RU2662809C1 - Рекуперация тепла из колонны фракционного разделения нафты - Google Patents
Рекуперация тепла из колонны фракционного разделения нафты Download PDFInfo
- Publication number
- RU2662809C1 RU2662809C1 RU2017110261A RU2017110261A RU2662809C1 RU 2662809 C1 RU2662809 C1 RU 2662809C1 RU 2017110261 A RU2017110261 A RU 2017110261A RU 2017110261 A RU2017110261 A RU 2017110261A RU 2662809 C1 RU2662809 C1 RU 2662809C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- naphtha
- column
- heat
- separation column
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 136
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 49
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 claims description 30
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 2
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- -1 C 6 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 1
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
- C10G7/12—Controlling or regulating
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
-
- 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
- C10G35/24—Controlling or regulating of reforming operations
-
- 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
- C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
- C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes 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
-
- 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
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
-
- 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
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
- C10G7/02—Stabilising gasoline by removing gases by fractioning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
- C10G2300/104—Light gasoline having a boiling range of about 20 - 100 °C
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
- C10G2300/1044—Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °C
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- 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
- C10G2300/4012—Pressure
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/10—Process efficiency
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам разделения потока нафты. Способ рекуперации тепла в процессе разделения потока нафты включает в себя: разделение потока (10) нафты в разделительной колонне (16) нафты на головной поток (22), содержащий легкую нафту, и кубовый поток (24), содержащий тяжелую нафту; деление головного потока (22) разделительной колонны (16) нафты на по меньшей мере первый поток (22а) и второй поток (22b); рекуперацию тепла из первого потока (22а) головного потока (22) разделительной колонны (16) нафты в первом теплообменнике (28); нагревание второй колонны (18) теплом, извлеченным из первого потока (22а) головного потока (22) разделительной колонны (16) нафты в первом теплообменнике (28); рекуперацию тепла из второго потока (22b) головного потока (22) разделительной колонны (16) нафты во втором теплообменнике (26); и нагревание третьей колонны (20) теплом, извлеченным из второго потока (22b) головного потока (22) разделительной колонны (16) нафты во втором теплообменнике (26). Технический результат – снижение капитальных затрат и энергопотребления. 6 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл.
Description
Данная заявка испрашивает приоритет по заявке US 14/477362, поданной 4 сентября 2014 года, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к способам разделения потока нафты и, в частности, к рекуперации тепла, связанной с разделением и изомеризацией потока нафты.
Уровень техники
Обычно сырьевая нафта может содержать углеводороды от C5 до С11 или С12 с температурой кипения в диапазоне от 82 до 240°С. Специфическое сырье зоны риформинга может быть получено с помощью технологий разделения.
Например, сырьевая нафта может вводиться в зону разделения, содержащую одну или большее число колонн фракционной перегонки, для разделения на фракцию тяжелой нафты и фракцию легкой нафты. Более низкокипящая фракция легкой нафты может содержать С5 и С6, которые могут быть изомеризованы, например, с получением изомеризованного компонента, подходящего для компаундирования в современный реформулированный бензин. Фракция тяжелой нафты может содержать углеводороды от С7 до С11 или С12. Углеводородные компоненты этой фракции нафты могут быть подвергнуты каталитическому риформингу, например, с получением риформированного компонента, подходящего для компаундирования в современный реформулированный бензин.
Как правило, разделение требует энергии в форме тепла. Вследствие затрат, связанных с подачей тепла, а также из-за необходимости сохранения низкими эксплуатационных расходов и капитальных затрат на оборудование, нефтепереработчики постоянно стремятся улучшить способы в целом и способы, связанные с разделением и риформингом или изомеризацией сырьевой нафты.
Таким образом, существует потребность в энергосберегающем и эффективном способе для разделения и изомеризации сырьевой нафты.
Раскрытие изобретения
Найден один или большее число способов разделения и изомеризации сырьевой нафты.
В первом аспекте осуществления изобретение может быть охарактеризовано как способ рекуперации тепла в процессе разделения потока нафты, который включает в себя: разделение потока нафты в разделительной колонне нафты на головной поток, содержащий легкую нафту, и кубовый поток, содержащий тяжелую нафту; деление головного потока разделительной колонны нафты на по меньшей мере первый поток и второй поток; рекуперацию тепла из первого потока головного потока разделительной колонны нафты в первом теплообменнике; нагревание второй колонны теплом, извлеченным из первого потока головного потока разделительной колонны нафты в первом теплообменнике; и рекуперацию тепла из второго потока головного потока разделительной колонны нафты во втором теплообменнике.
В по меньшей мере одном варианте осуществления способ включает рекуперацию тепла из кубового потока разделительной колонны нафты в третьем теплообменнике. Также предусматривается, что способ включает нагревание второй колонны теплом, извлеченным из кубового потока разделительной колонны нафты в третьем теплообменнике. Кроме того, предполагается, что способ включает рекуперацию тепла кубового потока разделительной колонны нафты в четвертом теплообменнике, и еще, кроме того, включает нагревание третьей колонны теплом, извлеченным из кубового потока разделительной колонны нафты в четвертом теплообменнике. Также предусматривается, что способ включает нагревание третьей колонны теплом, извлеченным из второй части головного потока разделительной колонны нафты во втором теплообменнике.
В одном или нескольких вариантах осуществления способ включает нагревание третьей колонны теплом, извлеченным из второго потока головного потока разделительной колонны нафты во втором теплообменнике. Предполагается, что способ включает пропускание головного потока разделительной колонны нафты во вторую колонну и разделение головного потока разделительной колонны нафты на по меньшей мере поток пара и кубовый поток во второй колонне. Способ может также включать пропускание кубового потока второй колонны в реактор изомеризации, изомеризацию кубового потока второй колонны, и пропускание части выходящего потока из реактора изомеризации в третью колонну.
Во втором аспекте осуществления изобретение может быть охарактеризовано как способ рекуперации тепла в процессе разделения потока нафты, который включает в себя: разделение потока нафты в разделительной колонне нафты на головной поток, содержащий легкую нафту, и кубовый поток, содержащий тяжелую нафту; деление головного потока разделительной колонны нафты на по меньшей мере первый поток, второй поток и третий поток; рекуперацию тепла из первого потока головного потока разделительной колонны нафты в первом теплообменнике; рекуперацию тепла из второго потока головного потока разделительной колонны нафты во втором теплообменнике; и конденсацию по меньшей мере части головного потока разделительной колонны нафты.
В по меньшей мере одном варианте осуществления настоящего изобретения способ также включает в себя нагревание второй колонны теплом, извлеченным из первого потока головного потока разделительной колонны нафты, и нагревание третьей колонны теплом, извлеченным из второго потока головного потока разделительной колонны нафты во втором теплообменнике.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения способ также включает объединение первого потока головного потока разделительной колонны нафты и второго потока головного потока разделительной колонны нафты с третьим потоком головного потока разделительной колонны нафты, с образованием объединенного головного потока. Потоки объединяют после рекуперации тепла из первого и второго потоков. Способ также включает конденсацию объединенного головного потока в жидкий поток, направление жидкого потока в зону очистки для получения очищенного потока и нагревание жидкого потока, входящего в зону очистки, с помощью тепла, извлеченного из очищенного потока в третьем теплообменнике.
В одном или более вариантов осуществления способ включает подачу очищенного потока во вторую колонну в качестве сырьевого потока. Предполагается также включать разделение очищенного потока во второй колонне на по меньшей мере головной поток и кубовый поток, и пропускание кубового потока в зону изомеризации. Также предполагается включать изомеризацию кубового потока второй колонны в зоне изомеризации и направление по меньшей мере части выходящего потока из зоны изомеризации в третью колонну.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения вторая колонна представляет собой колонну-депентанизатор. Предполагается, что третья колонна представляет собой колонну-деизогексанизатор. Кроме того, дополнительно предполагается, что первый теплообменник представляет собой ребойлер боковой фракции для колонны-депентанизатора, а второй теплообменник представляет собой ребойлер боковой фракции для колонны-деизогексанизатора.
В по меньшей мере одном варианте осуществления настоящего изобретения способ включает нагревание по меньшей мере одной колонны из колонны-деизогексанизатора и колонны-депентанизатора с помощью кубового потока разделительной колонны нафты. В некоторых вариантах осуществления способ включает нагревание колонны-деизогексанизатора и колонны-депентанизатора с помощью кубового потока разделительной колонны нафты.
В третьем аспекте осуществления изобретение может быть охарактеризовано как способ рекуперации тепла в процессе разделения потока нафты, который включает в себя: разделение потока нафты в разделительной колонне нафты на головной поток, содержащий легкую нафту, и кубовый поток, содержащий тяжелую нафту; деление головного потока разделительной колонны нафты на по меньшей мере первый поток, второй поток и третий поток; нагревание колонны-депентанизатора с помощью первого потока головного потока разделительной колонны нафты; нагревание колонны-деизогексанизатора с помощью второго потока головного потока разделительной колонны нафты во втором теплообменнике; нагревание колонны-деизогексанизатора и колонны-депентанизатора с помощью кубового потока разделительной колонны нафты; и пропускание головного потока разделительной колонны нафты в колонну-депентанизатор.
Дополнительные цели, варианты осуществления и подробности изобретения приведены в нижеследующем подробном описании изобретения.
Краткое описание чертежей
На чертеже представлена упрощенная схема способа, при этом на фигуре показан способ в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления настоящего изобретения.
Осуществление изобретения
Найден один или большее число способов разделения и изомеризации сырьевой нафты, в которых давление пара головного погона колонны разделения нафты повышают по сравнению с традиционными способами. В то время как повышение давления пара головного погона колонны первоначально требует дополнительных расходов в виде добавленной стоимости на повышение температуры, экономия энергии и затрат могут быть достигнуты благодаря эффективной передаче тепла пара головного погона в разные другие части нефтеперерабатывающего комплекса. Иными словами, первоначально повышенное энергопотребление может быть компенсировано за счет экономии, связанной с рекуперацией энергии в других местах. Кроме того, более низкие капитальные затраты могут обеспечиваться уменьшением размеров относительно дорогостоящего конденсатора, связанного с разделительной колонной нафты. Кроме того, за счет рекуперации тепла, связанного с различными потоками, может обеспечиваться снижение эксплуатационных расходов.
Соответственно, со ссылкой на фигуру будут описаны один или более примеров осуществления с пониманием того, что нижеследующее приводится просто для иллюстрации и не должно рассматриваться как ограничение.
Как показано на фигуре, сырьевой поток 10 проходит предпочтительно через теплообменник 12 в зону 14 разделения. Сырьевой поток 10 предпочтительно содержит поток нафты полного диапазона, что означает, что сырьевой поток 10 содержит С12-углеводороды (углеводороды с числом атомов углерода 12 или менее).
Зона 14 разделения обычно включает в себя одну или большее число разделительных колонн 16, 18 и 20. В наиболее предпочтительном варианте осуществления первая разделительная колонна 16 включает колонну-разделитель нафты, вторая разделительная колонна 18 включает колонну-депентанизатор, а третья разделительная колонна 20 включает колонну-деизогексанизатор. Эти колонны и связанные с ними типичные рабочие условия известны в области техники.
В первой разделительной колонне 16 сырьевой поток 10 разделяется на головной поток 22, содержащий легкую нафту (С6- углеводороды), и кубовый поток 24, содержащий тяжелую нафту (С7+ углеводороды). В известном способе типичные рабочие условия для первой разделительной колонны 16 включают рабочее давление 144,8 кПа изб. (21 фунт/кв. дюйм изб.), при этом температура кубового потока 24 составляет 140,5°С (285°F), а температура головного потока 22 составляет 80°С (175°F).
В этих способах головной поток 22 из первой разделительной колонны 16 охлаждается перед поступлением в последующую разделительную колонну, а кубовый поток 24 нагревает сырьевой поток 10 в теплообменнике 12. Однако, в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления настоящего изобретения, в то время как кубовый поток 24 может по-прежнему использоваться для нагревания сырьевого потока 10, давление головного потока первой разделительной колонны, увеличивают, благодаря чему температура головного потока 22 является достаточной для подачи тепла в по меньшей мере две последующие колонны.
Соответственно, как показано на фигуре, головной поток 22 из первой разделительной колонны 16 делят на несколько частей, предпочтительно, по меньшей мере на три части (или потока) 22а, 22b, 22с.
Для рекуперации тепла из головного потока 22 первая часть 22а головного потока 22 может поступать в первый теплообменник 28. В предпочтительном варианте осуществления первый теплообменник 28 представляет собой ребойлер 29 для второй разделительной колонны 18. Кроме того, в вариантах осуществления, в которых вторая разделительная колонна 18 представляет собой колонну-депентанизатор, ребойлер 29 также предпочтительно представляет собой ребойлер боковой фракции. Типичные рабочие условия для второй разделительной колонны 18 включают давление 241 кПа изб. (35 фунт/кв. дюйм изб.), температуру головной фракции 68°С (154°F), температуру кубовой фракции 113°С (236°F) и температуру боковой фракции (на входе ребойлера) 100°С (212°F).
Вторая часть 22b головного потока 22 может поступать во второй теплообменник 26. В предпочтительном варианте осуществления второй теплообменник 26 представляет собой ребойлер 27 для третьей разделительной колонны 20. В вариантах осуществления, в которых третья разделительная колонна 20 представляет собой колонну-деизогексанизатор, ребойлер 27 предпочтительно представляет собой ребойлер боковой фракции.
Типичные рабочие условия для третьей разделительной колонны 20 включают давление 138 кПа изб. (20 фунт/кв. дюйм изб.), температуру головной фракции 77°С (154°F), температуру кубовой фракции 113°С (236°F) и температуру боковой фракции (на входе ребойлера) 100°С (212°F).
Хотя и другие теплообменники и колонны могут использоваться, для ребойлеров 27, 29, предполагается, что ребойлеры боковой фракции для колонны-деизогексанизатора и колонны-депентанизатора будут обеспечивать эффективную передачу тепла, без необходимости очень большого повышения давления головного потока 22 первой разделительной колонны 16. Кроме того, благодаря поддержанию увеличения давления головного потока 22 первой разделительной колонны 16 небольшим, нагрузка ребойлера, связанного с первой разделительной колонной 16, также может быть ниже по сравнению с требующейся при большом увеличении давления.
Третья часть 22с головного потока 22 первой разделительной колонны 16 может быть направлена в конденсатор 30 и после этого в приемник 32. Третья часть 22с используется для возможности регулирования рекуперации тепла, благодаря чему требуется 20% нагрузки конденсатора без необходимости рекуперации тепла из головного потока. В конечном счете, первая часть 22а и вторая часть 22b головного потока 22 будут объединены с третьей частью 22с с образованием объединенного потока. Хотя показано, что это происходит выше по потоку от конденсатора 30, предполагаются и другие конфигурации.
Жидкий поток 34 из приемника 32 может быть поделен на поток 36 орошения, который направляется обратно в первую разделительную колонну 16, и сырьевой поток 38 легкой нафты (или объединенный поток). Для подачи сырьевого потока 38 легкой нафты на дальнейшую переработку, сырьевой поток 38 легкой нафты пропускают через теплообменник 40 и нагреватель 42, и затем направляют в зону очистки, содержащую, например, адсорбер 44 для защиты от соединений серы.
В адсорбере 44 для защиты от соединений серы соединения серы, как известно, удаляются, и очищенный поток 46 выходит из адсорбера 44 для защиты от соединений серы. Очищенный поток 46 используется в теплообменнике 40 для нагревания сырьевого потока 38 легкой нафты, поступающего в адсорбер 44 для защиты от соединений серы.
После этого, очищенный поток 46 может быть направлен во вторую разделительную колонну 18. В предпочтительном варианте осуществления вторая разделительная колонна 18 разделяет очищенный поток 46 на головной поток 48, боковой поток 50 и кубовый поток 52. Переработка головного потока 48 и бокового потока 50 второй разделительной колонны 18 известны в области техники и не являются необходимыми для осуществления настоящего изобретения. Кубовый поток 52 из второй разделительной колонны 18 может быть направлен в охладитель 54 и затем в расположенную ниже по потоку зону переработки, такую как зона 56 изомеризации.
Зона 56 изомеризации включает в себя, например, один или большее число реакторов 58 изомеризации и по меньшей мере одну стабилизационную колонну 60. В реакторе 58 изомеризации в присутствии катализатора нормальные парафины в кубовом потоке могут быть превращены в изопарафины, или изопарафины могут быть превращены в нормальные парафины. Реакторы 58 изомеризации известны в области техники, их особенности не являются важными для осуществления настоящего изобретения. В стабилизационной колонне 60 зоны 56 изомеризации головной поток 62, содержащий легкие фракции, выделяется из выходящего потока 64 реактора. По меньшей мере часть 63 выходящего потока 64 реактора может затем направляться из зоны 56 изомеризации в третью разделительную колонну 20 зоны 14 разделения.
В третьей разделительной колонне 20 часть 63 выходящего потока 64 из зоны 56 изомеризации разделяется на один или большее число потоков. Например, если третья разделительная колонна 20 представляет собой колонну-деизогексанизатор, могут быть получены поток 66а легкого изомеризата, поток 66b тяжелого изомеризата, боковой поток 66с и кубовый поток 66d. По меньшей мере один поток может быть направлен обратно в зону 56 изомеризации, чтобы снова подвергнуться изомеризации. Например, боковой поток 66 с может быть объединен с кубовым потоком 52 из второй разделительной колонны 18. Дальнейшая переработка потоков 66а, 66b, 66d, образованных третьей разделительной колонной 20, является известной.
Исходя из указанного выше, головной поток 22 из первой разделительной колонны 16 обеспечивает теплом находящиеся ниже по потоку разделительные колонны 18, 20, уменьшая количество тепла, необходимое для разделения углеводородов в этих колоннах 18, 20. В дополнение к рекуперации тепла из головного потока 22 первой разделительной колонны 16, из-за повышенной температуры предполагается также рекуперировать тепло из кубового потока 24 первой разделительной колонны 16.
Соответственно, как показано на фигуре, кубовый поток 24 первой разделительной колонны 16 может быть направлен в теплообменник (или ребойлер) 68 для третьей разделительной колонны 20 и затем в теплообменник (или ребойлер) 70 для второй разделительной колонны 18. Предполагаются и другие технологические схемы, например, в которых кубовый поток направляют сначала во вторую колонну 18, или направляют только в одну колонну, или направляют в большее число колонн. Использование кубового потока 24 для нагревания находящихся ниже по потоку разделительных колонн 18, 20 также будет уменьшать количество тепла, необходимое для разделения углеводородов в этих колоннах 18, 20.
После нагревания одной или более колонн 18, 20 кубовый поток 24 проходит через адсорбер 72 для защиты от соединений серы. Поскольку кубовый поток 24 имеет повышенную температуру по сравнению с конструкциями известного уровня техники, кубовый поток 24 не требует использования нагревателя перед поступлением в адсорбер 72 для защиты от соединений серы. После адсорбера 72 для защиты от соединений серы кубовый поток 24 может быть направлен в теплообменник 12 для сырьевого потока 10, и затем на дальнейшую переработку, например, в качестве сырья для комплекса платформинга.
Таким образом, в некоторых вариантах осуществления, и кубовый поток 24 и головной поток 22 могут использоваться для подачи тепла к находящимся ниже по потоку разделительным колоннам, снижая общее количество тепла, необходимое для эффективной работы этих колонн. Как должно быть понятно, уменьшение необходимого тепла приведет к снижению эксплуатационных расходов. Таким образом, даже если количество тепла, используемое в первой колонне, является более высоким, считается, что общее энергопотребление будет ниже.
Чтобы продемонстрировать принципы одного или нескольких вариантов осуществления настоящего изобретения была построена теоретическая модель в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения. Различные переменные, связанные с предпочтительным вариантом осуществления и способом известного уровня техники, представлены в различных таблицах ниже. В частности, разные рабочие параметры модели, а также конструкции известного уровня техники представлены в таблице 1.
В таблице 2 ниже приводятся нагрузки, связанные с различными ребойлерами и разным другим оборудованием.
Различная экономия энергии в результате теоретического моделирования представлена ниже в таблице 3.
Как показано в таблице 3 выше, чистая экономия нагрузки составляет 55,7 МВт или 43% водяного пара, требующегося в известном уровне техники для перечисленных выше теплообменников с паровым нагревом. Кроме того, экономия в нагрузке, требуемой для охладителя, составляет 51,9 МВт или 25% нагрузки воздушного охладителя, требуемой в известном уровне техники для перечисленных выше воздушных охладителей.
Общую экономию в нагрузке нагревателя пара 66% определяли делением 84,7 МВт экономии на сумму общей нагрузки ребойлеров известного уровня техники второй и третьей колонн и нагрузок нагревателей в десорбер соединений серы для второй и третьей колонн известного уровня техники.
Кроме того, чистую экономию нагрузки 43% определяли вычитанием увеличения нагрузки ребойлера первой колонны из общей экономии в нагрузке нагревателя пара и делением полученной цифры на сумму общей нагрузки ребойлеров известного уровня техники второй и третьей колонн и нагрузок нагревателей в десорбер соединений серы для второй и третьей колонн известного уровня техники.
Таким образом, различные способы настоящего изобретения обеспечивают экономию энергии, даже когда давление/температуру первой колонны увеличивают. Таким образом, в дополнение к снижению капитальных затрат, способы по настоящему изобретению обеспечивают также и более низкие эксплуатационные расходы.
Специалистам в данной области техники следует иметь ввиду и понимать, что различные другие компоненты, такие как клапаны, насосы, фильтры, охладители и т.д., не были показаны на чертежах, поскольку считается, что их особенности находятся в пределах знаний специалистов в данной области техники, и их описания не являются необходимыми для практической реализации или понимания вариантов осуществления настоящего изобретения.
Конкретные варианты осуществления
Хотя ниже следует описание в связи с конкретными вариантами осуществления, следует понимать, что данное описание предназначено для иллюстрации, а не ограничения объема предшествующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Первый вариант осуществления изобретения представляет собой способ рекуперации тепла в процессе разделения потока нафты, включающий в себя разделение потока нафты в разделительной колонне нафты на головной поток, содержащий легкую нафту, и кубовый поток, содержащий тяжелую нафту; деление головного потока разделительной колонны нафты на по меньшей мере первый поток и второй поток; рекуперацию тепла из первого потока головного потока разделительной колонны нафты в первом теплообменнике; нагревание второй колонны теплом, извлеченным из первого потока головного потока разделительной колонны нафты в первом теплообменнике; и рекуперацию тепла из второго потока головного потока разделительной колонны нафты во втором теплообменнике. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя рекуперацию тепла из кубового потока разделительной колонны нафты в третьем теплообменнике. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя нагревание второй колонны теплом, извлеченным из кубового потока разделительной колонны нафты в третьем теплообменнике. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя рекуперацию тепла из кубового потока разделительной колонны нафты в четвертом теплообменнике. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя нагревание третьей колонны теплом, извлеченным из кубового потока разделительной колонны нафты в четвертом теплообменнике. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя нагревание третьей колонны теплом, извлеченным из второй части головного потока разделительной колонны нафты во втором теплообменнике. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя нагревание третьей колонны теплом, извлеченным из второго потока головного потока разделительной колонны нафты во втором теплообменнике. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя пропускание головного потока разделительной колонны нафты во вторую колонну; и разделение головного потока разделительной колонны нафты на по меньшей мере поток пара и кубовый поток во второй колонне. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие к первому варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя пропускание кубового потока второй колонны в реактор изомеризации; изомеризацию кубового потока второй колонны; и пропускание части выходящего потока из реактора изомеризации в третью колонну.
Второй вариант осуществления изобретения представляет собой способ рекуперации тепла в процессе разделения потока нафты, включающий в себя разделение потока нафты в разделительной колонне нафты на головной поток, содержащий легкую нафту, и кубовый поток, содержащий тяжелую нафту; деление головного потока разделительной колонны нафты на, по меньшей мере, первый поток, второй поток и третий поток; рекуперацию тепла из первого потока головного потока разделительной колонны нафты в первом теплообменнике; рекуперацию тепла из второго потока головного потока разделительной колонны нафты во втором теплообменнике; и конденсацию головного потока разделительной колонны нафты. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя нагревание второй колонны теплом, извлеченным из первого потока головного потока разделительной колонны нафты; и нагревание третьей колонны теплом, извлеченным из второго потока головного потока разделительной колонны нафты во втором теплообменнике. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя объединение первого потока головного потока разделительной колонны нафты и второго потока головного потока разделительной колонны нафты с третьим потоком головного потока разделительной колонны нафты, с образованием объединенного головного потока после рекуперации тепла первого из потока и после рекуперации тепла из второго потока; конденсацию объединенного головного потока в жидкий поток; пропускание по меньшей мере части жидкого потока в зону очистки для получения очищенного потока; и нагревание жидкого потока, входящего в зону очистки, с помощью тепла, извлеченного из очищенного потока в третьем теплообменнике. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя подачу очищенного потока во вторую колонну в качестве сырьевого потока. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя разделение очищенного потока во второй колонне на по меньшей мере головной поток и кубовый поток; и пропускание кубового потока в зону изомеризации. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя изомеризацию кубового потока второй колонны в зоне изомеризации; и пропускание по меньшей мере части выходящего потока из зоны изомеризации в третью колонну. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, в котором вторая колонна представляет собой колонну-депентанизатор, а третья колонна представляет собой колонну-деизогексанизатор. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, в котором первый теплообменник представляет собой ребойлер боковой фракции для колонны-депентанизатора, а второй теплообменник представляет собой ребойлер боковой фракции для колонны-деизогексанизатора. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя нагревание по меньшей мере одной колонны из колонны-деизогексанизатора и колонны-депентанизатора с помощью кубового потока разделительной колонны нафты. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, какой-либо или все предыдущие варианты осуществления в данном параграфе, восходящие ко второму варианту осуществления в данном параграфе, дополнительно включающий в себя нагревание колонны-деизогексанизатора и колонны-депентанизатора с помощью кубового потока разделительной колонны нафты.
Третий вариант осуществления изобретения представляет собой способ рекуперации тепла в процессе разделения потока нафты, включающий в себя разделение потока нафты в разделительной колонне нафты на головной поток, содержащий легкую нафту, и кубовый поток, содержащий тяжелую нафту; деление головного потока разделительной колонны нафты на по меньшей мере первый поток, второй поток и третий поток; нагревание колонны-депентанизатора с помощью первого потока головного потока разделительной колонны нафты; нагревание колонны-деизогексанизатора с помощью второго потока головного потока разделительной колонны нафты, во втором теплообменнике; нагревание колонны-деизогексанизатора и колонны-депентанизатора с помощью кубового потока разделительной колонны нафты; и пропускание головного потока разделительной колонны нафты в колонну-депентанизатор.
Хотя по меньшей мере один иллюстративный вариант осуществления был представлен в вышеизложенном подробном описании изобретения, следует понимать, что существует огромное количество вариантов. Также следует принимать во внимание, что пример осуществления или примеры осуществления являются всего лишь примерами, и не имеют целью ограничить объем, применимость или конфигурацию изобретения каким бы то ни было образом. Скорее, вышеизложенное подробное описание снабдит специалистов подходящей последовательностью действий для реализации примера осуществления изобретения, при том понимании, что различные изменения могут быть сделаны в функции и компоновке элементов, описанных в примере осуществления, в пределах объема изобретения, как изложено в прилагаемой формуле изобретения и ее юридических эквивалентах.
Claims (20)
1. Способ рекуперации тепла в процессе разделения потока нафты, включающий в себя:
разделение потока (10) нафты в разделительной колонне (16) нафты на головной поток (22), содержащий легкую нафту, и кубовый поток (24), содержащий тяжелую нафту;
деление головного потока (22) разделительной колонны (16) нафты на по меньшей мере первый поток (22а) и второй поток (22b);
рекуперацию тепла из первого потока (22а) головного потока (22) разделительной колонны (16) нафты в первом теплообменнике (28);
нагревание второй колонны (18) теплом, извлеченным из первого потока (22а) головного потока (22) разделительной колонны (16) нафты в первом теплообменнике (28);
рекуперацию тепла из второго потока (22b) головного потока (22) разделительной колонны (16) нафты во втором теплообменнике (26); и
нагревание третьей колонны (20) теплом, извлеченным из второго потока (22b) головного потока (22) разделительной колонны (16) нафты во втором теплообменнике (26).
2. Способ по п.1, дополнительно включающий
рекуперацию тепла из кубового потока (24) разделительной колонны (16) нафты в третьем теплообменнике (70).
3. Способ по п.2, дополнительно включающий
нагревание второй колонны (18) теплом, извлеченным из кубового потока (24) разделительной колонны (16) нафты в третьем теплообменнике (70).
4. Способ по любому из пп.1-3, дополнительно включающий
рекуперацию тепла из кубового потока (24) разделительной колонны (16) нафты в четвертом теплообменнике (68).
5. Способ по п.4, дополнительно включающий
нагревание третьей колонны (20) теплом, извлеченным из кубового потока (24) разделительной колонны (16) нафты в четвертом теплообменнике (68).
6. Способ по п.1, дополнительно включающий:
направление кубового потока (52) второй колонны (18) в реактор (58) изомеризации;
изомеризацию кубового потока (52) второй колонны (18); и
направление части (63) выходящего потока (64) из реактора (58) изомеризации в третью колонну (20).
7. Способ по п.6, в котором вторая колонна (18) представляет собой колонну-депентанизатор, а третья колонна (20) представляет собой колонну-деизогексанизатор.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/477,362 US9663721B2 (en) | 2014-09-04 | 2014-09-04 | Heat recovery from a naphtha fractionation column |
| US14/477,362 | 2014-09-04 | ||
| PCT/US2015/037899 WO2016036433A1 (en) | 2014-09-04 | 2015-06-26 | Heat recovery from a naphtha fractionation column |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2662809C1 true RU2662809C1 (ru) | 2018-07-31 |
Family
ID=55436939
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017110261A RU2662809C1 (ru) | 2014-09-04 | 2015-06-26 | Рекуперация тепла из колонны фракционного разделения нафты |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9663721B2 (ru) |
| CN (1) | CN106715370B (ru) |
| RU (1) | RU2662809C1 (ru) |
| WO (1) | WO2016036433A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2814492C1 (ru) * | 2023-05-31 | 2024-02-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ разделения широкой бензиновой фракции |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR3056598B1 (fr) * | 2016-09-28 | 2018-10-12 | IFP Energies Nouvelles | Procede de traitement d'une essence de pyrolyse |
| CN111484870A (zh) * | 2019-01-29 | 2020-08-04 | 中石化广州工程有限公司 | 一种分馏塔换热方法 |
| CN110776947A (zh) * | 2019-11-15 | 2020-02-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 催化重整节能系统、节能方法和催化重整反应系统 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA200300808A1 (ru) * | 2001-01-17 | 2004-06-24 | Открытое акционерное общество "ЭС-ойл" | Способ получения светлых нефтепродуктов и установка для его осуществления |
| JP2005021833A (ja) * | 2003-07-04 | 2005-01-27 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 蒸留装置及びその制御方法 |
| RU2412927C2 (ru) * | 2006-09-28 | 2011-02-27 | Юоп Ллк | Способ переработки сырья, включающего нафту, и установка для его осуществления |
| KR20130034822A (ko) * | 2011-09-29 | 2013-04-08 | 삼성토탈 주식회사 | 폐열을 이용한 방향족 화합물의 분리공정에서의 에너지 절감방법 |
| RU2493897C1 (ru) * | 2012-04-28 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Способ разделения газового конденсата и легкой нефти и установка для его осуществления |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4008150A (en) * | 1975-06-04 | 1977-02-15 | Universal Oil Products Company | Fractionation to remove a high-boiling material and a dissolved substance |
| US4897098A (en) | 1986-10-16 | 1990-01-30 | Enterprise Products Company | Fractionation system for stabilizing natural gasoline |
| FR2679245B1 (fr) | 1991-07-18 | 1993-11-05 | Institut Francais Petrole | Procede d'isomerisation de paraffines normales en c5/c6 avec recyclage de paraffines normales. |
| FR2688213B1 (fr) | 1992-03-06 | 1995-05-24 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'isomerisation de paraffines normales en c5/c6 avec recyclage de paraffines normales et methyl-pentanes. |
| US6573417B1 (en) | 2001-11-05 | 2003-06-03 | Uop Llc | Fractionation of paraffin isomerization process effluent |
| US7674366B2 (en) * | 2005-07-08 | 2010-03-09 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent |
| US7638676B2 (en) | 2007-09-07 | 2009-12-29 | Uop Llc | Processes for the isomerization of feedstocks comprising paraffins of 5 to 7 carbon atoms |
| US9321972B2 (en) * | 2011-05-02 | 2016-04-26 | Saudi Arabian Oil Company | Energy-efficient and environmentally advanced configurations for naptha hydrotreating process |
| US20130192298A1 (en) | 2012-01-30 | 2013-08-01 | Uop Llc | Distillation column heat pump with compressor inlet superheater |
-
2014
- 2014-09-04 US US14/477,362 patent/US9663721B2/en active Active
-
2015
- 2015-06-26 RU RU2017110261A patent/RU2662809C1/ru active
- 2015-06-26 WO PCT/US2015/037899 patent/WO2016036433A1/en active Application Filing
- 2015-06-26 CN CN201580046849.5A patent/CN106715370B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA200300808A1 (ru) * | 2001-01-17 | 2004-06-24 | Открытое акционерное общество "ЭС-ойл" | Способ получения светлых нефтепродуктов и установка для его осуществления |
| JP2005021833A (ja) * | 2003-07-04 | 2005-01-27 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 蒸留装置及びその制御方法 |
| RU2412927C2 (ru) * | 2006-09-28 | 2011-02-27 | Юоп Ллк | Способ переработки сырья, включающего нафту, и установка для его осуществления |
| KR20130034822A (ko) * | 2011-09-29 | 2013-04-08 | 삼성토탈 주식회사 | 폐열을 이용한 방향족 화합물의 분리공정에서의 에너지 절감방법 |
| RU2493897C1 (ru) * | 2012-04-28 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Способ разделения газового конденсата и легкой нефти и установка для его осуществления |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2814492C1 (ru) * | 2023-05-31 | 2024-02-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ разделения широкой бензиновой фракции |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2016036433A1 (en) | 2016-03-10 |
| CN106715370A (zh) | 2017-05-24 |
| US20160068764A1 (en) | 2016-03-10 |
| CN106715370B (zh) | 2021-08-06 |
| US9663721B2 (en) | 2017-05-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6033282B2 (ja) | ナフサ水素処理プロセスのためのエネルギー効率的かつ環境先進的な構成 | |
| TWI632948B (zh) | 使用分隔管柱之分離方法 | |
| US20160303489A1 (en) | Selective olefin extraction | |
| US10690407B2 (en) | Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to simultaneous power and potable water using organic Rankine cycle and modified multi-effect-distillation systems | |
| CN111107916B (zh) | 在异构化单元中使用顶部分隔壁 | |
| RU2662809C1 (ru) | Рекуперация тепла из колонны фракционного разделения нафты | |
| US10626756B2 (en) | Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to power using dual turbines organic Rankine cycle | |
| US10662824B2 (en) | Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to power using organic Rankine cycle | |
| CA3072209A1 (en) | Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to potable water using modified multi-effect distillation system | |
| JP2023085323A (ja) | 複合プロセス・ユニット中の分割壁カラムのネットワーク | |
| CA3072171A1 (en) | Natural gas liquid fractionation plant waste heat conversion to simultaneous power, cooling and potable water using integrated mono-refrigerant triple cycle and modified multi-effect-distillation system | |
| CN104624022B (zh) | 双吸收双解吸氢气和轻烃综合回收系统 | |
| RU2689619C1 (ru) | Улучшенная рекуперация тепла на установке получения параксилола | |
| US10287512B2 (en) | Process and apparatus for desorbent recovery | |
| RU2479620C1 (ru) | Способ разделения газов в процессе каталитического крекинга бензинового направления | |
| CN203540300U (zh) | 双吸收双解吸氢气和轻烃综合回收系统 | |
| CN116474522A (zh) | 一种增加液化气收率的吸收稳定工艺及系统 | |
| US20160068762A1 (en) | Process for controlling the temperature of a feed stream to an isomerization zone | |
| WO2019032533A1 (en) | RESIDUAL HEAT CONVERSION FROM A LIQUEFIED, COOLING AND DRINKING WATER LIQUEFIED GAS FRACTIONATION FACILITY USING A MODIFIED GOSWAMI CYCLE AND A NEW MODIFIED MULTI-EFFECT DISTILLATION SYSTEM |