RU2691971C2 - Интегрированный способ риформинга и изомеризации углеводородов и установка для его осуществления - Google Patents
Интегрированный способ риформинга и изомеризации углеводородов и установка для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2691971C2 RU2691971C2 RU2017123568A RU2017123568A RU2691971C2 RU 2691971 C2 RU2691971 C2 RU 2691971C2 RU 2017123568 A RU2017123568 A RU 2017123568A RU 2017123568 A RU2017123568 A RU 2017123568A RU 2691971 C2 RU2691971 C2 RU 2691971C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- isomerization
- reforming
- stream
- gas
- zone
- Prior art date
Links
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 title claims abstract description 231
- 238000002407 reforming Methods 0.000 title claims abstract description 195
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 112
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 97
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 86
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims description 41
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title abstract description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 158
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 68
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 55
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 55
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 39
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 34
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 20
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 19
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 46
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 34
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical group [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 33
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 25
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 23
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 23
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 16
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- -1 C 4 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 13
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 13
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 10
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 9
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 7
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 6
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 6
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical compound CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 6
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 6
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 6
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 6
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 5
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 5
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 5
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052747 lanthanoid Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000002602 lanthanoids Chemical class 0.000 description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 4
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 4
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 4
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 description 4
- VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N yttrium atom Chemical compound [Y] VWQVUPCCIRVNHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ZFFMLCVRJBZUDZ-UHFFFAOYSA-N 2,3-dimethylbutane Chemical compound CC(C)C(C)C ZFFMLCVRJBZUDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000005341 cation exchange Methods 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 230000007420 reactivation Effects 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052692 Dysprosium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910015372 FeAl Inorganic materials 0.000 description 1
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N Gallium Chemical compound [Ga] GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910020068 MgAl Inorganic materials 0.000 description 1
- KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N Ruthenium Chemical compound [Ru] KJTLSVCANCCWHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical group [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052770 Uranium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052769 Ytterbium Inorganic materials 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000001588 bifunctional effect Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- QDOXWKRWXJOMAK-UHFFFAOYSA-N dichromium trioxide Chemical compound O=[Cr]O[Cr]=O QDOXWKRWXJOMAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- KBQHZAAAGSGFKK-UHFFFAOYSA-N dysprosium atom Chemical compound [Dy] KBQHZAAAGSGFKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052732 germanium Inorganic materials 0.000 description 1
- GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N germanium atom Chemical compound [Ge] GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 230000005802 health problem Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-O hydridodioxygen(1+) Chemical compound [OH+]=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N indium atom Chemical compound [In] APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N iodine Chemical compound II PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 description 1
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052762 osmium Inorganic materials 0.000 description 1
- SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N osmium atom Chemical compound [Os] SYQBFIAQOQZEGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 1
- WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N rhenium atom Chemical compound [Re] WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052703 rhodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010948 rhodium Substances 0.000 description 1
- MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N rhodium atom Chemical compound [Rh] MHOVAHRLVXNVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052701 rubidium Inorganic materials 0.000 description 1
- IGLNJRXAVVLDKE-UHFFFAOYSA-N rubidium atom Chemical compound [Rb] IGLNJRXAVVLDKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052566 spinel group Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 229910052716 thallium Inorganic materials 0.000 description 1
- BKVIYDNLLOSFOA-UHFFFAOYSA-N thallium Chemical compound [Tl] BKVIYDNLLOSFOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LLZRNZOLAXHGLL-UHFFFAOYSA-J titanic acid Chemical compound O[Ti](O)(O)O LLZRNZOLAXHGLL-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- DNYWZCXLKNTFFI-UHFFFAOYSA-N uranium Chemical compound [U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U][U] DNYWZCXLKNTFFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NAWDYIZEMPQZHO-UHFFFAOYSA-N ytterbium Chemical compound [Yb] NAWDYIZEMPQZHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 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
- C10G59/00—Treatment of naphtha by two or more reforming processes only or by at least one reforming process and at least one process which does not substantially change the boiling range of the naphtha
- C10G59/06—Treatment of naphtha by two or more reforming processes only or by at least one reforming process and at least one process which does not substantially change the boiling range of the naphtha plural parallel stages only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- 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
- 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
-
- 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
- C10G63/00—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one other conversion process
-
- 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
- C10G63/00—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one other conversion process
- C10G63/02—Treatment of naphtha by at least one reforming process and at least one other conversion process plural serial stages only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
- C10G69/14—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural parallel stages only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1037—Hydrocarbon fractions
- C10G2300/104—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
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/305—Octane number, e.g. motor octane number [MON], research octane number [RON]
-
- 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
- C10G2400/02—Gasoline
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/30—Aromatics
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу риформинга и изомеризации углеводородов и включает подачу потока сырья риформинга в зону риформинга, содержащую катализатор риформинга, и эксплуатацию зоны риформинга в условиях риформинга, включающих давление риформинга в диапазоне от 1 до 18 атмосфер, чтобы получить выходящий поток из зоны риформинга. Разделяют выходящий поток из зоны риформинга с получением потока газа, содержащего, главным образом, водород, и потока жидкого продукта риформинга. Сжимают указанный поток газа с образованием сжатого потока газа и затем подают указанный сжатый поток газа и поток сырья изомеризации в зону изомеризации, содержащую катализатор изомеризации. Разделяют выходящий поток из зоны изомеризации с получением потока газа изомеризации и потока жидкого продукта изомеризации. Сжимают первую часть потока газа изомеризации с образованием сжатого общего результирующего газа и подают по меньшей мере часть сжатого общего результирующего газа в потребляющий водород процесс. Объединяют вторую часть потока газа изомеризации с указанным потоком газа, содержащим, главным образом, водород, причем указанные стадии сжатия указанного потока газа и сжатия первой части потока газа изомеризации осуществляются с использованием единственного источника питания для работы независимых компрессоров с целью сжатия каждого из указанных потоков, причем указанная первая часть потока газа изомеризации не вступает в повторный контакт с указанным выходящим потоком из зоны риформинга. Изобретение также касается установки для риформинга и изомеризации углеводородов. Технический результат – уменьшение технологических стадий и единиц оборудования, повышение октанового числа углеводородов. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
1710761
ИНТЕГРИРОВАННЫЙ СПОСОБ РИФОРМИНГА И ИЗОМЕРИЗАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
В настоящей заявке испрашивается приоритет по заявке в США № 14/568,308, поданной 12 декабря, 2014, содержание которой включено в настоящее описание посредством ссылки во всей своей полноте.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение, в общем, относится к способам и установкам для превращения углеводородов и, более конкретно, относится к интегрированному способу и установке риформинга и изомеризации углеводородов с целью производства ароматических и разветвлённых углеводородов.
Уровень техники
Каталитический риформинг и каталитическая изомеризация представляют собой два процесса, которые широко применяются для “облагораживания” углеводородов, то есть перегруппировки структуры углеводородов таким образом, чтобы они были пригодны для приготовления смеси и составления композиции продукта - высокооктанового бензина. Традиционный резервуар смешения бензина обычно содержит C4 углеводороды и более тяжелые углеводороды, имеющие температуру кипения ниже, чем 205°C (401°F) при атмосферном давлении. Предпочтительно, высокооктановые бензиновые продукты имеют октановое число, более конкретно, октановое число бензина по исследовательскому методу (ОЧ и.м.), от 90 до 101.
Повышение октанового числа смесей углеводородов, содержащих, главным образом, C7 углеводороды и более тяжелые углеводороды, может быть осуществлено путем риформинга, что означает превращение парафиновых и нафтеновых углеводородов в ароматические углеводороды. С другой стороны, C5 углеводороды (то есть пентан) трудно превратить в ароматические углеводороды, и поэтому для повышения октанового числа нормальных C5 углеводородов обычно их превращают в C5 углеводороды с разветвлённой цепью. Кроме того, хотя нормальные C6 углеводороды (то есть гексан) при риформинге могут давать ароматические C6 углеводороды, то есть бензол, в связи с проблемами здравоохранения, вызванными бензолом, изомеризация C6 углеводородов в C6 углеводороды с разветвлённой цепью более предпочтительна, чем риформинг. Поэтому в промышленной практике октановое число C5-C6 углеводородов (то есть C5-C6 парафинов) обычно повышается путем изомеризации углеводородов с неразветвлённой цепочкой с образованием C5-C6 углеводородов с разветвлённой цепью (то есть разветвлённых C5-C6 парафинов), таких как изопентан, диметилбутан и метилпентан.
Разработана комбинация процессов, включающая риформинг и изомеризацию сырья диапазона нафты. В некоторых указанных процессах, такое сырье сначала подвергается риформингу, с последующим отделением фракции C5-C6 парафинов от продукта риформинга, затем проводят изомеризацию фракции C5-C6 парафинов, с целью повышения октанового числа этих компонентов, и извлечение жидкого C5-C6 продукта изомеризации, который можно смешивать с продуктом риформинга. В другой комбинации процессов сначала сырье диапазона нафты подвергается дистилляции, чтобы получить отдельные фракции, в том числе более легкую фракцию, которая поступает в зону изомеризации, и более тяжелую фракцию, которая подается в зону риформинга. Иногда продукт риформинга таких комбинированных процессов подвергается дополнительному разделению и превращению, при этом дополнительно получаются C5-C6 парафины, которые рециркулируют в зону изомеризации.
Различные аспекты, присущие каждой из реакций риформинга и изомеризации, стали основой модификаций интегрированных процессов, которые усиливают их интеграцию и уменьшают число и/или размер необходимого оборудования. Например, поскольку процесс риформинга является реакцией с образованием водорода, поток, выходящий из зоны риформинга, содержит водород, который после отделения, можно подавать в зону изомеризации, и таким образом, снижается потребность в подаче свежего водорода. Соответственно, в некоторых модифицированных комбинациях потоки, выходящие из процессов риформинга и изомеризации, объединяют, и затем поток, содержащий водород, отделяют от объединенного выходящего потока и рециркулируют в зону изомеризации. Поскольку в существующих комбинациях процессов, все еще требуется значительное количество сырья и энергии, а также множество единиц оборудования и устройств, для которых, в свою очередь, требуется значительное пространство для монтажа и эксплуатации, в промышленности приветствуются усовершенствования, которые дополнительно повышают эффективность. Например, дальнейшее уменьшение расхода сырья и энергии посредством дополнительного повторного использования и рециркуляции материальных потоков между технологическими установками в системе, или обеспечивая материальные потоки и энергию для других процессов и устройств, которые в противном случае могут быть выброшены в качестве побочного продукта или отходов, может дополнительно повысить эффективность. Кроме того, за счет уменьшения количества и размера оборудования, необходимого для образования продуктов эквивалентного качества путем устранения ненужных операций разделения, рециркуляции или стадий очистки, могут быть уменьшены капитальные затраты, а также размер требуемой площади основания для всей установки.
Соответственно, желательно обеспечить интегрированный способ и установку риформинга и изомеризации углеводородов с целью более эффективного получения ароматических и разветвлённых углеводородов с повышенным октановым числом. Кроме того, желательно разработать способ и установку, для которых требуется меньшее количество технологических стадий и меньшее число единиц оборудования, и в то же время обеспечивающих получение углеводородов, обладающих повышенным октановым числом. Кроме того, другие желательные признаки и характеристики интегрированных способов и установок, рассматриваемых в изобретении, станут очевидными из последующего подробного описания изобретения и прилагаемой формулы изобретения, приведенных в сочетании с прилагаемым чертежом.
Раскрытие изобретения
Разработаны способы и установки для риформинга и изомеризации углеводородов. В иллюстрированном варианте осуществления способ включает в себя стадии: подачи потока сырья риформинга в зону риформинга, содержащую катализатор риформинга; эксплуатации зоны риформинга в условиях риформинга, которые включают давление риформинга в диапазоне от 1 до 18 атмосфер для того, чтобы получить выходящий поток из зоны риформинга; разделения выходящего потока из зоны риформинга с получением потока результирующего газа, содержащего, главным образом, водород, и потока жидкого продукта риформинга; подачи потока результирующего газа и потока сырья изомеризации в зону изомеризации, содержащую катализатор изомеризации; и эксплуатации зоны изомеризации в условиях изомеризации, которые включают давление изомеризации, которое больше давления риформинга, чтобы получить выходящий поток из зоны изомеризации.
Другой вариант способа предусматривает способ риформинга и изомеризации углеводородов, включающий стадии: подачи потока сырья риформинга в зону риформинга, содержащую катализатор риформинга; эксплуатации зоны риформинга в условиях риформинга, которые включают давление риформинга в диапазоне от 1 до 18 атмосфер, чтобы получить выходящий поток из зоны риформинга; и разделения выходящего потока из зоны риформинга с получением потока результирующего газа, содержащего, главным образом, водород, и потока жидкого продукта риформинга. В указанном варианте осуществления, способ дополнительно включает в себя сжатие потока результирующего газа; подачу указанного потока результирующего газа и потока сырья изомеризации в зону изомеризации, содержащую катализатор изомеризации; эксплуатацию зоны изомеризации в режиме однократного прохождения потока результирующего газа и в условиях изомеризации, которые включают давление изомеризации, которое больше давления риформинга и находится в диапазоне от более чем 18 атм до 70 атм, чтобы получить выходящий поток из зоны изомеризации; и разделение выходящего потока из зоны изомеризации с получением общего потока результирующего газа и потока жидкого продукта изомеризации. Кроме того, по меньшей мере часть общего потока результирующего газа подвергается сжатию с образованием сжатого общего потока результирующего газа, причем стадии сжатия потока результирующего газа и сжатия по меньшей мере части общего потока результирующего газа осуществляются с использованием единственного источника питания для приведения в действие независимых компрессоров, сжимающих каждый из потока результирующего газа и общего потока результирующего газа.
В еще одном варианте осуществления предложена установка для риформинга и изомеризации углеводородов, содержащая: зону риформинга, выполненную с возможностью размещения катализатора риформинга и имеющую впуск для потока сырья риформинга и выпуск для выходящего потока из зоны риформинга; сепаратор риформинга, имеющий впуск, сообщающийся по текучей среде с выпуском для выходящего потока из зоны риформинга, и имеющий по меньшей мере выпуск результирующего газа и выпуск жидкого продукта риформинга; зону изомеризации, выполненную с возможностью размещения катализатора изомеризации и имеющую впуск для потока сырья изомеризации, впуск для результирующего газа, сообщающийся по текучей среде с выпуском результирующего газа сепаратора риформинга, и выпуском выходящего потока из зоны изомеризации; сепаратор изомеризации, имеющий впуск, сообщающийся с выпуском выходящего потока из зоны изомеризации, и имеющий выпуск для общего результирующего газа, и выпуск для жидкого продукта изомеризации.
Краткое описание чертежей
Рассматриваемые в изобретении способы и установки, в дальнейшем будут описаны вместе со следующей Фигурой, которая представляет собой схематическое изображение иллюстративного варианта осуществления описанных здесь интегрированных способов и установок для риформинга и изомеризации углеводородов.
Осуществление изобретения
Следующее подробное описание носит исключительно иллюстративный характер и не предназначено для ограничения способов и установок, раскрытых в настоящем изобретении, или применения и использования способов и установок. Кроме того, у авторов отсутствует намерение быть связанными любой теорией, представленной в предшествующем уровне техники, или в следующем подробном описании.
В общем, способы и установки, рассматриваемые в изобретении и более подробно описанные ниже, представляют собой интегрированные способы и установки для одновременного риформинга и изомеризации углеводородов с целью эффективного получения углеводородов, обладающих улучшенным октановым числом. Описанные здесь способы и установки для одновременного риформинга и изомеризации углеводородов объединены в различных вариантах, относящихся к оптимизации технологических потоков и уменьшению количества оборудования установки, необходимого для превращения углеводородов в высокооктановые углеводороды.
Иллюстративные варианты интегрированных способов и установок риформинга и изомеризации углеводородов, будут теперь описаны со ссылкой на фигуру, которая представляет собой принципиальную схему иллюстративного варианта осуществления установки 10 для риформинга и изомеризации углеводородов. Более конкретно, в одном иллюстративном варианте осуществления, поток 12 сырья риформинга подается в зону 14 риформинга, содержащую катализатор риформинга (сам катализатор не показан). Зоны 14 и 18 риформинга и изомеризации обычно работают одновременно. Кроме того, как показано на фигуре, зона 14 риформинга обычно содержит реактор 20 риформинга, выполненный с возможностью размещения катализатора риформинга и имеющий впуск 22 для сырья риформинга и выпуск 24 выходящего потока из зоны риформинга.
Следует понимать, что, хотя это и не показано на фигуре и не описано здесь подробно, зона 14 риформинга, а также другие технологические зоны, которые будут описаны ниже, не ограничивается единственной реакционной или другой технологической емкостью, напротив, каждая зона включает в себя любое и все типичное и вспомогательное оборудование, необходимое для осуществления желаемого процесса. Такое оборудование включает, например, (но без ограничения): реакторы, трубопроводы, теплообменники, массообменные резервуары, разделительные емкости, ребойлеры, рециркуляционные трубопроводы, клапаны, оборудование для измерения и регулирования температуры, устройства безопасности, конденсаторы, компрессоры, и т.д. Более того, технологические зоны не ограничиваются одним из любого типа оборудования. Хотя это собственно не показано на фигуре, зона 14 риформинга, например, может содержать множество емкостей или реакторов риформинга (см. например, реактор 20 риформинга), каждый из которых содержит катализатор риформинга, а также один или несколько нагревателей, трубопроводов, клапанов, и т.д. Кроме того, хотя это и не показано, в некоторых вариантах осуществления способов и установок, описанных в изобретении, зона 14 риформинга может также содержать теплообменник для нагревания потока 12 сырья риформинга перед входом в зону 14 риформинга.
Кроме того, может быть использовано самое разнообразное сырье 12 для зоны риформинга. В общем, поток 12 сырья в зону риформинга содержит, главным образом, С7-С12 углеводороды с температурой кипения в диапазоне от 82 до 240ºC. Как и для большинства смесей углеводородов, облагораживание и другие процессы направлены на концентрирование желаемых типов углеводородов в смеси на основе предполагаемого использования или ожидаемой дальнейшей обработки. Однако довольно часто эти смеси содержат некоторое небольшое количество других углеводородов, помимо желаемых. Это является одной причиной, почему углеводородные смеси часто характеризуются диапазонами кипения, вместо, или в дополнение к диапазону типов углеводородов, содержащихся в смеси. Соответственно, должно быть понятно, что используемые в изобретении термины "смесь углеводородов, или углеводородный поток" описанные, как содержащие или включающие "главным образом" конкретный углеводород или диапазон углеводородов с указанным числом атомов углерода, означают, что описанная смесь или поток углеводородов также может содержать очень малое количество углеводородов, помимо указанного углеводорода, или вне указанного диапазона числа атомов углерода, без изменения общих характеристик (например, точки кипения) смеси или потока описанных углеводородов.
Например, описание, что поток 12 сырья в зону риформинга содержит "главным образом" С7-С12 углеводороды с температурой кипения в диапазоне от 82 до 240°С, означает, что поток 12 сырья в зону риформинга содержит по меньшей мере 70 мас. % углеводородных молекул, каждая из которых имеет от 7 до 12 атомов углерода и, возможно, очень небольшое количество углеводородных молекул, каждая из которых имеет менее 7 атомов углерода, а также очень небольшое количество углеводородных молекул, каждая из которых имеет более 12 атомов углерода, так что точка кипения остается в диапазоне от 82 до 240°С. Аналогично, описание, что поток результирующего газа содержит, главным образом, водород означает, что поток результирующего газа содержит по меньшей мере 70 мас.% водорода и, возможно, очень небольшое количество углеводородных молекул, каждая из которых имеет один, или два, или больше атомов углерода.
Обычно подходящие для зоны риформинга потоки сырья могут быть получены из различных источников углеводородов с использованием различной технологии разделения, которая известна в настоящее время или станет известна в будущем. Как понятно специалистам в данной области техники, существует много возможных источников углеводородов, включающих, без ограничения, сырая нефть, извлекаемая из месторождения нефти и газа, углеводородные фракции, полученные на установках по переработке сырой нефти, потоки конденсата, полученные посредством гидроразрыва пласта, рециркулирующие углеводороды, полученные при извлечении и переработке использованных углеводородных продуктов, а также множество промежуточных углеводородных продуктов и потоков, которые образуются при переработке указанных источников углеводородов. Углеводородные смеси, содержащие, главным образом, С7-С12 углеводороды с температурой кипения в диапазоне от 82 до 240°C, которые являются подходящими для использования в качестве потока 12 сырья для зоны риформинга, часто получают в результате переработки указанных источников углеводородов, а также и тех, которые могут быть обнаружены или разработаны в будущем.
Один пример углеводородного потока, пригодного для использования в качестве потока 12 сырья для зоны риформинга, может быть получен из потока сырьевой нафты полного диапазона, который был произведен путем переработки любого из описанных выше источников углеводородов. Такой поток сырьевой нафты полного диапазона может содержать, главным образом, С5-С12 углеводороды и имеет температуру кипения от 80 до 240°С, и обычно этот поток дополнительно разделяют на две или больше переработанных фракций, таких как, без ограничения: легкая фракция нафты, средняя фракция нафты и фракция тяжелой нафты. Легкая фракция нафты может содержать, главным образом, C5 и C6 углеводороды (то есть пентан и гексан) и иметь температуру кипения от 80 до 140°С. Средняя фракция нафты может содержать в основном С7-С8 углеводороды и иметь температуру кипения от 130 до 175°С, предпочтительно от 145 до 165°С. Наконец, высококипящая фракция тяжелой нафты, может содержать главным образом С10 углеводороды, со значительными количествами C9 и С11-С12 углеводородов в зависимости, главным образом, от общего баланса продуктов нефтеперерабатывающего завода. Температура кипения этой тяжелой нафты может составлять от 160 до 240°С, предпочтительно от 170 до 240°C.
Теперь обратимся к фигуре 1, где, как указано выше, поток 12 сырья риформинга, подходящий для использования в связи с установкой 10, описанной в изобретении, содержит, главным образом, C7-C12 углеводороды и имеет температуру кипения в диапазоне от 82 до 240°С. Такой поток 12 сырья риформинга, например, может содержать среднюю и тяжелую фракции нафты, образовавшиеся, как описано выше.
Зона 14 риформинга работает в условиях риформинга, которые типично включают давление риформинга в интервале от 1 атм до 18 атмосфер (абс.) ("атм"). Например, без ограничения, давление риформинга может находиться в диапазоне от 1 до 15 атм, или от 1 до 10 атм, или от 4 до 18 атм, или даже от 4 до 12 атм, чтобы получить выходящий поток 26 из зоны риформинга. Подходящая рабочая температура в зоне 14 риформинга, как правило, находится в диапазоне от 260 до 560°C. В зоне 14 риформинга протекают различные реакции, включая дегидрирование нафтеновых углеводородов и дегидроциклизацию и изомеризацию парафинов, в результате которых полученный выходящий поток 26 из зоны риформинга имеет повышенное октановое число. В зоне 14 риформинга вырабатывается водород, но, если необходимо, в зону 14 риформинга может направляться дополнительный водород в количестве, достаточном чтобы обеспечивать соотношение от 0,1 до 10 моль водорода (сумма генерируемого и добавленного), на моль потока 12 сырья риформинга.
Поток 12 сырья риформинга может быть введен в контакт с катализатором риформинга (не показан) в зоне 14 риформинга в режиме восходящего, нисходящего или радиального потока. Объем катализатора риформинга, содержащегося в зоне 14, соответствует часовой объемной скорости жидкости от 1 до 40 час-1. Катализатор обычно содержится в реакторе с неподвижным слоем или в реакторе с подвижным слоем, в котором катализатор можно непрерывно отбирать и добавлять. Такая конфигурация связана с вариантами регенерации катализатора, которые известны специалистам в данной области техники, такими как: (1) полурегенеративная установка, содержащая реакторы с неподвижным слоем, в которой жесткий режим эксплуатации поддерживается путем повышения температуры, в конечном счете, установка отключается для регенерации и повторной активации катализатора; (2) установка с переключающимися реакторами, в которой отдельные реакторы с неподвижным слоем, последовательно изолируются с помощью коллекторного устройства, когда катализатор дезактивируется, и катализатор в изолированном реакторе регенерируют и повторно активируют, в то время как другие реакторы остаются в работе; (3) непрерывная регенерация катализатора, отбираемого из реактора с подвижным слоем, с реактивацией и замещением на реактивированный катализатор, причем повышенно жесткий режим эксплуатации обеспечивается путем поддержания высокой активности катализатора за счет циклов регенерации в течение нескольких дней; или (4) гибридная система с обеспечением полурегенеративной и непрерывной регенерации в одной установке. Предпочтительный вариант осуществления включает полурегенеративный реактор с неподвижным слоем катализатора, работающим при относительно низком давлении, с целью реализации высокого выхода С5+ углеводородных продуктов, что связано с более умеренной дезактивацией катализатора. Используемый здесь термин "С5+углеводороды" включает в себя линейные, разветвленные и ароматические углеводороды, имеющие 5 или более атомов углерода в каждой молекуле. В некоторых вариантах осуществления общий выходящий поток 26 из установки риформинга, может подаваться в теплообменник (не показан, но уже упоминался выше) для теплообмена с потоком 12 сырья риформинга.
Катализатор риформинга (как таковой не показан на фигуре) конкретно не ограничивается и может представлять собой любой катализатор, способный катализировать превращение линейных и разветвленных С7 и более тяжелых углеводородов в С7 и более тяжелые ароматические углеводороды. Используемый в изобретении термин "C7 и более тяжелые углеводороды" включает линейные, разветвленные или ароматические углеводороды, содержащие 7 или более атомов углерода в каждой молекуле. Например, катализатор риформинга может содержать компонент металла платиновой группы на носителе. Этот компонент содержит один или несколько металлов платиновой группы, причем платиновый компонент является предпочтительным. Платина может существовать в катализаторе в виде соединения, такого как оксид, сульфид, галогенид, или оксигалогенид, в химической комбинации с одним или несколькими другими ингредиентами каталитической композиции или как элементарный металл. Наилучшие результаты получают, когда по существу вся платина существует в каталитической композиции в восстановленном состоянии. Предпочтительный платиновый компонент обычно составляет 0,01 - 2% от массы каталитической композиции, предпочтительно от 0,05 до 1 мас. %, в расчете на элементарную основу.
Катализатор может содержать другие металлические компоненты, известные для модификации действия предпочтительного платинового компонента. Такие металлические модификаторы могут включать металлы группы IVA (14), другие металлы группы VII (8-10), рений, индий, галлий, цинк, уран, диспрозий, таллий и их смеси. В одном варианте осуществления изобретения металлический модификатор представляет собой оловянный компонент. Каталитически эффективные количества таких металлических модификаторов можно вводить в катализатор любым способом, известным в данной области техники.
В некоторых вариантах осуществления катализатор риформинга может быть бифункциональной композицией, содержащей металлический компонент гидрирования-дегидрирования на тугоплавком носителе, который обеспечивает кислотные центры для крекинга и изомеризации. Тугоплавкий носитель такого катализатора риформинга, должен представлять собой пористый, адсорбирующий материал с высокой удельной поверхностью, который является однородным по составу, без градиентов состава частиц, входящих в состав композиции. В одном из вариантов осуществления, тугоплавкий носитель содержит одно или несколько соединений из: (1) тугоплавкие неорганические оксиды, такие как оксид алюминия, диоксид кремния, диоксид титана, оксид магния, диоксид циркония, оксид хрома, оксид тория, оксид бора или их смеси; (2) синтетические или встречающиеся в природе глины и силикаты, которые могут быть обработаны кислотой; (3) кристаллические цеолитные алюмосиликаты или встречающиеся в природе, или полученные синтетически, такие как FAU, MEL, MFI, MOR, MTW (Комиссия ИЮПАК по номенклатуре цеолитов) в водородной форме или в форме, которая была подвергнута обмену с катионами металлов; (4) нецеолитные молекулярные сита; (5) шпинели, такие как MgAl2O4, FeAl2O4, ZnAl2O4, CaAl2O4; и (6) комбинации материалов из одной или нескольких из этих групп.
Оптимально катализатор риформинга содержит галогеновый компонент. Галогеновый компонент может представлять собой фтор, хлор, бром, йод или их смеси. Хлор является предпочтительным галогеновым компонентом. Галогеновый компонент обычно присутствует в связанном состоянии с неорганическим оксидом носителя. Предпочтительно, галогеновый компонент хорошо диспергирован по всему катализатору и может составлять от более, чем 0,2 до 15 мас.%, в расчете на элементарную основу, конечного катализатора.
В некоторых альтернативных вариантах осуществления катализатор риформинга может содержать крупнопористое молекулярное сито, которое определяется как молекулярное сито с эффективным диаметром пор 7 Ангстрем или больше. Примеры крупнопористых молекулярных сит, которые могут быть введены в катализаторы изобретения, включают LTL, FAU, AFI, MAZ (Комиссия ИЮПАК по номенклатуре цеолитов) и цеолит-бета. В таких вариантах осуществления катализатор риформинга содержит некислотный L-цеолит (LTL) и компонент щелочного металла, а также компонент металла платиновой группы. Для того, чтобы быть "некислотными" по существу все катионообменные центры цеолита будут заняты неводородными частицами. Предпочтительно катионы, занимающие катионообменные центры, будут представлять собой один или несколько щелочных металлов, включая литий, натрий, калий, рубидий, цезий и их смеси, причем предпочтительным является калий, хотя могут присутствовать другие катионные разновидности. L-цеолит также должен быть смешан со связующим веществом, чтобы обеспечить удобную форму для использования в качестве подходящего катализатора риформинга. Подходящие связующие включают любое тугоплавкое неорганическое оксидное связующее, например, такое как один или несколько из диоксида кремния, оксида алюминия или оксида магния, без ограничения.
Возвратимся снова к фигуре, где описываемая зона 14 риформинга иллюстративного варианта установки 10 содержит зону 28 разделения. Выходящий поток 26 из зоны риформинга разделяют в зоне 28 разделения с образованием потока результирующего газа 30, содержащего, главным образом, водород, и потока 32 жидкого продукта риформинга. После выхода из зоны 28 разделения поток 32 жидкого продукта риформинга содержит бензиновую фракцию, имеющую исследовательское октановое число (ОЧ и.м.) в диапазоне от 90 до 101, которая может быть дополнительно разделена ниже по ходу потока. Как показано на фигуре, зона 28 разделения может содержать сепаратор 28 риформинга, имеющий впуск 34, сообщающийся по текучей среде с выпуском 24 выходящего потока из зоны риформинга реактора 20 риформинга и имеющий по меньшей мере выпуск 36 результирующего газа и выпуск 38 жидкого продукта риформинга.
Как показано на фигуре, поток 16 сырья изомеризации подают в зону 18 изомеризации, содержащую катализатор изомеризации (как таковой не показан). Кроме того, как показано на фигуре, зона 18 изомеризации включает в себя реактор 40 изомеризации, выполненный с возможностью размещения катализатора изомеризации и имеющий впуск 42 для сырья изомеризации, впуск 44 результирующего газа, сообщающийся по текучей среде с выпуском 36 результирующего газа сепаратора 28 риформинга, и выпуск 46 выходящего потока из зоны изомеризации.
В зоне 18 изомеризации также требуется водород. Поскольку результирующий газовый поток 30, полученный при разделении выходящего потока 26 риформинга, содержит водород, в соответствии с описанными здесь интегрированными способами и установками 10, результирующий газовый поток 30 подается в зону 18 изомеризации. Зона 18 изомеризации эксплуатируется в условиях изомеризации с целью получения выходящего потока 48 из зоны изомеризации. Выходящий поток 48 из зоны изомеризации, как правило, содержит смесь, главным образом, нормального пентана, нормального гексана, изопентана, диметилбутана, метилпентана и водорода, с меньшим количеством С4 и более легких углеводородов, а также небольшое количество С7 и более тяжелых углеводородов. Используемый здесь термин "C4 и более легкие углеводороды" включает линейные и разветвленные углеводороды, имеющие 4 или меньше атомов углерода в каждой молекуле.
Поток результирующего газа 30 содержит водород, полученный по меньшей мере частично за счет реакций, идущих в зоне 14 риформинга, а также меньшее количество С4 и более легких углеводородов и, поэтому может успешно использоваться для дополнения или замены независимого источника водорода для зоны 18 изомеризации. Поскольку зона 14 риформинга работает при относительно низком давлении и поток результирующего газа 30 не вступает в повторный контакт с потоком 32 жидкого продукта риформинга, как в некоторых из существующих процессов, поток результирующего газа будет также содержать небольшое количество углеводородов C5-C7 и более тяжелых углеводородов. Поток результирующего газа 30 может подаваться в зону 18 изомеризации либо отдельно от потока 16 сырья изомеризации (как показано), или сначала он смешивается с потоком 16 сырья изомеризации, и затем смешанный поток подается в зону 18 изомеризации.
Как объяснялось ранее, и хотя конкретно не показано на фигуре, зона 18 изомеризации может включать в себя не только один или несколько реакторов 40 изомеризации, каждый из которых содержит катализатор изомеризации, но также и другое оборудование, такое как нагреватели, теплообменники, трубопроводы, клапаны, устройства измерения и регулирования температуры, предохранительные устройства и др., и вспомогательное оборудование, которые требуются для осуществления желаемой реакции изомеризации. В варианте осуществления, показанном на фигуре, зона 18 изомеризации также содержит зону 50 разделения, которая принимает выходящий поток 48 из зоны изомеризации и в которой получают общий поток результирующего газа 52 и поток 54 жидкого продукта изомеризации. Более конкретно, как показано на фигуре, зона 50 разделения может включать в себя сепаратор 50 изомеризации, имеющий впуск 56, сообщающийся с выпуском 46 для выходящего потока из зоны изомеризации реактора 40 изомеризации, и имеющий выпуск 58 для общего результирующего газа и выпуск 60 для жидкого продукта изомеризации.
Общий поток результирующего газа 52, полученный из выходящего потока 48 из зоны изомеризации, содержит, главным образом, водород из выходящего потока 26 из зоны риформинга, и не израсходованный в зоне 18 изомеризации. Поток 54 жидкого продукта изомеризации, также полученный из выходящего потока 48 из зоны изомеризации, обычно содержит смесь, главным образом, нормального пентана, нормального гексана, изопентана, диметилбутана и метилпентана.
В качестве другого примера вспомогательного оборудования, которое обычно включают в зону 18 изомеризации, хотя это и не показано на фигуре, может быть указан регулирующий клапан для дозирования добавления водорода непосредственно в зону 18 изомеризации, или в поток 16 сырья изомеризации перед входом в зону 18 изомеризации. Концентрация водорода в выходящем потоке 48 из зоны изомеризации, или в одной из фракций выходящего потока, полученных из него, контролируется с помощью датчика водорода (также не показан), причем заданное установочное положение регулирующего клапана поддерживает желаемую концентрацию водорода. Концентрация водорода в выходящем потоке рассчитывается на основе общего расхода выходящего потока. Молярное отношение водорода к углеводородам в выходящем потоке 48 из зоны изомеризации, должно составлять от 0,05 до 5,0. Водород будет потребляться в зоне 18 изомеризации, чистый баланс которого часто называется как стехиометрическая потребность в водороде, которая связана с протеканием ряда побочных реакций. Количество водорода в избытке от стехиометрического количества для побочных реакций может поддерживаться в зоне 18 изомеризации для обеспечения хорошей стабильности и конверсии в результате компенсации изменений в составе сырьевого потока, которые изменяют требования к стехиометрическому количеству водорода.
Следует отметить, что другие интегрированные способы и установки для риформинга и изомеризации углеводородов могут генерировать поток результирующего газа для использования в качестве водородсодержащего потока сырья путем сначала объединения выходящего потока из зоны риформинга с выходящим потоком из зоны изомеризации, и затем разделения указанного объединенного выходящего потока с образованием потока результирующего газа, содержащего в основном водород, и объединенного потока жидкого продукта. В таких других интегрированных способах и установках полученный поток результирующего газа может поступать в зону изомеризации; однако образовавшийся поток результирующего газа часто сначала очищают для удаления из него неводородных компонентов и увеличения концентрации водорода в потоке. Такая очистка обычно осуществляется путем "повторного контактирования" объединенного выходящего потока результирующего газа с объединенным потоком жидкого продукта, однократно или несколько раз, до подачи в зону изомеризации. Можно легко признать, что для повторного контактирования потока результирующего газа для очистки потребуется дополнительное оборудование, такое как холодильник, резервуар и связанное этим оборудование регенерации для каждой стадии повторного контакта. В противоположность этому, в интегрированных способах и установках 10, которые рассматриваются и описываются в изобретении, не требуется объединение выходящих потоков 26 и 48 риформинга и изомеризации до разделения и формирования потока результирующего газа 30, содержащего водород и, кроме того, отсутствует повторное контактирование потока результирующего газа 30 до подачи потока результирующего газа в зону 18 изомеризации. Не желая быть связанными каким-либо образом теорией, авторы полагают, что некоторая очистка потока результирующего газа происходит в интегрированных способах и установках 10 изобретения в зоне 50 разделения, в которой поток 54 жидкого продукта изомеризации отделяется от выходящего потока 48 из зоны изомеризации. Это означает, что некоторое оборудование (холодильник, емкость и связанное с ними оборудование для сжатия), обычно включенное в другие интегрированные способы и установки, не является необходимым и может быть исключено из интегрированных способов и установок настоящего изобретения.
Кроме того, отмечается, что в интегрированных способах и установках 10, которые рассматриваются и описываются в изобретении, зона 18 изомеризации эксплуатируется в режиме одного прохода потока 30 водорода/результирующего газа 30. Один проход потока 30 водорода/результирующего газа означает, что отсутствует отдельный рециркуляционный компрессор, необходимый в зоне 18 изомеризации для рециркуляции водорода из сепаратора 50 изомеризации в реактор 40 процесса изомеризации. В других комбинированных способах и установках зона изомеризации часто включает разделение выходящего потока из зоны изомеризации с образованием другого потока результирующего газа, по меньшей мере часть которого рециркулируют в зону изомеризации с использованием дополнительного оборудования, такого как холодильник рециркулирующего газа, сушилка рециркулирующего газа, трубопроводы и клапаны, ни одно из которых не является необходимым в интегрированных способах и установках изобретения.
Подходящие потоки 16 сырья изомеризации содержат, главным образом, C5-C6 углеводороды, и, более конкретно, главным образом, C5-C6 нормальные парафины. Некоторые обычные потоки углеводородных продуктов, используемые в качестве потоков 16 сырья для переработки в процессе изомеризации, включают, без ограничений, легкий натуральный бензин, легкую прямогонную нафту, конденсат газойля, легкие рафинаты, легкий реформат, легкие углеводороды, и прямогонные дистилляты, имеющие температуру кипения ниже 100°С и содержащие значительные количества C4-C6 парафинов. Например, описанная ранее фракция легкой нафты, которая получена путем разделения сырьевой нафты широкого диапазона кипения и содержащая, главным образом, C5-C6 углеводороды (то есть пентан и гексан) и имеющая температуру кипения от 80 до 140°С, предпочтительно может служить в качестве подходящего потока 16 сырья изомеризации для описанных здесь совмещенных способов и установок. Эти потоки продуктов переработки углеводородов могут быть получены из любого ряда источников углеводородов, таких как те, что описаны выше в связи с подходящими потоками 12 сырья для риформинга.
Зона 18 изомеризации обычно работает в условиях изомеризации, которые максимизируют производство продуктов - C5-C6 изоалканов, из потока 16 сырья для изомеризации. В соответствии с интегрированными способами и установками, которые рассматриваются и описываются в изобретении, такие условия изомеризации включают давление изомеризации, которое больше чем давление риформинга в зоне риформинга. Кроме того, подходящее абсолютное давление изомеризации находится в диапазоне от выше чем 18 до 70 атм. Например, без ограничения, давление изомеризации может быть в диапазоне от выше чем 18 атм до 50 атм, или от выше чем 18 атм до 45 атм, или от 20 до 50 атм или даже от 20 до 30 атм, чтобы генерировать выходящий поток 48 из зоны изомеризации.
Подходящие рабочие температуры для зоны 18 изомеризации, как правило, находятся в диапазоне от 40 до 235°C. Более низкие температуры реакции, как правило, являются предпочтительными, поскольку они обычно благоприятствуют образованию равновесных смесей изоалканов и нормальных алканов. Более низкие температуры особенно полезны при переработке сырья, состоящего из C5 и C6 парафиновых углеводородов, где более низкие температуры способствуют образованию равновесных смесей с наивысшей концентрацией наиболее разветвленных изоалканов. Когда поток 16 сырья 16 изомеризации представляет собой, главным образом, C5 и C6 парафиновые углеводороды, предпочтительной является температура изомеризации в диапазоне от 60 до 160°C. Скорость подачи в зону 18 изомеризации может изменяться в широком диапазоне. Эти условия включают часовые объемные скорости жидкости в диапазоне от 0,5 до 12 час-1, такие как, например, от 1 до 6 час-1.
Катализатор изомеризации (как таковой не показан на фигуре) конкретно не ограничивается и может быть любым катализатором, который способен катализировать превращение линейных C5-C6 углеводородов в разветвленные изомеры C5-C6 углеводородов.
Например, различные катализаторы, содержащие платину и алюминий, с дополнительным галогеновым компонентом (или без него), как известно, катализируют изомеризацию C4-C7 углеводородов. Высокоактивные катализаторы изомеризации, включающие оксид алюминия и от 0,01 до 25 массовых процентов (мас. %) платины и от 2 до 10 мас. % хлоридного компонента, способны изомеризовать C4-C7 углеводороды в присутствии очень малого количества водорода. В другом иллюстративном варианте осуществления катализатор имеет высокое содержание хлорида на алюминиевом носителе, содержащем платину. Алюминий представляет собой безводный гамма-оксид алюминия с высокой степенью чистоты. Кроме того, катализатор может содержать другие металлы группы платины, то есть, благородные металлы, исключая серебро и золото, которые выбирают из группы, состоящей из платины, палладия, германия, рутения, родия, осмия и иридия. Указанные металлы обладают различной активностью и селективностью, причем, как установлено, платина наиболее пригодна для рассматриваемого процесса. Платиновый компонент может находиться в конечной каталитической композиции в виде оксида или галогенида, или в виде элементарного металла. Было обнаружено, что наиболее предпочтительным является наличие платинового компонента в восстановленном состоянии.
Кроме того, подходящие катализаторы изомеризации включают тип катализатора, который содержит сульфатированный носитель - оксид или гидроксид металла группы IVB (ИЮПАК 4), такой как диоксид циркония, диоксид или гидроксид титана, по меньшей мере первый компонент, который является лантанидным элементом или иттриевым компонентом, и по меньшей мере второй компонент, который является компонентом металла из платиновой группы. Полагают, что эти катализаторы изомеризации являются более стойкими в присутствии серы и воды в зоне 18 изомеризации. В особенно предпочтительных вариантах, первый компонент такого катализатора изомеризации содержит по меньшей мере иттербий, а второй компонент представляет собой платину. Лантанидный элемент или иттриевый компонент можно вводить в катализатор в любом количестве, которое является каталитически эффективным, целесообразно от 0,01 до 10 мас. % лантанида или иттрия, или их смесей, в расчете на элементарный состав катализатора. В одном варианте осуществления используют от 0,5 до 5 мас. % лантанида или иттрия, в расчете на элементарный состав. Второй компонент, металл платиновой группы, может существовать в конечной каталитической композиции в виде соединения, такого как оксид, сульфид, галогенид, оксигалогенид и т.д., в виде химической комбинации с одним или несколькими другими ингредиентами композиции или в виде металла. Подходящее количество металла платиновой группы находится в диапазоне от 0,01 до 2 мас.% компонента металла платиновой группы, на элементарной основе. Это особенно выгодно, когда по существу весь металл платиновой группы находится в элементарном состоянии. Такой катализатор изомеризации необязательно содержит неорганический оксидный связующий компонент, такой как оксид алюминия. Носитель, сульфат, металлические компоненты и необязательный связующий материал могут смешиваться в любом порядке, который является эффективным для получения подходящего катализатора изомеризации.
Возвратимся снова к фигуре, где в некоторых вариантах осуществления описанной здесь установки 10, как поток 32 жидкого продукта риформинга, так и поток 54 жидкого продукта изомеризации, подаются в зону 62 разделения продукта, такую как колонна-дебутанизатор. Поток 32 жидкого продукта риформинга и поток 54 жидкого продукта изомеризации могут быть поданы отдельно в зону 62 разделения продукта, или они могут быть сначала объединены вместе, и затем поданы в зону 62 разделения продукта, как единый объединенный поток. Зона 62 разделения продукта работает, чтобы генерировать поток 66 продукта, обогащенный C5 и более тяжелыми углеводородами, и головной поток 68, обогащенный водородом, C4 и более легкими углеводородами. Условия работы зоны 62 разделения продукта включают давление в диапазоне от 6 до 40 атмосфер. В некоторых вариантах осуществления изобретения используется давление от 13 до 34 атм. Соответствующие конструкции ректификационных колонн и сепарационных сосудов, подходящие для зоны 62 разделения продукта, хорошо известны специалистам в данной области техники. Как показано схематично на фигуре, зона 62 разделения продукта обычно включает в себя по меньшей мере один сепаратор 62 объединенного продукта, имеющий впуск 64, сообщающийся текучей среде по как с выпуском 38 жидкого продукта риформинга сепаратора 28 риформинга, так и с выпуском 60 жидкого продукта изомеризации сепаратора 50 изомеризации, а также имеющий выпуск 70 для потока продукта и выпуск 100 для головного потока. Как и другие технологические зоны, зона 62 разделения продукта может включать в себя одну или несколько таких разделительных колонн или устройств, а также кипятильник и различные трубопроводы, клапаны и контрольные устройства (не показаны как таковые). Поток 66 продукта, обогащенный C5 и более тяжелыми углеводородами, может быть подвергнут дальнейшей обработке, такой как разделение или смешивание бензина.
В некоторых иллюстративных вариантах осуществления после того, как выделен выходящий поток 48 из зоны изомеризации, чтобы получить общий поток результирующего газа 52, который содержит, главным образом, водород, по меньшей мере часть общего потока результирующего газа 52 сжимается с образованием сжатого общего результирующего газа 72. Как показано на фигуре, установка 10 также включает в себя компрессор 74 после изомеризации для сжатия общего потока результирующего газа 52. Компрессор 74 после изомеризации имеет впуск 76 для общего результирующего газа, сообщающийся по текучей среде с выпуском 58 для общего результирующего газа сепаратора 50 изомеризации, и выпуск 78 для сжатого общего результирующего газа.
До подачи общего потока результирующего газа 52 в компрессор 74 после изомеризации, часть 80 общего потока результирующего газа 52 может рециркулироваться путем объединения этой части 80 с потоком результирующего газа 30 до компрессора 86 после риформинга. Сжатый результирующий газ (в потоке 30), покидающий компрессор 86 после риформинга, поступает в зону 18 изомеризации. Отмечается, что рециркулируемую часть 80 общего результирующего газа 52 не очищают с помощью любых отдельных технологических стадий до рециркуляции этой части в зону 18 изомеризации. Оставшаяся часть общего потока результирующего газа 52 (то есть не рециркулируемая часть) подается в компрессор 74 после изомеризации, как описано выше. Эта схема частичной рециркуляции общего результирующего газа может быть полезной, например, когда поток результирующего газа 30, полученный из выходящего потока 26 из зоны риформинга, содержит слишком мало водорода, чтобы обеспечить эффективную работу зоны 18 изомеризации.
В другом иллюстративном варианте осуществления, по меньшей мере другая часть 102 сжатого общего результирующего газа 72, полученного из выходящего потока 48 из зоны изомеризации, подается в процесс, потребляющий водород, который уже не является частью интегрированных способов и установок, рассматриваемых и описанных выше. Хотя отсутствуют конкретные ограничения на тип процесса, потребляющего водород, который давал бы выгоду от приема по меньшей мере части 102 сжатого результирующего газа, такие процессы потребления водорода могут представлять собой, например, процесс 82 гидроочистки дизельного топлива, процесс гидроочистки 84 нафты, или оба процесса, как показано пунктиром на фигуре.
В некоторых вариантах осуществления поток результирующего газа 30, полученный из выходящего потока 26 из зоны риформинга, подвергают сжатию и затем подают в зону 18 изомеризации. Как показано на фигуре, установка 10 содержит компрессор 86 после риформинга, имеющий впуск 88 результирующего газа, сообщающийся по текучей среде с выпуском 36 результирующего газа сепаратора 28 риформинга, и выпуск 90 сжатого результирующего газа, сообщающийся текучей среде с впуском 44 результирующего газа реактора 40 изомеризации. Кроме того, в некоторых таких вариантах осуществления, которые показаны на фигуре, интегрированная установка 10 имеет единственный источник 92 питания, обеспечивающий эксплуатацию независимых компрессоров 74, 86 после изомеризации и после риформинга соответственно, для раздельного сжатия общего потока результирующего газа 52 и потока результирующего газа 30, соответственно. Единственный источник 92 питания, такой как один двигатель, и компрессоры 74, 86 после изомеризации и после риформинга могут быть смонтированы вместе, как мультикомпрессорное устройство, например, на станине или площадке 94, как схематически показано на фигуре. Таким образом, единственный источник 92 питания используется для сжатия каждого из потока результирующего газа 30 и общего потока 52 результирующего газа, тем самым уменьшается количество необходимого оборудования: вместо двух источников питания используется один.
Кроме того, в некоторых вариантах осуществления, в которых осуществляют процесс 82 гидроочистки дизельного топлива (ГДТ), образуется поток рециркулирующего газа 96 ГДТ, который можно сжимать и возвращать в процесс 82 гидроочистки дизельного топлива. В таких вариантах рециркуляционный компрессор 98 дизельного топлива для сжатия рециркулирующего газового потока 96 ГДТ может быть включен в устройство 94 мультикомпрессора, наряду с другими компрессорами 74, 86 и единственным источником 92 питания. В такой схеме устройства, единственный источник 92 питания будет находиться в сообщении с каждым из компрессоров 74, 86, 98, причем каждый будет способен работать отдельно, и соответствующие потоки 30,52,96 можно сжимать одновременно. Таким образом, единственный источник 92 питания будет использоваться для сжатия каждого из потока результирующего газа 30, общего потока 52 результирующего газа, и рециклового газового потока 96 процесса ГДТ, тем самым уменьшается количество необходимого оборудования: вместо трех источников питания используется один. Специалисты в этой области техники могут легко признать, что дополнительные варианты осуществления описанного и рассматриваемого в изобретении интегрированного устройства могут включать более двух или трех независимых компрессоров, смонтированных на станине или площадке 94 и работающих от единственного источника 92 питания, что обеспечивает дополнительную экономию капитальных затрат и эксплуатационных расходов.
Конкретные варианты осуществления изобретения
Несмотря на то, что последующее описание приведено в связи с конкретными вариантами осуществления, следует понимать, что это описание предназначено для иллюстрации, а не для ограничения объема предыдущего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Первый вариант осуществления изобретения представляет собой способ, включающий стадии подачи потока сырья риформинга в зону риформинга, содержащую катализатор риформинга; эксплуатацию зоны риформинга в условиях риформинга, которые включают давление риформинга в диапазоне от 1 до 18 атмосфер, чтобы получить выходящий поток из зоны риформинга; разделение выходящего потока из зоны риформинга с получением потока результирующего газа, содержащего, главным образом, водород, и потока жидкого продукта риформинга; подачи потока результирующего газа и потока сырья изомеризации в зону изомеризации, содержащую катализатор изомеризации; и эксплуатацию зоны изомеризации в условиях изомеризации, которые включают давление изомеризации, которое больше давления риформинга, с получением выходящего потока из зоны изомеризации. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до первого варианта в этом абзаце, где стадия разделения выходящего потока из зоны риформинга с получением потока жидкого продукта риформинга включает получение потока жидкого продукта риформинга с исследовательским октановым числом (ОЧ и.м.) в диапазоне от 90 до 101. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до первого варианта в этом абзаце, где давление изомеризации находится в диапазоне от более чем 18 атм до 70 атм. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до первого варианта в этом абзаце, где стадию эксплуатации зоны изомеризации осуществляют в режиме одного прохода потока результирующего газа. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до первого варианта в этом абзаце, который дополнительно включает стадию разделения выходящего потока из зоны изомеризации с получением общего потока результирующего газа и потока жидкого продукта изомеризации. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до первого варианта в этом абзаце, где способ дополнительно включает стадии подачи как потока жидкого продукта риформинга, так и потока жидкого продукта изомеризации в зону разделения; и эксплуатацию зоны разделения с целью получения потока продукта, обогащенного C5 и более тяжелыми углеводородами, и головного потока, обогащенного С4 и более легкими углеводородами. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до первого варианта в этом абзаце, где способ дополнительно включает стадию рециркуляции по меньшей мере части общего результирующего газа в поток результирующего газа, до стадии подачи потока результирующего газа в зону изомеризации. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до первого варианта в этом абзаце, который дополнительно включает сжатие потока результирующего газа до стадии подачи потока результирующего газа в зону изомеризации; и сжатие по меньшей мере части общего потока результирующего газа с образованием сжатого общего результирующего газа, где стадии сжатия потока результирующего газа и сжатия по меньшей мере части общего потока результирующего газа выполняются с использованием единственного источника питания для работы независимых компрессоров для сжатия каждого из этих потоков. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до первого варианта в этом абзаце, который дополнительно включает стадию подачи по меньшей мере части сжатого общего результирующего газа в процесс, потребляющий водород. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до первого варианта в этом абзаце, в котором процесс, потребляющий водород, включает процесс гидроочистки нафты, процесс гидроочистки дизельного топлива, или оба этих процесса. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до первого варианта в этом абзаце, в котором процесс, потребляющий водород, включает процесс гидроочистки дизельного топлива, причем способ дополнительно включает стадии эксплуатации процесса гидроочистки дизельного топлива для получения потока рециркулирующего газа; сжатие потока рециркулирующего газа; и рециркуляцию потока рециркулирующего газа обратно в процесс гидроочистки дизельного топлива; при этом стадии сжатия потока результирующего газа, сжатия по меньшей мере части общего потока результирующего газа, и сжатия потока рециркулирующего газа из процесса гидроочистки дизельного топлива выполняются с использованием единственного источника питания для работы независимых компрессоров с целью сжатия каждого из этих потоков.
Второй вариант осуществления изобретения представляет собой интегрированный способ риформинга и изомеризации углеводородов, включающий стадии подачи потока сырья риформинга в зону риформинга, содержащую катализатор риформинга; эксплуатацию зоны риформинга в условиях риформинга, которые включают давление риформинга в диапазоне от 1 до 18 атмосфер, чтобы получить выходящий поток из зоны риформинга; разделение выходящего потока из зоны риформинга с получением потока результирующего газа, содержащего, главным образом, водород, и потока жидкого продукта риформинга; сжатия потока результирующего газа; подачу потока результирующего газа и потока сырья изомеризации в зону изомеризации, содержащую катализатор изомеризации; эксплуатацию зоны изомеризации в режиме одного прохода потока результирующего газа в условиях изомеризации, которые включают давление изомеризации больше, чем давление риформинга, которое находится в интервале от больше от 18 атм до 70 атм, с получением выходящего потока из зоны изомеризации; разделение выходящего потока из зоны изомеризации с получением общего потока результирующего газа и потока жидкого продукта изомеризации; и сжатие по меньшей мере части общего потока результирующего газа с образованием сжатого общего потока результирующего газа, при этом стадии сжатия потока результирующего газа и сжатия, по меньшей мере части общего потока результирующего газа выполняются с использованием единственного источника питания при эксплуатации независимых компрессоров для сжатия каждого из потока результирующего газа и общего потока результирующего газа.
Третий вариант воплощения изобретения представляет собой установку для риформинга и изомеризации углеводородов, которая содержит реактор риформинга, выполненный с возможностью размещения катализатора риформинга и имеющий впуск для потока сырья риформинга и выпуск для выходящего потока из зоны риформинга; сепаратор риформинга, имеющий впуск, сообщающийся по текучей среде с выпуском для выходящего потока из зоны риформинга реактора риформинга, и имеющий по меньшей мере выпуск для результирующего газа и выпуск для жидкого продукта риформинга; реактор изомеризации, выполненный с возможностью размещения катализатора изомеризации и имеющий впуск для потока сырья изомеризации, впуск для результирующего газа, сообщающийся по текучей среде с выпуском для результирующего газа сепаратора риформинга, и выпуск для выходящего потока из зоны изомеризации; сепаратор изомеризации, имеющий впуск, сообщающийся с выпуском для выходящего потока из зоны изомеризации реактора изомеризации и имеющий выпуск для общего результирующего газа, и выпуск для жидкого продукта изомеризации. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до третьего варианта в этом абзаце, в котором реактор изомеризации содержит два или больше реакторов изомеризации, каждый из которых способен выдерживать давление изомеризации от более 18 атм до 70 атм. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до третьего варианта в этом абзаце, дополнительно содержащий компрессор после риформинга, имеющий впуск для результирующего газа, сообщающийся по текучей среде с выпуском для результирующего газа сепаратора риформинга, и выпуск сжатого результирующего газа, сообщающийся по текучей среде с впуском результирующего газа реактора изомеризации. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до третьего варианта в этом абзаце, дополнительно содержащий компрессор после изомеризации, имеющий впуск для общего результирующего газа, сообщающийся по текучей среде с выпуском общего результирующего газа сепаратора изомеризации, и выпуск сжатого общего результирующего газа. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до третьего варианта в этом абзаце, который дополнительно содержит единственный источник питания, который обеспечивает питание для работы каждого из компрессоров после риформинга и после изомеризации. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до третьего варианта в этом абзаце, который дополнительно содержит оборудование мультикомпрессора, на котором смонтированы единственный источник питания и каждый компрессор после риформинга и после изомеризации, причем каждый компрессор после риформинга и после изомеризации сообщается с источником питания. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до третьего варианта в этом абзаце, в котором оборудование мультикомпрессора дополнительно содержит смонтированный компрессор рециркуляции дизельного топлива, также сообщающийся с источником питания, для сжатия газообразного потока, полученного при эксплуатации установки или работы другой отдельной системы. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов в данном абзаце, вплоть до третьего варианта в этом абзаце, который дополнительно содержит сепаратор объединенного продукта, имеющий впуск, сообщающийся по текучей среде как с выпуском жидкого продукта риформинга сепаратора риформинга, так и с выпуском жидкого продукта изомеризации сепаратора изомеризации, и имеет выпуск для потока продукта и выпуск для головного потока.
Без дальнейшего уточнения авторы полагают, что, используя предшествующее описание, специалист в этой области техники сможет использовать настоящее изобретение в его наиболее полном объеме и легко установить существенные характеристики настоящего изобретения, без отступления от его сущности и объема, сделать различные изменения и модификации изобретения, чтобы адаптировать его к различным областям применения и условиям. Следовательно, предшествующие предпочтительные конкретные варианты осуществления, следует рассматривать только как иллюстративные, а не ограничивающие оставшуюся часть описания каким-либо образом, причем они предназначены для охвата различных модификаций и эквивалентных компоновок установки, включенных в объем прилагаемой формулы изобретения.
В изложенном описании все температуры приведены в градусах Цельсия и, все части и проценты являются массовыми, если не указано другое.
Claims (21)
1. Способ риформинга и изомеризации углеводородов, включающий стадии:
обеспечения потока сырья риформинга в зону риформинга, содержащую катализатор риформинга;
эксплуатации зоны риформинга в условиях риформинга, которые включают давление риформинга в диапазоне от 1 до 18 атмосфер для того, чтобы получить выходящий поток из зоны риформинга;
разделения выходящего потока из зоны риформинга с получением потока газа, содержащего, главным образом, водород, и потока жидкого продукта риформинга;сжатия указанного потока газа с образованием сжатого потока газа и затем подачи указанного сжатого потока газа и потока сырья изомеризации в зону изомеризации, содержащую катализатор изомеризации;
эксплуатации зоны изомеризации в условиях изомеризации, которые включают давление изомеризации, которое больше давления риформинга, чтобы получить выходящий поток из зоны изомеризации;
разделения выходящего потока из зоны изомеризации с получением потока газа изомеризации и потока жидкого продукта изомеризации;
сжатия первой части потока газа изомеризации с образованием сжатого общего результирующего газа и подачи по меньшей мере части сжатого общего результирующего газа в потребляющий водород процесс;
объединения второй части потока газа изомеризации с указанным потоком газа, содержащим, главным образом, водород,
причем указанные стадии сжатия указанного потока газа и сжатия первой части потока газа изомеризации осуществляются с использованием единственного источника питания для работы независимых компрессоров с целью сжатия каждого из указанных потоков,
причем указанная первая часть потока газа изомеризации не вступает в повторный контакт с указанным выходящим потоком из зоны риформинга.
2. Способ по п. 1, в котором давление изомеризации находится в диапазоне от выше, чем 18 атм до 70 атм.
3. Способ по п. 1, в котором стадия эксплуатации зоны изомеризации осуществляется в режиме одного прохода потока результирующего газа.
4. Установка для риформинга и изомеризации углеводородов, содержащая:
реактор риформинга, выполненный с возможностью размещения катализатора риформинга и имеющий впуск для потока сырья риформинга и выпуск для выходящего потока из зоны риформинга;
сепаратор риформинга, имеющий впуск, сообщающийся по текучей среде с выпуском для выходящего потока из зоны риформинга реактора риформинга и имеющий по меньшей мере выпуск для газа и выпуск для жидкого продукта риформинга;
компрессор после риформинга, имеющий впуск для газа, сообщающийся по текучей среде с выпуском для газа сепаратора риформинга, и выпуск сжатого газа, сообщающийся по текучей среде с впуском газа реактора изомеризации;
реактор изомеризации, выполненный с возможностью размещения катализатора изомеризации и имеющий впуск для потока сырья изомеризации, впуск для газа, сообщающийся по текучей среде с выпуском сжатого газа компрессора после риформинга, и выпуск для выходящего потока из зоны изомеризации;
сепаратор изомеризации, имеющий впуск, сообщающийся с выпуском для выходящего потока из зоны изомеризации реактора изомеризации и имеющий выпуск для газа изомеризации и выпуск для жидкого продукта изомеризации;
компрессор после изомеризации, имеющий впуск для газа изомеризации, сообщающийся по текучей среде с выпуском для газа изомеризации сепаратора изомеризации, и выпуск для сжатого общего результирующего газа,
причем указанный выпуск для сжатого общего результирующего газа не находится в сообщении с указанным выпуском для выходящего потока из зоны риформинга.
5. Установка по п.4, которая дополнительно содержит единственный источник питания, который обеспечивает энергию для работы каждого из компрессоров после риформинга и после изомеризации.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US14/568,308 US20160168488A1 (en) | 2014-12-12 | 2014-12-12 | Integrated processes and systems for reforming and isomerizing hydrocarbons |
US14/568,308 | 2014-12-12 | ||
PCT/US2015/064180 WO2016094264A2 (en) | 2014-12-12 | 2015-12-07 | Integrated processes and systems for reforming and isomerizing hydrocarbons |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2017123568A RU2017123568A (ru) | 2019-01-09 |
RU2017123568A3 RU2017123568A3 (ru) | 2019-01-10 |
RU2691971C2 true RU2691971C2 (ru) | 2019-06-19 |
Family
ID=56108354
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017123568A RU2691971C2 (ru) | 2014-12-12 | 2015-12-07 | Интегрированный способ риформинга и изомеризации углеводородов и установка для его осуществления |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20160168488A1 (ru) |
CN (1) | CN107207976A (ru) |
RU (1) | RU2691971C2 (ru) |
WO (1) | WO2016094264A2 (ru) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10233396B1 (en) * | 2018-06-01 | 2019-03-19 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Method of producing aromatic hydrocarbons |
US10899975B2 (en) * | 2019-03-28 | 2021-01-26 | Uop Llc | Integrated process for maximizing recovery of hydrogen |
US10899976B2 (en) * | 2019-03-28 | 2021-01-26 | Uop Llc | Integrated process for maximizing recovery of liquid petroleum gas |
US10899685B1 (en) | 2019-10-07 | 2021-01-26 | Saudi Arabian Oil Company | Catalytic hydrodearylation of heavy aromatic stream containing dissolved hydrogen |
US11267769B2 (en) | 2019-10-07 | 2022-03-08 | Saudi Arabian Oil Company | Catalytic hydrodearylation of heavy aromatic streams containing dissolved hydrogen with fractionation |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6165350A (en) * | 1998-05-22 | 2000-12-26 | Membrane Technology And Research, Inc. | Selective purge for catalytic reformer recycle loop |
US20040188328A1 (en) * | 2002-04-03 | 2004-09-30 | James Turner | Combined hydrotreating and process |
US7435329B1 (en) * | 2001-08-29 | 2008-10-14 | Uop Llc | Combination reforming and isomerization process |
RU2413712C2 (ru) * | 2006-05-18 | 2011-03-10 | Юоп Ллк | Комплексный способ получения ароматических углеводородов |
RU2487161C1 (ru) * | 2012-05-05 | 2013-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "ОЛКАТ" | Способ получения высокооктанового бензина |
WO2014153570A2 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Transtar Group, Ltd | New and improved system for processing various chemicals and materials |
Family Cites Families (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6979396B2 (en) * | 2001-08-29 | 2005-12-27 | Uop Llc | Combination reforming and isomerization process |
SG194628A1 (en) * | 2011-08-19 | 2013-12-30 | Uop Llc | Methods for recovering hydrogen from isomerizing and reforming of hydrocarbons |
-
2014
- 2014-12-12 US US14/568,308 patent/US20160168488A1/en not_active Abandoned
-
2015
- 2015-12-07 WO PCT/US2015/064180 patent/WO2016094264A2/en active Application Filing
- 2015-12-07 RU RU2017123568A patent/RU2691971C2/ru active
- 2015-12-07 CN CN201580075505.7A patent/CN107207976A/zh active Pending
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6165350A (en) * | 1998-05-22 | 2000-12-26 | Membrane Technology And Research, Inc. | Selective purge for catalytic reformer recycle loop |
US7435329B1 (en) * | 2001-08-29 | 2008-10-14 | Uop Llc | Combination reforming and isomerization process |
US20040188328A1 (en) * | 2002-04-03 | 2004-09-30 | James Turner | Combined hydrotreating and process |
RU2413712C2 (ru) * | 2006-05-18 | 2011-03-10 | Юоп Ллк | Комплексный способ получения ароматических углеводородов |
RU2487161C1 (ru) * | 2012-05-05 | 2013-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "ОЛКАТ" | Способ получения высокооктанового бензина |
WO2014153570A2 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Transtar Group, Ltd | New and improved system for processing various chemicals and materials |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2017123568A3 (ru) | 2019-01-10 |
WO2016094264A3 (en) | 2016-08-04 |
WO2016094264A2 (en) | 2016-06-16 |
RU2017123568A (ru) | 2019-01-09 |
US20160168488A1 (en) | 2016-06-16 |
CN107207976A (zh) | 2017-09-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2364582C2 (ru) | Способ изомеризации углеводородов | |
RU2691971C2 (ru) | Интегрированный способ риформинга и изомеризации углеводородов и установка для его осуществления | |
JP5592396B2 (ja) | 重質芳香族油からの芳香族物質の製造において水素を効率的に用いる方法 | |
US5211838A (en) | Fixed-bed/moving-bed two stage catalytic reforming with interstage aromatics removal | |
US7692052B2 (en) | Multi-zone process for the production of xylene compounds | |
US5417843A (en) | Reforming with two fixed-bed units, each having a moving-bed tail reactor sharing a common regenerator | |
US8608941B2 (en) | Reforming process with integrated fluid catalytic cracker gasoline and hydroprocessed cycle oil | |
US5354451A (en) | Fixed-bed/moving-bed two stage catalytic reforming | |
US5196110A (en) | Hydrogen recycle between stages of two stage fixed-bed/moving-bed unit | |
US5221463A (en) | Fixed-bed/moving-bed two stage catalytic reforming with recycle of hydrogen-rich stream to both stages | |
US7875757B2 (en) | Combination reforming and isomerization process | |
EP0519131B1 (en) | Process for paraffin isomerization with liquid phase adsorptive product separation and with direct recycle of extract stream | |
RU2611625C2 (ru) | Способы и установки для получения потоков высокооктановых продуктов с низким содержанием ароматических соединений | |
US5043525A (en) | Paraffin isomerization and liquid phase adsorptive product separation | |
US6759563B1 (en) | Liquid phase adsorptive separation with hexane desorbent and paraffin isomerization | |
US7910070B2 (en) | Process for reducing benzene concentration in reformate | |
WO2019161123A1 (en) | Use of aromax® catalyst in sulfur converter absorber and advantages related thereto | |
US6979396B2 (en) | Combination reforming and isomerization process | |
US20100145118A1 (en) | Process for Reducing Benzene Concentration in Reformate | |
US11932817B1 (en) | AROMAX® process for improved selectivity and heavier feeds processing | |
EP0616633A1 (en) | Fixed-bed/moving-bed two stage catalytic reforming |