RU2757769C1 - Способы изомеризации углеводородов - Google Patents

Способы изомеризации углеводородов Download PDF

Info

Publication number
RU2757769C1
RU2757769C1 RU2020136733A RU2020136733A RU2757769C1 RU 2757769 C1 RU2757769 C1 RU 2757769C1 RU 2020136733 A RU2020136733 A RU 2020136733A RU 2020136733 A RU2020136733 A RU 2020136733A RU 2757769 C1 RU2757769 C1 RU 2757769C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
hydrocarbons
column
hydrogen
feeding
Prior art date
Application number
RU2020136733A
Other languages
English (en)
Inventor
Рохит САЧАН
Манодж Кумар
Original Assignee
Юоп Ллк
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Юоп Ллк filed Critical Юоп Ллк
Application granted granted Critical
Publication of RU2757769C1 publication Critical patent/RU2757769C1/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C5/00—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing the same number of carbon atoms
    • C07C5/22—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing the same number of carbon atoms by isomerisation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C5/00—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing the same number of carbon atoms
    • C07C5/22—Preparation of hydrocarbons from hydrocarbons containing the same number of carbon atoms by isomerisation
    • C07C5/27—Rearrangement of carbon atoms in the hydrocarbon skeleton
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C9/00—Aliphatic saturated hydrocarbons
    • C07C9/14—Aliphatic saturated hydrocarbons with five to fifteen carbon atoms
    • C07C9/16—Branched-chain hydrocarbons
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/58—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins
    • C10G45/60—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 characterised by the catalyst used
    • C10G45/62—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 characterised by the catalyst used containing platinum group metals or compounds thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
    • C10G65/043—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps at least one step being a change in the structural skeleton
    • 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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
    • C10G67/14—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including at least two different refining steps in the absence of hydrogen

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Предложен способ изомеризации потока углеводородного сырья, содержащего по меньшей мере один из C5–C7углеводородов, причем способ включает: a) изомеризацию потока углеводородного сырья в присутствии катализатора изомеризации и водорода в зоне изомеризации в условиях изомеризации с получением потока изомеризата; b) стабилизацию потока изомеризата в колонне стабилизации с получением потока отходящего газа колонны стабилизации и потока жидкого изомеризата; c) подачу потока отходящего газа колонны стабилизации в скруббер сухих газов с получением потока отходящего газа скруббера сухих газов, содержащего водород и C1–C4углеводороды; d) приведение в контакт потока отходящего газа скруббера сухих газов с потоком абсорбирующей жидкости, содержащим C5–C7углеводороды, в колонне абсорбции с получением потока верхнего продукта абсорбера, содержащего преимущественно водород, и потока нижнего продукта абсорбера, содержащего легкие фракции, причем легкие фракции содержат C1–C4углеводороды; и e) подачу потока верхнего продукта абсорбера в зону изомеризации в виде подпиточного водорода. Технический результат – устройство и способ экономичного извлечения водорода и уменьшения количества подпиточного водорода, требуемого в установке изомеризации углеводородов C5–C6, для снижения таким образом эксплуатационных затрат, связанных с получением водорода, дополнительно желательно повысить извлечение C3–C4 углеводородов, таких как сжиженный нефтяной газ (СНГ), из отходящего газа скруббера. 9 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Description

Область изобретения
Объект настоящего изобретения по существу относится к способам и устройствам изомеризации углеводородов. Более конкретно, настоящая область техники относится к повышению извлечения водорода в способах изомеризации углеводородов.
Предпосылки создания изобретения
С помощью различных типовых производственных операций потоки углеводородов очищают для получения различных видов топлива, промышленных сырьевых материалов, которые используют при производстве других соединений или продуктов, и продуктов на основе нефти. Производство бензина является особенно важным промышленным процессом, включающим переработку углеводородов с помощью различных типовых производственных операций, в том числе изомеризации и каталитического риформинга. Риформинг углеводородов используют для преобразования парафинов в ароматические соединения в присутствии катализаторов из благородных металлов. Ароматические соединения обеспечивают высокое октановое число и, таким образом, являются желательными компонентами в бензине. Изомеризация эффективно преобразует линейные углеводороды в углеводороды с разветвленной цепью, которые имеют более высокое октановое число, чем линейные соединения, но более низкое октановое число, чем ароматические соединения. Потоки изомеризата (или изомеризат) по существу не содержат ароматических соединений, в то время как потоки риформата (или риформат) по существу включают в себя большие количества ароматических соединений (например, по меньшей мере 50 мас.%).
Во время переработки поток углеводородов обычно разделяют на несколько потоков в соответствии с количеством атомов углерода в соединениях в каждом потоке. Углеводороды, имеющие 7 или более атомов углерода, обычно подлежат риформингу, поскольку риформинг, как правило, приводит к более высокому октановому числу, чем изомеризация таких углеводородов. Углеводороды, содержащие 5 или 6 атомов углерода, как правило, подвергают процессу изомеризации, который предъявляет значительные требования к водороду.
Водород является дорогостоящим активом. Эффективное применение водорода очень важно с точки зрения экономики способа изомеризации. В современных конструкциях установок изомеризации существует значительное количество водорода, которое в настоящее время не извлекается, т.е. водорода, который в итоге попадает в отходящий газ скруббера.
Соответственно, желательно предложить устройства и способы экономичного извлечения водорода и уменьшения количества подпиточного водорода, требуемого в установке изомеризации углеводородов C5–C6, для снижения таким образом эксплуатационных затрат, связанных с получением водорода. Дополнительно желательно повысить извлечение C3–C4 углеводородов, таких как сжиженный нефтяной газ (СНГ), из отходящего газа скруббера. Более того, другие желательные признаки и характеристики настоящего объекта изобретения станут понятны из приведенного ниже подробного описания объекта изобретения и прилагаемой формулы изобретения, рассматриваемых совместно с сопровождающими графическими материалами и настоящим описанием предпосылок создания объекта изобретения.
Изложение сущности изобретения
Различные варианты осуществления, рассмотренные в настоящем документе, относятся к способам и устройствам для изомеризации углеводородов. В примерах осуществления, описанных в настоящем документе, достигается повышенное извлечение водорода в способах и устройствах для изомеризации углеводородов.
В соответствии с примером осуществления предложен способ изомеризации потока углеводородного сырья, содержащего по меньшей мере один из C5–C7 углеводородов. Способ включает изомеризацию потока углеводородного сырья в присутствии катализатора изомеризации и водорода в зоне изомеризации в условиях изомеризации с получением потока изомеризата. Поток изомеризата стабилизируют в колонне стабилизации с получением потока отходящего газа колонны стабилизации и потока жидкого изомеризата. Поток отходящего газа колонны стабилизации подают в скруббер сухих газов с получением потока отходящего газа скруббера сухих газов, содержащего водород и C1–C4 углеводороды. Поток отходящего газа скруббера сухих газов приводят в контакт с потоком абсорбирующей жидкости, содержащим C5–C7 углеводороды, в колонне абсорбции с получением потока верхнего продукта абсорбера, содержащего преимущественно водород, и потока нижнего продукта абсорбера, содержащего преимущественно легкие фракции, причем легкие фракции содержат C1–C4 углеводороды. Поток верхнего продукта абсорбера поступает в зону изомеризации в виде подпиточного водорода.
В соответствии с другим примером осуществления предложен способ изомеризации потока легкой нафты. Способ включает подачу потока легкой нафты в установку гидроочистки легкой нафты с получением продукта гидроочистки. Продукт гидроочистки подают в стриппер с получением потока верхнего продукта отпарной колонны, содержащего легкие фракции, и потока нижнего продукта отпарной колонны, содержащего C5–C7 углеводороды. Первую часть потока нижнего продукта отпарной колонны изомеризуют в присутствии катализатора изомеризации и водорода в зоне изомеризации в условиях изомеризации с получением потока изомеризата. Поток изомеризата стабилизируют в колонне стабилизации с получением потока отходящего газа колонны стабилизации и потока жидкого изомеризата. Поток отходящего газа колонны стабилизации подают в скруббер сухих газов с получением потока отходящего газа скруббера сухих газов, содержащего водород и C1–C4 углеводороды. Поток отходящего газа скруббера сухих газов вводят в контакт со второй частью потока нижнего продукта отпарной колонны в колонне абсорбции с получением потока верхнего продукта абсорбера, содержащего преимущественно водород, и потока нижнего продукта абсорбера, содержащего легкие фракции. Поток верхнего продукта абсорбера поступает в зону изомеризации в виде подпиточного водорода.
В соответствии с другим примером осуществления предложен способ изомеризации потока прямогонной нафты. Способ включает подачу потока прямогонной нафты в модуль гидроочистки прямогонной нафты с получением продукта гидроочистки тяжелой нафты. Продукт гидроочистки прямогонной нафты подают в стриппер с получением потока верхнего продукта отпарной колонны, содержащего легкие фракции, и нижнего продукта отпарной колонны, содержащего C5–C7 и C7+ углеводороды. Первую часть потока нижнего продукта отпарной колонны подают в колонну разделения нафты с получением потока углеводородного сырья, содержащего C5–C7 углеводороды, и потока C7+ углеводородов. Изомеризацию потока углеводородного сырья выполняют в присутствии катализатора изомеризации и водорода в зоне изомеризации в условиях изомеризации с получением потока изомеризата. Поток изомеризата стабилизируют в колонне стабилизации с получением потока отходящего газа колонны стабилизации и потока жидкого изомеризата. Поток отходящего газа колонны стабилизации подают в скруббер сухих газов с получением потока отходящего газа скруббера сухих газов, содержащего водород и C1–C4 углеводороды. Поток отходящего газа скруббера сухих газов вводят в контакт со второй частью потока нижнего продукта отпарной колонны в колонне абсорбции с получением потока верхнего продукта абсорбера, содержащего преимущественно водород, и потока нижнего продукта абсорбера, содержащего легкие фракции. Поток верхнего продукта абсорбера поступает в зону изомеризации в виде подпиточного водорода.
Описанный объект изобретения позволяет извлекать от 80 до 98 % водорода из отходящего газа скруббера, поступающего в коллектор топливного газа в процессе изомеризации, и снижает потребление подпиточного водорода в технологическом процессе.
Эти и другие признаки, аспекты и преимущества настоящего описания станут более понятными после изучения представленного ниже подробного описания, графических материалов и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание графических материалов
Далее различные варианты осуществления будут описаны в сочетании со следующими чертежами, на которых аналогичные цифровые обозначения обозначают аналогичные элементы.
На фиг. 1 представлена принципиальная схема способа и устройства для изомеризации углеводородов в соответствии с примером осуществления.
На фиг. 2 представлена принципиальная схема способа и устройства для изомеризации углеводородов в соответствии с примером осуществления.
Специалистам в данной области будет очевидно, что элементы на фигурах показаны для упрощения и ясности описания и не обязательно представлены в масштабе. Например, для облегчения понимания различных вариантов осуществления настоящего описания размеры некоторых элементов на фигурах могут быть чрезмерно увеличены по сравнению с другими элементами. Кроме того, обычные, но хорошо известные элементы, используемые или требуемые в экономически целесообразном варианте осуществления, часто не показаны для облегчения рассмотрения этих различных вариантов осуществления настоящего описания.
Подробное описание
Представленное ниже подробное описание носит лишь иллюстративный характер и не предназначено для ограничения различных вариантов осуществления или их применения и использования. Более того, авторы не имеют намерения ограничиваться какой-либо теорией, представленной выше в разделе о предпосылках создания изобретения или ниже в подробном описании изобретения.
Как показано, линии технологического потока на фигурах могут упоминаться взаимозаменяемо, как, например, трубопроводы, трубы, ветви, распределительные устройства, потоки, стоки, продукты подачи, продукты, части, катализаторы, отборы, рециклы, отсосы, сливы и каустики.
При использовании в настоящем документе термин «зона» может относиться к объекту, включающему в себя одну или более единиц оборудования и/или одну или более подзон. Единицы оборудования могут включать в себя один или более реакторов или аппаратов реактора, нагревателей, обменников, труб, насосов, компрессоров и контроллеров. Кроме того, единица оборудования, такая как реактор, осушитель или сосуд, может дополнительно включать в себя одну или более зон или подзон.
При использовании в настоящем документе термин «поток» может включать в себя различные углеводородные молекулы и другие вещества. Кроме того, термин «поток, содержащий Cx углеводороды», может включать в себя поток, содержащий углеводород с x атомами углерода, преимущественно поток, в котором большинство углеводородов содержат x атомов углерода, и предпочтительно поток, в котором молекулы по меньшей мере 75 мас.% углеводородов соответственно содержат x атомов углерода. Кроме того, термин «поток, содержащий Cx+ углеводороды» может включать в себя поток, в котором в большинстве молекул углеводородов содержится число атомов углерода, которое больше или равно x, и преимущественно менее 10 мас.% и предпочтительно менее 1 мас.% молекул углеводородов содержат x-1 атомов углерода. Наконец, термин «Cx- поток» может включать в себя поток, в котором в большинстве молекул углеводородов содержится число атомов углерода, равное x или менее, и преимущественно менее 10 мас.% и предпочтительно менее 1 мас.% молекул углеводородов содержат x + 1 атомов углерода.
Термин «колонна» означает ректификационную колонну или колонны для разделения одного или более компонентов разной летучести. Если не указано иное, каждая колонна включает в себя конденсатор, расположенный в верхней части колонны, для конденсации пара, отводимого с верхней части колонны, и орошения части потока верхнего продукта и возврата назад в верхнюю часть колонны. Она также включает в себя нагреватель, расположенный в нижней части колонны, для испарения и возврата части потока нижнего продукта назад в нижнюю часть колонны для подачи энергии фракционирования. Входные потоки колонн можно предварительно нагревать. Верхнее давление представляет собой давление верхнего пара на выпускном отверстии колонны. Температура нижнего продукта представляет собой температуру на выпускном отверстии для жидкости. Ссылка на трубопроводы верхнего продукта и трубопроводы нижнего продукта относится к отводным трубопроводам колонны после контуров конденсации или возврата в колонну в виде орошения.
При использовании в настоящем документе термин «поток верхнего продукта» может означать поток, отводимый в верхней части или вблизи верхней части сосуда, такого как колонна.
При использовании в настоящем документе термин «поток нижнего продукта» может означать поток, отводимый в нижней части или вблизи нижней части сосуда, такого как колонна.
При использовании в настоящем документе термин «преимущественно» может означать величину по существу по меньшей мере 75 мол.%, предпочтительно 85 мол.% и оптимально 95 мол.% соединения или класса соединений в потоке.
При использовании в настоящем документе термин «богатый» может означать величину по существу по меньшей мере 90 мол.%, предпочтительно 95 мол.% и оптимально 99 мол.% соединения или класса соединений в потоке.
Пример осуществления способа и устройства для изомеризации углеводородов рассматривается со ссылкой на способ и устройство 100 в соответствии с вариантом осуществления, как показано на фиг. 1. Способ и устройство 100 включают модуль 110 гидроочистки, стриппер 120, зону 130 изомеризации, колонну 140 стабилизации, колонну 150 деизогексанизации, скруббер 160 сухих газов, компрессорный модуль 170 для отходящего газа и колонну 180 абсорбции.
В соответствии с примером осуществления, как показано на фиг. 1, поток углеводородного сырья в трубопроводе 102 поступает в колонну 110 гидроочистки. Поток углеводородного сырья представляет собой поток, содержащий по меньшей мере один из C5, C6 и C7+ углеводородов. В примере осуществления, показанном на фиг. 1, поток углеводородного сырья представляет собой поток легкой нафты, и он преимущественно содержит C5, C6 и C7 углеводороды. Соответственно, модуль 110 гидроочистки представляет собой модуль гидроочистки легкой нафты. Продукт гидроочистки в 112 извлекают из модуля 110 гидроочистки. Как показано на фиг. 1, продукт гидроочистки подают в стриппер 120 с получением потока верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 122, содержащего легкие фракции, и потока нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 124, содержащего C5–C7 углеводороды. Поток верхнего продукта отпарной колонны конденсируют и подают в приемник 123 верхнего продукта с получением потока отходящего газа в трубопроводе 125 и потока нижнего продукта приемника в трубопроводе 127, содержащего СНГ. Часть потока нижнего продукта приемника подают обратно в стриппер 120 в виде обратного потока (не показан).
Поток нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 124 разделяют с получением первой части потока нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 126 и второй части потока нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 128. Первая часть потока нижнего продукта отпарной колонны поступает в зону 130 изомеризации для изомеризации в присутствии катализатора изомеризации и водорода в зоне изомеризации в условиях изомеризации с получением потока изомеризата в трубопроводе 132. Как показано, поток подпиточного газа водорода в трубопроводе 192 подают в зону 130 изомеризации. Кроме того, в зону 130 изомеризации также направляют поток бокового погона колонны деизогексанизации в трубопроводе 156, содержащий циклогексаны, линейный гексан, циклические углеводороды и монометил-разветвленный пентан, из колонны 150 деизогексанизации.
Зона 130 изомеризации может включать в себя один или более реакторов. Зона изомеризации может работать при любой подходящей температуре, например при температуре от 90°C до 235°C, предпочтительно от 110°C до 205°C, а давление может составлять от 700 до 7 000 кПа. Часовая объемная скорость жидкости может находиться в диапазоне от 0,5 до 12 ч-1. Катализатор, используемый в зоне изомеризации, может включать в себя сильный кислотный катализатор, такой как по меньшей мере один из платинового катализатора на основе оксида алюминия, промотированного хлором, кристаллического алюмосиликата или цеолита, сульфатированного диоксида циркония или усовершенствованного сульфатированного диоксида циркония, предпочтительно по меньшей мере один из платинового катализатора на основе оксида алюминия, промотированного хлором, и/или сульфатированного диоксида циркония. Как класс катализаторов кристаллический алюмосиликатный или кристаллический цеолитный катализатор может включать в себя кристаллическое цеолитное молекулярное сито, имеющее видимый диаметр пор, достаточно большой для адсорбции неопентана. По существу катализатор может иметь молярное соотношение кремния к глинозему SiO2:Al2O3 более 3:1 и менее 60:1, предпочтительно от 15:1 до 30:1. Катализаторы для изомеризации данного типа и способы их получения описаны, например, в патенте США № 7,223,898.
Поток изомеризата в трубопроводе 132 может быть направлен в колонну 140 стабилизации с получением потока отходящего газа колонны стабилизации в трубопроводе 142, содержащего C4– углеводороды, и потока нижнего продукта стабилизатора, т.е. потока жидкого изомеризата в трубопроводе 144, содержащего углеводороды с разветвленной цепью. Поток жидкого изомеризата в трубопроводе 144 может быть направлен в колонну 150 деизогексанизации с получением продукта изомеризата. Поток верхнего продукта деизогексанизатора в трубопроводе 152, поток бокового погона колонны деизогексанизации в трубопроводе 156 и поток нижнего продукта деизогексанизатора в трубопроводе 154 могут быть выведены из колонны деизогексанизации. Поток верхнего продукта деизогексанизатора в трубопроводе 152 и поток нижнего продукта деизогексанизатора в трубопроводе 154 могут быть смешаны для обеспечения продукта изомеризата в трубопроводе 158. Кроме того, как описано выше, поток бокового погона колонны деизогексанизации может быть направлен в зону 130 изомеризации.
Что касается потока отходящего газа колонны стабилизации в трубопроводе 142, то поток отходящего газа колонны стабилизации может направляться в скруббер 160 сухих газов с получением потока отходящего газа скруббера сухих газов в трубопроводе 162, содержащего водород и C1–C4 углеводороды. Скруббер 160 сухих газов приводят в контакт с потоком отходящего газа колонны стабилизации и с подходящим обрабатывающим раствором для нейтрализации и/или удаления кислотных компонентов, которые могут образовываться при добавлении хлорида в зону изомеризации и которые могут присутствовать в потоке газа. Как правило, обрабатывающий раствор представляет собой щелочь. Отработанную щелочь извлекают и в скруббер 160 сухих газов добавляют свежую щелочь. После обработки в скруббере 160 сухих газов поток отходящего газа скруббера сухих газов отводится по трубопроводу 162.
Затем поток отходящего газа скруббера сухих газов может быть приведен в контакт со второй частью потока нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 128 в колонне 180 абсорбции с получением потока верхнего продукта абсорбера в трубопроводе 182, богатого водородом, и потока нижнего продукта абсорбера в трубопроводе 184, содержащего легкие фракции. Поток нижнего продукта абсорбера дополнительно содержит компоненты потока абсорбера, т.е. вторую часть потока нижнего продукта отпарной колонны, которую используют для извлечения легких фракций из потока отходящего газа скруббера сухих газов. Колонна абсорбции содержит тарельчатую колонну с 10–20 тарелками/насадочными слоями без какого-либо нагревателя или конденсатора и может иметь рабочее давление от 1400 кПа(изб.) до 2200 кПа(изб.).
Как показано на фиг. 1, поток отходящего газа скруббера сухих газов в трубопроводе 162 подают в компрессорный модуль 170. Компрессорный модуль 170 для отходящего газа может содержать барабанный сепаратор на всосе, компрессор отходящего газа, охладитель на отводе и барабанный сепаратор на отводе. В одном варианте осуществления компрессорный модуль может представлять собой дожимной компрессор. Соответственно, перед подачей в колонну 180 абсорбции на стадии приведения в контакт поток отходящего газа скруббера сухих газов может быть направлен в дожимной компрессор. Дожимной компрессор необходим для увеличения давления потока отходящего газа скруббера сухих газов от 600 кПа(изб.) до 1200 кПа(изб.) до рабочего давления абсорбера от 1400 кПа(изб.) до 2200 кПа(изб.). В конкретном варианте осуществления дожимной компрессор может повышать давление потока отходящего газа скруббера сухих газов с 900 кПа (изб.) до 1900 кПа (изб.).
В одном варианте осуществления вторая часть потока нижнего продукта отпарной колонны составляет от 10 до 30 мас.% или от 10 до 20 мас.% от потока нижнего продукта отпарной колонны. Поток верхнего продукта абсорбера в трубопроводе 182 смешивают с потоком в трубопроводе 192 и подают в зону изомеризации в виде подпиточного водорода. Поток нижнего продукта абсорбера в трубопроводе 184, содержащий легкие фракции, подают в стриппер для извлечения C3 и C4 углеводородов, таких как СНГ, посредством потока 127.
На фиг. 2 представлен другой пример осуществления способа и устройства для изомеризации углеводородов со ссылкой на способ и устройство 200. Многие элементы на фиг. 2 имеют такую же конфигурацию, как и на фиг. 1, обозначены теми же соответствующими номерами позиции и имеют аналогичные рабочие условия. Элементы на фиг. 2, соответствующие элементам на фиг. 1, но имеющие другую конфигурацию, обозначены теми же номерами позиций, что и на фиг. 1, но отмечены символом штриха (’). На фиг. 2 показаны такие же устройство и способ, как на фиг. 1, за исключением указанных ниже отличий. В соответствии с примером осуществления, показанным на фиг. 2, поток углеводородного сырья в трубопроводе 102’ представляет собой поток прямогонной нафты, содержащий преимущественно C5–C12 углеводороды. Соответственно, в описанном примере осуществления модуль 110 гидроочистки представляет собой модуль 110’ гидроочистки прямогонной нафты для получения продукта гидроочистки тяжелой нафты в трубопроводе 112'. Продукт гидроочистки в трубопроводе 112’ отводят из модуля 110’ гидроочистки. Как показано на фиг. 1, продукт гидроочистки подают в стриппер 120’ с получением потока верхнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 122, содержащего легкие фракции, и потока нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 124’, содержащего C5–C12 углеводороды.
Поток нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 124 разделяют с получением первой части потока нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 126’ и второй части потока нижнего продукта отпарной колонны в трубопроводе 128’. В настоящем варианте осуществления вторая часть потока нижнего продукта отпарной колонны составляет от 5 до 20 мас.% от потока нижнего продукта отпарной колонны. Первую часть потока нижнего продукта отпарной колонны подают в колонну 210 разделения нафты с получением в трубопроводе 212 потока углеводородного сырья, содержащего C5–C7 углеводороды, и потока C7+ углеводородов (не показано). Поток углеводородного сырья в трубопроводе 212 изомеризуется в присутствии катализатора изомеризации и водорода в зоне 130 изомеризации в условиях изомеризации для получения потока изомеризованного продукта в трубопроводе 132, который обрабатывают, как описано на фиг. 1.
Вторая часть потока нижнего продукта отпарной колонны может быть направлена в колонну 180 абсорбции для приведения в контакт с потоком отходящего газа скруббера сухих газов с получением потока верхнего продукта абсорбера в трубопроводе 182, богатого водородом, и потока нижнего продукта абсорбера в трубопроводе 184, содержащего легкие фракции. В примере осуществления, показанном на фиг. 2, вторая часть потока нижнего продукта отпарной колонны может быть направлена в теплообменник 220 для охлаждения второй части посредством теплообмена с потоком нижнего продукта абсорбера перед подачей в колонну 180 абсорбции для стадии приведения в контакт. Остальная часть способа аналогична описанию на фиг. 1.
Любые из упомянутых выше трубопроводов, каналов, блоков, отдельных устройств, сосудов, окружающего пространства, зон и т.п. могут быть оборудованы одним или более компонентами мониторинга, включая датчики, измерительные устройства, устройства считывания данных или устройства передачи данных. Результаты измерения сигналов, процесса или состояния, а также данные от компонентов мониторинга можно использовать для отслеживания условий внутри технологического оборудования, а также вокруг него и на его поверхности. Сигналы, результаты измерений и/или данные, сформированные или зарегистрированные компонентами мониторинга, могут быть собраны, обработаны и/или переданы через одну или более сетей или соединений, которые могут быть защищенными или открытыми, общими или выделенными, прямыми или непрямыми, проводными или беспроводными, шифрованными или без шифрования и/или могут представлять собой их комбинацию (-и); данное описание не устанавливает никаких ограничений в этом отношении. На фигурах вышеуказанное однозначно показано как элемент 300.
Сигналы, измерения и/или данные, сформированные или зарегистрированные компонентами мониторинга, могут быть переданы на одно или более вычислительных устройств или систем. Вычислительные устройства или системы могут включать в себя по меньшей мере один процессор и память, хранящую машиночитаемые инструкции, которые при исполнении по меньшей мере одним процессором приводят к выполнению одним или более вычислительными устройствами процесса, который может включать одну или более стадий. Например, одно или более вычислительных устройств могут быть выполнены с возможностью приема от одного или более компонентов мониторинга данных, относящихся к по меньшей мере одному компоненту оборудования, связанного со способом. Одно или более вычислительных устройств или систем могут быть выполнены с возможностью анализа данных. На основании анализа данных одно или более вычислительных устройств или систем могут быть выполнены с возможностью определения одной или более рекомендуемых корректировок для одного или более параметров одного или более способов, описанных в настоящем документе. Одно или более вычислительных устройств или систем могут быть выполнены с возможностью передачи зашифрованных или незашифрованных данных, которые включают в себя одну или более рекомендуемых корректировок для одного или более параметров одного или более способов, описанных в настоящем документе. На фигурах вышеуказанное однозначно показано как элемент 300.
Заявители обнаружили, что использование предлагаемой технологической схемы позволяет извлекать более 98 % водорода из потока отходящего газа скруббера сухих газов, поступающего в коллектор топливного газа, и снижает потребление подпиточного водорода на такое же количество. Количество извлекаемого водорода в установке среднего или большого размера может быть весьма высоким. Как показано в вышеописанных технологических схемах, колонна абсорбции, предложенная в настоящих схемах, поглощает легкие фракции (C1–C4) из потока отходящего газа скруббера сухих газов с использованием жидкой абсорбирующей среды. Верхний поток пара из абсорбера богат водородом, и, следовательно, его можно использовать в качестве подпиточного газа, как показано в приведенных выше технологических схемах.
В таблице 1 показаны рабочие данные колонны абсорбции, входящие и выходящие потоки колонны абсорбции в соответствии с примером осуществления, причем модуль изомеризации имеет скорость подачи свежего сырья около 8 500 баррелей за сутки работы (BPSD). Как видно из таблицы 1, поток верхнего продукта, получаемый из колонны абсорбции, имеет степень извлечения водорода 98 мол.% и степень чистоты 89 мол.%. Текущая блок-схема обеспечивает экономию 1,71 млн долл. США/год.
Таблица 1
Значение Ед. изм.
Рабочее давление абсорбера 1900 КПа (изб.)
Рабочая температура абсорбера 38 °C
Входящие потоки к абсорберу
Отходящий газ к абсорберу (100%) 1910 (кг/ч)
Чистота H2 в отходящем газе 56% мол.%
Подача жидкости к абсорберу (15% от потока изомеризата) 5500 (кг/ч)
Выходящие потоки из абсорбера
Газ с высокой чистотой H2 из верхней части абсорбера, поток 325 (кг/ч)
Чистота водорода в газе из верхнего потока абсорбера 89% мол.%
Извлечение H2 из абсорбера 98% мол.%
H2, экономия за год 1,71 Млн долл/год
Дополнительное время окупаемости оборудования 28 Месяцы
Конкретные варианты осуществления
Хотя приведенное ниже описание относится к конкретным вариантам осуществления, следует понимать, что настоящее описание предназначено для иллюстрации, а не ограничения объема предшествующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Хотя приведенное ниже описание относится к конкретным вариантам осуществления, следует понимать, что настоящее описание предназначено для иллюстрации, а не ограничения объема предшествующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Первый вариант осуществления изобретения представляет собой способ изомеризации потока углеводородного сырья, содержащего по меньшей мере один из C5–C7 углеводородов, причем способ включает а) изомеризацию потока углеводородного сырья в присутствии катализатора изомеризации и водорода в зоне изомеризации в условиях изомеризации с получением потока изомеризата; b) стабилизацию потока изомеризата в колонне стабилизации с получением потока отходящего газа колонны стабилизации и потока жидкого изомеризата; c) подачу потока отходящего газа колонны стабилизации в скруббер сухих газов с получением потока отходящего газа скруббера сухих газов, содержащего водород и C1–C4 углеводороды; d) приведение в контакт потока отходящего газа скруббера сухих газов с потоком абсорбирующей жидкости, содержащим C5–C7 углеводороды, в колонне абсорбции с получением потока верхнего продукта абсорбера, содержащего преимущественно водород, и потока нижнего продукта абсорбера, содержащего легкие фракции, причем легкие фракции содержат C1–C4 углеводороды; и e) подачу потока верхнего продукта абсорбера в зону изомеризации в виде подпиточного водорода. Один вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих: a) подачу потока легкой нафты в модуль гидроочистки легкой нафты с получением продукта гидроочистки; b) подачу продукта гидроочистки в стриппер с получением потока верхнего продукта отпарной колонны, содержащего легкие фракции, и потока нижнего продукта отпарной колонны, содержащего C5–C7 углеводороды; причем поток абсорбирующей жидкости содержит по меньшей мере часть потока нижнего продукта отпарной колонны, а оставшаяся часть потока нижнего продукта отпарной колонны представляет собой поток углеводородного сырья. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, где от 10 до 30 мас.% потока нижнего продукта отпарной колонны подают в колонну абсорбции в виде потока абсорбирующей жидкости. Один вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих подачу потока нижнего продукта абсорбера, содержащего легкие фракции, в стриппер для извлечения C3 и C4 углеводородов. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих пропускание отходящего потока скруббера сухих газов в дожимной компрессор перед подачей в колонну абсорбции для стадии введения в контакт. Один вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих: a) подачу потока прямогонной нафты в модуль гидроочистки прямогонной нафты с получением продукта гидроочистки прямогонной нафты; b) подачу продукта гидроочистки прямогонной нафты в стриппер с получением потока верхнего продукта отпарной колонны, содержащего легкие фракции, и потока нижнего продукта отпарной колонны, содержащего C5–C7 и C7+ углеводороды; причем поток абсорбирующей жидкости содержит по меньшей мере часть потока нижнего продукта отпарной колонны. Один вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих подачу оставшейся части потока нижнего продукта в колонну разделения нафты с получением потока углеводородного сырья, содержащего C5–C7 углеводороды, и потока C7+ углеводородов. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих охлаждение по меньшей мере части потока нижнего продукта отпарной колонны посредством теплообменника с потоком нижнего продукта абсорбера перед подачей в колонну абсорбции для стадии введения в контакт. Один вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих подачу потока жидкого изомеризата в колонну деизогексанизации с получением потока бокового погона колонны деизогексанизации и продукта изомеризата. Один вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих по меньшей мере одно из следующего: определения по меньшей мере одного параметра процесса изомеризации потока углеводородного сырья и формирования сигнала или данных по результатам определения; формирования и передачи сигнала; или формирования и передачи данных.
Второй вариант осуществления изобретения представляет собой способ изомеризации потока легкой нафты, причем способ включает: a) подачу потока легкой нафты в модуль гидроочистки легкой нафты с получением продукта гидроочистки; b) подачу продукта гидроочистки в стриппер с получением потока верхнего продукта отпарной колонны, содержащего легкие фракции, и потока нижнего продукта отпарной колонны, содержащего C5–C7 углеводороды; c) изомеризацию первой части потока нижнего продукта отпарной колонны в присутствии катализатора изомеризации и водорода в зоне изомеризации в условиях изомеризации с получением потока изомеризата; d) стабилизацию потока изомеризата в колонне стабилизации с получением потока отходящего газа колонны стабилизации и потока жидкого изомеризата; e) подачу потока отходящего газа колонны стабилизации в скруббер сухих газов с получением потока отходящего газа скруббера сухих газов, содержащего водород и C1–C4 углеводороды; f) приведение в контакт отходящего потока скруббера сухих газов со второй частью потока нижнего продукта отпарной колонны в колонне абсорбции с получением потока верхнего продукта абсорбера, содержащего преимущественно водород, и потока нижнего продукта абсорбера, содержащего легкие фракции; и g) подачу потока верхнего продукта абсорбера в зону изомеризации в виде подпиточного водорода. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, где вторая часть потока нижнего продукта отпарной колонны составляет от 10 до 30 мас.% потока нижнего продукта отпарной колонны. Один вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих подачу потока нижнего продукта абсорбера, содержащего легкие фракции, в стриппер для извлечения C3 и C4 углеводородов. Один вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих подачу потока жидкого изомеризата в колонну деизогексанизации с получением потока бокового погона колонны деизогексанизации и продукта изомеризата. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих пропускание отходящего потока скруббера сухих газов в дожимной компрессор перед подачей в колонну абсорбции для стадии введения в контакт.
Третий вариант осуществления изобретения представляет собой способ изомеризации потока прямогонной нафты, причем способ включает: a) подачу потока прямогонной нафты в модуль гидроочистки прямогонной нафты с получением продукта гидроочистки тяжелой нафты; b) подачу продукта гидроочистки прямогонной нафты в стриппер с получением потока верхнего продукта отпарной колонны, содержащего легкие фракции, и нижнего продукта отпарной колонны, содержащего C5–C7 и C7+ углеводороды; c) подачу первой части потока нижнего продукта отпарной колонны в колонну разделения нафты с получением потока углеводородного сырья, содержащего C5–C7 углеводороды, и потока C7+ углеводородов; d) изомеризацию потока углеводородного сырья в присутствии катализатора изомеризации и водорода в зоне изомеризации в условиях изомеризации с получением потока изомеризата; e) стабилизацию потока изомеризата в колонне стабилизации с получением потока отходящего газа колонны стабилизации и потока жидкого изомеризата; f) подачу потока отходящего газа колонны стабилизации в скруббер сухих газов с получением потока отходящего газа скруббера сухих газов, содержащего водород и C1–C4 углеводороды; g) приведение в контакт отходящего потока скруббера сухих газов со второй частью потока нижнего продукта отпарной колонны в колонне абсорбции с получением потока верхнего продукта абсорбера, содержащего преимущественно водород, и потока нижнего продукта абсорбера, содержащего легкие фракции; и h) подачу потока верхнего продукта абсорбера в зону изомеризации в виде подпиточного водорода. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до третьего варианта осуществления, представленного в данном разделе, где вторая часть потока нижнего продукта отпарной колонны составляет от 5 до 20 мас.% потока нижнего продукта отпарной колонны. Один вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до третьего варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих подачу потока нижнего продукта абсорбера, содержащего легкие фракции, в стриппер для извлечения C3 и C4 углеводородов. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до третьего варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих охлаждение второй части потока нижнего продукта отпарной колонны посредством теплообменника с потоком нижнего продукта абсорбера перед подачей в колонну абсорбции для стадии введения в контакт. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до третьего варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно включающих пропускание отходящего потока скруббера сухих газов в дожимной компрессор перед подачей в колонну абсорбции для стадии введения в контакт.
Без дополнительной проработки считается, что с использованием предшествующего описания специалист в данной области может в полной мере использовать настоящее изобретение и легко устанавливать основные характеристики настоящего изобретения, чтобы без отступления от его сущности и объема вносить в изобретение различные изменения и модификации и адаптировать его к различным вариантам применения и условиям. Таким образом, предшествующие предпочтительные конкретные варианты осуществления следует рассматривать как исключительно иллюстративные, не накладывающие каких-либо ограничений на остальную часть описания и охватывающие различные модификации и эквивалентные конструкции, входящие в объем прилагаемой формулы изобретения.
Если не указано иное, в приведенном выше описании все температуры представлены в градусах по шкале Фаренгейта, а все доли и процентные значения даны по массе.

Claims (24)

1. Способ изомеризации потока углеводородного сырья, содержащего по меньшей мере один из C5–C7 углеводородов, причем способ включает:
a) изомеризацию потока углеводородного сырья в присутствии катализатора изомеризации и водорода в зоне изомеризации в условиях изомеризации с получением потока изомеризата;
b) стабилизацию потока изомеризата в колонне стабилизации с получением потока отходящего газа колонны стабилизации и потока жидкого изомеризата;
c) подачу потока отходящего газа колонны стабилизации в скруббер сухих газов с получением потока отходящего газа скруббера сухих газов, содержащего водород и C1–C4 углеводороды;
d) приведение в контакт потока отходящего газа скруббера сухих газов с потоком абсорбирующей жидкости, содержащим C5–C7 углеводороды, в колонне абсорбции с получением потока верхнего продукта абсорбера, содержащего преимущественно водород, и потока нижнего продукта абсорбера, содержащего легкие фракции, причем легкие фракции содержат C1–C4 углеводороды; и
e) подачу потока верхнего продукта абсорбера в зону изомеризации в виде подпиточного водорода.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
a) подачу потока легкой нафты в установку гидроочистки легкой нафты с получением продукта гидроочистки; и
b) подачу продукта гидроочистки в стриппер с получением потока верхнего продукта отпарной колонны, содержащего легкие фракции, и потока нижнего продукта отпарной колонны, содержащего C5–C7 углеводороды;
причем поток абсорбирующей жидкости содержит по меньшей мере часть потока нижнего продукта отпарной колонны, а оставшаяся часть потока нижнего продукта отпарной колонны представляет собой поток углеводородного сырья.
3. Способ по п. 2, в котором от 10 до 30 мас.% потока нижнего продукта отпарной колонны подают в колонну абсорбции в качестве потока абсорбирующей жидкости.
4. Способ по п. 1, дополнительно включающий подачу потока нижнего продукта абсорбера, содержащего легкие фракции, в стриппер для извлечения С3 и С4 углеводородов.
5. Способ по п. 1, дополнительно включающий подачу отходящего газа скруббера сухих газов в дожимной компрессор перед подачей в колонну абсорбции для стадии приведения в контакт.
6. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
a) подачу потока прямогонной нафты в модуль гидроочистки прямогонной нафты с получением продукта гидроочистки прямогонной нафты; и
b) подачу продукта гидроочистки прямогонной нафты в стриппер с получением потока верхнего продукта отпарной колонны, содержащего легкие фракции, и потока нижнего продукта отпарной колонны, содержащего C5–C7 и C7+ углеводороды;
причем поток абсорбирующей жидкости содержит по меньшей мере часть потока нижнего продукта отпарной колонны.
7. Способ по п. 6, дополнительно включающий подачу оставшейся части потока нижнего продукта отпарной колонны в колонну разделения нафты с получением потока углеводородного сырья, содержащего C5–C7 углеводороды, и потока C7+ углеводородов.
8. Способ по п. 6, дополнительно включающий охлаждение по меньшей мере части потока нижнего продукта отпарной колонны посредством теплообмена с потоком нижнего продукта абсорбера перед подачей в колонну абсорбции для стадии приведения в контакт.
9. Способ по п. 1, дополнительно включающий подачу потока жидкого изомеризата в колонну деизогексанизации с получением потока бокового погона колонны деизогексанизации и продукта изомеризата.
10. Способ по п. 1, дополнительно включающий по меньшей мере одно из:
определения по меньшей мере одного параметра способа изомеризации потока углеводородного сырья и генерации сигнала или данных по результатам определения;
формирования и передачи сигнала; или
формирования и передачи данных.
RU2020136733A 2018-05-03 2019-05-01 Способы изомеризации углеводородов RU2757769C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/970,717 US10414990B1 (en) 2018-05-03 2018-05-03 Processes for isomerizing hydrocarbons
US15/970,717 2018-05-03
PCT/US2019/030188 WO2019213248A1 (en) 2018-05-03 2019-05-01 Processes for isomerizing hydrocarbons

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2757769C1 true RU2757769C1 (ru) 2021-10-21

Family

ID=67909054

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020136733A RU2757769C1 (ru) 2018-05-03 2019-05-01 Способы изомеризации углеводородов

Country Status (4)

Country Link
US (1) US10414990B1 (ru)
CN (1) CN112166096B (ru)
RU (1) RU2757769C1 (ru)
WO (1) WO2019213248A1 (ru)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114901374A (zh) * 2019-12-19 2022-08-12 凯洛格·布朗及鲁特有限公司 使用分隔壁塔和/或传统塔制备用于针对烯烃生产的催化裂化单元的进料的方法
DE102021110092A1 (de) * 2021-04-21 2022-10-27 Clariant International Ltd Anlage und verfahren zur leichtbenzinisomerisierung
US20220372382A1 (en) 2021-05-19 2022-11-24 Indian Oil Corporation Limited Process for isomerization of c5-c7 hydrocarbons in light naphtha range
US11851620B2 (en) * 2021-11-22 2023-12-26 ExxonMobil Technology and Engineering Company Integrated process for the manufacture of renewable diesel

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5082989A (en) * 1989-12-29 1992-01-21 Uop Integrated process for C4, C5 and C6 isomerization
RU2364582C2 (ru) * 2005-03-11 2009-08-20 Юоп Ллк Способ изомеризации углеводородов
US8716544B2 (en) * 2011-01-13 2014-05-06 Uop Llc Process for isomerizing a feed stream including one or more C4-C6 hydrocarbons

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3706655A (en) * 1971-06-11 1972-12-19 Universal Oil Prod Co Lpg and high purity hydrogen recovery process
US4709117A (en) * 1986-04-07 1987-11-24 Union Carbide Corporation Total isomerization process and apparatus
US8808534B2 (en) * 2011-07-27 2014-08-19 Saudi Arabian Oil Company Process development by parallel operation of paraffin isomerization unit with reformer
MY160208A (en) * 2011-08-19 2017-02-28 Uop Llc Methods for recovering hydrogen from isomerizing and reforming of hydrocarbons
US20130096356A1 (en) * 2011-10-14 2013-04-18 Uop Llc Methods and apparatuses for the isomerization and deisohexanizing of hydrocarbon feeds
US20150175505A1 (en) * 2013-12-19 2015-06-25 Uop Llc Methods and systems for isomerizing paraffins
US20160289070A1 (en) * 2015-03-31 2016-10-06 Uop Llc Processes for producing hydrogen gas stream from an offgas stream
CN107573964A (zh) * 2017-10-13 2018-01-12 北京赛诺时飞石化科技有限公司 一种正构烷烃低温异构化方法及装置

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5082989A (en) * 1989-12-29 1992-01-21 Uop Integrated process for C4, C5 and C6 isomerization
RU2364582C2 (ru) * 2005-03-11 2009-08-20 Юоп Ллк Способ изомеризации углеводородов
US8716544B2 (en) * 2011-01-13 2014-05-06 Uop Llc Process for isomerizing a feed stream including one or more C4-C6 hydrocarbons

Also Published As

Publication number Publication date
WO2019213248A1 (en) 2019-11-07
CN112166096A (zh) 2021-01-01
US10414990B1 (en) 2019-09-17
CN112166096B (zh) 2023-06-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2757769C1 (ru) Способы изомеризации углеводородов
KR101608520B1 (ko) 탄화수소 공급원료의 수소화분해 방법
US9809763B2 (en) Process and apparatus for recovering hydrotreated hydrocarbons with two strippers
RU2690336C1 (ru) Способ извлечения водорода и сжиженного нефтяного газа из газообразных потоков
RU2668274C2 (ru) Способ и установка гидроочистки
KR20200026945A (ko) 수소 및 메탄을 부분적으로 제거하는 두 가지 방법에서 프로판 탈수소화 및 증기 분해 방법을 예비-분리 단계와 결합하여 프로필렌을 생산하는 공정 및 플랜트
RU2556218C1 (ru) Способ и установка для извлечения гидрообработанных углеводородов с использованием двух отпарных колонн
RU2748268C1 (ru) Способы и устройство для изомеризации углеводородов
CN106715370B (zh) 从石脑油分馏塔回收热
RU2540404C1 (ru) Способ и установка изомеризации с5-с6 углеводородов с подачей очищенного циркулирующего потока водорода
US9040765B2 (en) Methods and apparatuses for isomerization of paraffins
US2781293A (en) Absorption recovery of hydrocarbons
RU2731384C1 (ru) Способы и устройство для изомеризации углеводородов
CN112262202B (zh) 用重质分馏塔氢化裂解的方法和设备
CN112236504B (zh) 利用集成式双汽提塔氢化裂解的方法
RU2753532C1 (ru) Способы и устройство для изомеризации углеводородов
CN112236502B (zh) 具有简化回收的氢化裂解的方法
CN112262203B (zh) 用于用预分馏器氢化裂解汽提料流的方法和设备
US20160108325A1 (en) Process for hydrotreating a coker kerosene stream to provide a feed stream for a paraffin separation zone
RU2531589C1 (ru) Способ и установка для извлечения тяжелых полициклических ароматических соединений из потока гидрообработки
SU432726A3 (ru) Способ переработки углеводородного сырья
US20240067585A1 (en) High temperature final dehydration reactor in dehydration process to prevent diethyl ether production
CN112236503B (zh) 用具有三种产物的轻分馏塔进行氢化裂解的方法和设备
EP2930225B1 (en) Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock
KR20230173196A (ko) 나프타 극대화를 위한 수첨분해 방법