RU2796541C2 - Method of cracking in hydrogen environment for producing middle distillate from light hydrocarbon feed materials - Google Patents
Method of cracking in hydrogen environment for producing middle distillate from light hydrocarbon feed materials Download PDFInfo
- Publication number
- RU2796541C2 RU2796541C2 RU2020138349A RU2020138349A RU2796541C2 RU 2796541 C2 RU2796541 C2 RU 2796541C2 RU 2020138349 A RU2020138349 A RU 2020138349A RU 2020138349 A RU2020138349 A RU 2020138349A RU 2796541 C2 RU2796541 C2 RU 2796541C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reaction zone
- hydrogen
- cracking
- reactor effluent
- catalyst
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУCROSS-REFERENCE TO RELATED APPLICATION
[0001] В этой заявке заявлен приоритет по предварительной заявке на патент США 62/676,406, поданной 25 мая 2018 г, озаглавленной «A HYDROCRACKING PROCESS FOR MAKING MIDDLE DISTILLATE FROM A LIGHT HYDROCARBON FEEDSTOCK», которая включена в данный документ в полном объеме посредством ссылки.[0001] This application claims priority over U.S.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY
[0002] Данное изобретение относится к способу крекинга в водородной среде для предпочтительного получения среднего дистиллята, такого как дизельное топливо, из относительно легких углеводородных исходных материалов, таких как легкий вакуумный газойль.[0002] The present invention relates to a hydrogen cracking process for preferentially producing a middle distillate, such as diesel fuel, from relatively light hydrocarbon feedstocks, such as light vacuum gas oil.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE INVENTION
[0003] Нефтеперерабатывающие заводы обычно применяют процессы крекинга в водородной среде для преобразования углеводородных исходных материалов с высокой температурой кипения с получением более ценный продуктов, таких как бензин и средние дистилляты. Процесс крекинга в водородной среде также может обеспечивать удаление органической серы и органического азота из исходных материалов путем применения этапа гидроочистки, который представляет собой часть общего процесса крекинга в водородной среде.[0003] Refineries typically use hydrogen cracking processes to convert high boiling point hydrocarbon feedstocks into higher value products such as gasoline and middle distillates. The hydrogen cracking process can also remove organic sulfur and organic nitrogen from feedstocks by using a hydrotreating step that is part of the overall hydrogen cracking process.
[0004] Крекинг в водородной среде как правило осуществляют путем соприкосновения газойля или другого тяжелого углеводородного исходного материала с катализатором крекинга в водородной среде, содержащимся внутри реакционной емкости, в присутствии газообразного водорода при повышенных температуре и давлении реакции для получения более легких, более ценных углеводородных продуктов. Эти продукты как правило кипят в пределах интервала кипения бензина от 85 °C (185 °F) до 215 °C (419 °F) и интервала кипения среднего дистиллята от 150 °C (302 °F) до 425 °C (797 °F). Катализатор крекинга в водородной среде как правило содержит гидрогенизационный металлический компонент, кристаллический алюмосиликатный материал, такой как цеолит типа X и типа, а также огнеупорный неорганический оксид, такой как кремнезем, глинозем или алюмосиликат.[0004] Hydrogen cracking is typically accomplished by contacting a gas oil or other heavy hydrocarbon feedstock with a hydrogen cracking catalyst contained within a reaction vessel in the presence of hydrogen gas at elevated reaction temperature and pressure to produce lighter, more valuable hydrocarbon products. . These products typically boil within the gasoline boiling range of 85°C (185°F) to 215°C (419°F) and the middle distillate boiling range of 150°C (302°F) to 425°C (797°F). ). The hydrogen cracking catalyst typically contains a hydrogenation metal component, a crystalline aluminosilicate material such as type X and type zeolite, and a refractory inorganic oxide such as silica, alumina or aluminosilicate.
[0005] Процесс крекинга в водородной среде как правило включает этап предварительной обработки, за которым следует этап крекинга в водородной среде или в некоторых способах два этапа крекинга в водородной среде. Этап предварительной обработки обеспечивает гидродесульфуризацию и гидроденитрогенизацию органических соединений серы и азота в углеводородных исходных материалах с их превращением путем гидрогенизации в сульфид водорода и аммиак. Катализатор предварительной обработки как правило содержит металлический компонент группы VIII и металлический компонент группы VI, поддерживаемые неорганическим оксидным материалом матрицы или комбинированные с ним.[0005] The hydrogen cracking process typically includes a pretreatment step followed by a hydrogen cracking step, or in some methods two hydrogen cracking steps. The pre-treatment step hydrodesulfurizes and hydrodenitrogenizes the organic sulfur and nitrogen compounds in the hydrocarbon feedstocks and converts them by hydrogenation to hydrogen sulfide and ammonia. The pretreatment catalyst typically contains a Group VIII metal component and a Group VI metal component supported by or combined with an inorganic oxide matrix material.
[0006] Один тип двухступенчатого способа крекинга в водородной среде описан в документе US 3,726,788. Этот двухступенчатый способ включает два этапа разделения на фракции и две ступени крекинга в водородной среде для обработки высокоароматических углеводородных исходных материалов с получением высокоароматической бензиновой фракции и низкоароматической фракции турбинного топлива. Первую ступень крекинга в водородной среде проводят в присутствии сульфида водорода и аммиака для того, чтобы подавить гидрогенизацию ароматических соединений. Присутствие аммиака в исходном материале первой ступени крекинга в водородной среде служит для препятствования активности катализатора крекинга в водородной среде, что приводит к подавлению гидрогенизации ароматических соединений. Комбинация контактного дегазирования и первой ступени разделения на фракции представляет собой промежуточный этап между первой ступенью крекинга в водородной среде и второй ступенью крекинга в водородной среде.[0006] One type of two-stage hydrogen cracking process is described in US 3,726,788. This two-stage process includes two fractionation steps and two hydrogen cracking stages to treat high aromatic hydrocarbon feedstocks to produce a high aromatic gasoline cut and a low aromatic turbine fuel cut. The first stage of cracking in a hydrogen environment is carried out in the presence of hydrogen sulfide and ammonia in order to suppress the hydrogenation of aromatic compounds. The presence of ammonia in the first hydrogen cracking feedstock serves to inhibit the activity of the hydrogen cracking catalyst, thereby suppressing the hydrogenation of aromatics. The combination of contact degassing and the first fractionation stage is an intermediate step between the first hydrogen cracking stage and the second hydrogen cracking stage.
[0007] Комбинация контактного дегазирования и разделения на фракции обеспечивает поток высококипящих высокоароматических углеводородов, имеющий низкую концентрацию аммиака и сульфида водорода, который смешивают с газом для водородной обработки, который содержит малое количество аммиака или не содержит его вовсе, но имеет контролируемую концентрацию сульфида водорода. Этот смешанный поток вводят на вторую ступень крекинга в водородной среде. Контролируемая концентрация сульфида водорода в газе для водородной обработки подавляет гидрогенизацию ароматических соединений. Эту концентрацию сульфида водорода контролируют также для обеспечения соответствия низкоароматических бензиновых фракций и низкоароматических фракций турбинного топлива желаемым спецификациям по ароматическим соединениям. [0007] The combination of contact degassing and fractionation provides a stream of high-boiling, highly aromatic hydrocarbons having a low concentration of ammonia and hydrogen sulfide, which is mixed with a hydrogen treatment gas that contains little or no ammonia, but has a controlled concentration of hydrogen sulfide. This mixed stream is introduced into the second hydrogen cracking stage. The controlled concentration of hydrogen sulfide in the hydrogen treatment gas suppresses the hydrogenation of aromatics. This hydrogen sulfide concentration is also controlled to ensure that the low aromatic gasoline cuts and the low aromatic turbine fuel cuts meet the desired aromatics specifications.
[0008] Нет никаких указаний на то, что двухступенчатый способ крекинга в водородной среде по патенту ‘788 может обеспечить легкую переработку легких газойлевых исходных материалов, которая избирательно дает средний дистиллят, а конкретно дает высококачественное дизельное топливо с низким содержанием серы. Способ по патенту ‘788 требует использования двух этапов разделения на фракции, причем первый этап разделения на фракции представляет собой промежуточный этап между двумя ступенями крекинга в водородной среде. Кубовые продукты ректификационной колонны первой ступени способа по патенту ‘788 вводят в реактор крекинга в водородной среде второй ступени, и они не переходят в ректификационную колонну второй ступени. Кроме того, следует отметить, что в патенте ‘788 нет указаний на использование пакетных слоев функциональных катализаторов различных типов, обеспечивающих селективное получение среднего дистиллята и обеспечивающих функциональную гибкость.[0008] There is no indication that the two-stage hydrogen cracking process of the '788 patent can provide easy processing of light gas oil feedstocks that selectively produce a middle distillate, specifically high quality low sulfur diesel fuel. The process of the '788 patent requires the use of two fractionation steps, with the first fractionation step being an intermediate step between the two hydrogen cracking steps. The bottoms of the first stage distillation column of the '788 process are introduced into the second stage hydrogen cracking reactor and do not pass into the second stage distillation column. In addition, it should be noted that the '788 patent does not indicate the use of stacked layers of functional catalysts of various types, providing selective production of middle distillate and providing functional flexibility.
[0009] Другой двухступенчатый способ крекинга в водородной среде описан в документе US 3,816,296. Этот способ обеспечивает крекинг в водородной среде тяжелых углеводородов с температурой кипения выше 700 °F для селективного получения топлива средних фракций с температурой кипения от 300 °F до 700 °F и продуктов с низкой температурой кипения, таких как керосиновые или бензиновые фракции. Выходом этих продуктов для определенного преобразования путем крекинга в водородной среде управляют и изменяют его по желанию путем контролируемого добавления определенных азотсодержащих соединений в зону второй ступени крекинга в водородной среде по указанному способу. Указанные соединения азота включают аммиак и другие азотосодержащие соединения, преобразуемые в аммиак в зоне крекинга в водородной среде. [0009] Another two-stage hydrogen cracking process is described in US 3,816,296. This process provides hydrogen cracking of heavy hydrocarbons with a boiling point above 700°F to selectively produce medium cut fuels with a boiling point of 300°F to 700°F and low-boiling products such as kerosene or gasoline cuts. The yield of these products for a given conversion by hydrogen cracking is controlled and altered as desired by the controlled addition of certain nitrogen-containing compounds to the zone of the second stage of hydrogen cracking according to said method. Said nitrogen compounds include ammonia and other nitrogen containing compounds converted to ammonia in the hydrogen cracking zone.
[0010] Катализатор крекинга в водородной среде для получения средних фракций по способу патента ‘296 содержит огнеупорную оксидную основу, содержащую по меньшей мере около 50 процентов по массе аморфного глинозема, менее 30 процентов по массе кристаллического цеолита, и активный компонент гидрогенизации.[0010] The '296 middle cut hydrogen cracking catalyst comprises a refractory oxide base containing at least about 50 weight percent amorphous alumina, less than 30 weight percent crystalline zeolite, and a hydrogenation active component.
[0011] Способ по патенту ‘296 включает поглотительный сепаратор высокого давления и ректификационную колонну, расположенные между начальной ступенью реакции крекинга в водородной среде и второй ступенью реакции крекинга в водородной среде. Выходящий поток из начальной ступени реакции крекинга в водородной среде переходит в поглотительный сепаратор высокого давления, который обеспечивает очистку водой выходящего потока, удаляя аммиак и сульфид водорода. Очищенный выходящий поток переходит в ректификационную колонну, которая разделяет его на углеводороды углеводороды бензинового ряда с температурой кипения ниже 400 °F, топливо средних фракций с температурой кипения от границы кипения бензиновой фракции до около 700 °F и не непревращенные углеводороды с температурой кипения выше около 700 °F. Соединения азота добавляют к непревращенным углеводородам, которые переходят на вторую ступень реакции крекинга в водородной среде. Выходящий поток из второй ступени реакции крекинга в водородной среде переходит в сепаратор, и разделенную жидкость возвращают в ректификационную колонну.[0011] The process of the '296 patent includes a high pressure absorption separator and a distillation column located between an initial hydrogen cracking reaction stage and a second hydrogen cracking reaction stage. The effluent from the initial stage of the hydrogen cracking reaction passes into a high pressure absorption separator, which cleans the effluent with water to remove ammonia and hydrogen sulfide. The cleaned effluent passes to a distillation column, which separates it into gasoline range hydrocarbons with a boiling point below 400 °F, middle cut fuels with a boiling point from the gasoline cut limit to about 700 °F, and unconverted hydrocarbons with a boiling point above about 700 °F. Nitrogen compounds are added to the unconverted hydrocarbons, which pass to the second stage of the cracking reaction in a hydrogen environment. The effluent from the second stage of the hydrogen cracking reaction passes to the separator and the separated liquid is returned to the distillation column.
[0012] Необходимая особенность способа по патенту ‘296 заключается в использовании этапа разделения на фракции между реактором крекинга в водородной среде первой ступени и реактором крекинга в водородной среде второй ступени. Нет указаний на использование пакетных слоев функционального катализатора различных типов, обеспечивающих селективное получение среднего дистиллята и обеспечивающих функциональную гибкость. Использование газа для охлаждения катализатора, способствующего управлению температурой реакции ступеней реакции крекинга в водородной среде патентом ‘296 не предусмотрено.[0012] A necessary feature of the process of the '296 patent is the use of a fractionation step between the first stage hydrogen cracking reactor and the second stage hydrogen cracking reactor. There is no indication of the use of various types of stacked functional catalyst beds to provide selective middle distillate production and to provide functional flexibility. The use of gas to cool the catalyst to help control the reaction temperature of the hydrogen cracking reaction steps is not covered by the '296 patent.
[0013] Другой патент US 8,318,006 описывает одноступенчатый способ крекинга в водородной среде. Особенность этого способа заключается в промежуточном этапе горячего испарения, расположенном между этапом гидропереработки и этапом крекинга в водородной среде. Промежуточное горячее испарение обеспечивает отделение по меньшей мере части аммиака от выходящего потока, покидающего этап гидропереработки. Отсутствует дистилляция жидкого выходящего потока из промежуточного этапа горячего испарения перед его введением на второй этап реакции по способу. Вторая зона реакции предпочтительно содержит по меньшей мере один слой катализатора гидропереработки выше по потоку по меньшей мере одного слоя катализатора крекинга в водородной среде. В патенте ‘006 отсутствует описание использования газа для охлаждения катализатора для управления температурой реакции крекинга в водородной среде в пределах второй зоны реакции. Управление количеством аммиака, вводимого на этапе крекинга в водородной среде увеличивает гибкость способа и обеспечивает улучшение селективности для среднего дистиллята катализатора крекинга в водородной среде.[0013] Another US 8,318,006 patent describes a single-stage hydrogen cracking process. The peculiarity of this method lies in the intermediate stage of hot evaporation, located between the hydroprocessing stage and the stage of cracking in a hydrogen environment. Intermediate hot evaporation separates at least a portion of the ammonia from the effluent leaving the hydroprocessing step. There is no distillation of the liquid effluent from the intermediate hot evaporation stage before it is introduced into the second reaction stage of the process. The second reaction zone preferably contains at least one hydroprocessing catalyst bed upstream of at least one hydrogen cracking catalyst bed. The '006 patent does not describe the use of a catalyst cooling gas to control the temperature of the hydrogen cracking reaction within the second reaction zone. Controlling the amount of ammonia introduced into the hydrogen cracking step increases the flexibility of the process and provides improved selectivity for the middle distillate of the hydrogen cracking catalyst.
[0014] В некоторых случаях желательно обрабатывать легкие газойлевые исходные материалы, которые только немного тяжелее дизельного топлива, в установке крекинга в водородной среде для предпочтительного получения дизельного топлива вместо керосина или бензина. Однако, может быть затруднительным выполнение крекинга в водородной среде газойля, который только немного тяжелее дизельного топлива, для получения дизельного продукта высокого качества, поскольку их температуры кипения могут совпадать, что делает затруднительным управление степенью крекинга для получения дизельного топлива вместо керосина или бензина.[0014] In some cases, it is desirable to process light gas oil feedstocks that are only slightly heavier than diesel fuel in a hydrogen cracker to produce diesel fuel instead of kerosene or gasoline. However, it can be difficult to hydrogen crack gas oils, which are only slightly heavier than diesel fuel, to produce a high quality diesel product because their boiling points can be the same, making it difficult to control the degree of cracking to produce diesel fuel instead of kerosene or gasoline.
[0015] Кроме того, рыночные условия в некоторых случаях делают выгодным изменение функции установки крекинга в водородной среде с режима производства бензина на режим производства дистиллята или дизельного топлива. Таким образом, функциональная гибкость установки крекинга в водородной среде может быть важной для максимизации экономичности ее эксплуатации. Во время работы установки крекинга в водородной среде в режиме производства дизельного топлива дизельный продукт должен быть высокого качества и соответствовать спецификациям дизельного топлива со сверхнизким содержанием серы. Таким образом, важно, чтобы установка крекинга в водородной среде имела характеристики, обеспечивающие ее работу с получением дизельного топлива высокого качества со сверхнизким содержанием серы.[0015] In addition, market conditions in some cases make it advantageous to change the function of the cracker in a hydrogen environment from the mode of production of gasoline to the mode of production of distillate or diesel fuel. Thus, the functional flexibility of a hydrogen cracker can be important in order to maximize the economics of its operation. During the operation of the hydrogen cracker in the diesel production mode, the diesel product must be of high quality and meet the specifications of ultra-low sulfur diesel fuel. Thus, it is important that the hydrogen cracker has the characteristics to enable it to produce high quality ultra low sulfur diesel fuel.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
[0016] Соответственно представлен способ крекинга в водородной среде для превращения легких газойлевых исходных материалов с получением дизельного продукта. В этом способе крекинга в водородной среде легкие газойлевые исходные материалы вводят в первую зону реакции, образованную первым реактором и содержащую первый катализатор предварительной обработки, и при этом из первой зоны реакции получают первый выходящий поток реактора. Первый выходящий поток реактора вводят во вторую зону реакции, образованную вторым реактором и содержащую первый катализатор крекинга в водородной среде, и при этом из второй зоны реакции получают второй выходящий поток реактора. Второй выходящий поток реактора вводят в первую зону разделения, образованную первой сепараторной емкостью, обеспечивающую средства разделения второго выходящего потока реактора на первый сепараторный пар и первую сепараторную жидкость. Первую сепараторную жидкость вводят в третью зону реакции, образованную третьим реактором, причем внутри третьей зоны реакции содержится верхний слой, содержащий второй катализатор предварительной обработки, и нижний слой, содержащий второй катализатор крекинга в водородной среде. Из третьей зоны реакции получают третий выходящий поток реактора. Третий выходящий поток реактора вводят во вторую зону разделения, образованную второй сепараторной емкостью, обеспечивающую средства разделения третьего выходящего потока реактора на второй сепараторный пар и вторую сепараторную жидкость. Вторую сепараторную жидкость вводят в главную ректификационную колонну, обеспечивающую дистилляционное разделение второй сепараторной жидкости с получением по меньшей мере кубового продукта и другого продукта.[0016] Accordingly, a hydrogen cracking process is provided for converting light gas oil feedstocks to produce a diesel product. In this hydrogen cracking process, light gas oil feedstocks are introduced into a first reaction zone formed by a first reactor and containing a first pretreatment catalyst, and a first reactor effluent is produced from the first reaction zone. The first reactor effluent is introduced into a second reaction zone formed by the second reactor and containing the first hydrogen cracking catalyst, whereby a second reactor effluent is obtained from the second reaction zone. The second reactor effluent is introduced into a first separation zone formed by the first separator vessel providing a means of separating the second reactor effluent into a first separator vapor and a first separator liquid. The first separation liquid is introduced into the third reaction zone formed by the third reactor, and inside the third reaction zone contains an upper layer containing the second pre-treatment catalyst, and a lower layer containing the second cracking catalyst in a hydrogen environment. A third reactor effluent is obtained from the third reaction zone. The third reactor effluent is introduced into a second separation zone formed by a second separator vessel providing a means of separating the third reactor effluent into a second separator vapor and a second separator liquid. The second separator liquid is introduced into the main distillation column, which provides distillation separation of the second separator liquid to obtain at least a bottom product and another product.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHICS
[0017] Фигура представляет блок-схему способа по одному варианту реализации двухступенчатого способа крекинга в водородной среде по данному изобретению для превращения углеводородных исходных материалов с предпочтительным получением продукта среднего дистиллята.[0017] The Figure is a process flow diagram of one embodiment of the two-stage hydrogen cracking process of this invention for converting hydrocarbon feedstocks to preferably produce a middle distillate product.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
[0018] Данное изобретение относится к двухступенчатому способу крекинга в водородной среде для превращения легких газойлевых исходных материалов с селективным или предпочтительным получением продуктов среднего дистиллята, и в частности, дизельного топлива со сверхнизким содержанием серы. Способ по данному изобретению включает элементы и особенности, которые обеспечивают гибкую работу двухступенчатого способа крекинга в водородной среде между режимом производства керосина и режимом производства дизельного топлива. Способ дополнительно обеспечивает крекинг в водородной среде легких газойлевых исходных материалов, имеющих диапазон температур кипения, совпадающий с диапазоном температур кипения дизельного топлива, но смещенный таким образом, что он немного выше диапазона температур кипения дизельного топлива. Этот исходный материал относительно легче большинства обычных газойлевых исходных материалов, обрабатываемых установками крекинга в водородной среде, и поэтому его более затруднительно обрабатывать для селективного получения дизельного топлива вместо бензина и для получения дизельного продукта хорошего качества, такого как дизельное топливо со сверхнизким содержанием серы.[0018] This invention relates to a two-stage hydrogen cracking process for converting light gas oil feedstocks to selectively or preferentially produce middle distillate products, and in particular ultra-low sulfur diesel fuel. The process of the present invention includes elements and features that allow flexible operation of the two-stage hydrogen cracking process between kerosene production and diesel fuel production. The method further provides for hydrogen cracking of light gas oil feedstocks having a boiling range that is the same as that of diesel fuel, but offset such that it is slightly above the boiling range of diesel fuel. This feedstock is relatively lighter than most conventional gas oil feedstocks processed in hydrogen crackers and therefore more difficult to process to selectively produce diesel instead of gasoline and to produce a good quality diesel product such as ultra-low sulfur diesel.
[0019] Легкие газойлевые исходные материалы могут быть из любого источника, например, неочищенной нефти. Как правило, это атмосферный дистиллят или легкий вакуумный дистиллят неочищенной нефти. Легкие газойлевые исходные материалы можно охарактеризовать как имеющие начальную температуру кипения более около 135 °C (275 °F) и конечную температуру кипения менее около 440 °C (824 °F). Конкретнее, температура, при которой извлекаются 10 объемных процентов легкого газойля с помощью дистилляционного способа испытания ASTM D-86, то есть, T(10), составляет более или около 135 °C (275 °F), предпочтительно более 150 °C (302 °F), и наиболее предпочтительно более или около 165 °C (329 °F). Температура, при которой извлекаются 90 объемных процентов легкого газойля с помощью дистилляционного способа испытания ASTM D-86, то есть, T(90), составляет менее или около 424 °C (797 °F), предпочтительно менее или около 400 °C (752 °F), и более предпочтительно менее или около 375 °C (707 °F).[0019] Light gas oil feedstocks can be from any source, such as crude oil. Typically, this is an atmospheric distillate or a light crude oil vacuum distillate. Light gas oil feedstocks can be characterized as having an initial boiling point greater than about 135°C (275°F) and a final boiling point less than about 440°C (824°F). More specifically, the temperature at which 10 volume percent of light gas oil is recovered by the ASTM D-86 distillation test method, that is, T(10), is greater than or about 135°C (275°F), preferably greater than 150°C (302 °F), and most preferably greater than or about 165 °C (329 °F). The temperature at which 90 volume percent of light gas oil is recovered by the ASTM D-86 distillation test method, i.e., T(90), is less than or about 424 °C (797 °F), preferably less than or about 400 °C (752 °F), and more preferably less than or about 375 °C (707 °F).
[0020] Содержание серы в легких газойлевых исходных материалах, как правило, находится в диапазоне более 5 массовых процентов от исходного материала. Чаще оно находится в диапазоне от 0,1% масс. до 5% масс., а чаще всего от 0,5% масс. % до 4% масс. или от 0,75% масс. до 3% масс. Содержание серы можно определить с помощью способа испытания ASTM D 5453 или любого другого подходящего или сравнимого способа испытания.[0020] The sulfur content of light gas oil feeds is typically in the range of greater than 5 weight percent of the feed. More often it is in the range from 0.1% of the mass. up to 5% wt., and most often from 0.5% wt. % to 4% wt. or from 0.75% of the mass. up to 3% wt. The sulfur content can be determined using the ASTM D 5453 test method or any other suitable or comparable test method.
[0021] Содержание азота в легких газойлевых исходных материалах обычно составляет более 500 частей на миллион по массе (ppmw) и, как правило, находится в диапазоне от 500 ppmw до 5000 ppmw. Чаще содержание азота в легких газойлевых исходных материалах находится в диапазоне от 700 ppmw до 4000 ppmw. Содержание азота можно определить с помощью способа испытания ASTM D5762 или любого другого подходящего или сравнимого способа испытания. [0021] The nitrogen content of light gas oil feeds is typically greater than 500 parts per million by weight (ppmw) and is typically in the range of 500 ppmw to 5000 ppmw. More commonly, the nitrogen content of light gas oil feedstocks is in the range of 700 ppmw to 4000 ppmw. The nitrogen content can be determined using the ASTM D5762 test method or any other suitable or comparable test method.
[0022] Дизельный продукт, получаемый согласно способу крекинга в водородной среде по данному изобретению, имеет значительно уменьшенное содержание серы по сравнению с его легкими газойлевыми исходными материалами. Данный способ как правило, будет предоставлять дизельный продукт, имеющий содержание серы менее 50 ppmw, а предпочтительно содержание серы менее 10 ppmw. Содержание азота также значительно уменьшается. Содержание азота в дизельном продукте, как правило, уменьшается до менее 50 ppmw и обычно находится в диапазоне от 1 до 10 ppmw.[0022] The diesel product produced by the hydrogen cracking process of this invention has a significantly reduced sulfur content compared to its light gas oil feedstocks. This process will typically provide a diesel product having a sulfur content of less than 50 ppmw, and preferably a sulfur content of less than 10 ppmw. The nitrogen content is also significantly reduced. The nitrogen content of the diesel product is typically reduced to less than 50 ppmw and is typically in the range of 1 to 10 ppmw.
[0023] Средние дистилляты, получаемые согласно способу крекинга в водородной среде по данному изобретению, могут содержать керосин и дизельное топливо. Хотя это не предпочтительно, способ может также давать продукт с температурой кипения в пределах диапазона кипения бензина. Однако, предпочтительно использовать способ в режиме производства дизельного топлива для предпочтительного получения и производства дизельного продукта. Фактически, один аспект способа по данному изобретению заключается в том, что он обеспечивает селективное производство дизельного топлива в отличие от керосина и бензина.[0023] The middle distillates produced by the hydrogen cracking process of this invention may contain kerosene and diesel fuel. Although not preferred, the process may also produce a product with a boiling point within the boiling range of gasoline. However, it is preferable to use the process in a diesel fuel production mode to preferentially obtain and produce a diesel product. In fact, one aspect of the process of this invention is that it allows for the selective production of diesel fuel as opposed to kerosene and gasoline.
[0024] Дизельный продукт по данному способу характеризуется как имеющий начальную температуру кипения от 125 °C (257 °F) до 150 °C (302 °F) и конечную температуру кипения от 370 °C (698 °F) до 400 °C (752 °F). Предпочтительно, чтобы дизельный продукт имел температуру T(90) в диапазоне от 282 °C (540 °F) до 338 °C (640 °F).[0024] The diesel product of this process is characterized as having an initial boiling point of 125°C (257°F) to 150°C (302°F) and a final boiling point of 370°C (698°F) to 400°C ( 752°F). Preferably, the diesel product has a T(90) temperature in the range of 282°C (540°F) to 338°C (640°F).
[0025] Первый этап способа по данному изобретению включает подачу легких газойлевых исходных материалов (исходных материалов) в первый реактор технологической установки и введение его вместе с добавляемым газообразным водородом в первую зону реакции, образованную первым реактором. В первой зоне реакции содержится слой первого катализатора предварительной обработки, с которым исходные материалы соприкасаются в присутствии газообразного водорода при подходящих условиях реакции гидроочистки (т. е. гидродесульфуризации и гидроденитрогенизации), достаточных для превращения значительной части органических соединений серы исходного материала в сульфид водорода и значительной части органических соединений азота исходного материала в аммиак.[0025] The first step of the method of this invention includes feeding light gas oil feedstocks (feedstocks) into the first reactor of the process plant and introducing it, together with added hydrogen gas, into the first reaction zone formed by the first reactor. The first reaction zone contains a bed of a first pretreatment catalyst with which the feed materials are contacted in the presence of hydrogen gas under suitable hydrotreatment reaction conditions (i.e., hydrodesulfurization and hydrodenitrogenation) sufficient to convert a significant portion of the feedstock's organic sulfur compounds to hydrogen sulfide and a significant part of the organic nitrogen compounds of the source material into ammonia.
[0026] Первый катализатор предварительной обработан может представлять собой любой известный катализатор гидроочистки, который надлежащим образом обеспечивает гидродесульфуризацию и гидроденитрогенизацию исходных материалов. Как правило, первый катализатор предварительной обработки содержит неорганический оксидный вспомогательный материал, такой как глинозем, кремнезем и алюмосиликат, и металлический компонент гидрогенизации. Металл гидрогенизации может представлять собой металл группы VIII (никель или кобальт) или металл группы VI (молибден или вольфрам) или любую их комбинацию. Как правило, металл группы VIII присутствует в первом катализаторе предварительной обработки в концентрации в диапазоне от 1 до 20 процентов по массе от оксида и общей массы катализатора, и металл группы VI присутствует в концентрации в диапазоне от 1 до 20 процентов по массе от оксида и общей массы катализатора. Различные катализаторы гидропереработки, раскрытые и описанные в патенте США № 8,318,006, можно соответствующим образом использовать в качестве первого катализатора предварительной обработки по данному способу. Патент США 8,318,006 включен в данный документ посредством ссылки.[0026] The first pre-treated catalyst may be any known hydrotreating catalyst that suitably hydrodesulfurizes and hydrodenitrogenates the feedstocks. Typically, the first pretreatment catalyst contains an inorganic oxide auxiliary material such as alumina, silica and aluminosilicate, and a hydrogenation metal component. The hydrogenation metal may be a Group VIII metal (nickel or cobalt) or a Group VI metal (molybdenum or tungsten), or any combination thereof. Typically, the Group VIII metal is present in the first pretreatment catalyst at a concentration in the range of 1 to 20 weight percent of oxide and total catalyst, and the Group VI metal is present in a concentration in the range of 1 to 20 weight percent of oxide and total weight of the catalyst. The various hydroprocessing catalysts disclosed and described in US Pat. No. 8,318,006 can suitably be used as the first pretreatment catalyst in this process. US Patent 8,318,006 is incorporated herein by reference.
[0027] Условия реакции гидроочистки, при которых работает первая зона реакции, включают температуру гидроочистки в диапазоне от около 550 °F (288 °C) до около 850 °F (454 °C) и давление гидроочистки в диапазоне от около 1400 фунтов на квадратный дюйм (9652,66 кПа) до 2000 фунтов на квадратный дюйм (13789,51 кПа). Часовая объемная скорость жидкости (ЧОСЖ) находится в диапазоне от около 0,1 час-1 до 10 час-1. Пропорция газообразного водорода очистки находится в диапазоне от около 500 стандартных кубических футов на баррель исходного материала (0,09 м3 на литр исходного материала) до около 8000 стандартных кубических футов на баррель исходного материала (1,43 м3 на литр исходного материала). Условия реакции гидроочистки в первой зоне реакции контролируют для получения превращения от 95 до 99,9 процентов по массе органической серы в исходном материале в сульфид водорода и от 95 до 99,9 процентов по массе органического азота в исходном материале в аммиак.[0027] Hydrotreating reaction conditions under which the first reaction zone operates include a hydrotreating temperature in the range of about 550°F (288°C) to about 850°F (454°C) and a hydrotreating pressure in the range of about 1400 psi inch (9652.66 kPa) to 2000 psi (13789.51 kPa). The liquid hourly space velocity (LFL) is in the range of about 0.1 h -1 to 10 h -1 . The proportion of hydrogen gas cleaning ranges from about 500 standard cubic feet per barrel of feed (0.09 m 3 per liter of feed) to about 8000 standard cubic feet per barrel of feed (1.43 m 3 per liter of feed). The hydrotreating reaction conditions in the first reaction zone are controlled to convert 95 to 99.9 weight percent organic sulfur in the feed to hydrogen sulfide and 95 to 99.9 weight percent organic nitrogen in the feed to ammonia.
[0028] Первый выходящий поток реактора получают из первой зоны реакции первого реактора. Первый выходящий поток реактора переходит из первой зоны реакции и поступает вместе с добавляемым газообразным водородом во вторую зону реакции, образованную вторым реактором. Во второй зоне реакции содержится слой первого катализатора крекинга в водородной среде, с которым первый выходящий поток реактора соприкасается в присутствии газообразного водорода при подходящих условиях реакции крекинга в водородной среде, достаточных для обеспечения желаемой степени крекинга в водородной среде первого выходящего потока реактора.[0028] The first reactor effluent is obtained from the first reaction zone of the first reactor. The first reactor effluent passes from the first reaction zone and enters, together with the added hydrogen gas, into the second reaction zone formed by the second reactor. The second reaction zone contains a bed of a first hydrogen cracking catalyst with which the first reactor effluent is contacted in the presence of hydrogen gas under suitable hydrogen cracking reaction conditions sufficient to provide the desired degree of hydrogen cracking of the first reactor effluent.
[0029] Первый катализатор крекинга в водородной среде может представлять собой любой известный катализатор крекинга в водородной среде, который надлежащим образом обеспечивает желаемый крекинг первой ступени первого выходящего потока реактора. Как правило, первый катализатор крекинга в водородной среде содержит цеолитовый компонент, неорганический оксидный компонент и гидрогенизационный металлический компонент.[0029] The first hydrogen cracking catalyst can be any known hydrogen cracking catalyst that properly provides the desired cracking of the first stage of the first reactor effluent. Typically, the first hydrogen cracking catalyst contains a zeolite component, an inorganic oxide component, and a hydrogenation metal component.
[0030] Различные цеолиты, которые могут представлять собой подходящие компоненты первого катализатора крекинга в водородной среде, включают, например, цеолит X, цеолит Y, цеолит бета и ZSM-5. Цеолитовый компонент может присутствовать в первом катализаторе крекинга в водородной среде в количестве до около 80% масс. катализатора. [0030] Various zeolites that may be suitable components of the first hydrogen cracking catalyst include, for example, zeolite X, zeolite Y, zeolite beta, and ZSM-5. The zeolite component may be present in the first hydrogen cracking catalyst in an amount up to about 80% by weight. catalyst.
[0031] Неорганический оксидный компонент может быть выбран из группы, состоящей из глинозема, кремнезема, диоксида титана, алюмосиликата и их комбинаций, и он присутствует в первом катализаторе крекинга в водородной среде в количестве, превышающем 25% масс. катализатора. [0031] The inorganic oxide component may be selected from the group consisting of alumina, silica, titanium dioxide, aluminosilicate, and combinations thereof, and is present in the first hydrogen cracking catalyst in an amount greater than 25% by weight. catalyst.
[0032] Гидрогенизационный металлический компонент содержит никель или кобальт, или и то, и другое, которые могут присутствовать в первом катализаторе крекинга в водородной среде в количестве в диапазоне от около 1 до 10% масс. катализатора. Гидрогенизационный металлический компонент дополнительно может содержать вольфрам или молибден, или и то, и другое, и в случае наличия присутствует в первом катализаторе крекинга в водородной среде в количестве в диапазоне от 5 до 25% масс. катализатора. Первый катализатор крекинга в водородной среде может также содержать комбинацию никеля или кобальта с молибденом или вольфрамом. [0032] The hydrogenation metal component contains nickel or cobalt, or both, which may be present in the first hydrogen cracking catalyst in an amount ranging from about 1 to 10 wt%. catalyst. The hydrogenation metal component may further comprise tungsten or molybdenum, or both, and if present, is present in the first hydrogen cracking catalyst in an amount ranging from 5 to 25% by weight. catalyst. The first hydrogen cracking catalyst may also contain a combination of nickel or cobalt with molybdenum or tungsten.
[0033] Различные катализаторы крекинга в водородной среде, раскрытые и описанные в патенте США № 8,318,006, можно соответствующим образом использовать в качестве первого катализатора крекинга в водородной среде. Другие возможные составы катализатора крекинга в водородной среде раскрыты и описаны в патенте США № 7,749,373, патенте США № 7,192,900 и патенте США № 7,048,845. Эти патенты включены в данный документ посредством ссылки.[0033] The various hydrogen cracking catalysts disclosed and described in US Pat. No. 8,318,006 may suitably be used as the first hydrogen cracking catalyst. Other possible hydrogen cracking catalyst compositions are disclosed and described in US Pat. No. 7,749,373, US Pat. No. 7,192,900 and US Pat. No. 7,048,845. These patents are incorporated herein by reference.
[0034] Условия реакции крекинга в водородной среде, при которых работает вторая зона реакции, включают температуру крекинга в водородной среде в диапазоне от около 550 °F (288 °C) до около 850 °F (454 °C) и давление гидроочистки в диапазоне от около 1400 фунтов на квадратный дюйм (9652,66 кПа) до 2000 фунтов на квадратный дюйм (13789,51 кПа). Часовая объемная скорость жидкости (ЧОСЖ) находится в диапазоне от около 0,1 час-1 до 10 час-1. Количество водорода, смешиваемого с первым выходящим потоком реактора, находится в диапазоне от около 500 до около 8000 стандартных кубических футов на баррель (0,09-1,43 м3 на литр) первого выходящего потока реактора, вводимого во вторую зону реакции. Условия реакции крекинга в водородной среде во второй зоне реакции контролируют для получения желаемого превращения первого выходящего потока реактора.[0034] The hydrogen cracking reaction conditions under which the second reaction zone operates include a hydrogen cracking temperature in the range of about 550°F (288°C) to about 850°F (454°C) and a hydrotreating pressure in the range from about 1400 psi (9652.66 kPa) to 2000 psi (13789.51 kPa). The liquid hourly space velocity (LFL) is in the range of about 0.1 h -1 to 10 h -1 . The amount of hydrogen mixed with the first reactor effluent is in the range of about 500 to about 8000 standard cubic feet per barrel (0.09-1.43 m 3 per liter) of the first reactor effluent introduced into the second reaction zone. The hydrogen cracking reaction conditions in the second reaction zone are controlled to obtain the desired conversion of the first reactor effluent.
[0035] Второй выходящий поток реактора получают из второй зоны реакции второго реактора и переводят на этап мокрой очистки. На этапе мокрой очистки второй выходящий поток реактора смешивают с промывочной водой, которая обеспечивает удаление по меньшей мере части аммиака и сульфида водорода, содержащихся во втором выходящем потоке реактора. Разделение водной фазы, содержащей удаленные аммиак и сульфид водорода, происходит в зоне разделения, образованной сепараторной емкостью, обеспечивающей средства разделения смеси промывочной воды и второго выходящего потока реактора для получения второго выходящего потока реактора, очищенного от аммиака и сульфида водорода, и водной фазы, содержащей аммиак и сульфид водорода.[0035] The second reactor effluent is obtained from the second reaction zone of the second reactor and transferred to a scrubbing step. In the scrubbing step, the second reactor effluent is mixed with wash water which removes at least a portion of the ammonia and hydrogen sulfide contained in the second reactor effluent. Separation of the aqueous phase containing the removed ammonia and hydrogen sulfide occurs in a separation zone formed by a separation vessel providing a means of separating the mixture of wash water and the second reactor effluent to obtain a second reactor effluent purified from ammonia and hydrogen sulfide and an aqueous phase containing ammonia and hydrogen sulfide.
[0036] Затем очищенный второй выходящий поток реактора пропускают и вводят в первую зону разделения, образованную первой сепараторной емкостью. Первая сепараторная емкость обеспечивает средства разделения второго выходящего потока реактора на первый сепараторный пар, который содержит газообразный водород в качестве основной части первого сепараторного пара, и первую сепараторную жидкость. Первая зона разделения работает в условиях высокого давления, которое предпочтительно приближается к рабочему давлению второй зоны реакции. Как правило, разделение фаз в первой зоне разделения представляет собой одноступенчатое гравитационное разделение парообразной и жидкой фаз.[0036] The purified second reactor effluent is then passed through and introduced into the first separation zone formed by the first separation vessel. The first separator vessel provides means for separating the second reactor effluent into a first separator vapor, which contains hydrogen gas as a major part of the first separator vapor, and a first separator liquid. The first separation zone operates under high pressure conditions, which preferably approaches the operating pressure of the second reaction zone. Typically, the phase separation in the first separation zone is a single-stage gravity separation of the vapor and liquid phases.
[0037] Затем первую сепараторную жидкость пропускают в качестве исходного материала в третью зону реакции, образованную третьим реактором. Обязательная особенность способа по данному изобретению заключается в отсутствии промежуточного разделения на фракции или ректификационного разделения первой сепараторной жидкости перед ее подачей и введением в третью зону реакции. Вместо этого первую сепараторную жидкость пропускают непосредственно в третью зону реакции.[0037] Then, the first separator liquid is passed as a starting material to the third reaction zone formed by the third reactor. An essential feature of the process according to the invention is the absence of intermediate fractionation or distillation separation of the first separation liquid before it is fed and introduced into the third reaction zone. Instead, the first separation liquid is passed directly into the third reaction zone.
[0038] Существенная особенность способа заключается в том, что третья зона реакции содержит пакетные слои катализатора вместо единственного слоя катализатора. Кроме того, особенность третьей зоны реакции заключается в том, что ее верхняя часть содержит верхний слой второго катализатора предварительной обработки вместо катализатора крекинга в водородной среде, и что ее нижняя часть содержит нижний слой второго катализатора крекинга в водородной среде. [0038] An essential feature of the process is that the third reaction zone contains stacked layers of catalyst instead of a single layer of catalyst. In addition, the third reaction zone is specific in that its upper part contains the upper layer of the second pretreatment catalyst instead of the hydrogen cracking catalyst, and that its lower part contains the lower layer of the second hydrogen cracking catalyst.
[0039] Размещение второго катализатора предварительной обработки в верхней части третьей зоны реакции обеспечивает ряд преимуществ в общей работе способа крекинга в водородной среде по данному изобретению. Одно из таких преимуществ заключается в том, что это обеспечивает большую гибкость в работе способа крекинга в водородной среде по данному изобретению для селективного получения дизельного продукта высокого качества. Ее достигают благодаря управлению температуры крекинга в водородной среде в пределах нижнего слоя второго катализатора крекинга в водородной среде в нижней части третьей зоны реакции. Верхний слой, который содержит второй катализатор предварительной обработки, заполняет часть третьей зоны реакции катализатором, не имеющим или имеющим незначительную функцию крекинга в водородной среде, что приводит к уменьшению общего количества катализатора крекинга в водородной среде, содержащегося в третьем реакторе, и обеспечивает меньшую степень крекинга в водородной среде, чем та, которая была бы обеспечена с корпусом реактора, полным катализатора крекинга в водородной среде. Это уменьшение степени крекинга в водородной среде необходимо по причине переработки легких газойлевых исходных материалов, как определено в данном документе, для селективного получения дизельного продукта вместо легких бензиновых и керосиновых продуктов.[0039] Placing the second pretreatment catalyst at the top of the third reaction zone provides a number of advantages to the overall operation of the hydrogen cracking process of this invention. One such advantage is that it provides greater flexibility in the operation of the hydrogen cracking process of this invention to selectively produce a high quality diesel product. This is achieved by controlling the hydrogen cracking temperature within the bottom layer of the second hydrogen cracking catalyst in the bottom of the third reaction zone. The top layer, which contains the second pre-treatment catalyst, fills a portion of the third reaction zone with a catalyst having little or no hydrogen cracking function, resulting in a reduction in the total amount of hydrogen cracking catalyst contained in the third reactor and providing less cracking in a hydrogen environment than would be provided with a reactor vessel full of hydrogen cracking catalyst. This reduction in hydrogen cracking is necessary because of the processing of light gas oil feedstocks, as defined herein, to selectively produce a diesel product instead of light gasoline and kerosene products.
[0040] Другое преимущество размещения второго катализатора предварительной обработки в третьей зоне реакции в качестве верхнего слоя заключается в том, что он обеспечивает гидрогенизацию органических соединений серы и органических соединений азота, которые не были гидрогенизированы на первом этапе способа, и которые остаются в первой сепараторной жидкости. Гидрогенизация этих соединений дает небольшие количества аммиака и сульфида водорода. Аммиак имеет склонность к подавлению активности крекинга в водородной среде второго катализатора крекинга в водородной среде и обеспечивает лучший выход дизельного топлива.[0040] Another advantage of placing the second pre-treatment catalyst in the third reaction zone as a top layer is that it allows for the hydrogenation of organic sulfur compounds and organic nitrogen compounds that were not hydrogenated in the first process step and that remain in the first separator liquid . Hydrogenation of these compounds gives small amounts of ammonia and hydrogen sulfide. Ammonia tends to suppress the hydrogen cracking activity of the second hydrogen cracking catalyst and provides better diesel fuel yield.
[0041] Общий объем третьей зоны реакции, образованной корпусом третьего реактора, включает в себя объем верхнего слоя второго катализатора предварительной обработки и объем нижнего слоя второго катализатора крекинга в водородной среде. Для достижения преимуществ от пакетного расположения слоев отношение объема верхнего слоя к объему нижнего слоя в третьей зоне реакции должно находиться в диапазоне от 0,1:1 до 1,5:1. Предпочтительно это объемное соотношение находится в диапазоне от 0,2:1 до 1,2:1, а наиболее предпочтительно отношение объема верхнего слоя к объему нижнего слоя находится в диапазоне от 0,5:1 до 1:1. Объем каждого слоя катализатора можно представить площадью поперечного сечения слоя катализатора, умноженной на высоту слоя катализатора.[0041] The total volume of the third reaction zone formed by the vessel of the third reactor includes the volume of the upper layer of the second pretreatment catalyst and the volume of the lower layer of the second hydrogen cracking catalyst. To achieve the benefits of stacking layers, the ratio of the volume of the upper layer to the volume of the lower layer in the third reaction zone should be in the range from 0.1:1 to 1.5:1. Preferably this volume ratio is in the range of 0.2:1 to 1.2:1, and most preferably the ratio of the volume of the upper layer to the volume of the lower layer is in the range of 0.5:1 to 1:1. The volume of each catalyst bed can be represented by the cross-sectional area of the catalyst bed multiplied by the height of the catalyst bed.
[0042] Второй катализатор предварительной обработан представляет собой любой известный катализатор гидроочистки, который надлежащим образом обеспечивает гидродесульфуризацию и гидроденитрогенизацию первой сепараторной жидкости в соответствии с данным изобретением. Второй катализатор предварительной обработки может быть таким же, как первый катализатор предварительной обработки, описанный выше, или подобным ему, и может содержать неорганический оксидный вспомогательный материал, такой как глинозем, кремнезем и алюмосиликат, а также металлический компонент гидрогенизации. Металлический компонент гидрогенизации может представлять собой либо никель, либо кобальт, который может сочетаться или не сочетаться с молибденом или вольфрамом, либо с ними обоими. Никелевый или кобальтовый металлический компонент присутствует во втором катализаторе предварительной обработки в концентрации в диапазоне от 1 до 20 процентов по массе от оксида и общей массы катализатора, и молибденовый или вольфрамовый компонент, если он есть, присутствует в концентрации в диапазоне от 1 до 20 процентов по массе от оксида и общей массы катализатора.[0042] The second pre-treated catalyst is any known hydrotreating catalyst that suitably hydrodesulfurizes and hydrodenitrogenates the first separator fluid in accordance with the present invention. The second pretreatment catalyst may be the same as or similar to the first pretreatment catalyst described above, and may contain an inorganic oxide auxiliary material such as alumina, silica, and aluminosilicate, as well as a hydrogenation metal component. The hydrogenation metal component may be either nickel or cobalt, which may or may not be combined with molybdenum or tungsten, or both. The nickel or cobalt metal component is present in the second pretreatment catalyst at a concentration in the range of 1 to 20 weight percent of the oxide and the total weight of the catalyst, and the molybdenum or tungsten component, if present, is present in a concentration in the range of 1 to 20 percent by weight. weight from the oxide and the total weight of the catalyst.
[0043] Реакцией крекинга в пределах нижнего слоя дополнительно управляют путем введения газа для охлаждения катализатора пониженной температуры в третью зону реакции для управления температурой реакции крекинга в пределах нижнего слоя. Газ для охлаждения катализатора содержит газообразный водород и имеет температуру значительно ниже температуры в пределах третьей зоны реакции, и в частности, в пределах ее нижнего слоя. Управлению селективностью для дизельного топлива реакции крекинга способствует управление температурой крекинга в пределах нижнего слоя. [0043] The cracking reaction within the bottom layer is further controlled by introducing a reduced temperature catalyst cooling gas into the third reaction zone to control the temperature of the cracking reaction within the bottom layer. The catalyst cooling gas contains hydrogen gas and has a temperature well below the temperature within the third reaction zone, and in particular within its lower layer. Controlling the selectivity for the cracking reaction diesel fuel is facilitated by controlling the cracking temperature within the bottom layer.
[0044] Дополнительного управления температурой в пределах нижнего слоя третьей зоны реакции для управления селективностью для дизельного топлива реакции крекинга в нем достигают путем добавления в первую сепараторную жидкость азотосодержащего соединения, выбранного из группы, состоящей из аммиака и органических аминных соединений, способных превращаться в аммиак при условиях в пределах третьей зоны реакции. Органические аминные соединения предпочтительно выбирают из первичных, вторичных и третичных алкиламинов, содержащих от одного до 15 атомов углерода в молекуле. Один не имеющий ограничительного характера пример подходящего алкиламина представляет собой трибутиламин. В первую сепараторную жидкость добавляют такое количество азотсодержащего соединения, чтобы обеспечить концентрацию азота в углеводороде первой сепараторной жидкости в диапазоне от 1 до 1000 ppmw, предпочтительно от 5 до 500 ppmw, и наиболее предпочтительно от 10 до 200 ppmw.[0044] Additional temperature control within the bottom layer of the third reaction zone to control the selectivity for diesel cracking reaction therein is achieved by adding to the first separator liquid a nitrogen-containing compound selected from the group consisting of ammonia and organic amine compounds capable of converting to ammonia when conditions within the third reaction zone. Organic amine compounds are preferably selected from primary, secondary and tertiary alkylamines containing from one to 15 carbon atoms per molecule. One non-limiting example of a suitable alkylamine is tributylamine. An amount of a nitrogen-containing compound is added to the first separator fluid to provide a concentration of nitrogen in the hydrocarbon of the first separator fluid in the range of 1 to 1000 ppmw, preferably 5 to 500 ppmw, and most preferably 10 to 200 ppmw.
[0045] В варианте реализации способа крекинга в водородной среде по данному изобретению селективность для дизельного топлива и качество продукта можно улучшить путем использования катализатора специального состава в качестве второго катализатора крекинга в водородной среде нижнего слоя третьего реактора. В этом варианте реализации изобретения второй катализатор крекинга в водородной среде содержит менее 50% масс. аморфного глинозема, более 30% масс. кристаллического цеолита и каталитический металлический компонент. Цеолитовый и каталитический металлический компоненты второго катализатора крекинга в водородной среде могут быть такими же, как и упомянутые выше в отношении первого катализатора крекинга в водородной среде.[0045] In an embodiment of the hydrogen cracking process of the present invention, diesel fuel selectivity and product quality can be improved by using a specially formulated catalyst as the second bottom bed hydrogen cracking catalyst of the third reactor. In this embodiment, the second hydrogen cracking catalyst contains less than 50 wt. amorphous alumina, more than 30% of the mass. crystalline zeolite and a catalytic metal component. The zeolite and catalytic metal components of the second hydrogen cracking catalyst may be the same as those mentioned above with respect to the first hydrogen cracking catalyst.
[0046] Условия реакции в пределах третьей зоны реакции включают температуру третьего реактора в диапазоне от около 550 °F (288 °C) до около 850 °F (454 °C) и давление третьего реактора в диапазоне от около 1400 фунтов на квадратный дюйм (9652,66 кПа) до 2000 фунтов на квадратный дюйм (13789,51 кПа). Часовая объемная скорость жидкости (ЧОСЖ) на основании объема второго катализатора крекинга в водородной среде находится в диапазоне от около 0,1 час-1 до 10 час-1. Количество водорода, смешиваемого с первой сепараторной жидкостью, находится в диапазоне от около 500 до около 8000 стандартных кубических футов на баррель (0,09-1,43 м3 на литр) первой сепараторной жидкости, вводимой в третью зону реакции. Условия реакции в третьей зоне реакции контролируют для получения желаемого качества и выхода дизельного продукта.[0046] Reaction conditions within the third reaction zone include a third reactor temperature in the range of about 550°F (288°C) to about 850°F (454°C) and a third reactor pressure in the range of about 1400 psi ( 9652.66 kPa) to 2000 psi (13789.51 kPa). The liquid hourly space velocity (LIV) based on the volume of the second hydrogen cracking catalyst is in the range of about 0.1 h -1 to 10 h -1 . The amount of hydrogen miscible with the first separator fluid is in the range of about 500 to about 8000 standard cubic feet per barrel (0.09-1.43 m 3 per liter) of the first separator fluid introduced into the third reaction zone. The reaction conditions in the third reaction zone are controlled to obtain the desired quality and yield of the diesel product.
[0047] Третий выходящий поток реактора получают из третьей зоны реакции и вводят во вторую зону разделения, образованную второй сепараторной емкостью. Вторая сепараторная емкость обеспечивает средства разделения третьего выходящего потока реактора на второй сепараторный пар, который содержит газообразный водород в качестве основной части второго сепараторного пара, и вторую сепараторную жидкость. Вторая зона разделения работает в условиях высокого давления, которое предпочтительно приближается к рабочему давлению третьей зоны реакции. Как правило, разделение фаз во второй зоне разделения представляет собой одноступенчатое гравитационное разделение парообразной и жидкой фаз.[0047] The third reactor effluent is obtained from the third reaction zone and introduced into the second separation zone formed by the second separation vessel. The second separator vessel provides means for separating the third reactor effluent into a second separator vapor, which contains hydrogen gas as a major part of the second separator vapor, and a second separator liquid. The second separation zone operates under high pressure conditions, which preferably approaches the operating pressure of the third reaction zone. Typically, the phase separation in the second separation zone is a single-stage gravity separation of the vapor and liquid phases.
[0048] Вторую сепараторную жидкость вводят в главную ректификационную колонну, обеспечивающую средства дистилляционного разделения второй сепараторной жидкости с получением тяжелого кубового продукта и одного или большего количества продуктов, которые включают конечный дизельный продукт способа по данному изобретению. Другие возможные потоки продуктов из главной ректификационной колонны могут включать головной продукт, содержащий легкие парафины, бензиновый продукт и керосиновый продукт. Керосиновый продукт характеризуется как имеющий максимальную T(10) 205 °C (401 °F) и максимальную точку конца кипения 300 °C (572 °F). Бензиновый продукт может содержать углеводороды, имеющие температуру кипения в диапазоне от около 40 °C (104 °F) до 220 °C (428 °F). Главная ректификационная колонна может представлять собой любое оборудование или конструкцию, известную специалистам в области дистилляции или проектируемую ими.[0048] The second separation liquid is introduced into the main distillation column, providing a means of distillation separation of the second separation liquid to obtain a heavy bottom product and one or more products that include the final diesel product of the process of this invention. Other possible product streams from the main distillation column may include an overhead product containing light paraffins, a gasoline product, and a kerosene product. The kerosene product is characterized as having a maximum T(10) of 205 °C (401 °F) and a maximum end point of 300 °C (572 °F). The gasoline product may contain hydrocarbons having a boiling point in the range of about 40°C (104°F) to 220°C (428°F). The main distillation column may be any equipment or structure known to or designed by those skilled in the art of distillation.
[0049] В варианте реализации способа кубовой продукт главной ректификационной колонны содержит главным образом углеводороды, имеющие температуру кипения более 371 °C (700 °C), и его возвращают в качестве исходного материала который вводят в третью зону реакции. Хотя предпочтительно возвращать тяжелый кубовой продукт в третий реактор, в альтернативном варианте его можно возвращать и вводить в первую зону разделения или первую часть кубового продукта можно возвращать в качестве исходного материала в третий реактор, а вторую часть кубового продукта можно возвращать в качестве исходного материала в первый сепаратор. В другом варианте реализации способа тяжелый кубовой продукт можно возвращать в качестве исходного материала во второй реактор или часть тяжелого кубового продукта можно возвращать в качестве исходного материала во вторую зону реакции, а остальную часть тяжелого кубового продукта возвращать в третью зону реакции.[0049] In an embodiment of the process, the bottom product of the main distillation column contains mainly hydrocarbons having a boiling point greater than 371 °C (700 °C) and is returned as a starting material that is introduced into the third reaction zone. Although it is preferable to return the heavy bottoms product to the third reactor, alternatively it can be returned and introduced into the first separation zone or the first part of the bottoms product can be returned as feed to the third reactor and the second part of the bottoms product can be returned as feed to the first separator. In another process embodiment, the heavy bottoms product may be recycled as feed to the second reactor, or a portion of the heavy bottoms may be recycled as feed to the second reaction zone and the remainder of the heavy bottoms may be recycled to the third reaction zone.
[0050] Фигура представляет блок-схему способа по одному варианту реализации двухступенчатого способа 10 крекинга в водородной среде по данному изобретению, который представлен для иллюстрации. В двухступенчатом способе 10 крекинга в водородной среде легкий газойлевый исходный материал, проходящий через линию 12, смешивают с газообразным водородом, который вводят в легкий газойлевый исходный материал посредством линии 14. Смесь легкого газойлевого исходного материала и газообразного водорода пропускают по линии 22 и вводят в первую зону 16 реакции, которая образована первым реактором 18 и содержит первый катализатор 20 предварительной обработки. [0050] The figure is a process flow diagram of one embodiment of the two-stage
[0051] Первая зона 16 реакции работает при подходящих условиях реакции гидроочистки, предоставляя первый выходящий поток реактора, который проходит из первой зоны 16 реакции по линии 24 и поступает во вторую зону 26 реакции. Вторая зона 26 реакции образована вторым реактором 28, который содержит первый катализатор 30 крекинга в водородной среде. В варианте реализации двухступенчатого способа 10 крекинга в водородной среде азотосодержащее соединение пропускают по линии 29 и смешивают с первым выходящим потоком реактора, проходящим через линию 24, для введения во вторую зону 26 реакции, где оно выполняет функции модификатора активности крекинга первого катализатора 30 крекинга в водородной среде, способствуя селективности для дизельного топлива.[0051] The
[0052] Вторая зона 26 реакции работает при условиях крекинга в водородной среде, подходящих для обеспечения желаемого превращения первого выходящего потока реактора с получением второго выходящего потока реактора. Второй выходящий поток реактора проходит из второй зоны 26 реакции по линии 34 и смешивается с промывочной водой, которая проходит по линии 36 в систему 38 мокрой очистки. Система 38 мокрой очистки содержит сепараторную емкость 40, которая образует зону 42 разделения. Сепараторная емкость 40 обеспечивает средства разделения смеси промывочной воды и второго выходящего потока реактора для получения второго выходящего потока реактора, очищенного от аммиака и сульфида водорода, и водной фазы, содержащей отделенные аммиак и сульфид водорода. Водная фаза, содержащая аммиак и сульфид водорода, проходит из системы 38 мокрой очистки и зоны 42 разделения через линию 44.[0052] The
[0053] Очищенный второй выходящий поток реактора проходит из зоны 42 разделения через линию 48 и поступает в первую зону 50 разделения. Первый сепаратор 52 образует первую зону 50 разделения и обеспечивает средства для разделения очищенного второго выходящего потока реактора на первый сепараторный пар и первую сепараторную жидкость. [0053] The purified second reactor effluent passes from
[0054] Первый сепараторный пар проходит из первой зоны 50 разделения по линии 54, а первая сепараторная жидкость проходит из первой зоны 50 разделения через линию 56 и поступает в третью зону 58 реакции. Азотсодержащее соединение, проходящее через линию 59, смешивают с первой сепараторной жидкостью перед ее введением в третью зону 58 реакции. Третий реактор 60 образует третью зону 58 реакции, имеющую верхнюю часть 62 и нижнюю часть 64. Верхняя часть 62 содержит верхний слой 68, содержащий второй катализатор 70 предварительной обработки, и нижний слой 72, содержащий второй катализатор 74 крекинга в водородной среде. Третья зона 58 реакции работает при условиях реакции, подходящих для обеспечения желаемого выхода и качества конечного дизельного продукта двухступенчатого способа 10 крекинга в водородной среде.[0054] The first separation vapor passes from the
[0055] Температурными условиями реакции крекинга в водородной среде в пределах нижнего слоя 72 можно дополнительно управлять путем пропускания газа для охлаждения катализатора, содержащего водород, через линию 75 и его введения в третью зону 58 реакции. Управление температурой реакции нижнего слоя 72 обеспечивает дополнительное управление селективностью для дизельного топлива реакции крекинга.[0055] The temperature conditions of the hydrogen cracking reaction within the
[0056] Третий выходящий поток реактора проходит из третьей зоны 58 реакции через линию 76 и поступает во вторую зону 78 разделения, которая образована вторым сепаратором 80. Второй сепаратор 80 обеспечивает средства разделения третьего выходящего потока реактора на второй сепараторный пар и вторую сепараторную жидкость. Второй сепараторный пар проходит из второй зоны 78 разделения по линии 82, а вторая сепараторная жидкость проходит из второй зоны 78 разделения через линию 84 в главную ректификационную колонну 88.[0056] The third reactor effluent passes from the
[0057] Вторую сепараторную жидкость вводят в качестве исходного материала в главную ректификационную колонну 88. Главная ректификационная колонна 88 обеспечивает средства дистилляции второй сепараторной жидкости для получения тяжелого кубового продукта и одного или большего количества других продуктов, которые включают конечный дизельный продукт двухступенчатого способа 10 крекинга в водородной среде. Дизельный продукт извлекают и пропускают из зоны 90 дистилляции через линию 92. Другие продукты, такие как керосин, бензин и легкие углеводороды можно извлекать и пропускать из зоны 90 дистилляции, соответственно, через линии 94, 96 и 98.[0057] The second separation liquid is introduced as a feed into the
[0058] Тяжелый кубовой продукт проходит из зоны 90 дистилляции главной ректификационной колонны 88 через линию 100 и поступает в качестве исходного материала в третью зону 58 реакции третьего реактора 60. В другом варианте реализации изобретения тяжелый кубовой продукт можно вводить по линии 24 во вторую зону 26 реакции или первую часть тяжелого кубового продукта можно вводить по линии 24 во вторую зону 26 реакции, а вторую часть тяжелого кубового продукта вводить по линии 56 в третью зону 58 реакции.[0058] The heavy bottoms product passes from
Claims (23)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US62/676,406 | 2018-05-25 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2020138349A RU2020138349A (en) | 2022-06-27 |
| RU2796541C2 true RU2796541C2 (en) | 2023-05-25 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3726788A (en) * | 1970-10-15 | 1973-04-10 | Exxon Research Engineering Co | Two-stage hydrocracking with intermediate fractionation |
| US3816296A (en) * | 1972-11-13 | 1974-06-11 | Union Oil Co | Hydrocracking process |
| US20030085154A1 (en) * | 2001-10-15 | 2003-05-08 | Institut Francais Du Petrole | "Once through" process for hydrocracking hydrocarbon-containing feeds with high nitrogen contents |
| US20070084751A1 (en) * | 2003-12-31 | 2007-04-19 | Li Wang | Two Stage Hydrocracking Process Using Beta Zeolite for Production of LPG and Distillate Hydrocarbons |
| RU2304609C2 (en) * | 2003-05-30 | 2007-08-20 | Абб Ламмус Глобал Инк. | Hydrogenation of middle distillate in countercurrent reactor |
| US20090100746A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Method of making high energy distillate fuels |
| US20130264246A1 (en) * | 2010-06-29 | 2013-10-10 | Exxonmobil Research And Engineering Company | High viscosity high quality group ii lube base stocks |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3726788A (en) * | 1970-10-15 | 1973-04-10 | Exxon Research Engineering Co | Two-stage hydrocracking with intermediate fractionation |
| US3816296A (en) * | 1972-11-13 | 1974-06-11 | Union Oil Co | Hydrocracking process |
| US20030085154A1 (en) * | 2001-10-15 | 2003-05-08 | Institut Francais Du Petrole | "Once through" process for hydrocracking hydrocarbon-containing feeds with high nitrogen contents |
| RU2304609C2 (en) * | 2003-05-30 | 2007-08-20 | Абб Ламмус Глобал Инк. | Hydrogenation of middle distillate in countercurrent reactor |
| US20070084751A1 (en) * | 2003-12-31 | 2007-04-19 | Li Wang | Two Stage Hydrocracking Process Using Beta Zeolite for Production of LPG and Distillate Hydrocarbons |
| US20090100746A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Method of making high energy distillate fuels |
| US20130264246A1 (en) * | 2010-06-29 | 2013-10-10 | Exxonmobil Research And Engineering Company | High viscosity high quality group ii lube base stocks |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR102325584B1 (en) | Process for upgrading refinery heavy residues to petrochemicals | |
| CN105308156B (en) | Method and installation for converting crude oil into petrochemicals with improved BTX yield | |
| CN105473690B (en) | For by converting crude oil into the method and facility of the petrochemical industry product with improved carbon efficiencies | |
| CN108884397A (en) | What it is with improved product yield is the method and apparatus of petrochemical by converting crude oil | |
| EA034700B1 (en) | Process and installation for the conversion of crude oil to petrochemicals having an improved ethylene yield | |
| CN109593557A (en) | For the method and facility by converting crude oil at the petrochemical industry product with improved productivity of propylene | |
| KR101322011B1 (en) | Process for direct conversion of a feed comprising olefins containing four and/or five carbon atoms, for the production of propylene with co-production of desulphurized gasoline with a high octane number | |
| KR20160126023A (en) | Method for converting a high-boiling hydrocarbon feedstock into lighter boiling hydrocarbon products | |
| KR100980324B1 (en) | A process for reducing sulfur and olefin contents in gasoline | |
| US20070203386A1 (en) | Process for the preparation of and composition of a feedstock usable for the preparation of lower olefins | |
| KR20190008287A (en) | Transition of crude oil to petrochemical products | |
| US7884138B2 (en) | Process for making Fischer-Tropsch olefinic naphtha and hydrogenated distillates | |
| RU2796541C2 (en) | Method of cracking in hydrogen environment for producing middle distillate from light hydrocarbon feed materials | |
| US8828218B2 (en) | Pretreatment of FCC naphthas and selective hydrotreating | |
| RU2726633C2 (en) | Desulphurization method of cracked-naphtha | |
| RU2796569C2 (en) | Method of cracking in hydrogen environment for producing middle distillate from light hydrocarbon feed materials | |
| US11820949B2 (en) | Apparatus and process for the enhanced production of aromatic compounds | |
| CN112166172B (en) | Hydrocracking process for the production of middle distillates from light hydrocarbon feedstocks | |
| CN112166173B (en) | Hydrocracking process for the production of middle distillates from light hydrocarbon feedstocks | |
| RU2815696C2 (en) | Configuration for olefins production |