product, which is formed at a temperature in the range from 100 to 350 ° C, preferably from 150 to 280 ° C. Accordingly, the temperature decreases by 20 to 380 ° C. Alternatively, both temperature and pressure can be reduced. In the latter case, preferably, before the pressure is reduced, excess hydrogen is first separated from the hydrotreated product to obtain a liquid hydrotreated product stream.

В одном воплощении, по меньшей мере, часть жидкого потока гидроочищенного продукта проходит непосредственно в зону отпаривания для отделения летучих углеводородов и примесей, таких как сероводород и аммиак, от желаемых жидких углеводородов. Очистка с помощью отпаривания может быть проведена с помощью азота, диоксида углерода и углеводородов с низким молекулярным весом в качестве отпарного газа. Однако предпочтительно осуществлять процесс отпаривания с использованием водяного пара. Обычно в установках для разделения сырой нефти водяной пар является легкодоступным при различных давлениях и различных температурах. Кроме того, доказано, что отпарка с использованием водяного пара является весьма эффективной. Представляется удобным проводить очистку путем отпаривания при параметрах, которые являются наиболее выгодными по сравнению с параметрами, при которых образуется жидкий гидроочищенный поток или при которых легкие углеводороды могут быть отогнаны оптимальным образом. Подходящим образом отпарку осуществляют при температуре в интервале от 100 до 350°C, предпочтительно от 130 до 240°C, и давлении в интервале от 1 до 50 бар, предпочтительно от 1,5 до 10 бар.In one embodiment, at least a portion of the hydrotreated product fluid stream passes directly to the stripping zone to separate volatile hydrocarbons and impurities, such as hydrogen sulfide and ammonia, from the desired liquid hydrocarbons. Stripping by stripping can be carried out using nitrogen, carbon dioxide and low molecular weight hydrocarbons as stripping gas. However, it is preferable to carry out the steaming process using water vapor. Typically, in installations for the separation of crude oil, water vapor is readily available at various pressures and various temperatures. In addition, it has been proven that stripping using water vapor is very effective. It seems convenient to carry out purification by steaming at parameters that are most advantageous in comparison with those at which a liquid hydrotreated stream is formed or at which light hydrocarbons can be optimally distilled off. Suitably, stripping is carried out at a temperature in the range from 100 to 350 ° C, preferably from 130 to 240 ° C, and a pressure in the range from 1 to 50 bar, preferably from 1.5 to 10 bar.

Тяжелый гидроочищенный продукт, который получен после обработки путем отпаривания, может содержать некоторое количество отпарного газа, например, в виде воды, и, возможно, нежелательное количество относительно легких углеводородных компонентов, например, нафты. Отпарной газ, и необязательно, указанные компоненты, содержащие легкие углеводороды, предпочтительно удаляют из тяжелого гидроочищенного продукта, поскольку наличие отпарного газа препятствует проведению последующих операций по обработке углеводородов, содержащихся в тяжелом гидроочищенном продукте, а легкие углеводородные компоненты могут растворять желаемый продукт. Предпочтительно тяжелый гидроочищенный продукт разделяют при пониженном давлении, по меньшей мере, на одну газообразную отпаренную фракцию и, по меньшей мере, одну жидкую отпаренную фракцию. Полученная газообразная отпаренная фракция обычно будет содержать небольшую часть отпарного газа и некоторые из легких углеводородных продуктов, однако газообразная отпаренная фракция может содержать большую часть отпарного газа, например водяного пара, и нежелательные легкие углеводородные соединения, в то же время жидкая отпаренная фракция будет иметь пониженное содержание отпарного газа и легких углеводородных компонентов. Разделение может быть осуществлено в испарительной емкости, в которой тяжелый гидроочищенный продукт подвергается воздействию пониженного давления. Хотя этот способ разделения может быть удовлетворительным для некоторых случаев применения, может быть необходимым более точное разделение различных углеводородных фракций. Поэтому указанное разделение предпочтительно осуществляют в ректификационной колонне, в которой тяжелый гидроочищенный продукт подвергают действию пониженного давления, при этом более летучие компоненты, включающие отпарной газ и, необязательно, относительно легкие углеводородные компоненты, будут испаряться и могут быть отведены из колонны в виде газообразной отпаренной фракции. Более тяжелые соединения будут оставаться жидкими и могут быть отведены в виде жидкой отпаренной фракции. Условия в ступени разделения, такой как испарительная емкость или ректификационная колонна, могут включать температуру в интервале от 80 до 300°C, предпочтительно от 120 до 250°C, более предпочтительно от 120 до 200°C и еще более предпочтительно от 150 до 200°C, и давление в интервале от 0,005 до 1 бар, предпочтительно от 0,05 до 0,5 бар и более предпочтительно от 0,15 до 0,5 бар.The heavy hydrotreated product obtained after steaming may contain a certain amount of stripping gas, for example, in the form of water, and possibly an undesirable amount of relatively light hydrocarbon components, for example, naphtha. The stripping gas, and optionally, said light hydrocarbon containing components, is preferably removed from the heavy hydrotreated product, since the presence of the stripped gas impedes subsequent processing of hydrocarbons contained in the heavy hydrotreated product, and the light hydrocarbon components can dissolve the desired product. Preferably, the heavy hydrotreated product is separated under reduced pressure into at least one gaseous stripped fraction and at least one liquid stripped fraction. The resulting gaseous stripped fraction will usually contain a small portion of the stripped gas and some of the light hydrocarbon products, however, the gaseous stripped fraction may contain most of the stripped gas, such as water vapor, and undesirable light hydrocarbon compounds, while the liquid stripped fraction will have a reduced content Stripping gas and light hydrocarbon components. Separation can be carried out in an evaporation tank in which the heavy hydrotreated product is subjected to reduced pressure. Although this separation method may be satisfactory for some applications, it may be necessary to more accurately separate the various hydrocarbon fractions. Therefore, this separation is preferably carried out in a distillation column, in which the heavy hydrotreated product is subjected to reduced pressure, while more volatile components including stripping gas and, optionally, relatively lighter hydrocarbon components, will evaporate and can be withdrawn from the column in the form of a gaseous stripped fraction . Heavier compounds will remain liquid and may be withdrawn as a liquid stripped fraction. The conditions in the separation stage, such as an evaporation tank or distillation column, may include a temperature in the range from 80 to 300 ° C, preferably from 120 to 250 ° C, more preferably from 120 to 200 ° C and even more preferably from 150 to 200 ° C, and a pressure in the range of 0.005 to 1 bar, preferably 0.05 to 0.5 bar, and more preferably 0.15 to 0.5 bar.

Одно из преимуществ способа согласно настоящему изобретению заключается в том, что часть жидкой отпаренной фракции первоначально используют для повторного кипячения, по меньшей мере, части жидкой отпаренной фракции перед ее подачей в зону испарения для фракционирования. В зоне испарения и фракционирования повторно нагретая фракция выполняет функцию отпарного газа, который способствует испарению легких продуктов, содержащихся в тяжелом углеводородном продукте. Для дальнейшего удаления легких продуктов ректификационная колонна предпочтительно содержит отпарную секцию, находящуюся ниже зоны испарения.One of the advantages of the method according to the present invention is that part of the liquid stripped fraction is initially used to re-boil at least part of the liquid stripped fraction before it is fed to the evaporation zone for fractionation. In the zone of evaporation and fractionation, the reheated fraction acts as a stripping gas, which promotes the evaporation of light products contained in a heavy hydrocarbon product. To further remove light products, the distillation column preferably contains a stripping section below the evaporation zone.

Хотя выше была показана возможность использования ректификационной колонны или испарительной емкости, очевидно, что также могут быть использованы другие средства разделения, действующие при пониженном давлении.Although the possibility of using a distillation column or evaporation vessel has been shown above, it is obvious that other separation means operating under reduced pressure can also be used.

В рассмотренном выше первом воплощении изобретения нагревание, по меньшей мере, части жидкой отпаренной фракции, которую подвергают повторному кипячению, осуществляют путем теплообмена, по меньшей мере, с частью жидкой отпаренной фракции перед ее подачей в ректификационную колонну.In the first embodiment described above, the heating of at least a portion of the liquid stripped fraction, which is subjected to re-boiling, is carried out by heat exchange with at least a portion of the liquid stripped fraction before it is fed to the distillation column.

Согласно другому воплощению, по меньшей мере, часть жидкого потока гидроочищенного продукта, полученного после отделения, например, водорода от гидроочищенного продукта, перед ее подачей в зону испарения, где проводят очистку путем отпарки, сначала направляют в теплообменник с тем, чтобы осуществить теплообмен указанной, по меньшей мере, части жидкой отпаренной фракции с указанной, по меньшей мере, частью жидкого потока гидроочищенного продукта, который был отведен из ректификационной колонны. Преимущество такого проведения процесса состоит в том, что теплообмен осуществляют при отсутствии перепада температуры в отпарной зоне. Когда жидкий поток гидроочищенного продукта достигает зоны испарения для проведения обработки путем отпарки, он может быть уже освобожден от газообразных легких компонентов. Полученный таким образом тяжелый гидроочищенный продукт направляют в ректификационную колонну, как было отмечено выше, с получением газообразной отпаренной фракции и жидкой отпаренной фракции. По меньшей мере, часть указанной жидкой отпаренной фракции повторно нагревают в теплообменнике, через который пропускают жидкий поток гидроочищенного продукта, и нагретую таким образом парообразную часть жидкой отпаренной фракции направляют на рециркуляцию в секцию отпарки ректификационной колонны. Таким образом, в этом воплощении осуществляют теплообмен указанной, по меньшей мере, части жидкой отпаренной фракции с указанной, по меньшей мере, частью жидкого потока гидроочищенного продукта.According to another embodiment, at least a portion of the liquid stream of the hydrotreated product obtained after separating, for example, hydrogen from the hydrotreated product, before being fed to the evaporation zone where purification is carried out by stripping, is first sent to a heat exchanger in order to heat transfer said at least part of the liquid stripped fraction with the specified at least part of the liquid stream of the hydrotreated product, which was diverted from the distillation column. The advantage of this process is that the heat exchange is carried out in the absence of a temperature difference in the stripping zone. When the liquid stream of the hydrotreated product reaches the evaporation zone for processing by stripping, it can already be freed from the gaseous light components. The thus obtained heavy hydrotreated product is sent to a distillation column, as noted above, to obtain a gaseous stripped fraction and a liquid stripped fraction. At least a portion of said liquid stripped fraction is reheated in a heat exchanger through which a liquid stream of the hydrotreated product is passed, and the thus vaporized portion of the liquid stripped fraction is recycled to the stripping section of the distillation column. Thus, in this embodiment, heat exchange of said at least a portion of the liquid stripped fraction with said at least a portion of the liquid stream of the hydrotreated product is carried out.

Несмотря на то что в обоих рассмотренных выше воплощениях описан теплообмен или с частью жидкого потока гидроочищенного продукта или, по меньшей мере, с частью тяжелого гидроочищенного продукта, в пределах объема настоящего изобретения находится вариант воплощения, в котором, по меньшей мере, части жидкого потока гидроочищенного продукта и тяжелого гидроочищенного продукта объединяют и используют при проведении теплообмена, по меньшей мере, с частью жидкой фракции, получаемой из ректификационной колонны. В качестве альтернативы жидкая отпаренная фракция может последовательно обмениваться теплотой, по меньшей мере, с частью жидкого потока гидроочищенного продукта и, по меньшей мере, с частью тяжелого гидроочищенного продукта, причем в любом порядке.Although in both of the above embodiments, heat exchange is described with either a portion of the hydrotreated product fluid stream or at least a portion of the hydrotreated heavy product, there is an embodiment within the scope of the present invention in which at least a portion of the hydrotreated fluid stream the product and the heavy hydrotreated product are combined and used during heat exchange with at least a portion of the liquid fraction obtained from the distillation column. Alternatively, the stripped liquid fraction may successively exchange heat with at least a portion of the hydrotreated product fluid stream and at least a portion of the heavy hydrotreated product, in any order.

Предпочтительно повторно нагревать, по меньшей мере, 90 мас.% жидкой отпаренной фракции. Еще более предпочтительно нагревать всю жидкую отпаренную фракцию. При этом повторно нагретую жидкую отпаренную фракцию разделяют так, что легкие углеводороды, могут быть в парообразном состоянии направлены на рециркуляцию в отпарную секцию ректификационной колонны, в то время как более тяжелые компоненты, находящиеся в жидкой отпаренной фракции, остаются жидкими и могут быть отделены от этих более летучих соединений, и могут быть извлечены в качестве продуктов.It is preferable to reheat at least 90 wt.% Of the liquid stripped fraction. Even more preferably, the entire liquid stripped fraction is heated. In this case, the reheated liquid stripped fraction is separated so that light hydrocarbons can be sent in a vapor state for recycling to the stripping section of the distillation column, while the heavier components in the liquid stripped fraction remain liquid and can be separated from these more volatile compounds, and can be recovered as products.

Температура, до которой, по меньшей мере, указанная часть жидкой отпаренной фракции может быть повторно нагрета, может быть установлена специалистами в данной области техники исходя из природы и интервала кипения этой жидкой фракции. Соответствующим образом, по меньшей мере, указанную часть жидкой отпаренной фракции повторно нагревают до температуры в интервале от 125 до 350°C, предпочтительно от 150 до 220°C. Жидкую отпаренную фракцию подходящим образом извлекают в виде среднего дистиллята. Подходящие продукты включают керосин и дизельное топливо. Извлечение таких продуктов может быть достигнуто с помощью общеизвестных средств, таких как фракционная перегонка.The temperature to which at least a specified portion of the stripped liquid fraction can be reheated can be set by those skilled in the art based on the nature and boiling range of this liquid fraction. Accordingly, at least said portion of the liquid stripped fraction is reheated to a temperature in the range of 125 to 350 ° C, preferably 150 to 220 ° C. The liquid stripped fraction is suitably recovered as a middle distillate. Suitable products include kerosene and diesel. The recovery of such products can be achieved using well-known means, such as fractional distillation.

Газообразная отпаренная фракция может содержать отпарной газ. В связи с этим выгодно этот газ удалить из указанной газообразной фракции. Удаление может быть произведено с помощью общеизвестных средств, таких как ректификация, мембранное разделение или любое другое известное средство. Если отпарным газом является водяной пар, то выгодно охлаждать газообразную отпаренную фракцию для конденсирования водяного пара, что представляет собой легкий путь удаления пара из газообразной отпаренной фракции. Дополнительное преимущество такого способа заключается в возможности выбора для конденсации также более тяжелой углеводородной фракции, которая увлекается вместе с потоком отпарного газа. Обычно эта более тяжелая фракция содержит нафту. Углеводородная фракция, содержащая нафту, может быть, по меньшей мере, частично извлечена в качестве продукта и/или частично направлена на рециркуляцию в ректификационную колонну в качестве потока флегмы.The gaseous stripped fraction may contain stripping gas. In this regard, it is advantageous to remove this gas from the specified gaseous fraction. Removal can be carried out using well-known means, such as rectification, membrane separation or any other known means. If the stripping gas is water vapor, it is advantageous to cool the gaseous stripped fraction to condense water vapor, which is an easy way to remove steam from the gaseous stripped fraction. An additional advantage of this method lies in the possibility of choosing a heavier hydrocarbon fraction for condensation, which is entrained along with the stripping gas stream. Usually this heavier fraction contains naphtha. The hydrocarbon fraction containing naphtha can be at least partially recovered as a product and / or partially recycled to the distillation column as a reflux stream.

На фиг.1 показана принципиальная технологическая схема воплощения настоящего изобретения.Figure 1 shows a schematic flow diagram of an embodiment of the present invention.

На фиг.2 показано альтернативное воплощение рассматриваемого способа. На фиг.1 показан трубопровод 1, посредством которого углеводородное сырье пропускают через теплообменник 2 и в который по трубопроводу 3 добавляют газ, содержащий водород. Объединенные потоки сырья и водородсодержащего газа пропускают через печь 4, а нагретое сырье по трубопроводу 5 направляют в реактор 6 гидроочистки. Реактор может быть снабжен одним или большим числом слоев катализатора. Если реактор содержит два или большее число слоев катализатора, между слоями катализатора может быть введен газ или жидкость для охлаждения катализатора. Гидроочищенный продукт отводят из реактора 6 по трубопроводу 7 и пропускают через теплообменник 2 для предварительного нагрева углеводородного сырья, проходящего по трубопроводу 1. Гидроочищенный продукт направляют в сепаратор 8, в котором газообразные продукты, такие как водород, сероводород и аммиак, извлекают и отводят по трубопроводу 9, при этом жидкий поток гидроочищенного продукта отводят посредством трубопровода 10. Газообразные продукты могут быть разделены в секции очистки газа для извлечения сероводорода, аммиака и любых газообразных углеводородов, которые могли быть образованы. Очищенный таким образом водород может быть соответствующим образом направлен на рециркуляцию в реактор гидроочистки, например, путем его объединения с водородсодержащим газом в трубопроводе 3. В отпарную колонну 11 по трубопроводу 12 подают отпарной газ, например водяной пар. Отпарной газ будет увлекать с собой газообразные загрязняющие примеси, такие как сероводород и аммиак, а также легкие углеводороды, такие как углеводороды с числом атомов углерода от 1 до 6. Эти газообразные компоненты отводят по трубопроводу 13, охлаждают и транспортируют в сепаратор 14 низкого давления, в котором конденсируется водяной пар, и полученную воду, необязательно, с растворенными примесями, такими как сероводород и аммиак, отводят по трубопроводу 16. Оставшиеся газообразные компоненты отводят по трубопроводу 17. В связи с тем что эти компоненты содержат углеводороды, они могут быть использованы в качестве топлива. В сепараторе 14 также сжижаются углеводороды, которые отводят по трубопроводу 15. Углеводороды обычно включают в себя нафту. Согласно воплощению изобретения, иллюстрируемому на фиг.1, эти углеводороды возвращают обратно в отпарную колонну 11. Кроме того, можно, по меньшей мере, частично извлекать сжиженные углеводороды в качестве продукта.Figure 2 shows an alternative embodiment of the considered method. 1 shows a pipe 1 through which hydrocarbon feed is passed through a heat exchanger 2 and into which gas containing hydrogen is added via pipe 3. The combined streams of feed and hydrogen-containing gas are passed through a furnace 4, and the heated feed through a pipe 5 is sent to a hydrotreatment reactor 6. The reactor may be provided with one or more catalyst beds. If the reactor contains two or more catalyst beds, gas or liquid can be introduced between the catalyst beds to cool the catalyst. The hydrotreated product is withdrawn from the reactor 6 through a conduit 7 and passed through a heat exchanger 2 to preheat the hydrocarbon feed passing through the conduit 1. The hydrotreated product is sent to a separator 8, in which gaseous products such as hydrogen, hydrogen sulfide and ammonia are recovered and discharged through a conduit 9, while the liquid stream of the hydrotreated product is discharged through a conduit 10. Gaseous products can be separated into gas purification sections to extract hydrogen sulfide, ammonia, and any gas ase hydrocarbons which may be formed. The hydrogen thus purified can be suitably recycled to the hydrotreatment reactor, for example, by combining it with a hydrogen-containing gas in line 3. A stripping gas, for example steam, is supplied to the stripping column 11 through line 12. The off-gas will entrain gaseous pollutants, such as hydrogen sulfide and ammonia, as well as light hydrocarbons, such as hydrocarbons with carbon atoms from 1 to 6. These gaseous components are taken off via line 13, cooled and transported to a low pressure separator 14, in which water vapor condenses, and the resulting water, optionally with dissolved impurities, such as hydrogen sulfide and ammonia, is discharged through line 16. The remaining gaseous components are discharged through line 17. Due to the fact that and the components contain hydrocarbons, they can be used as fuel. Hydrocarbons are also liquefied in the separator 14, which are discharged through line 15. Hydrocarbons typically include naphtha. According to the embodiment of the invention illustrated in FIG. 1, these hydrocarbons are returned back to the stripper 11. In addition, it is possible to at least partially recover liquefied hydrocarbons as a product.

В отпарной колонне 11 получают тяжелый гидроочищенный продукт и отводят его по трубопроводу 18. Тяжелый гидроочищенный продукт пропускают через теплообменник 19 и после этого направляют в ректификационную колонну 20. В ректификационной колонне 20, которая функционирует при более низком давлении, чем давление в трубопроводе 18, тяжелый гидроочищенный продукт разделяют на газообразную отпаренную фракцию, которая покидает ректификационную колонну 20 по трубопроводу 21, и жидкую отпаренную фракцию, которая покидает ректификационную колонну 20 по трубопроводу 22. Газообразная отпаренная фракция, протекающая в трубопроводе 21, может быть отведена в качестве продукта. Она может быть также подвергнута дальнейшей обработке и/или очистке. Подходящая обработка включает охлаждение газообразной отпаренной фракции с конденсацией части газообразной отпаренной фракции. Конденсат может содержать воду, в том случае если в качестве отпарного газа используют водяной пар и относительно легкие углеводородные компоненты, которые могут быть отделены, и вода может быть удалена из системы. Относительно легкие углеводородные компоненты, например нафта, могут быть, по меньшей мере, частично, извлечены как продукт или частично направлены на рециркуляцию в ректификационную колонну в качестве флегмы.In the stripping column 11, a heavy hydrotreated product is obtained and discharged through line 18. A heavy hydrotreated product is passed through a heat exchanger 19 and then sent to distillation column 20. In distillation column 20, which operates at a lower pressure than pressure in pipeline 18, heavy the hydrotreated product is separated into a gaseous stripped fraction, which leaves the distillation column 20 through a pipe 21, and a liquid stripped fraction, which leaves the distillation column 20 by line 22. A gaseous stripped fraction flowing in line 21 can be discharged as a product. It may also be subjected to further processing and / or purification. Suitable processing includes cooling the gaseous stripped fraction with condensation of a portion of the gaseous stripped fraction. The condensate may contain water if water vapor and relatively light hydrocarbon components are used as the stripping gas, which can be separated and the water can be removed from the system. Relatively light hydrocarbon components, such as naphtha, can be at least partially recovered as a product or partially recycled to the distillation column as reflux.

Жидкую отпаренную фракцию, протекающую по трубопроводу 22, разделяют на продукт, который отводят по трубопроводу 23, и часть, проходящую по трубопроводу 24, которую направляют в теплообменник 19 для осуществления теплообмена с тяжелым гидроочищенным продуктом. Нагретая часть рециркулирует по трубопроводу 24 в ректификационную колонну 20, в которой она действует в качестве отпарного агента. Таким образом, ректификационная колонна выполнена с отпарной секцией в нижней части для облегчения отделения легких соединений от тяжелой отпаренной жидкости. В качестве альтернативы вся отпаренная фракция, проходящая по трубопроводу 22, может быть подвергнута теплообмену, после чего нагретую отпаренную фракцию разделяют на одну фракцию, которую извлекают в качестве продукта, и другую фракцию, которую направляют на рециркуляцию в ректификационную колонну.The liquid stripped fraction flowing through the pipe 22 is separated into a product that is discharged through the pipe 23, and the part passing through the pipe 24, which is sent to the heat exchanger 19 for heat exchange with a heavy hydrotreated product. The heated portion is recycled through line 24 to a distillation column 20 in which it acts as a stripping agent. Thus, the distillation column is made with a stripping section in the lower part to facilitate the separation of light compounds from heavy stripped liquid. Alternatively, the entire stripped fraction passing through conduit 22 may be heat exchanged, after which the heated stripped fraction is separated into one fraction that is recovered as a product and another fraction that is recycled to the distillation column.

Фиг.2 иллюстрирует способ, в соответствии с которым углеводородное исходное сырье, проходящее по трубопроводу 101, предварительно нагревают в теплообменнике 102 и после добавления водородсодержащего газа, проходящего по трубопроводу 103, производят дальнейший нагрев в печи 104. Нагретое сырье подвергают гидроочистке при параметрах гидроочистки в реакторе 106. Гидроочищенный продукт отводят из реактора 106 по трубопроводу 107 и направляют с прохождением через теплообменник 102 в сепаратор 108а высокого давления, из которого газообразные продукты, в частности водород, сероводород и аммиак, удаляют посредством трубопровода 109, а промежуточную жидкость транспортируют по трубопроводу 110a в сепаратор 108b низкого давления. Из сепаратора 108b газообразную фракцию, содержащую, главным образом, легкие углеводороды, отводят с помощью трубопровода 109b. Жидкий поток гидроочищенного продукта вытекает из сепаратора 108b по трубопроводу 110 и направляется в теплообменник 119 и затем в отпарную колонну 111. Легкие углеводороды, протекающие в трубопроводе 109b, объединяют с жидким гидроочищенным продуктом, проходящим по трубопроводу 110, перед вводом жидкого гидроочищенного продукта в отпарную колонну 111. В качестве альтернативы сепаратор 108b исключают, и извлеченную гидроочищенную жидкую фракцию из сепаратора 108a направляют в теплообменник 119 и затем в отпарную колонну 111. В колонну 111 посредством трубопровода 112 подают отпарной газ. Газообразные соединения отводят по трубопроводу 113, охлаждают и направляют в газожидкостный сепаратор 114. Из этого сепаратора 114 углеводороды отводят по трубопроводу 115 и направляют на рециркуляцию в отпарную колонну 111, воду с растворенными в ней примесями удаляют по трубопроводу 116, а оставшиеся газообразные компоненты отводят по трубопроводу 117.Figure 2 illustrates the method in which the hydrocarbon feedstock passing through the pipe 101 is preheated in the heat exchanger 102 and, after adding the hydrogen-containing gas passing through the pipe 103, further heating is carried out in the furnace 104. The heated feedstock is hydrotreated with hydrotreating parameters in reactor 106. The hydrotreated product is diverted from reactor 106 via line 107 and sent through a heat exchanger 102 to a high-pressure separator 108a, from which gaseous products, to in particular, hydrogen, hydrogen sulfide and ammonia are removed via line 109, and the intermediate liquid is transported through line 110a to a low pressure separator 108b. From the separator 108b, a gaseous fraction containing mainly light hydrocarbons is withdrawn via line 109b. The hydrotreated product liquid stream flows from the separator 108b through conduit 110 and is directed to a heat exchanger 119 and then to the stripper 111. Light hydrocarbons flowing in conduit 109b are combined with the hydrotreated product passing through conduit 110 before the hydrotreated product is introduced into the stripper 111. As an alternative, separator 108b is omitted and the recovered hydrotreated liquid fraction from separator 108a is sent to heat exchanger 119 and then to stripping column 111. To pipe 111 through pipes line 112 supply stripping gas. Gaseous compounds are discharged through line 113, cooled and sent to a gas-liquid separator 114. From this separator 114, hydrocarbons are discharged through line 115 and sent to recycle to the stripper column 111, water with dissolved impurities is removed via line 116, and the remaining gaseous components are discharged through pipeline 117.

Тяжелый гидроочищенный продукт, полученный в отпарной колонне 111, отводят по трубопроводу 118 и направляют в ректификационную колонну 120. Полученную в ней газообразную отпаренную фракцию отводят по трубопроводу 121, а жидкую отпаренную фракцию отводят по трубопроводу 122.The heavy hydrotreated product obtained in the stripping column 111 is discharged through line 118 and sent to a distillation column 120. The gaseous stripped fraction obtained therein is discharged through line 121, and the liquid stripped fraction is discharged through line 122.

Жидкую отпаренную фракцию разделяют на продукт, который отводят по трубопроводу 123, и часть, которая обменивается теплотой в теплообменнике 119 и возвращается обратно в ректификационную колонну 120. В качестве альтернативы вся жидкая отпаренная фракция может быть направлена в теплообменник 119, так что все летучие компоненты, содержащиеся в этой фракции, могут быть испарены. Эти испаренные компоненты по трубопроводу 124 направляют на рециркуляцию в ректификационную колонну 120. Оставшаяся жидкая отпаренная фракция затем может быть удалена из теплообменника посредством трубопровода 123 и отведена из установки в качестве продукта.The liquid stripped fraction is separated into a product that is withdrawn via conduit 123, and the part that exchanges heat in the heat exchanger 119 and is returned back to the distillation column 120. Alternatively, the entire liquid stripped fraction can be sent to the heat exchanger 119, so that all volatile components contained in this fraction can be evaporated. These vaporized components are sent through line 124 to recirculation to distillation column 120. The remaining liquid stripped fraction can then be removed from the heat exchanger via line 123 and removed from the unit as a product.

Следует понимать, что на рассмотренных фигурах не показано вспомогательное оборудование, которое обычно используют, такое как клапаны, насосы, компрессоры, расширительные устройства, контрольно-измерительная аппаратура и т.п. Специалисту будет понятно, где необходимо установить такое вспомогательное оборудование.It should be understood that the illustrated figures do not show auxiliary equipment that is commonly used, such as valves, pumps, compressors, expansion devices, instrumentation, etc. The specialist will be clear where it is necessary to install such auxiliary equipment.

Claims

1. The method of conversion of hydrocarbons, comprising the following stages, which carry out:
(a) contacting the feedstock with hydrogen under hydrotreating conditions to obtain a hydrotreated product, the hydrotreating conditions including a temperature in the range of 250 to 480 ° C., a pressure in the range of 10 to 150 bar, and an hourly average feed rate of 0.1 to 10 hour ^-1 ;
(b) treating the hydrotreated product by separating at least hydrogen from the hydrotreated product to obtain a liquid hydrotreated product stream having a temperature in the range of 150 to 280 ° C;
(c) treating at least a portion of the liquid stream of the hydrotreated product by steam stripping at a temperature in the range of 130 to 240 ° C. and a pressure in the range of 1.5 to 10 bar, to separate light products from the liquid stream of the hydrotreated product, in which heavy hydrotreated product;
(d) the separation of the heavy hydrotreated product in the separation zone under reduced pressure in the range from 0.005 to 1 bar and a temperature in the range from 120 to 250 ° C into at least one gaseous stripped fraction and at least a liquid stripped fraction, at least at least a portion of the liquid stripped product is reheated and returned back to the separation zone, at least a portion of said liquid stripped fraction is reheated by heat exchange between at least a portion of the hydrotreated liquid stream product and / or at least part of a heavy hydrotreated product.

2. The method according to claim 1, in which the hydrocarbon feedstock contains sulfur compounds, and the conditions for hydrotreating are hydrodesulfurization conditions.

3. The method according to claim 1 or 2, in which the catalyst contains a carrier and at least one metal of group VIB and group VIII of the Periodic table, preferably sulfidized.

4. The method according to claim 1 or 2, in which the steaming is carried out using water vapor.

5. The method according to claim 1 or 2, in which the separation zone in stage (d) includes a stripping section.

6. The method according to claim 4, in which the separation zone in stage (d) in addition to the stripping section includes a rectification section.

7. The method according to claim 1 or 2, in which heat exchange with the specified at least part of the liquid stripped fraction is carried out with the specified at least part of the liquid stream of the hydrotreated product.

8. The method according to claim 1 or 2, in which heat exchange with said at least part of the liquid stripped fraction is carried out with said at least part of a heavy hydrotreated product.

9. The method according to claim 1 or 2, in which at least 90 wt.% Of the liquid stripped fraction, preferably the entire liquid stripped fraction, is reheated by heat exchange.

10. The method according to claim 1 or 2, in which part of the liquid stripped fraction is recovered as a product containing a middle distillate.

11. The method according to claim 1 or 2, in which the gaseous stripped fraction is divided into at least a fraction containing naphtha and a water fraction.

12. The method according to claim 1 or 2, in which at least a portion of the specified liquid stripped fraction is reheated to a temperature in the range from 125 to 350 ° C.