RU2572601C2 - Установка высокотемпературного платформинга - Google Patents
Установка высокотемпературного платформинга Download PDFInfo
- Publication number
- RU2572601C2 RU2572601C2 RU2013143832/04A RU2013143832A RU2572601C2 RU 2572601 C2 RU2572601 C2 RU 2572601C2 RU 2013143832/04 A RU2013143832/04 A RU 2013143832/04A RU 2013143832 A RU2013143832 A RU 2013143832A RU 2572601 C2 RU2572601 C2 RU 2572601C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- temperature
- reforming unit
- aromatic compounds
- reactor
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/58—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins
- C10G45/68—Aromatisation of hydrocarbon oil fractions
-
- 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
- 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
- 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
- C10G61/04—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 the refining step being an extraction
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4006—Temperature
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4018—Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV
-
- 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
Abstract
Изобретение относится к способу получения ароматических соединений из потока углеводородного сырья, включающему пропускание потока углеводородного исходного сырья в первую установку риформинга, которую эксплуатируют при температуре от 500°C до 540°C, для получения отходящего потока из первой установки риформинга; нагревание отходящего потока из первой установки риформинга до второй температуры и пропускание нагретого потока во вторую установку риформинга, которую эксплуатируют при температуре, большей, чем 540°C, и в которой на внутренние металлические поверхности реактора нанесено покрытие из незакоксовывающегося материала, для получения тем самым, технологического потока, содержащего ароматические соединения; пропускание указанного технологического потока в установку фракционирования для получения, тем самым, головного потока, содержащего С4 и более легкие углеводороды, и кубового потока, содержащего С5 и более тяжелые углеводороды; и пропускание указанного кубового потока в установку экстрагирования ароматических соединений для получения, тем самым, технологического потока ароматических соединений и потока рафината. Причем указанные установки риформинга содержат катализатор, содержащий благородный металл из группы VIII на носителе, причем указанный катализатор имеет уменьшенное содержание хлорида. Технический результат - предотвращение увеличения термического крекинга и предотвращения увеличения закоксовывания. 8 н.п. ф-лы, 11 ил.
Description
Данная заявка испрашивает приоритет по заявке США №13/440381, поданной 5 апреля 2012 года, и которая испрашивает приоритет по предварительной заявке США №61/480654, поданной 29 апреля 2011 года.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу улучшения получения ароматических соединений. В частности, улучшения и усовершенствования в отношении ароматических соединений, таких как бензол, толуол и ксилол, из потока лигроинового исходного сырья в результате изменения технологических условий.
Уровень техники
Риформинг нефтяных сырьевых материалов представляет собой важный способ получения продуктов, подходящих для использования. Один важный способ представляет собой разделение и облагораживание углеводородов для моторного топлива, такой как получение исходного потока нафты и повышение октанового числа нафты при получении бензина. Однако потоки углеводородного исходного сырья из источника сырой нефти включают получение химических предшественников, подходящих для использования при получении пластиков, моющих средств и других продуктов.
Облагораживание бензина представляет собой важный способ, и улучшения конверсии исходных потоков нафта для увеличения октанового числа были представлены в патентах США 3729409, 3753891, 3767568, 4839024, 4882040 и 5242576. Данные способы включают широкий спектр средств улучшения октанового числа и, в частности, улучшения уровня содержания ароматических соединений в бензине.
Способы включают разделение подаваемых потоков и эксплуатацию нескольких установок риформинга при использовании различных катализаторов, таких как монометаллический катализатор или некислотный катализатор для более низкокипящих углеводородов и биметаллические катализаторы для более высококипящих углеводородов. Другие усовершенствования включают новые катализаторы, как это представлено в патентах США 4677094, 6809061 и 7799729. Однако для способов и катализаторов, представленных в данных патентах, существуют ограничения, которые могут повлечь за собой значительные увеличения затрат.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение представляет собой способ улучшения выходов ароматических соединений из потока углеводородного исходного сырья. В частности, способ обеспечивает конверсию неароматических углеводородов в исходном потоке нафты в ароматические соединения в диапазоне от C6 до C8. Неароматические соединения включают парафины, олефины и нафтены. Способ улучшает выходы ароматических соединений в сопоставлении с использующимися в настоящее время способами переработки исходного потока нафты. Способ включает пропускание исходного потока нафты в установку риформинга, которую эксплуатируют при температуре, большей чем 540°C. Рабочая температура (температура эксплуатации) равна температуре подаваемого потока на входе, и установка риформинга содержит множество слоев реактора с межслоевыми нагревателями для поддержания температуры реактора при настолько однородной температуре, насколько возможно. Процесс риформинга является эндотермическим, и температуры будут падать от температуры на входе вследствие эндотермичности. В установке риформинга получают технологический поток, содержащий ароматические соединения в диапазоне от C6 до C8, и указанный технологический поток пропускают в установку фракционирования для отделения C4 и более легких углеводородов от технологического потока. В установке фракционирования получают кубовый поток, содержащий C5 и более тяжелые углеводороды. Кубовый поток пропускают в установку экстрагирования ароматических соединений для получения технологического потока ароматических соединений и потока рафината. Способ может включать нагнетание соединений серы для ограничения величины закоксовывания вследствие увеличенной температуры эксплуатации. В способе также может быть использован реактор, имеющий внутреннюю поверхность, подвергнутую обработке для ограничения закоксовывания.
После ознакомления со следующими далее подробным описанием изобретения и чертежами специалистам в соответствующей области техники станут очевидными и другие цели, преимущества и области применения настоящего изобретения.
Краткое описание чертежей
Фигура 1 демонстрирует зависимость значения ЧОСЖ от контрольной массы с добавленной серой;
фигура 2 демонстрирует зависимость увеличения количества C8 ароматических соединений от контрольной массы с серой;
фигура 3 демонстрирует зависимость увеличения количества C5+ соединений от значения ЧЭ при запуске с контрольной массой;
фигура 4 демонстрирует увеличение совокупного количества ароматических соединений;
фигура 5 демонстрирует увеличение количества водорода;
фигура 6 демонстрирует зависимость увеличения средней температуры реакционного блока от значения ЧЭ при запуске с контрольной массой;
фигура 7 демонстрирует зависимость увеличения средней температуры реакционного блока от срока службы катализатора;
фигура 8 демонстрирует зависимость увеличения совокупного количества ароматических соединений от срока службы катализатора;
фигура 9 демонстрирует зависимость увеличения количества водорода от срока службы катализатора;
фигура 10 демонстрирует зависимость увеличения количества C5+ соединений от срока службы катализатора; и
фигура 11 демонстрирует зависимость увеличения количества C8 ароматических соединений от срока службы катализатора.
Осуществление изобретения
Риформинг углеводородного потока для получения ароматических соединений представляет собой важный процесс. В общем случае высокие рабочие температуры являются предпочтительными для эксплуатации установки риформинга, поскольку равновесия при повышенных температурах благоприятствуют образованию ароматических соединений. Однако процесс риформинга реализуют при меньших температурах вследствие термического крекинга и катализируемого металлом закоксовывания, что происходит по мере увеличения температуры. Как было установлено, использование реакторных емкостей, имеющих неметаллические покрытия, делает возможной эксплуатацию при повышенных температурах без сопутствующего увеличения закоксовывания или термического крекинга.
Настоящее изобретение обеспечивает увеличенные выходы ароматических соединений в результате изменения обычных рабочих параметров процесса риформинга углеводородов. Процесс риформинга представляет собой процесс конверсии парафиновых углеводородов в ароматические углеводороды в результате циклизации и дегидрирования. Циклизация и дегидрирование проходят через множество стадий и могут приводить к получению олефинов, а также нафтенов. В свою очередь, олефины могут быть циклизованы и дегидрированы, а нафтены могут быть дегидрированы.
Увеличение температуры обычно будет предпочтительным условием, поскольку более высокие температуры смещают равновесия реакций риформинга, благоприятствуя получению ароматических соединений. Однако увеличение температур приводит к увеличению образования кокса на катализаторе и быстрее вызывает дезактивацию катализатора. Увеличение температур также приводит к увеличению роли термического крекинга для более тяжелых углеводородов и может начать или увеличить катализируемое металлом закоксовывание на поверхностях реакторной емкости или трубопровода, использующегося для транспортирования углеводородов в установку риформинга. Это, в свою очередь, требует большей энергии для более частой регенерации катализатора. В настоящее время способ риформинга оптимизировали для осуществления при меньших температурах в целях установления баланса между получением ароматических соединений и затратами по времени и энергии регенерации катализатора, а также для сведения к минимуму термического крекинга и катализируемого металлом закоксовывания.
Настоящее изобретение представляет собой способ получения ароматических соединений из потока углеводородного исходного сырья. Способ включает пропускание потока углеводородного исходного сырья в установку риформинга, которую эксплуатируют при температуре, большей чем 540°C, и в которой на внутренние поверхности реактора нанесено покрытие из незакоксовывающегося материала, для получения технологического потока, содержащего ароматические соединения. Технологический поток пропускают в установку фракционирования для отделения легких газовых компонентов, содержащих C4 и более легкие углеводороды, а также водород и другие легкие газы, от технологического потока. В установке фракционирования получают головной поток, содержащий легкие газовые компоненты, и кубовый поток, содержащий C5 и более тяжелые углеводороды. Кубовый поток пропускают в установку экстрагирования ароматических соединений для получения потока очищенных ароматических соединений и потока рафината, имеющего пониженное содержание ароматических соединений.
Способ риформинга обеспечивает введение потока углеводородного исходного сырья в контакт с катализатором и реализует дегидрирование и циклизацию углеводородов. Технологические условия включают температуру, большую чем 540°C, и объемную скорость в диапазоне от 0,6 час-1 до 10 час-1. Предпочтительно объемная скорость находится в диапазоне от 0,6 час-1 до 8 час-1, а более предпочтительно объемная скорость находится в диапазоне от 0,6 час-1 до 5 час-1.
Способ настоящего изобретения делает возможными большее нагревание в результате изменения поверхностей реакторов и оборудования, которое доставляет поток нагретого углеводородного исходного сырья в реакторы. Сюда включается перепускное оборудование, такое как трубопровод между пламенными нагревателями и реактором, а также внутренние стенки для поверхностей в пламенных нагревателях, подвергающихся воздействию потока исходного сырья. Внутренние поверхности могут быть подвергнуты сульфидированию или иметь покрытие из незакоксовывающихся материалов или использовать незакоксовывающиеся металлургические составы.
В одном варианте осуществления способ получения ароматических соединений из потока углеводородного исходного сырья включает нагревание потока углеводородного исходного сырья до первой температуры. Поток нагретого углеводородного исходного сырья пропускают в первую установку риформинга, которую эксплуатируют при первом наборе условий реакции, для получения отходящего потока из первой установки риформинга. Отходящий поток из первой установки риформинга нагревают до второй температуры и нагретый отходящий поток из первой установки риформинга пропускают во вторую установку риформинга. Вторую установку риформинга эксплуатируют при втором наборе условий реакции и в ней получают отходящий поток из второй установки риформинга. Отходящий поток из второй установки риформинга пропускают через теплообменник для предварительного нагревания потока исходного сырья.
Первая температура представляет собой температуру в диапазоне от 500°C до 540°C, а вторая температура является большей чем 540°C. Каждая установка риформинга может включать множество реакторов с межреакторными нагревателями, где каждый межреакторный нагреватель обеспечивает нагревание потока до желательной температуры, и где для первой установки риформинга каждый межреакторный нагреватель будет обеспечивать нагревание технологических потоков до второй температуры до пропускания во вторую установку риформинга. При наличии более, чем двух установок риформинга все установки риформинга за исключением последней будут иметь поступающий технологический поток, нагретый до первой температуры, и технологический поток на входе в последнюю установку риформинга будет нагрет до второй температуры.
Способ может включать хвостовой нагреватель. Хвостовой нагреватель используют для нагревания отходящего потока из второй установки риформинга до третьей температуры. Нагретый отходящий поток из второй установки риформинга после этого пропускают в хвостовой реактор. Третья температура также является большей чем первая температура, а предпочтительно является большей, чем 540°C.
Процесс риформинга является обычным процессом при переработке нефти, и его обычно используют для увеличения количества бензина. Способ риформинга включает перемешивание потока водорода и углеводородной смеси и введение получающегося в результате потока в контакт с катализатором риформинга. Обычное исходное сырье представляет собой исходный поток нафты и в общем случае имеет температуру начала кипения 80°C и температуру конца кипения 205°C. Реакторы риформинга эксплуатируют при температуре подаваемого потока на входе в диапазоне от 450°C до 540°C. Реакция риформинга обеспечивает конверсию парафинов и нафтенов в результате дегидрирования и циклизации в ароматические соединения. Дегидрирование парафинов может приводить к получению олефинов, а дегидроциклизация парафинов и олефинов может приводить к получению ароматических соединений.
Процесс риформинга является эндотермическим, и для подержания прохождения реакции установка риформинга представляет собой каталитический реактор, который может включать множество слоев реактора с межслоевыми нагревателями. Слои реактора имеют размеры, согласующиеся с межслоевыми нагревателями для поддержания температуры реакции в реакторах. Относительно большой слой реактора будет претерпевать значительное падение температуры, что может иметь неблагоприятные последствия для реакций. Катализатор также может быть пропущен через межреакторные нагреватели для доведения катализатора вплоть до желательных температур на входе в установку риформинга. Межслоевые нагреватели подогревают катализатор и технологический поток по мере прохождения катализатора и технологического потока от одного слоя реактора к последующему слою реактора в пределах установки риформинга. Наиболее часто использующийся тип межслоевого нагревателя представляет собой пламенный нагреватель, который нагревает текучую среду и катализатор, проходящие по трубам. Могут быть использованы и другие теплообменники.
Катализаторы риформинга в общем случае содержат металл на носителе. Носитель может включать пористый материал, такой как неорганический оксид или молекулярные сита, и связующее при массовом соотношении в диапазоне от 1:99 до 99:1. Массовое соотношение предпочтительно находится в диапазоне от 1:9 до 9:1. Неорганические оксиды, использующиеся для носителя, включают нижеследующее, но не ограничиваются только этим: оксид алюминия, оксид магния, диоксид титана, диоксид циркония, оксид хрома, оксид цинка, диоксид тория, оксид бора, керамика, фарфор, боксит, диоксид кремния, диоксид кремния-оксид алюминия, карбид кремния, глины, кристаллические цеолитные алюмосиликаты и их смеси. На современном уровне техники пористые материалы и связующие известны, и они не представлены в настоящем документе подробно. Металлы предпочтительно являются одним или несколькими благородными металлами из группы VIII и включают платину, иридий, родий и палладий. Обычно катализатор содержит количество металла в диапазоне от 0,01% до 2% (масс.) в расчете на совокупную массу катализатора. Катализатор также может включать элемент промотора из группы IIIA или группы IVA. Данные металлы включают галлий, германий, индий, олово, таллий и свинец.
Данные, представленные на фигурах 1-11, демонстрируют значительное увеличение количества ароматических соединений, водорода и C5+ жидкого продукта при эксплуатации одного и того же катализатора при более высокой температуре, но один и тот же катализатор эксплуатируют при различных объемных скоростях. Эксперименты проводили с катализатором дегидрирования - катализатором DEH-5 от компании UOP, содержащим 0,5% (масс.) Pt, 1,03% (масс.) C1 на носителе. Плотность катализатора составляла 0,31 г/куб. см. Фигура 1 демонстрирует зависимость контрольной массы с добавленной серой на протяжении часов эксплуатации (ЧЭ) от значений часовой объемной скорости жидкости (ЧОСЖ) 1,1 (ромбы) и 1,7 (квадраты). Фигура 2 демонстрирует увеличение количества C8 ароматических соединений для двух прогонов при значениях ЧОСЖ 1,1 (ромбы) и 1,7 (квадраты). Фигура 3 демонстрирует уровень содержания C5+ соединений в потоках продуктов для двух прогонов при значениях ЧОСЖ 1,1 (ромбы) и 1,7 (квадраты). Фигура 4 демонстрирует увеличение количества ароматических соединений в потоках продуктов для двух прогонов при значениях ЧОСЖ 1,1 (ромбы) и 1,7 (квадраты). Фигура 5 демонстрирует получение водорода в ходе способа для двух прогонов при значениях ЧОСЖ 1,1 (ромбы) и 1,7 (квадраты). Фигура 6 демонстрирует среднюю температуру реакционного блока для двух прогонов при значениях ЧОСЖ 1,1 (ромбы) и 1,7 (квадраты). Фигура 7 демонстрирует зависимость средней температуры реакционного блока от срока службы катализатора (БФ) для двух прогонов при значениях ЧОСЖ 1,1 (ромбы) и 1,7 (квадраты). Величина БФ представляет собой приведенное время эксплуатации или баррели подаваемого потока в расчете на один фунт катализатора. Фигура 8 демонстрирует зависимость совокупного количества ароматических соединений от срока службы катализатора для двух прогонов при значениях ЧОСЖ 1,1 (ромбы) и 1,7 (квадраты). Фигура 9 демонстрирует зависимость полученного водорода от срока службы катализатора для двух прогонов при значениях ЧОСЖ 1,1 (ромбы) и 1,7 (квадраты). Фигура 10 демонстрирует зависимость % (масс.) C5+ соединений в потоке продукта от срока службы катализатора для двух прогонов при значениях ЧОСЖ 1,1 (ромбы) и 1,7 (квадраты). Фигура 11 демонстрирует зависимость количества полученных C8 ароматических соединений в потоке продукта, от срока службы катализатора для двух прогонов при значениях ЧОСЖ 1,1 (ромбы) и 1,7 (квадраты). Данное увеличение предполагается при повышенной температуре вследствие уменьшения активности в результате уменьшенного уровня содержания хлорида в катализаторе.
Увеличения вследствие повышенных температур делают возможными увеличенные производительности или увеличенные скорости подачи сырья и приводят к получению большего количества ароматических продуктов при меньших затратах.
Несмотря на описание изобретения при использовании того, что в настоящее время рассматривается в качестве предпочтительных вариантов осуществления, необходимо понимать то, что изобретение описанными вариантами осуществления не ограничивается, но оно охватывает различные модификации и эквивалентные компоновки, входящие в объем прилагаемой формулы изобретения.
Claims (9)
1. Способ получения ароматических соединений из потока углеводородного исходного сырья, включающий:
пропускание потока углеводородного исходного сырья в первую установку риформинга, которую эксплуатируют при температуре от 500°C до 540°C, для получения отходящего потока из первой установки риформинга;
нагревание отходящего потока из первой установки риформинга до второй температуры и пропускание нагретого потока во вторую установку риформинга, которую эксплуатируют при температуре, большей чем 540°C, и в которой на внутренние металлические поверхности реактора нанесено покрытие из незакоксовывающегося материала, для получения тем самым технологического потока, содержащего ароматические соединения;
пропускание указанного технологического потока в установку фракционирования для получения тем самым головного потока, содержащего С4 и более легкие углеводороды, и кубового потока, содержащего С5 и более тяжелые углеводороды; и
пропускание указанного кубового потока в установку экстрагирования ароматических соединений для получения тем самым технологического потока ароматических соединений и потока рафината;
причем указанные установки риформинга содержат катализатор, содержащий благородный металл из группы VIII на носителе, причем указанный катализатор имеет уменьшенное содержание хлорида.
пропускание потока углеводородного исходного сырья в первую установку риформинга, которую эксплуатируют при температуре от 500°C до 540°C, для получения отходящего потока из первой установки риформинга;
нагревание отходящего потока из первой установки риформинга до второй температуры и пропускание нагретого потока во вторую установку риформинга, которую эксплуатируют при температуре, большей чем 540°C, и в которой на внутренние металлические поверхности реактора нанесено покрытие из незакоксовывающегося материала, для получения тем самым технологического потока, содержащего ароматические соединения;
пропускание указанного технологического потока в установку фракционирования для получения тем самым головного потока, содержащего С4 и более легкие углеводороды, и кубового потока, содержащего С5 и более тяжелые углеводороды; и
пропускание указанного кубового потока в установку экстрагирования ароматических соединений для получения тем самым технологического потока ароматических соединений и потока рафината;
причем указанные установки риформинга содержат катализатор, содержащий благородный металл из группы VIII на носителе, причем указанный катализатор имеет уменьшенное содержание хлорида.
2. Способ по п. 1, в котором во второй установке риформинга происходят реакции дегидрирования и циклизации.
3. Способ по п. 1, в котором объемная скорость во второй установке риформинга находится в диапазоне от 0,6 час-1 до 10 час-1.
4. Способ по п. 1, в котором поверхности реактора подвергнуты сульфидированию.
5. Способ по п. 1, дополнительно включающий использование перепускного оборудования, имеющего незакоксовывающиеся покрытия или металлургический состав, если перепускное оборудование подвергается воздействию высоких температур.
6. Способ по п. 5, в котором перепускное оборудование включает трубопровод.
7. Способ по п. 6, в котором поток углеводородного исходного сырья пропускают через пламенный нагреватель до установки риформинга, а трубопровод имеет незакоксовывающиеся покрытие или металлургической состав на внутренней стенке трубы.
8. Способ по п. 1, дополнительно включающий пропускание отходящего потока из второй установки риформинга через теплообменник для предварительного нагревания потока исходного сырья.
9. Способ по п. 8, в котором первая установка риформинга включает множество реакторов с межреакторными нагревателями, и в котором каждый реактор имеет поток исходного сырья, при этом указанный поток исходного сырья нагревают до первой температуры при использовании межреакторных нагревателей.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201161480654P | 2011-04-29 | 2011-04-29 | |
US61/480,654 | 2011-04-29 | ||
US13/440,381 | 2012-04-05 | ||
US13/440,381 US20120277511A1 (en) | 2011-04-29 | 2012-04-05 | High Temperature Platformer |
PCT/US2012/034606 WO2012148830A2 (en) | 2011-04-29 | 2012-04-23 | High temperature platformer |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2013143832A RU2013143832A (ru) | 2015-04-10 |
RU2572601C2 true RU2572601C2 (ru) | 2016-01-20 |
Family
ID=47068435
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013143832/04A RU2572601C2 (ru) | 2011-04-29 | 2012-04-23 | Установка высокотемпературного платформинга |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20120277511A1 (ru) |
KR (1) | KR20130132592A (ru) |
CN (1) | CN103492534B (ru) |
BR (1) | BR112013021253A2 (ru) |
RU (1) | RU2572601C2 (ru) |
SG (1) | SG192728A1 (ru) |
WO (1) | WO2012148830A2 (ru) |
Families Citing this family (6)
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 |
CN105861039B (zh) * | 2015-01-23 | 2018-08-21 | 上海优华系统集成技术有限公司 | 一种液化气芳构化装置 |
US9517447B1 (en) * | 2015-06-01 | 2016-12-13 | Uop Llc | Processes for removing contaminants from a dehydrogenation effluent |
US9683179B2 (en) | 2015-06-16 | 2017-06-20 | Uop Llc | Catalytic reforming processes |
CN108473878B (zh) | 2015-10-13 | 2021-07-09 | 环球油品公司 | 催化反应方法中的催化剂分级 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2374109A (en) * | 1939-09-13 | 1945-04-17 | Standard Oil Co | Multistage dehydroaromatization |
US4229602A (en) * | 1978-12-04 | 1980-10-21 | Phillips Petroleum Company | Dehydrocyclization process |
US4364820A (en) * | 1982-01-05 | 1982-12-21 | Uop Inc. | Recovery of C3 + hydrocarbon conversion products and net excess hydrogen in a catalytic reforming process |
US4732665A (en) * | 1985-12-27 | 1988-03-22 | Uop Inc. | High severity catalytic reforming process |
RU2131406C1 (ru) * | 1993-01-04 | 1999-06-10 | Шеврон Кемикал Компани | Способ термического гидродеалкилирования, способ повышения стойкости к науглероживанию и охрупчиванию решетки термической некаталитической реакционной системы и способ термического некаталитического гидродеалкилирования углеводорода при низком содержании серы |
RU2010119051A (ru) * | 2007-10-31 | 2011-11-20 | Чайна Петролеум & Кемикал Корпорейшн (Cn) | Способ пассивации для установки непрерывного реформинга (варианты) |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3767568A (en) * | 1971-03-19 | 1973-10-23 | Mobil Oil Corp | Hydrocarbon conversion |
US4115247A (en) * | 1976-07-16 | 1978-09-19 | Hydrocarbon Research, Inc. | Benzene production by solvent extraction and hydrodealkylation |
DE2803284A1 (de) * | 1977-01-31 | 1978-08-03 | Inst Francais Du Petrol | Katalytisches verfahren zur reformierung bzw. herstellung von aromatischen kohlenwasserstoffen |
US4297150A (en) * | 1979-07-07 | 1981-10-27 | The British Petroleum Company Limited | Protective metal oxide films on metal or alloy substrate surfaces susceptible to coking, corrosion or catalytic activity |
US4677094A (en) * | 1986-09-22 | 1987-06-30 | Uop Inc. | Trimetallic reforming catalyst |
US4897177A (en) * | 1988-03-23 | 1990-01-30 | Exxon Chemical Patents Inc. | Process for reforming a hydrocarbon fraction with a limited C9 + content |
US4882040A (en) * | 1988-06-24 | 1989-11-21 | Mobil Oil Corporation | Reforming process |
SA05260056B1 (ar) * | 1991-03-08 | 2008-03-26 | شيفرون فيليبس كيميكال كمبني ال بي | جهاز لمعالجة الهيدروكربون hydrocarbon |
EP0798363B1 (en) * | 1991-03-08 | 2003-05-28 | Chevron Phillips Chemical Company LP | Low-sulphur reforming processes |
US5242576A (en) * | 1991-11-21 | 1993-09-07 | Uop | Selective upgrading of naphtha fractions by a combination of reforming and selective isoparaffin synthesis |
US6809061B2 (en) * | 1996-12-09 | 2004-10-26 | Uop Llc | Selective bifunctional multigradient multimetallic catalyst |
CN100383222C (zh) * | 2005-07-28 | 2008-04-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种以轻烃为原料的催化重整方法 |
WO2010021910A2 (en) * | 2008-08-19 | 2010-02-25 | Shell Oil Company | Process for the conversion of lower alkanes to aromatic hydrocarbons and ethylene |
US7799729B2 (en) * | 2009-02-23 | 2010-09-21 | Uop Llc | Reforming catalyst |
-
2012
- 2012-04-05 US US13/440,381 patent/US20120277511A1/en not_active Abandoned
- 2012-04-23 CN CN201280019673.0A patent/CN103492534B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-04-23 KR KR1020137023011A patent/KR20130132592A/ko not_active Application Discontinuation
- 2012-04-23 RU RU2013143832/04A patent/RU2572601C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-04-23 WO PCT/US2012/034606 patent/WO2012148830A2/en active Application Filing
- 2012-04-23 BR BR112013021253A patent/BR112013021253A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-04-23 SG SG2013061130A patent/SG192728A1/en unknown
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2374109A (en) * | 1939-09-13 | 1945-04-17 | Standard Oil Co | Multistage dehydroaromatization |
US4229602A (en) * | 1978-12-04 | 1980-10-21 | Phillips Petroleum Company | Dehydrocyclization process |
US4364820A (en) * | 1982-01-05 | 1982-12-21 | Uop Inc. | Recovery of C3 + hydrocarbon conversion products and net excess hydrogen in a catalytic reforming process |
US4732665A (en) * | 1985-12-27 | 1988-03-22 | Uop Inc. | High severity catalytic reforming process |
RU2131406C1 (ru) * | 1993-01-04 | 1999-06-10 | Шеврон Кемикал Компани | Способ термического гидродеалкилирования, способ повышения стойкости к науглероживанию и охрупчиванию решетки термической некаталитической реакционной системы и способ термического некаталитического гидродеалкилирования углеводорода при низком содержании серы |
RU2010119051A (ru) * | 2007-10-31 | 2011-11-20 | Чайна Петролеум & Кемикал Корпорейшн (Cn) | Способ пассивации для установки непрерывного реформинга (варианты) |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2013143832A (ru) | 2015-04-10 |
CN103492534A (zh) | 2014-01-01 |
KR20130132592A (ko) | 2013-12-04 |
WO2012148830A2 (en) | 2012-11-01 |
US20120277511A1 (en) | 2012-11-01 |
BR112013021253A2 (pt) | 2019-09-24 |
CN103492534B (zh) | 2015-12-09 |
WO2012148830A3 (en) | 2013-05-10 |
SG192728A1 (en) | 2013-09-30 |
WO2012148830A8 (en) | 2013-10-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Rahimpour et al. | Progress in catalytic naphtha reforming process: A review | |
RU2572601C2 (ru) | Установка высокотемпературного платформинга | |
RU2540275C1 (ru) | Способ увеличения производства бензола и толуола | |
RU2548914C1 (ru) | Способ повышения производства ароматических соединений | |
RU2553992C2 (ru) | Способ увеличения объема производства ароматических соединений | |
US9023298B2 (en) | High temperature platformer | |
WO2012148810A2 (en) | Process for increasing benzene and toluene production | |
RU2551646C1 (ru) | Способ высокотемпературного платформинга | |
US9102881B2 (en) | Process for increasing aromatics production from naphtha | |
US8882994B2 (en) | Counter-current catalyst flow with split feed and two reactor train processing | |
US9024097B2 (en) | Integrated hydrogenation/dehydrogenation reactor in a catalytic reforming process configuration for improved aromatics production | |
RU2667918C2 (ru) | Способ и установка для производства ароматических соединений из сырьевого потока нафты | |
US9683179B2 (en) | Catalytic reforming processes | |
RU2698814C1 (ru) | Ступенчатое размещение катализатора в способе на основе каталитической реакции | |
RU2564528C1 (ru) | Способ риформинга углеводородного потока | |
RU2548671C1 (ru) | Способ увеличения производства ароматических соединений | |
US8906223B2 (en) | High temperature reforming process for integration into existing units | |
US8999143B2 (en) | High temperature CCR process with integrated reactor bypasses | |
US9528051B2 (en) | Integrated hydrogenation/dehydrogenation reactor in a catalytic reforming process configuration for improved aromatics production | |
Boukezoula et al. | Industrial analysis of catalytic reforming reactors |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200424 |