RU2804186C2 - Methods for extracting lpg from reforming zone product - Google Patents
Methods for extracting lpg from reforming zone product Download PDFInfo
- Publication number
- RU2804186C2 RU2804186C2 RU2021125292A RU2021125292A RU2804186C2 RU 2804186 C2 RU2804186 C2 RU 2804186C2 RU 2021125292 A RU2021125292 A RU 2021125292A RU 2021125292 A RU2021125292 A RU 2021125292A RU 2804186 C2 RU2804186 C2 RU 2804186C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- hydrocarbons
- zone
- gas
- gas stream
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Область применения изобретенияScope of the invention
Настоящее изобретение в целом относится к углеводородам риформинга, и в частности относится к устройствам и способам риформинга углеводородов с улучшенным извлечением продуктов из продукта зоны риформинга, а именно СНГ и водорода. The present invention relates generally to reformable hydrocarbons, and in particular relates to devices and methods for reforming hydrocarbons with improved recovery of products from the reforming zone product, namely LPG and hydrogen.
Предпосылки создания изобретенияPrerequisites for creating the invention
Для современных бензиновых двигателей необходим высокооктановый бензин. Ранее октановое число часто повышали путем введения в бензин различных свинецсодержащих добавок. Поскольку от свинецсодержащих добавок в бензине отказались по экологическим соображениям, стала в большей степени необходимой перестройка структуры углеводородов, используемых при смешивании бензина, для достижения более высокого октанового числа. Каталитический риформинг углеводородов представляет собой процесс, широко используемый в нефтеперерабатывающих установках для повышения октанового числа бензина, а также для других подходящих сфер применения, связанных с превращением углеводородов.Modern gasoline engines require high-octane gasoline. Previously, the octane number was often increased by introducing various lead-containing additives into gasoline. As lead additives in gasoline have been phased out for environmental reasons, it has become increasingly necessary to restructure the hydrocarbons used in gasoline blending to achieve a higher octane number. Catalytic hydrocarbon reforming is a process widely used in petroleum refineries to increase the octane number of gasoline, as well as for other suitable hydrocarbon conversion applications.
При каталитическом риформинге углеводородное сырье, например, углеводороды от C5 до углеводородов приблизительно C11, приводят в контакт с катализатором риформинга для превращения по меньшей мере части более тяжелых углеводородов в ароматические углеводороды, например, для увеличения содержания октана в бензине. Каталитический риформинг более тяжелых углеводородов с получением риформата, в состав которого входят ароматические углеводороды, также позволяет получать значительные количества ценного водорода и более легких углеводородов, таких как сжиженный нефтяной газ (СНГ), содержащий преимущественно углеводороды C3 и C4. Хотя изначально это требование не было обязательным, стало важным максимизировать извлечение небензиновых продуктов риформинга, таких как водород и СНГ, из продукта реактора риформинга, а также сделать это эффективно и производительно.In catalytic reforming, hydrocarbon feedstocks, eg C 5 to about C 11 hydrocarbons, are contacted with a reforming catalyst to convert at least a portion of the heavier hydrocarbons to aromatic hydrocarbons, eg to increase the octane content of gasoline. Catalytic reforming of heavier hydrocarbons to produce a reformate containing aromatic hydrocarbons also produces significant quantities of valuable hydrogen and lighter hydrocarbons such as liquefied petroleum gas (LPG), which contains predominantly C 3 and C 4 hydrocarbons. Although this requirement was not initially mandatory, it has become important to maximize the recovery of non-gasoline reformates such as hydrogen and LPG from the reformer product and to do so efficiently and effectively.
Соответственно, желательно обеспечить устройства и способы риформинга углеводородов с улучшенным извлечением продуктов из продукта реактора риформинга. Кроме того, другие желательные признаки и характеристики станут понятны из приведенного ниже подробного описания и прилагаемой формулы изобретения, рассматриваемых совместно с сопровождающими графическими материалами и настоящим описанием предпосылок создания изобретения.Accordingly, it is desirable to provide devices and methods for reforming hydrocarbons with improved recovery of products from the reformer reactor product. In addition, other desirable features and characteristics will become apparent from the following detailed description and appended claims when taken in conjunction with the accompanying drawings and the present description of the background to the invention.
Изложение сущности изобретенияSummary of the invention
Предложены устройства и способы риформинга углеводородов, включая извлечение продуктов. Как указано выше, хотя реакции риформинга обеспечивают желаемые химические продукты, побочный продукт реакций включает в себя углеводороды C3 и C4, а также водород. В последнее время извлечение этих побочных продуктов стало более желательным. Настоящий заявитель предлагал способы извлечения углеводородов С3 и С4, например, в патентах США № 9,327,973, 9,637,427, 9,663,423 и 9,399,607 (содержание которых полностью включено в настоящий документ путем ссылки). Несмотря на эффективность для намеченных целей, эти способы и устройства требуют эксплуатации при температурах, требующих дорогостоящей установки и использования оборудования. Соответственно, настоящие способы обеспечивают эффективные и производительные способы извлечения углеводородов С3 и С4 из продукта риформинга без необходимости применения дорогостоящего оборудования.Devices and methods for reforming hydrocarbons, including product extraction, have been proposed. As stated above, although reforming reactions provide the desired chemical products, byproducts of the reactions include C 3 and C 4 hydrocarbons as well as hydrogen. Recently, recovery of these by-products has become more desirable. The present applicant has proposed methods for recovering C 3 and C 4 hydrocarbons, for example, in US Patent Nos. 9,327,973, 9,637,427, 9,663,423 and 9,399,607 (the contents of which are incorporated herein by reference in their entirety). Although effective for their intended purposes, these methods and devices require operation at temperatures requiring expensive installation and equipment use. Accordingly, the present methods provide efficient and productive methods for recovering C 3 and C 4 hydrocarbons from the reformate without the need for expensive equipment.
Таким образом, в по меньшей мере одном аспекте настоящее изобретение можно охарактеризовать как предложение способа извлечения углеводородов С3/С4 из потока продукта риформинга путем: разделения в первой зоне разделения продукта зоны риформинга, содержащего H2, углеводороды C4 - и углеводороды C5 +, включая ароматические соединения, с образованием сухого газофазного потока, содержащего углеводороды C6 - и H2, и жидкофазного углеводородного потока, содержащего углеводороды C5 +, включая ароматические соединения; разделения во второй зоне разделения сухого газофазного потока с образованием первого богатого H2 потока и потока газа, который содержит H2 и углеводороды C4 -; охлаждения потока газа до температуры от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F) с образованием охлажденного потока газа; охлаждения жидкофазного углеводородного потока до температуры от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F) с образованием охлажденного жидкофазного углеводородного потока; и абсорбции углеводородов C3/C4 из охлажденного потока газа охлажденным жидкофазным углеводородным потоком в зоне абсорбции с образованием потока топливного газа и обогащенного C3/C4 жидкофазного углеводородного потока.Thus, in at least one aspect, the present invention can be characterized as providing a method for recovering C 3 /C 4 hydrocarbons from a reformate stream by: separating in a first separation zone a reformate product containing H 2 , C 4 hydrocarbons and C 5 hydrocarbons + , including aromatic compounds, to form a dry gas-phase stream containing C 6 - and H 2 hydrocarbons, and a liquid-phase hydrocarbon stream containing C 5 + hydrocarbons, including aromatic compounds; separating in a second zone the dry gas-phase stream to form a first H 2 -rich stream and a gas stream that contains H 2 and C 4 - hydrocarbons; cooling the gas stream to a temperature of 15.6 to 71.1°C (60 to 160°F) to form a cooled gas stream; cooling the liquid phase hydrocarbon stream to a temperature of 15.6 to 71.1°C (60 to 160°F) to form a cooled liquid phase hydrocarbon stream; and absorption of C 3 /C 4 hydrocarbons from the cooled gas stream by a cooled liquid-phase hydrocarbon stream in the absorption zone to form a fuel gas stream and a C 3 /C 4 -enriched liquid-phase hydrocarbon stream.
Способ может включать сжатие потока газа перед охлаждением потока газа в зоне сжатия до давления от 34,5 до 3447 кПа (от 5 до 500 фунтов/кв. дюйм изб.).The method may include compressing the gas stream before cooling the gas stream in the compression zone to a pressure of from 34.5 to 3447 kPa (5 to 500 psig).
Способ может включать разделение обогащенного C3/C4 жидкофазного углеводородного потока в третьей зоне разделения на жидкий поток продукта СНГ и поток пара ресивера верхней секции и объединение потока пара ресивера верхней секции с потоком газа. Способ также может включать разделение потока пара ресивера верхней секции на первую часть и вторую часть. Только первую часть потока пара ресивера верхней секции можно объединять с потоком газа. Способ может включать корректировку соотношения первой части и второй части. Способ может дополнительно включать охлаждение второй части потока пара ресивера верхней секции до температуры от -28,9 до 26,7°C (от -20 до 80°F) с получением охлажденной второй части и разделение охлажденной второй части на второй поток топливного газа и второй поток СНГ.The method may include separating a C 3 /C 4 -rich liquid-phase hydrocarbon stream in a third separation zone into a liquid LPG product stream and an overhead receiver vapor stream and combining the overhead receiver vapor stream with a gas stream. The method may also include dividing the steam flow of the upper section receiver into a first portion and a second portion. Only the first part of the upper section receiver steam flow can be combined with the gas flow. The method may include adjusting the ratio of the first part and the second part. The method may further include cooling a second portion of the overhead receiver vapor stream to a temperature of -28.9 to 26.7°C (−20 to 80°F) to produce a cooled second portion, and dividing the cooled second portion into a second fuel gas stream and second stream of CIS.
Весь жидкофазный углеводородный поток может охлаждаться и абсорбировать углеводороды C3/C4 из охлажденного потока остаточного газа.The entire liquid phase hydrocarbon stream can be cooled and absorb C 3 /C 4 hydrocarbons from the cooled tail gas stream.
Вторая зона разделения может представлять собой зону адсорбции при переменном давлении (PSA), а поток газа может представлять собой поток остаточного газа PSA. Температура сырья в зоне PSA может составлять от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F), а давление сырья в зоне PSA может составлять от 1724 до 7826 кПа (от 250 до 700 фунтов/кв. дюйм изб.).The second separation zone may be a pressure swing adsorption (PSA) zone, and the gas stream may be a residual gas stream PSA. PSA feed temperatures can range from 15.6 to 71.1°C (60 to 160°F), and PSA feed pressures can range from 1724 to 7826 kPa (250 to 700 psig) .).
Способ также может включать отделение водорода в зоне мембранного разделения от потока газа перед охлаждением потока газа.The method may also include separating hydrogen in the membrane separation zone from the gas stream before cooling the gas stream.
В по меньшей мере одном аспекте настоящее изобретение также можно охарактеризовать как предложение способа извлечения углеводородов С3/С4 из потока продукта риформинга путем: разделения в первой зоне разделения продукта зоны риформинга, содержащего H2, углеводороды C4 - и углеводороды C5 +, включая ароматические соединения, с образованием сухого газофазного потока, содержащего углеводороды C6 - и H2, и жидкофазного углеводородного потока, содержащего углеводороды C5 +, включая ароматические соединения; разделения во второй зоне разделения сухого газофазного потока с образованием первого богатого H2 потока и потока газа, который содержит H2 и углеводороды C4 -; охлаждение потока газа с образованием охлажденного потока газа; охлаждение всего жидкофазного углеводородного потока с образованием охлажденного жидкофазного углеводородного потока; и абсорбции углеводородов C3/C4 из охлажденного потока газа охлажденным жидкофазным углеводородным потоком в зоне абсорбции с образованием потока топливного газа и обогащенного C3/C4 жидкофазного углеводородного потока.In at least one aspect, the present invention can also be characterized as providing a method for recovering C 3 /C 4 hydrocarbons from a reformate stream by: separating in a first separation zone a reformate product containing H 2 , C 4 - hydrocarbons and C 5 + hydrocarbons, including aromatic compounds, to form a dry gas-phase stream containing C 6 - and H 2 hydrocarbons, and a liquid-phase hydrocarbon stream containing C 5 + hydrocarbons, including aromatic compounds; separating in a second zone the dry gas-phase stream to form a first H 2 -rich stream and a gas stream that contains H 2 and C 4 - hydrocarbons; cooling the gas stream to form a cooled gas stream; cooling the entire liquid phase hydrocarbon stream to form a cooled liquid phase hydrocarbon stream; and absorption of C 3 /C 4 hydrocarbons from the cooled gas stream by a cooled liquid-phase hydrocarbon stream in the absorption zone to form a fuel gas stream and a C 3 /C 4 -enriched liquid-phase hydrocarbon stream.
Способ может включать разделение обогащенного C3/C4 жидкофазного углеводородного потока в третьей зоне разделения на жидкий поток продукта СНГ и поток пара ресивера верхней секции и объединение потока пара ресивера верхней секции с потоком газа. Способ может дополнительно включать разделение потока пара ресивера верхней секции на первую часть и вторую часть. Только первую часть потока пара ресивера верхней секции можно объединять с потоком газа. Способ также может включать корректировку соотношения первой части и второй части. Способ может включать охлаждение второй части принятого потока пара верхнего продукта до температуры от -28,9 до 26,7°C (от -20 до 80°F) с получением охлажденной второй части и разделение охлажденной второй части на второй поток топливного газа и второй поток продукта СНГ.The method may include separating a C 3 /C 4 -rich liquid-phase hydrocarbon stream in a third separation zone into a liquid LPG product stream and an overhead receiver vapor stream and combining the overhead receiver vapor stream with a gas stream. The method may further include dividing the vapor flow of the upper section receiver into a first portion and a second portion. Only the first part of the upper section receiver steam flow can be combined with the gas flow. The method may also include adjusting the ratio of the first part to the second part. The method may include cooling a second portion of the received overhead vapor stream to a temperature of -20 to 80°F (-28.9 to 26.7°C) to produce a cooled second portion, and separating the cooled second portion into a second fuel gas stream and a second LPG product flow.
Вторая зона разделения может представлять собой зону PSA, а поток остаточного газа может представлять собой поток остаточного газа PSA. Температура сырья в зоне PSA может составлять от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F), а давление сырья в зоне PSA может составлять от 1724 до 7826 кПа (от 250 до 700 фунтов/кв. дюйм изб.).The second separation zone may be a PSA zone, and the residual gas stream may be a residual gas stream PSA. PSA feed temperatures can range from 15.6 to 71.1°C (60 to 160°F), and PSA feed pressures can range from 1724 to 7826 kPa (250 to 700 psig) .).
Способ может включать отделение водорода в зоне мембранного разделения от потока газа перед охлаждением потока газа.The method may include separating hydrogen in a membrane separation zone from the gas stream before cooling the gas stream.
В по меньшей мере одном аспекте настоящее изобретение можно дополнительно охарактеризовать как предложение способа извлечения углеводородов C3/C4 из потока продукта риформинга путем: разделения в первой зоне разделения продукта зоны риформинга, содержащего H2, углеводороды C4 - и углеводороды C5 +, включая ароматические соединения, с образованием сухого газофазного потока, содержащего углеводороды C6 - и H2, и жидкофазного углеводородного потока, содержащего углеводороды C5 +, включая ароматические соединения; разделения во второй зоне разделения сухого газофазного потока с образованием первого богатого H2 потока и потока газа, который содержит H2 и углеводороды C4 -; отделения водорода в зоне мембранного разделения от потока газа с образованием второго богатого H2 потока и обедненного H2 потока газа; абсорбции углеводородов C3/C4 из обедненного H2 потока газа жидкофазным углеводородным потоком в зоне абсорбции с образованием потока топливного газа и обогащенного C3/C4 жидкофазного углеводородного потока; разделение обогащенного C3/C4 жидкофазного углеводородного потока в третьей зоне разделения на жидкий поток продукта СНГ и поток пара ресивера верхней секции; и объединение потока пара ресивера верхней секции с обедненным H2 потоком газа.In at least one aspect, the present invention can be further characterized as providing a method for recovering C 3 /C 4 hydrocarbons from a reformate stream by: separating in a first separation zone a reformate product containing H 2 , C 4 - hydrocarbons and C 5 + hydrocarbons, including aromatic compounds, to form a dry gas-phase stream containing C 6 - and H 2 hydrocarbons, and a liquid-phase hydrocarbon stream containing C 5 + hydrocarbons, including aromatic compounds; separating in a second zone the dry gas-phase stream to form a first H 2 -rich stream and a gas stream that contains H 2 and C 4 - hydrocarbons; separating hydrogen in the membrane separation zone from the gas stream to form a second H 2 -rich stream and a H 2 -depleted gas stream; absorption of C 3 /C 4 hydrocarbons from the H 2 -depleted gas stream with a liquid-phase hydrocarbon stream in the absorption zone to form a fuel gas stream and a C 3 /C 4 -rich liquid-phase hydrocarbon stream; separation of the C 3 /C 4 enriched liquid-phase hydrocarbon stream in the third separation zone into a liquid stream of the LPG product and a steam stream of the upper section receiver; and combining the steam stream of the upper section receiver with the H 2 depleted gas stream.
Молярное соотношение жидкости и газа в зоне абсорбции может составлять более 1.The molar ratio of liquid and gas in the absorption zone can be more than 1.
Весь жидкофазный углеводородный поток можно использовать для абсорбции углеводородов C3/C4 из обедненного H2 потока газа.The entire liquid phase hydrocarbon stream can be used to absorb C 3 /C 4 hydrocarbons from the H 2 -depleted gas stream.
Зона абсорбции может иметь рабочую температуру от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F).The absorption zone can have an operating temperature of 15.6 to 71.1°C (60 to 160°F).
Дополнительные аспекты, варианты осуществления и подробные сведения об изобретении, которые можно комбинировать любым образом, представлены в приведенном ниже подробном описании изобретения.Additional aspects, embodiments and details of the invention, which can be combined in any manner, are presented in the following detailed description of the invention.
Подробное описание графических материаловDetailed description of graphic materials
Один или более примеров осуществления настоящего изобретения будут описаны ниже вместе с приведенными ниже графическими материалами, в которых:One or more embodiments of the present invention will be described below in conjunction with the following graphics, in which:
на фиг. 1 схематично представлены устройство и способ риформинга углеводородов, включая извлечение продуктов, в соответствии с примером осуществления; иin fig. 1 is a schematic representation of an apparatus and method for reforming hydrocarbons, including product recovery, in accordance with an exemplary embodiment; And
на фиг. 2 схематично представлены устройство и способ риформинга углеводородов, включая извлечение продуктов, в соответствии с другим примером осуществления.in fig. 2 is a schematic representation of an apparatus and method for reforming hydrocarbons, including product recovery, in accordance with another exemplary embodiment.
Подробное описание изобретенияDetailed Description of the Invention
Как упоминалось выше, различные варианты осуществления, рассматриваемые в настоящем документе, относятся к устройствам и способам извлечения углеводородных продуктов из продукта риформинга. В примерах осуществления, описанных в настоящем документе, предложена зона разделения, сообщающаяся по текучей среде с зоной риформинга для приема продукта зоны риформинга. При использовании в настоящем документе термин «зона» может относиться к области, включающей 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, скрубберов, отпарных колонн, колонн фракционирования или ректификационных колонн, абсорберов или абсорбционных аппаратов, адсорберов или адсорбционных аппаратов, регенераторов, нагревателей, теплообменников, охладителей / холодильных установок, труб, насосов, компрессоров, контроллеров, мембран и т.п. Кроме того, единица оборудования может дополнительно включать в себя одну или более зон или подзон. Продукт зоны риформинга содержит водород (H2), углеводороды C4 - и углеводороды C5 +, включая ароматические соединения. При использовании в настоящем документе обозначение Cx означает углеводородные молекулы, имеющие X атомов углерода, Cx + означает углеводородные молекулы, имеющие X и/или более X атомов углерода, а Cx - означает углеводородные молекулы, имеющие X и/или менее X атомов углерода.As mentioned above, various embodiments discussed herein relate to devices and methods for recovering hydrocarbon products from a reformate. The embodiments described herein provide a separation zone in fluid communication with the reforming zone to receive product from the reforming zone. As used herein, the term "zone" may refer to an area including one or more pieces of equipment and/or one or more sub-zones. Units of equipment may include one or more reactors or reactor apparatuses, scrubbers, strippers, fractionation columns or distillation columns, absorbers or absorption apparatuses, adsorbers or adsorption apparatuses, regenerators, heaters, heat exchangers, coolers/refrigeration units, pipes, pumps, compressors, controllers, membranes, etc. In addition, a piece of equipment may further include one or more zones or subzones. The reforming zone product contains hydrogen (H 2 ), C 4 - hydrocarbons and C 5 + hydrocarbons, including aromatic compounds. As used herein, C x means hydrocarbon molecules having X carbon atoms, C x + means hydrocarbon molecules having X and/or more than X carbon atoms, and C x - means hydrocarbon molecules having X and/or less than X atoms carbon.
Зона разделения разделяет продукт зоны риформинга с образованием сухого газофазного потока и жидкофазного углеводородного потока. Сухой газофазный поток содержит H2 и углеводороды C6 -, а жидкофазный углеводородный поток содержит углеводороды C5 +. В зоне разделения сухой газофазный поток сжимают с получением потоков жидкости и потока газа, который включает в себя водород. После отделения водорода от потока газа поток жидкости из первой зоны разделения используют для абсорбции любых углеводородов С3/С4, остающихся в потоке газа. Однако в отличие от предшествующих способов температура в абсорбере выше, что требует меньше оборудования.The separation zone separates the product of the reforming zone to form a dry gas-phase stream and a liquid-phase hydrocarbon stream. The dry gas phase stream contains H 2 and C 6 - hydrocarbons, and the liquid phase hydrocarbon stream contains C 5 + hydrocarbons. In the separation zone, the dry gas phase stream is compressed to produce liquid streams and a gas stream that includes hydrogen. After hydrogen is separated from the gas stream, the liquid stream from the first separation zone is used to absorb any C 3 /C 4 hydrocarbons remaining in the gas stream. However, unlike previous methods, the temperature in the absorber is higher, which requires less equipment.
С учетом перечисленных общих принципов один или более вариантов осуществления настоящего изобретения будут описаны с учетом того, что приведенное ниже описание не носит ограничительного характера.With the foregoing general principles in mind, one or more embodiments of the present invention will be described without limiting the description below.
Как показано на фиг. 1, предложено устройство 10 в соответствии с различными аспектами для риформинга углеводородов в соответствии с примером осуществления. Устройство 10 включает в себя по существу зону 12 риформинга, первую зону 14 разделения, вторую зону 16 разделения, зону 18 абсорбции и третью зону 20 разделения.As shown in FIG. 1, an apparatus 10 is provided in accordance with various aspects for reforming hydrocarbons in accordance with an exemplary embodiment. The apparatus 10 includes substantially a reforming zone 12, a first separation zone 14, a second separation zone 16, an absorption zone 18, and a third separation zone 20.
В примере осуществления сырье 22 риформинга, содержащее углеводороды лигроиновой фракции, например, углеводороды от С5 до приблизительно С11 с температурой кипения в диапазоне, например, от 70 до 205°C (от 158 до 401°F), пропускают в зону 12 риформинга. В зоне 12 риформинга сырье 22 риформинга и рециркуляционный сухой газофазный поток 24 (более подробно описан ниже) поступают в реактор 26, который содержит катализатор риформинга, как хорошо известно в данной области. Зона 12 риформинга может включать в себя множество расположенных друг над другом или расположенных рядом реакторов 26 с обеспечением промежуточного нагрева промежуточного потока реагентов (например, сырья 22 риформинга и рециркуляционного сухого газофазного потока 24, включая любые образованные в нем продукты превращения) и один или более теплообменников. В одном примере осуществления рециркуляционный сухой газофазный поток 24 объединяют с сырьем 22 риформинга для контакта с катализатором риформинга.In an exemplary embodiment, reforming feedstock 22 containing naphtha hydrocarbons, such as C5 to about C11 hydrocarbons with a boiling point ranging from, for example, 70 to 205°C (158 to 401°F), is passed to reforming zone 12 . In reforming zone 12, reforming feed 22 and recycle dry gas phase stream 24 (described in more detail below) enter reactor 26, which contains a reforming catalyst, as is well known in the art. Reforming zone 12 may include a plurality of stacked or adjacent reactors 26 to provide intermediate heating of the intermediate reactant stream (e.g., reformate feed 22 and recycle dry gas phase stream 24, including any conversion products formed therein) and one or more heat exchangers . In one embodiment, recycle dry gas phase stream 24 is combined with reforming feed 22 to contact a reforming catalyst.
Продукт 28 зоны риформинга из зоны 12 риформинга и содержит H2, углеводороды C5 +, включая ароматические соединения, и более легкие углеводороды, такие как углеводороды C4 -, включая углеводороды C3 и C4. В одном примере осуществления продукт 28 зоны риформинга представляет собой двухфазный поток жидкость-газ, в котором Н2 и более легкие углеводороды (например, углеводороды C4 -) преимущественно находятся в газовой фазе, а более тяжелые углеводороды (например, углеводороды C5 +, включая ароматические соединения) преимущественно находятся в жидкой фазе. В одном варианте осуществления продукт 28 зоны риформинга имеет температуру от 35 до 50°C и давление от 240 до 830 кПа изб. (от 34,8 до 120 фунтов/кв. дюйм изб.) независимо от температуры.Reformer zone product 28 is from reformer zone 12 and contains H 2 , C 5 + hydrocarbons, including aromatics, and lighter hydrocarbons such as C 4 - hydrocarbons, including C 3 and C 4 hydrocarbons. In one embodiment, reformer zone product 28 is a two-phase liquid-gas stream in which H 2 and lighter hydrocarbons (e.g., C 4 - hydrocarbons) are predominantly in the gas phase, and heavier hydrocarbons (e.g., C 5 + hydrocarbons, including aromatic compounds) are predominantly in the liquid phase. In one embodiment, reformer zone product 28 has a temperature of 35 to 50° C. and a pressure of 240 to 830 kPa g. (34.8 to 120 psig) regardless of temperature.
Продукт 28 зоны риформинга вместе с рециркуляционным потоком 30 подают в разделительный аппарат 32 в первой зоне 14 разделения. В аппарате 32 первой зоны 14 разделения продукт 28 зоны риформинга разделяют на сухой газофазный поток 34 и жидкофазный углеводородный поток 36. В одном примере осуществления сухой газофазный поток 34 содержит H2, углеводороды C6 - и примеси, такие как монооксид углерода и/или азот, а жидкофазный углеводородный поток 36 содержит углеводороды C5 +, включая ароматические соединения. В одном примере сухой газофазный поток 34 содержит H2, присутствующий в количестве от 80 до 90 мол.%, углеводороды C1, присутствующие в количестве от 2 до 5 мол.%, углеводороды C2, присутствующие в количестве от 2 до 5 мол.%, углеводороды C3, присутствующие в количестве от 2 до 4 мол.%, углеводороды C4, присутствующие в количестве от 1,5 до 2,5 мол.%, и, возможно, некоторые углеводороды C5 +. В другом примере жидкофазный углеводородный поток 36 содержит углеводороды C5 +, присутствующие в количестве от 90 до 99,9 мол.% и, возможно, некоторые углеводороды C4 - и H2. В одном примере осуществления зона 14 разделения работает при температуре от 35 до 50°C (от 95 до 122°F) и давлении от 240 до 830 кПа изб. (от 34,8 до 120 фунтов/кв. дюйм изб.) независимо от температуры.The product 28 of the reforming zone, together with the recycle stream 30, is supplied to the separation apparatus 32 in the first separation zone 14. In the apparatus 32 of the first separation zone 14, the product 28 of the reforming zone is separated into a dry gas-phase stream 34 and a liquid-phase hydrocarbon stream 36. In one embodiment, the dry gas-phase stream 34 contains H 2 , C 6 hydrocarbons and impurities such as carbon monoxide and/or nitrogen , and liquid phase hydrocarbon stream 36 contains C 5 + hydrocarbons, including aromatic compounds. In one example, dry gas phase stream 34 contains H 2 present in an amount from 80 to 90 mol.%, C 1 hydrocarbons present in an amount from 2 to 5 mol.%, C 2 hydrocarbons present in an amount from 2 to 5 mol. %, C 3 hydrocarbons present in an amount from 2 to 4 mol.%, C 4 hydrocarbons present in an amount from 1.5 to 2.5 mol.%, and possibly some C 5 + hydrocarbons. In another example, liquid phase hydrocarbon stream 36 contains C 5 + hydrocarbons present in an amount from 90 to 99.9 mol.% and possibly some C 4 - and H 2 hydrocarbons. In one embodiment, separation zone 14 operates at a temperature of 35 to 50°C (95 to 122°F) and a pressure of 240 to 830 kPag. (34.8 to 120 psig) regardless of temperature.
Сухой газофазный поток 34 пропускают в компрессор 38 с образованием сжатого сухого газофазного потока 40. Часть сжатого сухого газофазного потока 40 можно использовать в качестве рециркуляционного сухого газофазного потока 24. Оставшуюся часть сжатого сухого газофазного потока 40 пропускают в охладитель 42. В охладителе 42 сжатый сухой газофазный поток 40 частично охлаждают с образованием частично охлажденного сжатого сухого газофазного потока 44. В одном примере осуществления частично охлажденный сжатый сухой газофазный поток 44 имеет температуру от 30 до 65°C (от 86 до 149°F) и давление от 690 до 2460 кПа изб. (от 100 до 356,8 фунтов/кв. дюйм изб.) независимо от температуры. Частично охлажденный сжатый сухой газофазный поток 44 подают во вторую зону 16 разделения.The dry gas phase stream 34 is passed to a compressor 38 to form a compressed dry gas phase stream 40. A portion of the compressed dry gas phase stream 40 can be used as a recycle dry gas phase stream 24. The remainder of the compressed dry gas phase stream 40 is passed to a cooler 42. In the cooler 42, the compressed dry gas phase stream 40 is partially cooled to form a partially cooled compressed dry gas phase stream 44. In one embodiment, the partially cooled compressed dry gas phase stream 44 has a temperature of 30 to 65° C. (86 to 149° F.) and a pressure of 690 to 2460 kPa g. (100 to 356.8 psig) regardless of temperature. The partially cooled compressed dry gas phase stream 44 is supplied to the second separation zone 16.
Вторая зона 16 разделения может включать в себя множество аппаратов 46, 48, 50, которые могут представлять собой емкость 46 на все и барабаны 48, 50 повторного контакта. В первом аппарате 46 частично охлажденный сжатый сухой газофазный поток 44 разделяют на поток 52 пара первой ступени и поток 54 жидкости первой ступени. Поток 54 жидкости первой ступени можно использовать в качестве рециркуляционного потока 30, подаваемого в первую зону 14 разделения. Поток 52 пара первой ступени сжимают в компрессоре 56, охлаждают в охладителе 58 и подают во второй аппарат 48. Во втором аппарате 48 поток 52 пара первой ступени разделяют на поток 60 пара второй ступени и поток 62 жидкости второй ступени. Поток 60 пара второй ступени сжимают в другом компрессоре 64, охлаждают в другом охладителе 66 и подают в третий аппарат 50. В третьем аппарате 50 поток 60 пара второй ступени разделяют на поток 68 пара третьей ступени и поток 70 жидкости третьей ступени. Поток 70 жидкости третьей ступени можно объединять с потоком 62 жидкости второй ступени, часть которого можно возвращать во второй аппарат 48. Остальные части потока 70 жидкости третьей ступени и потока 62 жидкости второй ступени можно подавать в зону 20 разделения (более подробно описана ниже). Можно применять любое количество разделительных аппаратов и ступеней сжатия, а указанное количество приведено только в качестве примера.The second separation zone 16 may include a plurality of apparatuses 46, 48, 50, which may be a total container 46 and recontact drums 48, 50. In the first apparatus 46, the partially cooled compressed dry gas phase stream 44 is separated into a first stage vapor stream 52 and a first stage liquid stream 54. The first stage liquid stream 54 may be used as recycle stream 30 supplied to the first separation zone 14 . The first stage steam stream 52 is compressed in the compressor 56, cooled in the cooler 58 and supplied to the second apparatus 48. In the second apparatus 48, the first stage steam stream 52 is divided into a second stage steam stream 60 and a second stage liquid stream 62. The second stage steam stream 60 is compressed in another compressor 64, cooled in another cooler 66, and supplied to a third apparatus 50. In the third apparatus 50, the second stage steam stream 60 is divided into a third stage steam stream 68 and a third stage liquid stream 70. The third stage liquid stream 70 may be combined with the second stage liquid stream 62, a portion of which may be returned to the second apparatus 48. The remaining portions of the third stage liquid stream 70 and the second stage liquid stream 62 may be supplied to a separation zone 20 (described in more detail below). Any number of separation devices and compression stages can be used, and the number indicated is given as an example only.
Температура потока 68 пара третьей ступени составляет от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F), а давление потока 68 пара третьей ступени составляет от 1724 до 4826 кПа изб. (от 250 до 700 фунтов/кв. дюйм изб.). Поток 68 пара третьей ступени можно подавать в зону 72 PSA во второй зоне 16 разделения для разделения потока 68 пара третьей ступени на первый богатый H2 поток 74 и поток 76 остаточного газа. В одном примере осуществления зона 72 PSA содержит адсорбент (например, адсорбирующий (-ие) материал (-ы)) и выполнена с возможностью приведения в контакт потока 68 пара третьей ступени с адсорбентом для избирательного отделения H2 от углеводородов (например, углеводородов C4 -) и примесей, таких как монооксид углерода и/или азот, с образованием первого богатого H2 потока 74. Пример зоны 72 PSA работает по принципу избирательной адсорбции углеводородов и/или других примесей (например, монооксида углерода и/или азота) на адсорбенте при относительно высоком давлении (например, от 1920 до 5520 кПа изб. (от 280 до 800 фунтов/кв. дюйм изб.) с образованием первого богатого H2 потока 74 и десорбции углеводородов из адсорбента при относительно низком давлении (например, от 10 до 500 кПа изб. (от 1,45 до 72,5 фунтов/кв. дюйм изб.)) для регенерации адсорбента и образования потока 76 остаточного газа, который содержит углеводороды и/или другие примеси (например, монооксид углерода и/или азот).The temperature of the third stage steam stream 68 is from 15.6 to 71.1°C (60 to 160°F), and the pressure of the third stage steam stream 68 is from 1724 to 4826 kPag. (250 to 700 psig). The third stage steam stream 68 may be supplied to the PSA zone 72 in the second separation zone 16 to separate the third stage steam stream 68 into a first H 2 -rich stream 74 and a tail gas stream 76 . In one embodiment, PSA zone 72 contains an adsorbent (e.g., adsorbent material(s)) and is configured to contact third stage steam stream 68 with an adsorbent to selectively separate H 2 from hydrocarbons (e.g., C 4 hydrocarbons). - ) and impurities such as carbon monoxide and/or nitrogen to form a first H 2 -rich stream 74. Example Zone 72 PSA operates on the principle of selective adsorption of hydrocarbons and/or other impurities (eg carbon monoxide and/or nitrogen) onto an adsorbent at relatively high pressure (e.g., 1920 to 5520 kPa g (280 to 800 psig) to form the first H 2 -rich stream 74 and desorb hydrocarbons from the adsorbent at relatively low pressure (e.g., 10 to 500 kPa (1.45 to 72.5 psig)) to regenerate the adsorbent and produce a tail gas stream 76 that contains hydrocarbons and/or other impurities (e.g., carbon monoxide and/or nitrogen) .
В одном примере осуществления зона 72 PSA включает в себя множество адсорбционных модулей с неподвижным слоем, каждый из которых содержит слои различных адсорбирующих материалов, причем нижний слой или слои заполнены более слабыми адсорбирующими материалами, например с относительно низкой аффинностью к адсорбции газообразных углеводородов, а верхний слой или слои заполнены более сильными адсорбирующими материалами, например с относительно высокой аффинностью к адсорбции газообразных углеводородов (например, газообразных углеводородов C3 -) и примесей (например, монооксида углерода и/или азота). Например, нижний (-ие) слой (-и) может (могут) содержать слабо адсорбирующие материалы, такие как активированный оксид алюминия и/или силикагель, тогда как промежуточный (-ые) слой (-и) может (могут) содержать средне адсорбирующие материалы, такие как активированный уголь, а верхний (-ие) слой (-и) может (могут) содержать сильно адсорбирующие материалы, такие как материалы цеолита и/или молекулярного сита. В одном примере осуществления множество адсорбционных модулей с неподвижным слоем совместно работают в шахматном порядке для обеспечения постоянной подачи потоков сырья (например, потока 68), продукта (например, потока 74) и остаточного газа (например, потока 76). В одном примере осуществления зона 72 PSA работает после цикла из пяти стадий, осуществляемого при переменном давлении, включая стадию адсорбции, стадию сброса давления в прямотоке, стадию сброса давления в противотоке, стадию продувки и стадию повторного повышения давления. На стадии адсорбции поток 68 пара третьей ступени поступает в нижнюю часть адсорбционного модуля с неподвижным слоем при относительно высоком давлении, и по мере поднятия подаваемого газа в модуле углеводороды и примеси (например, монооксид углерода и/или азот) адсорбируются в различных слоях адсорбирующих материалов в зависимости от их соответствующей избирательности адсорбции с образованием первого богатого H2 потока 74. На стадиях сброса давления в прямотоке, сброса давления в противотоке и продувки снижают давление в адсорбционном модуле с неподвижным слоем и продувают модуль газом с высокой степенью чистоты из продукта (например, первого богатого H2 потока 74), или стадии сброса давления в прямотоке, соответственно, приводят к удалению углеводородов и примесей (например, монооксида углерода и/или азота) и регенерации адсорбирующих материалов. Стадия повторного повышения давления повышает давление в адсорбционном модуле с неподвижным слоем при подготовке к следующей ступени адсорбции либо подаваемого газа (например, потока 76 остаточного газа), либо газ-продукта (например, первого богатого H2 потока 74). Также можно применять другие конфигурации адсорбции при переменном давлении для извлечения водорода в зоне 72 PSA, известные специалистам в данной области.In one embodiment, PSA zone 72 includes a plurality of fixed bed adsorption modules, each containing layers of different adsorbent materials, the bottom layer or layers being filled with weaker adsorbent materials, such as those with a relatively low affinity for adsorption of gaseous hydrocarbons, and the top layer or the layers are filled with stronger adsorbent materials, for example with a relatively high affinity for the adsorption of gaseous hydrocarbons (eg, gaseous C 3 - hydrocarbons) and impurities (eg, carbon monoxide and/or nitrogen). For example, the bottom layer(s) may contain weakly absorbent materials such as activated alumina and/or silica gel, while the intermediate layer(s) may contain moderately absorbent materials. materials such as activated carbon, and the top layer(s) may contain highly adsorbent materials such as zeolite and/or molecular sieve materials. In one embodiment, multiple fixed bed adsorption modules operate together in a staggered pattern to provide a constant supply of feed (eg, stream 68), product (eg, stream 74), and tail gas (eg, stream 76) streams. In one embodiment, PSA zone 72 operates after a five-stage pressure swing cycle, including an adsorption stage, a co-current depressurization stage, a counter-current depressurization stage, a purge stage, and a repressurization stage. In the adsorption stage, third stage steam stream 68 enters the bottom of a fixed bed adsorption module at a relatively high pressure, and as the feed gas rises in the module, hydrocarbons and impurities (e.g., carbon monoxide and/or nitrogen) are adsorbed into the various layers of adsorbent materials in depending on their respective adsorption selectivity to form the first H 2 -rich stream 74. In the co-current depressurization, counter-current depressurization and purge steps, reduce the pressure in the fixed bed adsorption module and purge the module with high purity gas from the product (e.g. the first H 2 -rich stream 74) or co-current depressurization steps, respectively, result in the removal of hydrocarbons and impurities (eg, carbon monoxide and/or nitrogen) and regeneration of the adsorbent materials. The repressurization step increases the pressure in the fixed bed adsorption module in preparation for the next adsorption step of either feed gas (eg, tail gas stream 76) or product gas (eg, first H2- rich stream 74). Other pressure swing adsorption configurations for hydrogen recovery in the 72 PSA zone known to those skilled in the art may also be used.
В одном примере осуществления первый богатый H2 поток 74 содержит H2, присутствующий в количестве от 90 до менее 100 мол.%, например, от 90 до 99,999 мол.%, например, от 95 до 99,999 мол.%, например, от 98 до 99,999 мол.%, например, от 99 до 99,999 мол.%, например, 99,99 мол.%, и, возможно, некоторые углеводороды C2 и примеси (например, монооксид углерода и/или азот). В одном примере осуществления поток 76 остаточного газа содержит углеводороды C2, присутствующие в количестве от 25 до 80 мол.%, H2, присутствующий в количестве от 25 до 75 мол.%, и некоторые углеводороды C3 + и примеси (например, монооксид углерода и/или азот).In one embodiment, the first rich H2 stream 74 contains H2, present in an amount of from 90 to less than 100 mol.%, for example from 90 to 99.999 mol.%, for example from 95 to 99.999 mol.%, for example from 98 to 99.999 mol.%, for example from 99 to 99.999 mol. .%, e.g. 99.99 mol.%, and possibly some C hydrocarbons2 and impurities (eg, carbon monoxide and/or nitrogen). In one embodiment, tail gas stream 76 contains C hydrocarbons2, present in amounts from 25 to 80 mol.%, H2, present in amounts from 25 to 75 mol.%, and some hydrocarbons C3 + and impurities (eg, carbon monoxide and/or nitrogen).
Первый богатый H2 поток 74 удаляют из устройства 10, например, для использования в качестве потока водородного продукта. Поток 76 остаточного газа пропускают через компрессор 78 с образованием потока 80 сжатого остаточного газа, который дополнительно пропускают через охладитель 82 для частичного охлаждения потока 80 сжатого остаточного газа и образования частично охлажденного потока 84 сжатого остаточного газа PSA. Поток 80 сжатого остаточного газа можно охлаждать до температуры от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F). Частично охлажденный поток 84 сжатого остаточного газа PSA подают в зону 18 абсорбции.The first H 2 -rich stream 74 is removed from the device 10, for example, for use as a hydrogen product stream. The residual gas stream 76 is passed through a compressor 78 to form a compressed residual gas stream 80, which is further passed through a cooler 82 to partially cool the compressed residual gas stream 80 and form a partially cooled compressed residual gas stream 84 PSA. The compressed residual gas stream 80 may be cooled to a temperature of 15.6 to 71.1°C (60 to 160°F). The partially cooled compressed residual gas stream 84 PSA is supplied to the absorption zone 18.
Как показано на фиг. 1, в зону 18 абсорбции также поступает жидкофазный углеводородный поток 36 из первой зоны 14 разделения. В частности, этот жидкофазный углеводородный поток 36 охлаждают в охладителе 86 с образованием охлажденного жидкофазного углеводородного потока 88. Охлажденный жидкофазный углеводородный поток 88 подают в зону 18 абсорбции.As shown in FIG. 1, absorption zone 18 also receives liquid-phase hydrocarbon stream 36 from first separation zone 14. Specifically, this liquid phase hydrocarbon stream 36 is cooled in a cooler 86 to form a cooled liquid phase hydrocarbon stream 88. The cooled liquid phase hydrocarbon stream 88 is supplied to an absorption zone 18.
В одном примере осуществления частично охлажденный поток 84 сжатого остаточного газа PSA поступает в нижнюю часть абсорбционного аппарата 90 в зоне 18 абсорбции и поднимается вверх, в то время как охлажденный жидкофазный углеводородный поток 88 поступает в верхнюю часть абсорбционного аппарата 90 и опускается вниз для противоточного контакта с частично охлажденным потоком 84 сжатого остаточного газа PSA. При контакте в абсорбционном аппарате 90 углеводороды C3/C4 из частично охлажденного потока 84 сжатого остаточного газа PSA извлекаются и/или абсорбируются охлажденным жидкофазным углеводородным потоком 88 с образованием обогащенного C3/C4 жидкофазного углеводородного потока 92. Помимо углеводородов C3/C4 обогащенный C3/C4 жидкофазный углеводородный поток 92 может содержать углеводороды C5 +. Из абсорбционного аппарата 90 также извлекают поток 94 топливного газа, включая некоторое количество H2, углеводородов C2 -, часть которого можно объединять со сжатым сухим газофазным потоком 40.In one embodiment, the partially cooled compressed residual gas PSA stream 84 enters the bottom of the absorption apparatus 90 in the absorption zone 18 and rises upward, while the cooled liquid phase hydrocarbon stream 88 enters the upper portion of the absorption apparatus 90 and descends downward for countercurrent contact with partially cooled by a compressed residual gas stream 84 PSA. Upon contact in the absorption apparatus 90, the C 3 /C 4 hydrocarbons from the partially cooled compressed residual PSA gas stream 84 are recovered and/or absorbed into the cooled liquid phase hydrocarbon stream 88 to form a C 3 /C 4 rich liquid phase hydrocarbon stream 92. In addition to the C 3 /C hydrocarbons 4, the C 3 /C 4 rich liquid phase hydrocarbon stream 92 may contain C 5 + hydrocarbons. Also recovered from the absorption apparatus 90 is a fuel gas stream 94, including some H 2 , C 2 - hydrocarbons, a portion of which may be combined with the compressed dry gas phase stream 40.
Как указано выше, в отличие от способов предшествующего уровня техники рабочая температура абсорбционного аппарата 90 выше, чем в способах предшествующего уровня техники. Пример диапазона температур для абсорбционного аппарата 90 составляет от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F). Это означает, что настоящие способы и устройства не требуют такого оборудования, как холодильные установки и паровые сушилки, обязательные в способах предшествующего уровня техники. Однако простое изменение температуры не гарантирует извлечение углеводородов C3/C4 из частично охлажденного потока 84 сжатого остаточного газа PSA. Соответственно, в настоящих способах давление потока 80 сжатого остаточного газа PSA составляет от 34,5 до 3447 кПа изб. (от 5 до 500 фунтов/кв. дюйм изб.) или предпочтительно от 689 до 2068 кПа (от 100 до 300 фунтов/кв. дюйм изб.). Кроме того, в настоящих способах весь жидкофазный углеводородный поток 36 обеспечивает извлечение углеводородов C3/C4. В настоящих способах предпочтительно, чтобы молярное соотношение жидкости и пара в абсорбционном аппарате 90 составляло по меньшей мере 1 и могло быть больше 1, например, 1,33, 1,41 или даже больше.As stated above, unlike prior art methods, the operating temperature of the absorption apparatus 90 is higher than in prior art methods. An example temperature range for absorption apparatus 90 is 15.6 to 71.1°C (60 to 160°F). This means that the present methods and apparatus do not require equipment such as refrigeration units and steam dryers, which are required in prior art methods. However, simply changing the temperature does not guarantee recovery of C 3 /C 4 hydrocarbons from the partially cooled PSA compressed residual gas stream 84. Accordingly, in the present methods, the pressure of the compressed residual gas PSA stream 80 ranges from 34.5 to 3447 kPa g. (5 to 500 psig) or preferably 689 to 2068 kPa (100 to 300 psig). In addition, in the present methods, the entire liquid phase hydrocarbon stream 36 provides recovery of C 3 /C 4 hydrocarbons. In the present methods, it is preferable that the molar ratio of liquid to vapor in the absorption apparatus 90 is at least 1 and may be greater than 1, such as 1.33, 1.41, or even greater.
Для извлечения продуктов риформата и СНГ в обогащенном C3/C4 жидкофазном углеводородном потоке 92 обогащенный C3/C4 жидкофазный углеводородный поток 92 вместе с частями потока 70 жидкости третьей ступени и потока 62 жидкости второй ступени из второй зоны 16 разделения (в дальнейшем просто обогащенный C3/C4 жидкофазный углеводородный поток 92) подают в третью зону 20 разделения. Для удаления любой воды (описано ниже) можно необязательно использовать осушитель 95.To recover the reformate and LPG products in the C 3 /C 4 rich liquid phase hydrocarbon stream 92, the C 3 /C 4 rich liquid phase hydrocarbon stream 92 along with portions of the third stage liquid stream 70 and the second stage liquid stream 62 from the second separation zone 16 (hereinafter simply the C 3 /C 4 -rich liquid-phase hydrocarbon stream 92) is supplied to the third separation zone 20. Optionally, desiccant 95 may be used to remove any water (described below).
После нагревания в теплообменнике 96 обогащенный C3/C4 жидкофазный углеводородный поток 92 подают в разделительную колонну 98, например, в колонну дебутанизации. Поток 100 нижнего продукта из разделительной колонны 98 можно направлять в теплообменник 96, охлаждать и заменять на другие потоки для получения тепла и обеспечения потока 102 продукта риформата. Повторно кипящую часть 104 можно нагревать паром или горячим маслом в теплообменнике 106 для обеспечения повторно кипяченой части 108, которая может подавать тепло в разделительную колонну 98 для разделения в ней компонентов. Поток 110 верхнего продукта можно охлаждать в теплообменнике 112 и подавать в ресивер 114. Нижний продукт 116 ресивера можно извлекать из ресивера 114 с обратным орошением части в разделительную колонну 98 и образованием второй частью потока 118 продукта СНГ.After heating in heat exchanger 96, the C 3 /C 4 rich liquid phase hydrocarbon stream 92 is supplied to a separation column 98, such as a debutanizer column. The underflow stream 100 from the separation column 98 may be sent to a heat exchanger 96, cooled, and replaced with other streams to generate heat and provide a reformate product stream 102. The reboil portion 104 may be heated with steam or hot oil in the heat exchanger 106 to provide a reboil portion 108 that can supply heat to the separation column 98 to separate components therein. Overhead product stream 110 may be cooled in heat exchanger 112 and fed to receiver 114. Receiver underflow 116 may be removed from receiver 114 with a portion refluxing into separation column 98 and forming a second portion of LPG product stream 118.
Весь поток, его часть 120a или ни один из потоков 120 верхнего продукта ресивера можно подавать в зону 18 абсорбции, например, путем объединения с потоком 80 сжатого остаточного газа. Также предполагается, что весь поток, его часть 120b или ни один из потоков 120 верхнего продукта ресивера подают в разделительную колонну 122, например, испарительный барабан (или другой разделительный аппарат), для разделения на поток 124 пара, включая любые остатки H2 и углеводородов C2 -, и поток 126 жидкости, содержащий углеводороды C3/C4, которые можно извлечь из потока 118 продукта СНГ. Рабочая температура теплообменника 121, которая может находиться в диапазоне от -28,9 до 26,7°C (от -20 до 80°F), будет определять включение в состав оборудования упомянутого выше осушителя 95. В частности, если температура ниже 15,5°C (60°F), осушитель 95 может не потребоваться, поскольку при этой температуре вероятность образования гидратов низкая.All, a portion thereof 120a, or none of the receiver overhead streams 120 may be supplied to the absorption zone 18, for example by combining with the compressed residue gas stream 80. It is also contemplated that all, a portion thereof 120b, or none of the receiver overhead streams 120 are fed to a separation column 122, such as a flash drum (or other separation apparatus), for separation into a vapor stream 124, including any residual H 2 and hydrocarbons. C 2 - , and a liquid stream 126 containing C 3 /C 4 hydrocarbons that can be recovered from the LPG product stream 118 . The operating temperature of the heat exchanger 121, which may be in the range of -28.9 to 26.7°C (-20 to 80°F), will determine the inclusion of the above-mentioned desiccant 95. In particular, if the temperature is below 15, 5°C (60°F), desiccant 95 may not be needed because hydrate formation is low at this temperature.
Соответственно, предположительно, но не обязательно по меньшей мере часть потока 120 верхнего продукта ресивера рециркулируют в зону 18 абсорбции. Кроме того, предполагается, что весь поток 120 верхнего продукта ресивера рециркулируют в зону 18 абсорбции, а разделительную колонну 122 можно исключить. В альтернативном варианте осуществления, как указано выше, ни один из потоков 120 верхнего продукта ресивера не может быть рециркулирован в зону 18 абсорбции. Предполагается, что соотношение части 120a потока 120 верхнего продукта ресивера, прошедшей в зону 18 абсорбции, и части 120b потока 120 верхнего продукта ресивера, прошедшей в разделительную колонну 122, регулируют на основе одного или более рабочих параметров или условий.Accordingly, presumably, but not necessarily, at least a portion of the receiver overhead stream 120 is recycled to the absorption zone 18. In addition, it is assumed that all of the receiver overhead stream 120 is recycled to the absorption zone 18, and the separation column 122 can be eliminated. In an alternative embodiment, as stated above, none of the receiver overhead streams 120 can be recycled to the absorption zone 18. It is assumed that the ratio of the portion 120a of the overhead receiver stream 120 passed to the absorption zone 18 and the portion 120b of the overhead receiver stream 120 passed to the separation column 122 is adjusted based on one or more operating parameters or conditions.
Как упомянуто выше, настоящие способы обеспечивают первый богатый H2 поток 74, который можно извлекать как поток водородного продукта для использования в различных способах, которые основаны на водороде. Однако в варианте осуществления, показанном на фиг. 2, обеспечено дополнительное или повышенное извлечение водорода и потенциально дополнительное или повышенное извлечение СНГ. В этом показанном варианте осуществления устройство 10 дополнительно содержит зону 150 мембранного разделения. На фиг. 2 одинаковые номера позиций применены к идентичным элементам и вышеприведенное описание включено в настоящий документ путем ссылки.As mentioned above, the present methods provide a first H 2 -rich stream 74 that can be recovered as a hydrogen product stream for use in various processes that are hydrogen based. However, in the embodiment shown in FIG. 2, additional or increased hydrogen recovery and potentially additional or increased LPG recovery is provided. In this illustrated embodiment, device 10 further includes a membrane separation zone 150. In fig. 2, like reference numerals apply to like elements, and the foregoing description is incorporated herein by reference.
Как упомянуто выше, поток 76 остаточного газа по-прежнему включает в себя некоторый уровень водорода. Соответственно, после сжатия в компрессоре 78, но перед охлаждением в охладителе 82 поток остаточного газа можно подавать в зону 150 мембранного разделения. Зона 150 мембранного разделения включает в себя мембрану 152 разделения H2/углеводородов, избирательно проницаемую для H2, но при этом эффективно непроницаемую для углеводородов, например, углеводородов C4 - и примесей (например, монооксида углерода и/или азота). В доступных в продаже вариантах осуществления мембрана 152 для разделения H2/углеводородов может иметь форму спирально скрученных или полых волокон, изготовленных из ацетата целлюлозы, триацетата целлюлозы, полиимида, полисульфона или любого другого подходящего материала. Такие волокна можно собирать в компактные пучки, чтобы обеспечивать большую площадь мембраны, доступную для прохождения через них желаемого газообразного продукта (H2). В альтернативном варианте осуществления мембрана 152 для разделения H2/углеводородов может представлять собой любую другую разделительную мембрану, известную специалистам в данной области, для разделения H2, углеводородов и примесей (например, монооксида углерода и/или азота). В одном примере осуществления мембрана 152 для разделения H2/углеводородов имеет селективность по H2 по меньшей мере 60, предпочтительно по меньшей мере 75, например от 75 до 370 или более в сравнении с углеводородами C4 - и другими примесями, такими как CO, N2 и т.п. Соответственно, второй богатый H2 поток 154 в виде пермеата обеспечивает зона 150 мембранного разделения, тогда как ретентат из зоны 150 мембранного разделения подают в охладитель 82 для частичного охлаждения потока 80 сжатого остаточного газа и образования потока 84 сжатого остаточного газа PSA. Как показано на фиг. 2, второй богатый H2 поток 154 можно объединять со сжатым сухим газофазным потоком 40 из первой зоны 14 разделения. Как упоминалось выше, применение зоны 150 мембранного разделения обеспечивает повышенное извлечение водорода вместо его потери в потоке топливного газа.As mentioned above, tail gas stream 76 still includes some level of hydrogen. Accordingly, after compression in compressor 78 but before cooling in cooler 82, the residual gas stream may be supplied to membrane separation zone 150. Membrane separation zone 150 includes an H 2 / hydrocarbon separation membrane 152 that is selectively permeable to H 2 but effectively impermeable to hydrocarbons, such as C 4 hydrocarbons, and impurities (eg, carbon monoxide and/or nitrogen). In commercially available embodiments, the H 2 /hydrocarbon separation membrane 152 may be in the form of coiled or hollow fibers made from cellulose acetate, cellulose triacetate, polyimide, polysulfone, or any other suitable material. Such fibers can be assembled into compact bundles to provide a large membrane area available for the passage of the desired product gas (H 2 ) through them. In an alternative embodiment, the H 2 /hydrocarbon separation membrane 152 may be any other separation membrane known to those skilled in the art for separating H 2 , hydrocarbons, and impurities (eg, carbon monoxide and/or nitrogen). In one embodiment, the H2 /hydrocarbon separation membrane 152 has a selectivity for H2 of at least 60, preferably at least 75, such as 75 to 370 or more, over C4 hydrocarbons and other impurities such as CO, N 2 , etc. Accordingly, the second H 2 -rich permeate stream 154 is provided by the membrane separation zone 150, while the retentate from the membrane separation zone 150 is supplied to the cooler 82 to partially cool the compressed residual gas stream 80 and form the compressed residual gas stream 84 PSA. As shown in FIG. 2, the second H 2 -rich stream 154 may be combined with the compressed dry gas phase stream 40 from the first separation zone 14 . As mentioned above, the use of membrane separation zone 150 provides increased hydrogen recovery rather than loss in the fuel gas stream.
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 контроля условий внутри технологического оборудования, а также вокруг него и на его поверхности. Сигналы, результаты измерений и/или данные, сгенерированные 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); описание не устанавливает никаких ограничений в этом отношении.Any of the above-mentioned pipelines, channels, blocks, individual devices, vessels, surroundings, zones, etc. may be equipped with one or more monitoring components, including sensors, measuring devices, data reading devices, or data communication devices. Signal, process or condition measurements, as well as data from monitoring components, can be used to monitor conditions in, around and on process equipment. Signals, measurements and/or data generated or recorded by monitoring components may be collected, processed and/or transmitted through one or more networks or connections, which may be secure or public, shared or dedicated, direct or indirect, wired or wireless , encrypted or unencrypted and/or may be a combination(s) thereof; the description does not establish any restrictions in this regard.
Сигналы, измерения и/или данные, сгенерированные 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 способа, 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 рекомендованных 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.Signals, measurements and/or data generated or recorded by the monitoring components may be transmitted to one or more computing devices or systems. The computing devices or systems may include at least one processor and a memory storing computer-readable instructions that, when executed by the at least one processor, cause the one or more computing devices to execute a method that may include one or more steps. For example, one or more computing devices may be configured to receive from one or more monitoring components data related to at least one hardware component associated with the method. One or more computing devices or systems may be configured to analyze the data. Based on the analysis of the data, one or more computing devices or systems may be configured to determine one or more recommended adjustments for one or more parameters of one or more methods described herein. One or more computing devices or systems may be configured to transmit encrypted or unencrypted data that includes one or more recommended adjustments for one or more parameters of one or more methods described herein.
Специалистам в данной области следует понимать, что на графических материалах не показаны различные другие компоненты, такие как клапаны, насосы, фильтры, охладители и т.д., поскольку считается, что данные устройства хорошо известны специалистам в данной области и их описание не является необходимым для практической реализации или понимания вариантов осуществления настоящего изобретения.It should be understood by those skilled in the art that the drawings do not show various other components such as valves, pumps, filters, coolers, etc., as these devices are believed to be well known to those skilled in the art and description thereof is not necessary. to practice or understand embodiments of the present invention.
Конкретные варианты осуществленияSpecific Embodiments
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.Although the following description relates to specific embodiments, it should be understood that the present description is intended to illustrate and not to limit the scope of the foregoing description and appended claims.
Первый вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ извлечения углеводородов С3/С4 из потока продукта риформинга, включающий разделение в первой зоне разделения продукта зоны риформинга, содержащего H2, углеводороды C4 - и углеводороды C5 +, включая ароматические соединения, с образованием сухого газофазного потока, содержащего углеводороды C6 - и H2, и жидкофазного углеводородного потока, содержащего углеводороды C5 +, включая ароматические соединения; разделения во второй зоне разделения сухого газофазного потока с образованием первого богатого H2 потока и потока газа, который содержит H2 и углеводороды C4 -; охлаждения потока газа до температуры от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F) с образованием охлажденного потока газа; охлаждения жидкофазного углеводородного потока до температуры от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F) с образованием охлажденного жидкофазного углеводородного потока; и абсорбции углеводородов C3/C4 из охлажденного потока газа охлажденным жидкофазным углеводородным потоком в зоне абсорбции с образованием потока топливного газа и обогащенного C3/C4 жидкофазного углеводородного потока. 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 сжатие потока газа перед охлаждением потока газа в зоне сжатия до давления от 34,5 до 3447 кПа (от 5 до 500 фунтов/кв. дюйм изб.). 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 разделение обогащенного С3/C4 жидкофазного углеводородного потока в третьей зоне разделения на жидкий поток продукта СНГ и поток пара ресивера верхней секции; и объединение потока пара ресивера верхней секции с потоком газа. 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 разделение потока пара ресивера верхней секции на первую часть и вторую часть, причем только первую часть потока пара ресивера верхней секции объединяют с потоком газа. 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 корректировку соотношения первой части и второй части. 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 второй части потока пара ресивера верхней секции до температуры от -28,9 до 26,7°C (от -20 до 80°F) с получением охлажденной второй части; и разделение охлажденной второй части на второй поток топливного газа и второй поток СНГ. 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, в которых жидкофазный углеводородный поток охлаждается и абсорбирует углеводороды C3/C4 из охлажденного потока остаточного газа. 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, в которых вторая зона разделения представляет собой зону PSA, а поток газа представляет собой поток остаточного газа PSA, и при этом температура сырья в зоне PSA составляет от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F), а давление сырья в зоне PSA составляет от 1724 до 7826 кПа (от 250 до 700 фунтов/кв. дюйм изб.). 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 отделение водорода в зоне мембранного разделения от потока газа перед охлаждением потока газа.A first embodiment of the present invention is a method for recovering C 3 /C 4 hydrocarbons from a reformate stream, comprising separating, in a first separation zone, a reformate product containing H 2 , C 4 - hydrocarbons and C 5 + hydrocarbons, including aromatic compounds, to form a dry gas-phase stream containing C 6 - and H 2 hydrocarbons, and a liquid-phase hydrocarbon stream containing C 5 + hydrocarbons, including aromatic compounds; separating in a second zone the dry gas-phase stream to form a first H 2 -rich stream and a gas stream that contains H 2 and C 4 - hydrocarbons; cooling the gas stream to a temperature of 15.6 to 71.1°C (60 to 160°F) to form a cooled gas stream; cooling the liquid phase hydrocarbon stream to a temperature of 15.6 to 71.1°C (60 to 160°F) to form a cooled liquid phase hydrocarbon stream; and absorption of C 3 /C 4 hydrocarbons from the cooled gas stream by a cooled liquid-phase hydrocarbon stream in the absorption zone to form a fuel gas stream and a C 3 /C 4 -enriched liquid-phase hydrocarbon stream. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising compressing the gas stream before cooling the gas stream in the compression zone to a pressure of 34.5 to 3447 kPa (5 to 500 psig). An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising separating the C 3 /C 4 rich liquid phase hydrocarbon stream in a third separation zone into a liquid stream LPG product and steam flow of the upper section receiver; and combining the steam flow of the upper section receiver with the gas flow. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising dividing the steam flow of the upper section receiver into a first part and a second part, with only the first part The steam flow of the upper section receiver is combined with the gas flow. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further including adjusting the ratio of the first part and the second part. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising cooling a second portion of the overhead receiver steam stream to a temperature of -28.9 to 26 .7°C (-20 to 80°F) to produce a cooled second portion; and dividing the cooled second portion into a second fuel gas stream and a second LPG stream. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which a liquid phase hydrocarbon stream is cooled and absorbs C 3 /C 4 hydrocarbons from the cooled tail gas stream . An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, wherein the second separation zone is a PSA zone and the gas stream is a PSA tail gas stream , and wherein the feed temperature in the PSA zone is from 15.6 to 71.1°C (60 to 160°F), and the feed pressure in the PSA zone is from 1724 to 7826 kPa (250 to 700 psi). inch g). An embodiment of the present invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising separating hydrogen in a membrane separation zone from the gas stream before cooling the gas stream.
Второй вариант осуществления изобретения представляет собой способ извлечения углеводородов С3/С4 из потока продукта риформинга, включающий разделение в первой зоне разделения продукта зоны риформинга, содержащего H2, углеводороды C4 - и углеводороды C5 +, включая ароматические соединения, с образованием сухого газофазного потока, содержащего углеводороды C6 - и H2, и жидкофазного углеводородного потока, содержащего углеводороды C5 +, включая ароматические соединения; разделения во второй зоне разделения сухого газофазного потока с образованием первого богатого H2 потока и потока газа, который содержит H2 и углеводороды C4 -; охлаждение потока газа с образованием охлажденного потока газа; охлаждение всего жидкофазного углеводородного потока с образованием охлажденного жидкофазного углеводородного потока; и абсорбции углеводородов C3/C4 из охлажденного потока газа охлажденным жидкофазным углеводородным потоком в зоне абсорбции с образованием потока топливного газа и обогащенного C3/C4 жидкофазного углеводородного потока. 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 разделение обогащенного С3/C4 жидкофазного углеводородного потока в третьей зоне разделения на жидкий поток продукта СНГ и поток пара ресивера верхней секции; и объединение потока пара ресивера верхней секции с потоком газа. 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 разделение потока пара ресивера верхней секции на первую часть и вторую часть, причем только первую часть потока пара ресивера верхней секции объединяют с потоком газа. 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 корректировку соотношения первой части и второй части. 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 охлаждение второй части потока пара принятого верхнего продукта до температуры от -28,9 до 26,7°C (от -20 до 80°F) с получением охлажденной второй части; и разделение охлажденной второй части на второй поток топливного газа и второй поток продукта СНГ. 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, в которых вторая зона разделения представляет собой зону PSA, а поток остаточного газа представляет собой поток остаточного газа PSA, и при этом температура сырья в зоне PSA составляет от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F), а давление сырья в зоне PSA составляет от 1724 до 7826 кПа (от 250 до 700 фунтов/кв. дюйм изб.). 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 отделение водорода в зоне мембранного разделения от потока газа перед охлаждением потока газа.A second embodiment of the invention is a method for recovering C 3 /C 4 hydrocarbons from a reformate stream, comprising separating, in a first separation zone, a reformate product containing H 2 , C 4 - hydrocarbons and C 5 + hydrocarbons, including aromatics, to form a dry a gas-phase stream containing C 6 - and H 2 hydrocarbons, and a liquid-phase hydrocarbon stream containing C 5 + hydrocarbons, including aromatic compounds; separating in a second zone the dry gas-phase stream to form a first H 2 -rich stream and a gas stream that contains H 2 and C 4 - hydrocarbons; cooling the gas stream to form a cooled gas stream; cooling the entire liquid phase hydrocarbon stream to form a cooled liquid phase hydrocarbon stream; and absorption of C 3 /C 4 hydrocarbons from the cooled gas stream by a cooled liquid-phase hydrocarbon stream in the absorption zone to form a fuel gas stream and a C 3 /C 4 -enriched liquid-phase hydrocarbon stream. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the second embodiment presented in this section, further comprising separating the C 3 /C 4 rich liquid phase hydrocarbon stream in a third separation zone into a liquid stream LPG product and steam flow of the upper section receiver; and combining the steam flow of the upper section receiver with the gas flow. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the second embodiment presented in this section, further comprising dividing the steam flow of the upper section receiver into a first part and a second part, with only the first part The steam flow of the upper section receiver is combined with the gas flow. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the second embodiment presented in this section, further including adjusting the ratio of the first part and the second part. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the second embodiment presented in this section, further comprising cooling a second portion of the received overhead vapor stream to a temperature of -28.9 to 26 .7°C (-20 to 80°F) to produce a cooled second portion; and separating the cooled second portion into a second fuel gas stream and a second LPG product stream. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the second embodiment presented in this section, wherein the second separation zone is a PSA zone and the residual gas stream is a residual gas stream PSA, wherein the feed temperature in the PSA zone is from 15.6 to 71.1°C (60 to 160°F), and the feed pressure in the PSA zone is from 1724 to 7826 kPa (250 to 700 psi). .in.g.). An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the second embodiment presented in this section, further comprising separating hydrogen in a membrane separation zone from the gas stream before cooling the gas stream.
Третий вариант осуществления изобретения представляет собой способ извлечения углеводородов С3/С4 из потока продукта риформинга, включающий разделение в первой зоне разделения продукта зоны риформинга, содержащего H2, углеводороды C4 - и углеводороды C5 +, включая ароматические соединения, с образованием сухого газофазного потока, содержащего углеводороды C6 - и H2, и жидкофазного углеводородного потока, содержащего углеводороды C5 +, включая ароматические соединения; разделения во второй зоне разделения сухого газофазного потока с образованием первого богатого H2 потока и потока газа, который содержит H2 и углеводороды C4 -; отделения водорода в зоне мембранного разделения от потока газа с образованием второго богатого H2 потока и обедненного H2 потока газа; абсорбции углеводородов C3/C4 из обедненного H2 потока газа жидкофазным углеводородным потоком в зоне абсорбции с образованием потока топливного газа и обогащенного C3/C4 жидкофазного углеводородного потока; разделение обогащенного C3/C4 жидкофазного углеводородного потока в третьей зоне разделения на жидкий поток продукта СНГ и поток пара ресивера верхней секции; и объединение потока пара ресивера верхней секции с обедненным H2 потоком газа. 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, в которых молярное соотношение жидкости и газа в зоне абсорбции составляет более 1. 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, в которых весь жидкофазный углеводородный поток абсорбирует углеводороды C3/C4 из обедненного H2 потока газа. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предыдущих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до третьего варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых зона абсорбции имеет рабочую температуру от 15,6 до 71,1°C (от 60 до 160°F).A third embodiment of the invention is a method for recovering C 3 /C 4 hydrocarbons from a reformate stream, comprising separating, in a first separation zone, a reformate product containing H 2 , C 4 - hydrocarbons and C 5 + hydrocarbons, including aromatics, to form a dry a gas-phase stream containing C 6 - and H 2 hydrocarbons, and a liquid-phase hydrocarbon stream containing C 5 + hydrocarbons, including aromatic compounds; separating in a second zone the dry gas-phase stream to form a first H 2 -rich stream and a gas stream that contains H 2 and C 4 - hydrocarbons; separating hydrogen in the membrane separation zone from the gas stream to form a second H 2 -rich stream and a H 2 -depleted gas stream; absorption of C 3 /C 4 hydrocarbons from the H 2 -depleted gas stream with a liquid-phase hydrocarbon stream in the absorption zone to form a fuel gas stream and a C 3 /C 4 -rich liquid-phase hydrocarbon stream; separation of the C 3 /C 4 enriched liquid-phase hydrocarbon stream in the third separation zone into a liquid stream of the LPG product and a steam stream of the upper section receiver; and combining the steam stream of the upper section receiver with the H 2 depleted gas stream. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section up to the third embodiment presented in this section, wherein the liquid to gas molar ratio in the absorption zone is greater than 1. The embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the third embodiment presented in this section, in which the entire liquid phase hydrocarbon stream absorbs C 3 /C 4 hydrocarbons from the H 2 depleted gas stream. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the third embodiment presented in this section, in which the absorption zone has an operating temperature of 15.6 to 71.1°C (from 60 to 160°F).
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 настоящего изобретения 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.Without further elaboration, it is believed that, with the use of the foregoing description, one skilled in the art can fully utilize the present invention and can easily ascertain the essential characteristics of the present invention to make various changes and modifications to the present invention and adapt it to, without departing from the spirit and scope thereof. various applications and conditions. Accordingly, the foregoing preferred specific embodiments are to be considered as illustrative only, without imposing any limitation on the remainder of the description, and covering various modifications and equivalent constructions falling within the scope of the appended claims.
Если не указано иное, в приведенном выше описании все температуры представлены в градусах по шкале Цельсия, а все доли и процентные значения даны по массе.Unless otherwise noted, in the above description all temperatures are expressed in degrees Celsius and all fractions and percentages are by weight.
В приведенном выше подробном описании изобретения был представлен по меньшей мере один пример осуществления, но следует понимать, что существует больше его вариантов. Следует также понимать, что пример осуществления или примеры осуществления являются лишь примерами и не предназначены для ограничения каким-либо образом объема, применимости или конфигурации изобретения. Наоборот, приведенное выше подробное описание предоставит специалистам в данной области удобную концепцию для реализации примера осуществления изобретения, при этом следует понимать, что функции и расположения элементов, описанные в примере осуществления, могут быть различным образом изменены без отступления от объема изобретения, изложенного в прилагаемой формуле изобретения и ее правовых эквивалентах.In the above detailed description of the invention, at least one exemplary embodiment has been presented, but it should be understood that there are more variations thereof. It should also be understood that the exemplary embodiment or exemplary embodiments are exemplary only and are not intended to limit in any way the scope, applicability or configuration of the invention. To the contrary, the foregoing detailed description will provide those skilled in the art with a convenient concept for implementing an exemplary embodiment of the invention, it being understood that the functions and arrangements described in the exemplary embodiment may be modified in various ways without departing from the scope of the invention as set forth in the appended claims. invention and its legal equivalents.
Claims (22)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US16/278,017 | 2019-02-15 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2021125292A RU2021125292A (en) | 2023-02-27 |
| RU2804186C2 true RU2804186C2 (en) | 2023-09-26 |
Family
ID=
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2225971C1 (en) * | 2003-03-03 | 2004-03-20 | Ооо "Ниихиммаш" | Process of separation of accompanying oil gas |
| WO2016069404A1 (en) * | 2014-10-27 | 2016-05-06 | Uop Llc | Methods and apparatuses for reforming of hydrocarbons |
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2225971C1 (en) * | 2003-03-03 | 2004-03-20 | Ооо "Ниихиммаш" | Process of separation of accompanying oil gas |
| WO2016069404A1 (en) * | 2014-10-27 | 2016-05-06 | Uop Llc | Methods and apparatuses for reforming of hydrocarbons |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11441838B2 (en) | Processes for recovering LPG from a reforming-zone effluent | |
| US9663423B2 (en) | Methods and apparatuses for reforming of hydrocarbons including recovery of products using an absorption zone and a pressure swing adsorption zone | |
| CA2595588C (en) | Management of hydrogen in hydrogen-containing streams from hydrogen sources | |
| US9399607B2 (en) | Methods and apparatuses for reforming of hydrocarbons including recovery of products using a recovery zone, a pressure swing adsorption zone, and a membrane separation zone | |
| US20160289143A1 (en) | Advanced oxidative coupling of methane | |
| EP3554672A1 (en) | Methods and systems for performing chemical separations | |
| CA2594496C (en) | Improved catalytic reformer unit and unit operation | |
| CN105555923B (en) | method for catalytic reforming | |
| US9303227B2 (en) | Process and apparatus for recovering LPG from PSA tail gas | |
| US9327973B1 (en) | Methods and apparatuses for reforming of hydrocarbons including recovery of products using a recovery zone, an absorption zone and a pressure swing adsorption zone | |
| US9637427B2 (en) | Methods and apparatuses for reforming of hydrocarbons including recovery of products using a recovery zone and a pressure swing adsorption zone | |
| KR20230159890A (en) | hydrogen production process of the unit hydrogen abundant of product production and CO2 recovery method | |
| US7575670B1 (en) | Process for the production of low sulfur diesel from an asphaltene-containings feedstock | |
| JP2024515486A (en) | Method for recovering hydrogen-rich product and CO2 in a hydrogen generation unit | |
| EP1219337B2 (en) | Hydrogen production by pressure swing adsorption using a layered adsorbent bed | |
| RU2804186C2 (en) | Methods for extracting lpg from reforming zone product | |
| US10576410B2 (en) | Use of refinery fuel gas to improve steam reformer pressure swing adsorption processes | |
| US20140187841A1 (en) | Apparatuses and methods for separating liquefiable hydrocarbons from hydrogen-, hydrocarbon-containing gas streams | |
| US9816753B2 (en) | Methods and apparatuses for reforming of hydrocarbons including recovery of products using an absorption zone | |
| RU2674427C2 (en) | Method and device for producing synthesis gas | |
| CA3230758A1 (en) | Apparatuses and processes for the recovery of carbon dioxide streams | |
| RU2277527C1 (en) | Method of separating propane and butane dehydrocyclodimerization products | |
| RU2021125292A (en) | METHODS FOR EXTRACTING LPG FROM REFORMING ZONE PRODUCT | |
| YAO et al. | NORMAL PARAFFIN ADSORPTIVE-SEPARATION TECHNOLOGY FOR NAPHTHA |