RU2815696C2

RU2815696C2 - Конфигурация производства олефинов

Info

Publication number: RU2815696C2
Application number: RU2021129892A
Authority: RU
Inventors: Уджал МУКЕРДЖИ; Эссам Абдулла АЛЬ-САЙЕД; Педро САНТОС; Каримуддин ШАЙК; Теодорус Маэсен; Мазин ТАМИМИ; Жули Шабо; Ибрахим АББА; Кандасами СУНДАРАМ; Сами БАРНАВИ; Рональд ВЕННЕР; Абдул Рахман Зафер АХРАС
Original assignee: ЛАММУС ТЕКНОЛОДЖИ ЭлЭлСи; Сауди Арамко Текнолоджиз Кампани; ШЕВРОН ЛАММУС ГЛОУБАЛ ЭлЭлСи
Priority date: 2019-03-15
Filing date: 2020-03-13
Publication date: 2024-03-20

Abstract

Изобретения относятся к способам и системам для производства продуктов нефтехимии. Описан способ преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает: разделение всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, имеющую 95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 90 до 250°C, среднекипящую фракцию, имеющую 15%-ную температуру начала кипения до 160°C и 85%-ную температуру начала кипения при 490°C, и фракцию высококипящего остатка, имеющую 85%-ную температуру начала кипения выше 490°С; гидрокрекинг фракции высококипящего остатка в первой системе гидрокрекинга с получением гидрокрекированного выходящего потока; разделение гидрокрекированного выходящего потока во встроенном устройстве разделения с получением ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива и гидроочищенной фракции; объединение среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции; деструктивное гидрирование объединенных среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции во второй системе гидроочистки с получением сырьевого потока паровой крекинг-установки; подачу сырьевого потока паровой крекинг-установки и легкокипящей фракции в паровую крекинг-установку для преобразования находящихся в них углеводородов в один или более легких олефинов и пиролизное масло. Описана система преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для осуществления описанного выше способа. Технический результат - расширение арсенала средств способов и систем для преобразования сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов в олефины и/или ароматические соединения. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Область изобретения

[0001] Варианты осуществления, описанные в изобретении, относятся к способам и системам для производства продуктов нефтехимии, таких как олефины и ароматические соединения, из сырой нефти и потоков малоценных тяжелых углеводородов.

Уровень техники

[0002] Высококипящие соединения в сырой нефти могут создавать большие эксплуатационные проблемы, если их направлять на установку парового крекинга. Высококипящие соединения имеют склонность к образованию кокса в значительной степени из-за высокого содержания в них асфальтенов. Следовательно, высококипящие соединения, как правило, удаляют перед тем, как направить более легкие фракции в различные узлы производства нефтепродуктов, такие как установка парового крекинга или комплекс по переработке ароматических соединений. Однако процесс удаления увеличивает капитальные затраты всего процесса и снижает рентабельность, так как удаленные высококипящие соединения могут быть проданы только в качестве малоценного тяжелого нефтяного топлива. Кроме того, до настоящего времени сложной задачей было преобразование вакуумного остатка без значительного образования тяжелых полициклических ароматических соединений (ТПАС (HPNA)), которые вредны для печей паровой крекинг-установки процесса, расположенного ниже по потоку.

[0003] В патенте США 3617493 описан способ, в котором сырую нефть направляют в конвекционную секцию паровой крекинг-установки и затем в зону разделения, где часть сырья, кипящего ниже приблизительно 450ºF, отделяют от остальной части сырья и затем направляют с водяным паром в высокотемпературную часть паровой крекинг-установки и подвергают воздействию условий крекинга.

[0004] В патенте США 4133777 описан способ, в котором поданная нефть вначале стекает вниз тонким струйным потоком через неподвижный слой катализаторов гидродеметаллирования (HDM), а затем проходит вниз через неподвижный слой промотированных катализаторов, содержащих выбранные металлы группы VI и группы VIII, с очень небольшим гидрокрекингом, происходящим в таком комбинированном процессе.

[0005] В патенте США 5603824 раскрыт способ облагораживания смеси воскообразного углеводородного сырья, содержащей соединения серы, которые кипят в интервале дистиллята, чтобы уменьшить содержание серы и 85%-ную температуру, сохранив при этом высокое октановое число нафты побочных продуктов и максимально повысив выход дистиллята. В этом способе используют единственный реактор с нисходящим потоком, имеющий, по меньшей мере, два слоя катализатора и межслойный перераспределитель между слоями. Верхний слой содержит катализатор гидрокрекинга, предпочтительно цеолит типа бета, а нижний слой содержит катализатор депарафинизации, предпочтительно ZSM-5.

[0006] В патенте США 3730879 раскрыт двухслойный каталитический процесс гидродесульфуризации сырой нефти или восстановленной фракции, в котором, по меньшей мере, 50% общего объема пор катализатора первого слоя составляют поры с диаметром в интервале 100-200 ангстрем.

[0007] Патент США 3830720 раскрывает двухслойный каталитический процесс гидрокрекинга и гидродесульфуризации остаточных масел, в котором мелкопористый катализатор расположен выше крупнопористого катализатора.

[0008] Патент США 3876523 описывает новый катализатор и способ каталитической деметаллизации и десульфуризации нефтяных масел, содержащих хвостовые фракции. В описанном способе используют катализатор, содержащий компонент гидрирования, такой как оксиды кобальта и молибдена, нанесенный на оксид алюминия. Хотя этот катализатор высокоэффективен для деметаллизации хвостовых фракций и при эксплуатации имеет хорошую стабильность с течением времени, его полезность значительно повышается, когда этот катализатор используют особым образом в комбинации со вторым катализатором, имеющим другие критические характеристики. Катализатор типа, описанного в патенте США № 3876523, будет называться первым катализатором, при этом подразумевается, что этот первый катализатор следует размещать выше по потоку от второго катализатора, имеющего другие характеристики.

[0009] Патент США 4153539 раскрывает, что улучшенное применение водорода и/или более высокие конверсии желаемого продукта получают в процессах гидроочистки или гидрокрекинга при использовании амфорообразных частиц для процессов гидроочистки легких углеводородных фракций, каталитического риформинга, алкилирования в неподвижном слое и т.п.

[0010] Патент США 4016067 раскрывает, что нефтяные масла, предпочтительно хвостовые фракции, подвергают каталитической гидроочистке для очень эффективного удаления как металлов, так и серы, и с особенно медленным старением каталитической системы за счет последовательного введения нефтяного масла в контакт с двумя катализаторами с разными характеристиками. Первый катализатор, расположенный выше по потоку от второго катализатора, характеризуется, по меньшей мере, 60% его порового объема в порах диаметром больше чем 100 Å и другими характеристиками, рассмотренными далее. Второй катализатор, расположенный ниже по потоку от первого катализатора, характеризуется основной долей его порового объема в порах диаметром меньше чем 100 Å.

[0011] Аппарат с двойным катализатором патента США 4016067 используют для деметаллизации и/или десульфуризации любого нефтяного масла, которое имеет нежелательно высокое содержание металлов и/или серы для конкретного применения. Аппарат с двойным катализатором особенно эффективен для получения исходного сырья с низким содержанием металлов и/или низким содержанием серы для каталитического крекинга или коксования. При переработке для удаления металлов и серы нефтяное масло также одновременно обогащают водородом, что делает его даже более подходящим перерабатываемым сырьем для любого из этих процессов.

[0012] В целом в этих и других способах преобразования всей сырой нефти предшествующего уровня техники, как правило, превращают менее 50% сырой нефти в более желательные конечные продукты, включающие, например, продукты нефтехимии, такие как этилен, пропилен, бутены, пентены и легкие ароматические соединения. Обычно 20% всей сырой нефти устраняют перед переработкой, удаляя наиболее тяжелые компоненты, которые трудно подвергаются преобразованию. Приблизительно еще 20% всей сырой нефти обычно превращают в пиролизное масло и около 10% перерабатывают в метан.

Сущность изобретения

[0013] Способ преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает: разделение всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка; гидрокрекинг фракции высококипящего остатка в первой системе гидрокрекинга с получением гидрокрекированного выходящего потока; разделение гидрокрекированного выходящего потока во встроенном устройстве разделения с получением ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива и гидроочищенной фракции; объединение среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции; деструктивное гидрирование объединенных среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции во второй системе гидроочистки с получением сырьевого потока паровой крекинг-установки; подачу сырьевого потока паровой крекинг-установки и легкокипящей фракции в паровую крекинг-установку для преобразования находящихся в них углеводородов в один или несколько легких олефинов и пиролизное масло.

[0014] Система преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов, и эта система включает: первое встроенное устройство разделения для разделения углеводородного исходного сырья, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка; первую систему гидроочистки, выполненную с возможностью гидроочистки фракции высококипящего остатка и производства гидроочищенного выходящего потока; второе встроенное устройство разделения, выполненное с возможностью разделения гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и производства ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива и гидроочищенной фракции; вторую систему гидроочистки, выполненную с возможностью гидрокрекинга гидроочищенной фракции и производства сырьевого потока паровой крекинг-установки; паровую крекинг-установку для преобразования сырьевого потока паровой крекинг-установки и легкокипящей фракции в один или несколько легких олефинов и пиролизное масло.

[0015] Другие аспекты и преимущества будут очевидны из приведенного ниже описания и прилагаемой формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

[0016] ФИГ. 1 представляет собой упрощенную технологическую схему системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0017] ФИГ. 2 представляет собой упрощенную технологическую схему системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0018] ФИГ. 3 представляет собой упрощенную технологическую схему системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0019] ФИГ. 4 представляет собой упрощенную технологическую схему системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0020] ФИГ. 5 представляет собой упрощенную технологическую схему системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

Подробное описание

[0021] Как используется в описании, термин «продукты нефтехимии» относится к углеводородам, включающим легкие олефины и диолефины и C₆-C₈-ароматические соединения. Продукты нефтехимии, таким образом, относятся к углеводородам, включающим этилен, пропилен, бутены, бутадиены, пентены, пентадиены, а также бензол, толуол и ксилолы. Что касается подгруппы продуктов нефтехимии, то термин «химические продукты», как используется в описании, относится к этилену, пропилену, бутадиену, 1-бутену, изобутилену, бензолу, толуолу и пара-ксилолам.

[0022] Гидроочистка представляет собой каталитический процесс, обычно проводимый в присутствии свободного водорода, основной целью которого при использовании для переработки углеводородного исходного сырья является удаление из исходного сырья разнообразных металлических загрязнителей (например, мышьяка), гетероатомов (например, серы, азота и кислорода) и ароматических соединений. Обычно при операциях гидроочистки крекинг углеводородных молекул (то есть, расщепление более крупных углеводородных молекул на более мелкие углеводородные молекулы) сведен до минимума. Как используется в описании, термин «гидроочистка» относится к процессу очистки, в результате которого сырьевой поток вводят в реакцию с газообразным водородом в присутствии катализатора для удаления примесей, таких как сера, азот, кислород и/или металлы (например, никель или ванадий) из сырьевого потока (например, кубовых остатков атмосферной колонны) посредством процессов восстановления. Способы гидроочистки могут существенно меняться в зависимости от типа сырья для установки гидроочистки. Например, легкое исходное сырье (например, нафта) содержит очень мало и незначительное число типов примесей, тогда как тяжелое исходное сырье (например, кубовые остатки атмосферной колонны (ATB)), как правило, содержат много разных тяжелых соединений, присутствующих в сырой нефти. Помимо наличия тяжелых соединений примеси в тяжелом исходном сырье являются более проблемными и трудными для переработки, чем примеси, присутствующие в легком исходном сырье. Следовательно, гидроочистку легкого сырья обычно проводят при менее жестких условиях реакции, тогда как тяжелое сырье требует более высоких давления и температуры реакции.

[0023] Гидрокрекинг относится к процессу, в котором гидрирование и дегидрирование сопровождают крекинг/фрагментацию углеводородов, например, превращение более тяжелых углеводородов в более легкие углеводороды или превращение ароматических соединений и/или циклопарафинов (нафтенов) в нециклические разветвленные парафины.

[0024] «Кондиционирование» и подобные термины, используемые в описании, относятся к преобразованию углеводородов посредством одного или обоих процессов гидрокрекинга и гидроочистки. «Деструктивное гидрирование» и подобные термины относятся к расщеплению углеводородных молекулярных связей в углеводороде и сопутствующему насыщению водородом оставшихся фрагментов углеводорода, что может создавать стабильные более низкокипящие жидкие нефтепродукты и может включать как гидрокрекинг, так и гидроочистку.

[0025] «Плотность в градусах АНИ (API)» относится к плотности нефтяного сырья или нефтепродукта относительно воды, определенной по стандарту ASTM D4052-11.

[0026] Интеграция кондиционирования, фракционирования и парового крекинга может обеспечить высокоэффективную установку и в некоторых вариантах осуществления может преобразовывать больше чем 55%, больше чем 60%, больше чем 65%, больше чем 70%, больше чем 75%, больше чем 80% или больше чем 85% всей сырой нефти в продукты нефтехимии. В других вариантах осуществления интеграция кондиционирования, фракционирования и парового крекинга может давать высокоэффективную установку и в некоторых вариантах осуществления может преобразовывать больше чем 55%, больше чем 60%, больше чем 65%, больше чем 70%, больше чем 75%, больше чем 80% или больше чем 85% всей сырой нефти в химические продукты. Варианты осуществления изобретения, таким образом, могут предложить системы и способы кондиционирования исходного сырья, включающего даже наиболее тяжелые, наиболее нежелательные компоненты кубовых остатков, до компонентов, которые могут быть испарены и пропущены в радиантную секцию паровой крекинг-установки, что существенно улучшает конверсию по сравнению с низкой конверсией продуктов нефтехимии способов предшествующего уровня техники.

[0027] Варианты осуществления изобретения относятся к способам и системам, которые принимают сырую нефть и/или малоценные тяжелые углеводороды в качестве исходного сырья и дают продукты нефтехимии, такие как легкие олефины и диолефины (этилен, пропилен, бутадиен и/или бутены) и ароматические соединения. Более конкретно, варианты осуществления изобретения ориентированы на способы и системы получения олефинов и ароматических соединений термическим крекингом предварительно кондиционированной сырой нефти или конденсата. Способы по изобретению могут кондиционировать фракцию кубовых остатков всей сырой нефти и природных конденсатов для получения исходного сырья, приемлемого в качестве сырья паровой крекинг-установки.

[0028] Углеводородные смеси, полезные в вариантах осуществления, раскрытых в изобретении, могут включать различные углеводородные смеси, имеющие некоторый интервал температуры кипения, где конечная температура кипения смеси может быть больше чем 500°C, например, больше чем 525°C, 550°C или 575°C. Количество высококипящих углеводородов, таких как углеводороды, кипящие выше 550°C, может быть всего лишь 0,1% масс., 1% масс. или 2% масс., но может составлять вплоть до 10% масс., 25% масс., 50% масс. или больше. Описание объяснено в отношении сырой нефти, такой как вся сырая нефть, но может быть использована любая углеводородная смесь с высокой конечной температурой кипения. Однако способы, описанные в изобретение, могут быть применены к сырой нефти, конденсатам и углеводородам с широкой кривой кипения и конечными температурами кипения выше 500°C. Такие углеводородные смеси могут включать всю сырую нефть, неочищенную сырую нефть, гидроочищенную сырую нефть, газойль, вакуумный газойль, топочные мазуты, реактивное топливо, дизельное топливо, керосины, бензины, синтетическую нафту, рафинаты риформинга, жидкости Фишера-Тропша, газы Фишера-Тропша, бензины из природного газа, дистилляты, прямогонную нафту, конденсаты природного газа, кубовые остатки атмосферной трубчатки, потоки вакуумной трубчатки, включая кубовые остатки, нафту с широким интервалом кипения до газонефтиконденсатов, потоки тяжелых углеводородов непрямой гонки от нефтеперерабатывающих заводов, вакуумный газойль, тяжелые газойли, атмосферные остатки, воск гидрокрекинга и воск Фишера-Тропша, помимо прочих. В некоторых вариантах осуществления углеводородная смесь может включать углеводороды, кипящие от фракции нафты или легче до вакуумного газойля или тяжелее.

[0029] Когда конечная температура кипения углеводородной смеси высокая, например, выше 550°C, углеводородная смесь не может быть переработана непосредственно в реакторе парового пиролиза с получением олефинов. Присутствие таких тяжелых углеводородов приводит к образованию кокса в реакторе, причем коксование может происходить в одном или нескольких змеевиках предварительного нагревания или змеевиках перегрева конвекционной зоны, в радиантных змеевиках или в теплообменниках линии прокачки, и такое коксование может происходить быстро, например, за несколько часов. Всю сырую нефть, как правило, не подвергают промышленному крекингу, так как это не экономично. Ее обычно фракционируют и только определенные фракции используют в паровом пиролизном нагревателе для производства олефинов. Остальное используют в других процессах. Реакция крекинга протекает по свободно-радикальному механизму. Следовательно, высокий выход этилена может быть достигнут при проведении крекинга при высоких температурах. Более легкие исходные материалы типа бутанов и пентанов требуют высокой температуры в реакторе для получения высокого выхода олефинов. Тяжелые исходные материалы типа газойля и вакуумного газойля (VGO) требуют более низких температур. Сырая нефть имеет распределение соединений от бутанов до VGO и остатка (материала, имеющего нормальную температуру кипения выше 550°C). Воздействие на всю сырую нефть, без разделения, высоких температур дает высокий выход кокса (побочного продукта крекинга углеводородов при очень жестких условиях) и закупоривает реактор. Реактор парового пиролиза необходимо периодически останавливать, а кокс очищать путем декоксования паром/воздухом. Время между двумя периодами очистки, когда производят олефины, называют продолжительностью рабочего цикла. Когда сырую нефть подвергают крекингу без разделения, кокс может оседать на змеевиках конвекционной секции (испаряющих жидкость), в радиантной секции (где происходит образование олефинов) и/или в теплообменниках линии прокачки (где реакции быстро останавливают путем охлаждения для сохранения выхода олефинов).

[0030] Способы и системы в соответствии с вариантами осуществления, описанными в изобретении, могут включать секцию подготовки сырья, секцию кондиционирования сырой нефти, комплекс по переработке ароматических соединений и паровую крекинг-установку. Секция подготовки сырья может включать, например, обессоливающую установку.

[0031] Обессоленную нефть затем кондиционируют и перерабатывают таким образом, чтобы направлять крекируемое сырье на паровую крекинг-установку и/или в комплекс по переработке ароматических соединений. Секция кондиционирования может позволить оператору максимально повысить выход химических продуктов, при этом сохранять разумную частоту удаления кокса в печах. Другая задача узла кондиционирования сырой нефти состоит в том, чтобы гарантировать полное или по существу полное (95%+) превращение асфальтенов в компоненты с более низкой температурой кипения, что повышает выход химических продуктов, при одновременном сокращении образования тяжелых полициклических ароматических соединений (ТПАС).

[0032] Способы в соответствии с вариантами осуществления изобретения, таким образом, могут преобразовывать более тяжелые фракции сырой нефти в высокоценные продукты нефтехимии и могут минимизировать количество углеводородов, направляемых в резервуар тяжелого жидкого топлива, что существенно повышает рентабельность. Получаемое тяжелое нефтяное топливо в небольшом резервуаре также может быть облагорожено до низкосернистого нефтяного топлива, соответствующего требованиям IMO 2020, дополнительно повышая ценность продуктов.

[0033] Как отмечалось выше, высококипящие соединения в сырой нефти могут создавать большие эксплуатационные проблемы, если их направлять на паровую крекинг-установку, из-за их предрасположенности к образованию кокса, особенно из-за высокого содержания в них асфальтенов. Следовательно, высококипящие соединения, как правило, удаляют перед направлением более легких фракций на разные узлы переработки нефти, такие как установка парового крекинга и комплекс по переработке ароматических соединений. Процесс удаления увеличивает капитальные затраты на весь процесс и снижает рентабельность, так как удаленные высококипящие соединения могут быть проданы только в виде малоценного тяжелого нефтяного топлива. Кроме того, на сегодняшний день проблемой является преобразование вакуумного остатка без значительного образования ТПАС, которые вредны для печей паровой крекинг-установки, расположенный ниже по потоку процесса. Способы и системы в соответствии с вариантами осуществления изобретения могут преодолевать эти проблемы.

[0034] Конфигурации систем и способов преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления, описанными в изобретении, могут эффективно справляться с преобразованием вакуумных остатков, при этом минимизируют преобразование продуктов нефтехимии и поддерживают более низкую склонность к коксованию в паровой крекинг-установке. Это достигается за счет использования одного или нескольких встроенных устройств разделения (ВУР (ISD)) и/или процессов кондиционирования сырой нефти.

[0035] Потоки облагороженной сырой нефти из одного или нескольких узлов кондиционирования нефти, например, из узла кондиционирования сырой нефти с неподвижным слоем и установки гидрокрекинга, представляют собой подходящее исходное сырье для паровой крекинг-установки, а также для комплекса по переработке ароматических соединений. Это может приводить к снижению общих технологических выходов малоценного тяжелого нефтяного топлива и увеличению выхода высокоценных олефинов и ароматических соединений, таких как бензол, толуол и ксилолы (BTX).

[0036] Разделение различных фракций, таких как низкокипящая фракция (например, 160°C- фракция) и высококипящая фракция (160°C+ фракция), или таких как низко-, средне- и высококипящая фракции (например, 160°C- фракция, 160-490°C фракция и 490°С+ фракция) может повышать эффективность капитальных и эксплуатационных затрат способов и систем, описанных в изобретении. Что касается трех погонов во многих вариантах осуществления изобретения, то авторы настоящего изобретения признают, что конденсаты, имеющие, как правило, небольшое количество высококипящих компонентов, и вся сырая нефть, имеющая большее количество высококипящих компонентов, могут быть переработаны по-разному. Соответственно, в случае нефтяного сырья с широким интервалом кипения могут быть получены один, два, три или более отдельных погонов, и каждый погон может быть переработан отдельно при оптимальных условиях.

[0037] Разделение всей сырой нефти на желаемые фракции может быть выполнено с использованием одного или нескольких сепараторов (дистилляционных колонн, испарительных емкостей и др.). В некоторых вариантах разделение нефтяного сырья может быть проведено во встроенном устройстве разделения (ВУР (ISD)), таком как устройство, раскрытое в документе US 2013/0197283, который включен в данный документ посредством ссылки. Во ВУР для отделения желаемой паровой фракции от жидкости начальное отделение низкокипящей фракции проводят во ВУР на основе комбинации центробежного и циклонного эффектов. Затем может быть использована дополнительная стадия разделения для отделения среднекипящей фракции от высококипящих компонентов.

[0038] Как правило, углеводородные компоненты, кипящие выше 490°C, содержат асфальтены и углеродистый остаток Конрадсона, и, следовательно, должны быть переработаны соответствующим образом, как также описано ниже. Хотя варианты осуществления изобретения описаны как включающие фракцию ниже приблизительно 90-250°C, такую как 160°C- фракция, и фракцию выше приблизительно 400-560°C, такую как фракция 490°C+, отмечено, что фактические границы кипения фракций могут быть изменены в зависимости от типа всей сырой нефти или других перерабатываемых тяжелых фракций. Например, для сырой нефти, имеющей низкое содержание металлов или азота или большое количество «легко перерабатываемых» компонентов, кипящих, например, при температурах вплоть до 525°C, 540°C или 565°C, может быть возможным повышение средней/высокой границы кипения фракции, при этом все еще будут достигаться положительные эффекты вариантов осуществления изобретения. Аналогично, нижняя/средняя граница кипения фракции может достигать до 220°C в некоторых вариантах осуществления или до 250°C в других вариантах осуществления. Кроме того, установлено, что нижняя/средняя граница кипения фракции приблизительно 160°C может обеспечить преимущество при определении размеров и работы реакторов, таких как реактор кондиционирования с неподвижным слоем, для кондиционирования углеводородов средней фракции (средний погон). Кроме того, для определенного сырья, такого как конденсаты, нижняя/средняя граница кипения фракции может составлять до 565°C. Возможность менять границы кипения фракций может добавить гибкости технологическим схемам в соответствии с вариантами осуществления изобретения, позволяя перерабатывать широкий спектр исходного сырья с получением при этом желаемой смеси продуктов.

[0039] Таким образом, в некоторых вариантах осуществления, легкий погон может включать углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 90°C (например, 90°C- фракция), приблизительно вплоть до 100°C, приблизительно вплоть до 110°C, приблизительно вплоть до 120°C, приблизительно вплоть до 130°C, приблизительно вплоть до 140°C, приблизительно вплоть до 150°C, приблизительно вплоть до 160°C, приблизительно вплоть до 170°C, приблизительно вплоть до 180°C, приблизительно вплоть до 190°C, приблизительно вплоть до 200°C, приблизительно вплоть до 210°C, приблизительно вплоть до 220°C, приблизительно вплоть до 230°C, приблизительно вплоть до 240°C, приблизительно вплоть до 250°C (например, 250°C- фракция), приблизительно вплоть до 300°C, приблизительно вплоть до 350°C, приблизительно вплоть до 400°C, приблизительно вплоть до 500°C или приблизительно вплоть до 565°C. Варианты осуществления изобретения также подразумевают легкий погон, представляющий собой углеводороды, имеющие температуры кипения вплоть до температур, промежуточных между вышеупомянутыми интервалами.

[0040] В зависимости от используемого механизма фракционирования легкий углеводородный «погон» может быть относительно чистым, что означает, что легкая фракция может не иметь сколько-нибудь значительного количества (>1% масс., как используется в данном документе) соединений, кипящих выше предполагаемой целевой температуры кипения. Например, погон 160°C- может не иметь сколько-нибудь значительного количества углеводородных соединений, кипящих выше 160°C (то есть, >1% масс.). В других вариантах осуществления предполагаемые целевые температуры «погона» могут представлять собой 95%-ную температуру начала кипения или в других вариантах осуществления 85%-ную температуру начала кипения, например, измеренную с использованием стандартов ASTM D86 или ASTM D2887, или, например, при анализе истинной температуры кипения (ИТК (TBP)) в соответствии со стандартом ASTM D2892, или по стандарту ASTM D7169 для тяжелых потоков, таких как потоки, кипящие выше приблизительно 400°С. В таких вариантах осуществления в данном случае может быть до 5% масс. или до 15% масс. соединений выше предполагаемой температуры «границы кипения фракции». Для многих типов всей сырой нефти нижняя/средняя граница кипения фракции может быть такой, что легкокипящая фракция имеет 95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 90 до 250°C. Для другого исходного сырья, однако, такого как конденсат, легкокипящая фракция может иметь 95%-ную температуру начала кипения, например, в интервале приблизительно от 500 до 565°C.

[0041] В некоторых вариантах осуществления средний погон может включать углеводороды, имеющие температуру кипения от нижней границы при верхней температуре легкого погона (например, 90°C, 100°C, 110°C, 120°C, 130°C, 140°C, 150°C, 160°C, 170°C, 180°C, 190°C, 200°C, 210°C, 220°C, 230°C, 240°C, 250°C, 300°C, 350°C или 400°C) до верхней границы углеводородов, имеющих температуру кипения приблизительно вплоть до 350°C, приблизительно вплоть до 375°C, приблизительно вплоть до 400°C, приблизительно вплоть до 410°C, приблизительно вплоть до 420°C, приблизительно вплоть до 430°C, приблизительно вплоть до 440°C, приблизительно вплоть до 450°C, приблизительно вплоть до 460°C, приблизительно вплоть до 480°C, приблизительно вплоть до 490°C, приблизительно вплоть до 500°C, приблизительно вплоть до 520°C, приблизительно вплоть до 540°C, приблизительно вплоть до 560°C или приблизительно вплоть до 580°C. Как используется в описании, например, средний погон, имеющий нижнюю границу 160°C и верхнюю границу 490°C, может быть назван погоном или фракцией от 160 до 490°C. Варианты осуществления изобретения также подразумевают средний погон, представляющий собой углеводороды, имеющие температуры кипения от и/или вплоть до температур, промежуточных между вышеупомянутыми интервалами.

[0042] В зависимости от механизма фракционирования углеводородный «погон» в случае среднего погона может быть относительно чистым, что означает, что средний погон может не иметь сколько-нибудь значительного количества (>1% масс.) соединений, кипящих ниже, и/или может не иметь сколько-нибудь значительного количества (>1% масс.) соединений, кипящих выше границ предполагаемых целевых температур кипения. Например, погон от 160 до 490°C может не иметь сколько-нибудь значительного количества углеводородных соединений, кипящих ниже 160°C или выше 490°C. В других вариантах осуществления предполагаемые целевые температуры «погона», отмеченные выше, могут представлять собой 5%-ную (масс.) или 15%-ную (масс.) температуру начала кипения на нижней границе и/или 95%-ную или 85%-ную температуру начала кипения на верхней границе, которые могут быть измерены с использованием стандартов ASTM D86 или ASTM D2887, или, например, при анализе истинной температуры кипения (ИТК) в соответствии со стандартом ASTM D2892, или по стандарту ASTM D7169 для тяжелых потоков, таких как потоки, кипящие выше приблизительно 400°С. В таких вариантах осуществления в данном случае может быть до 5% масс. или до 15% масс. соединений выше и/или ниже температуры «границы кипения фракции», соответственно.

[0043] В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может включать углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, выше приблизительно 375°C, выше приблизительно 400°C (например, фракция 400°C+), выше приблизительно 420°C, выше приблизительно 440°C, выше приблизительно 460°C, выше приблизительно 480°C, выше приблизительно 490°C, выше приблизительно 500°C, выше приблизительно 510°C, выше приблизительно 520°C, выше приблизительно 530°C, выше приблизительно 540°C, выше приблизительно 560°C, выше приблизительно 580°C, выше приблизительно 590°C, выше приблизительно 600°C (например, фракция 600°C+) или выше приблизительно 700°C. Варианты осуществления изобретения также подразумевают тяжелый погон, представляющий собой углеводороды, имеющие температуры кипения выше температур, промежуточных для вышеупомянутых температур.

[0044] В зависимости от механизма фракционирования тяжелый углеводородный «погон» может быть относительно чистым, что означает, что тяжелая фракция может не иметь сколько-нибудь значительного количества (>1% масс.) соединений, кипящих ниже предполагаемой целевой температуры кипения. Например, погон 490°C+ может не иметь сколько-нибудь значительного количества углеводородных соединений, кипящих ниже 490°C. В других вариантах осуществления предполагаемые целевые температуры «погона», отмеченные выше, могут представлять собой 95%-ную температуру начала кипения или в других вариантах осуществления 85%-ную температуру начала кипения, например, которые могут быть измерены с использованием стандартов ASTM D86 или ASTM D2887, или, например, при анализе истинной температуры кипения (ИТК) в соответствии со стандартом ASTM D2892, или по стандарту ASTM D7169 для тяжелых потоков, таких как потоки, кипящие выше приблизительно 400°С. В таких вариантах осуществления в данном случае может быть до 5% масс. или до 15% масс. соединений, соответственно, ниже температуры «границы кипения фракции».

[0045] Хотя ниже приведены примеры относительно ограниченных температурных интервалов, полагают, что любые из температурных интервалов, предусмотренных выше, могут быть использованы в способах, описанных в изобретении. Кроме того, что касается границ кипения фракций, то границы, указанные ниже в примерах, могут быть точными, как описано выше, или могут относится 5%-ным или 15%-ным температурам кипения для нижних границ, или могут относится к 85%-ным или 95%-ным температурам кипения для верхних границ.

[0046] После фракционирования легкий погон, такой как 160°C- погон, может быть подан в секцию паровой крекинг-установки системы с дополнительной переработкой или без дополнительной переработки. Легкий погон, поданный в секцию паровой крекинг-установки, может включать, например, легкую нафту и более легкие углеводороды и в некоторых вариантах осуществления может включать углеводороды с интервалом кипения тяжелой нафты.

[0047] Углеводородный погон среднего интервала может быть кондиционирован с использованием одного или нескольких реакторов с неподвижным слоем, таких как реакторы гидроочистки и/или гидрокрекинга, каждый из которых может деструктивно гидрировать углеводороды в среднем погоне. Реакторы кондиционирования могут включать катализаторы для удаления металлов, удаления серы и удаления азота, и кондиционирование в этих реакторах может в результате добавлять водород к углеводородным компонентам, облегчая их переработку ниже по потоку для производства продуктов нефтехимии. Системы с неподвижным слоем катализатора в зоне кондиционирования среднего погона, например, могут содержать разные слои катализаторов деметаллизации, катализаторов деструктивного гидрирования и мезопористых цеолитных катализаторов гидрокрекинга, чтобы оптимизировать преобразование тяжелых материалов до баланса между высокопарафинистым потоком, который приемлем для производства олефинов, и обогащенным ароматическими соединениями потоком, который приемлем для производства ароматических соединений.

[0048] В некоторых вариантах может быть желательно дополнительно разделять средний погон на нижний средний погон и верхний средний погон. Например, средний погон, имеющий интервал температур кипения от 160 до 490°C, может быть поделен на нижний средний погон, имеющий интервал температур кипения приблизительно от 160 до 325°C, и верхний средний погон, имеющий интервал температур кипения приблизительно от 325 до 490°C. Следовательно, линии кондиционирования могут быть выполнены с возможностью более селективно превращать углеводородные компоненты в соответствующих нижнем и верхнем средних погонах в желаемые кондиционированные выходящие потоки, где каждая линия может быть выполнена с возможностью на базе предпочтительных катализаторов деструктивно гидрировать находящиеся в них углеводороды, определять размеры реактора для ожидаемых объемов подачи и срока службы катализатора, а также рабочие условия для достижения желаемого преобразования в содержащем нафту исходном сырье паровой крекинг-установки. Точно также подразумевается разделение среднего погона на три или более под-погонов.

[0049] Углеводороды в тяжелом погоне также могут быть кондиционированы с использованием одного или нескольких реакторов с неподвижным слоем, суспензионных реакторов или реакторов кипящего слоя. Кондиционирование тяжелого погона, такого как 490°C+ углеводороды, может быть проведено, например, в установке гидрокрекинга остатков и может повышать преобразование малоценных потоков в высокоценные продукты нефтепереработки посредством парового крекинга. Гидрокрекинг вакуумных остатков может быть проведен, например, в установке гидрокрекинга остатков с неподвижным слоем, в реакторе кипящего слоя, таком как реакторная система LC-FINING или LC-MAX, а также в суспензионных реакторах, таких как реактора LC-SLURRY, каждый из которых доступен от компании Chevron Lummus Global. Однако признано, что на срок службы катализаторов деструктивного гидрирования и/или гидрокрекинга могут отрицательно повлиять более тяжелые компоненты, например, когда сырье включает компоненты, кипящие выше 565°C. Аналогично среднему погону также подразумевается деление тяжелого погона на один или несколько под-погонов.

[0050] Система кондиционирования сырой нефти предназначена для достижения четырех (4) целей. Во-первых, секция кондиционирования сырой нефти может быть использована для повышения концентрации парафинов и нафтенов в сырой нефти. Во-вторых, секция кондиционирования может понижать концентрацию полициклических ароматических углеводородов (ПАС (PNA)) в сырой нефти. В-третьих, секция кондиционирования может понижать температуру конца кипения (ТКК (FBP)) сырой нефти до ниже 540ºC. И, в-четвертых, секция кондиционирования может снижать до минимума фракцию вакуумных остатков сырой нефти.

[0051] Варианты осуществления при кондиционировании средней и/или тяжелой фракций могут ориентироваться на преобразование более тяжелых углеводородов для получения, например, углеводородов легче дизельного топлива. Катализаторы гидроочистки и гидрокрекинга и рабочие условия, таким образом, могут быть выбраны так, чтобы направить превращение углеводородов или углеводородов в соответствующих фракциях преимущественно (>50% масс.) до углеводородов интервала нафты. В одном или нескольких вариантах осуществления катализаторы гидроочистки и гидрокрекинга и рабочие условия, таким образом, могут быть выбраны так, чтобы направить преобразование углеводородов или углеводородов в соответствующих фракциях преимущественно (>50% масс.) до крекируемых паром продуктов. Использование катализаторов и рабочих условий в секции кондиционирования для нацеливания на более легкие углеводородные продукты может повысить технологичность паровой крекинг-установки и увеличить производство химических продуктов.

[0052] В некоторых вариантах осуществления кондиционирование тяжелого погона, такого как 490°C+ погон, может приводить к преобразованию, по меньшей мере, 70% масс. соединений, кипящих свыше 565°С, в более легкокипящие соединения. Другие варианты осуществления могут приводить к преобразованию больше 75% масс., больше 80% масс. или больше 85% масс. соединений, кипящих свыше 565°С, в более легкокипящие соединения.

[0053] В некоторых вариантах кондиционирование среднего погона (или тяжелого погона для варианта с двумя погонами), такого как погон от 160 до 490°C, может приводить к преобразованию больше 50% масс. находящихся в нем углеводородов в углеводороды интервала нафты. В других вариантах кондиционирование среднего погона может приводить к преобразованию больше 55% масс., больше 60% масс., больше 65% масс или больше 70% масс. находящихся в нем углеводородов в углеводороды интервала нафты.

[0054] В некоторых вариантах совместное кондиционирование среднего погона и тяжелого погона может приводить к общему преобразованию больше 50% масс. находящихся в них углеводородов в углеводороды интервала нафты. В других вариантах кондиционирование среднего погона и тяжелого погона может приводить к преобразованию больше 55% масс., больше 60% масс. или больше 65% масс. находящихся в них углеводородов в углеводороды интервала нафты.

[0055] В результате таких начальных разделений и кондиционирования в некоторых вариантах осуществления сырье для паровой крекинг-установки может быть подано непосредственно на паровую крекинг-установку без дополнительной переработки. Легкий погон, имеющей предпочтительные свойства, включающие одну или несколько температур кипения, плотность в градусах АНИ, ИКГБ (BMCI), содержание водорода, содержание азота, содержание серы, вязкость, MCRT или суммарное содержание металлов, в некоторых вариантах осуществления после разделений может быть направлен напрямую на паровую крекинг-установку. Выходящие потоки от кондиционирования среднего погона в соответствии с вариантами изобретения также могут быть поданы непосредственно на паровую крекинг-установку. Аналогично, в некоторых вариантах выходящие потоки от кондиционирования тяжелого погона могут быть поданы непосредственно на паровую крекинг-установку.

[0056] Кондиционирование соответствующих фракций, как описано в изобретении, может обеспечить работу паровой крекинг-установки, даже при переработке множества сырья с меняющимися интервалами температур кипения, в течение продолжительного периода времени. В некоторых вариантах осуществления паровая крекинг-установка может быть способна работать в течение непрерывного рабочего цикла, по меньшей мере, три года, в других вариантах осуществления, по меньшей мере, четыре года, и в еще одних вариантах осуществления, по меньшей мере, пять лет.

[0057] Кроме того, начальные границы температур кипения углеводородов, размеры реактора, катализаторы и др. могут быть скорректированы или подобраны так, чтобы можно было синхронизировать период работы паровой крекинг-установки и процессов кондиционирования. Например, в конфигурации на ФИГ. 1, также описанной ниже, может быть кондиционирована вся сырая нефть, а кондиционированная нефть может быть затем подвергнута паровому крекингу. Катализаторы, размеры реактора и условия могут быть подобраны так, чтобы период работы узла кондиционирования был синхронизирован с периодом работы паровой крекинг-установки. Объемы катализатора, типы катализатора и жесткость условий реакции все могут играть роль при определении периодов работы узла кондиционирования. Кроме того, степень кондиционирования более тяжелых углеводородов в сырой нефти может влиять на коксование в термической крекинг-установке. Чтобы максимально увеличить время безотказной работы, в вариантах осуществления конструкцию и конфигурацию всей системы проектируют так, что система кондиционирования имеет такой же ожидаемый период работы, как и паровая крекинг-установка, для данного исходного сырья или ряда предполагаемого сырья. Кроме того, варианты осуществления подразумевают регулирование условий реакции (T, P, объемная скорость и др.) в секции кондиционирования и/или паровой крекинг-установке в зависимости от обрабатываемого исходного сырья так, чтобы период работы секции кондиционирования и паровой крекинг-установки был сопоставим или синхронизирован.

[0058] Синхронизация периодов работы может приводить к минимальному времени простоя, например, когда замену катализатора в реакторе кондиционирования проводят одновременно с декоксованием паровой крекинг-установки. Когда система кондиционирования включает множество реакторов или типов реакторов, синхронизация периодов работы может быть основана на ожидаемой производительности паровой крекинг-установки. Кроме того, когда, например, установка гидроочистки может иметь существенно более длительный период работы, чем установка гидрокрекинга в секции кондиционирования, могут быть использованы параллельные реакторные линии и/или обходная переработка, чтобы общие периоды работы узлов кондиционирования и парового крекинга могли быть синхронизированы.

[0059] Обходная переработка может включать, например, временную переработку 490°C+ погона в реакторе, который обычно перерабатывает более легкое исходное сырье. Более тяжелое сырье, как ожидается, будет иметь более жесткие условия и более короткий срок службы катализатора, и, следовательно, временная переработка более тяжелых компонентов в реакторе кондиционирования углеводородов среднего интервала во время замены катализатора тяжелых компонентов может позволить непрерывно подавать всю сырую нефть на паровую крекинг-установку без остановки, одновременно заменяя катализатор реактора кондиционирования тяжелых компонентов. При проектировании всей системы с учетом синхронизации периодов работы в конфигурации реакторов кондиционирования средней фракции также может быть учтена предполагаемая обходная переработка.

[0060] На ФИГ. 1 представлена упрощенная технологическая схема системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения.

[0061] Тяжелое углеводородное сырье с широким интервалом кипения, такое как обессоленная сырая нефть 1, может быть подано в систему кондиционирования с неподвижным слоем 2, такую как один или несколько реакторов гидроочистки и/или гидрокрекинга, с получением высокопарафинистого потока 4, приемлемого для переработки в секции парового крекинга 7. Секция паровой крекинг-установки 7 может давать один или несколько химических потоков 23, таких как этилен, пропилен и бутены, наряду с другими, а также фракцию более высококипящего пиролизного масла 25.

[0062] Признавая тот факт, что кондиционирование с неподвижным слоем может быть вредным для низкокипящих погонов некоторых видов исходного сырья, может быть желательно проводить начальное разделение так, чтобы более тяжелые компоненты были кондиционированы для подачи в паровую крекинг-установку, при этом более легкие компоненты, уже приемлемые для подачи в паровую крекинг-установку, дополнительно не кондиционируют. На ФИГ. 2 показана упрощенная технологическая схема системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения, где одинаковые номера позиций означают одинаковые части.

[0063] Тяжелое углеводородное сырье с широким интервалом кипения, такое как обессоленная нефть 1, может быть подано в систему разделения 3. Система разделения 3 может представлять собой, например, встроенное устройство разделения (ВУР (ISD)), описанное выше, и включающую разделение и тепловую интеграцию. В системе разделения 3 обессоленная нефть 1 может быть разделена на две фракции, включающие: (a) 160°C- фракцию 5, которая не требует какого-либо кондиционирования и может быть использована в качестве сырья для секции паровой крекинг-установки 7; и (b) 160°C+ фракцию 8, которая может быть облагорожена в секции кондиционирования 27 с получением более легких углеводородов, таких как высокопарафинистый поток 14, приемлемый для переработки в секции парового крекинга 7. Другие температуры границы кипения фракций также могут быть использованы для направления желаемых фракций и находящихся в них углеводородов на желаемые узлы для кондиционирования и/или крекинга. Переработка сырья в секции паровой крекинг-установки может давать один или несколько химических потоков 23, таких как этилен, пропилен и бутены, наряду с другими, а также фракцию более высококипящего пиролизного масла 25.

[0064] На ФИГ. 3 представлена упрощенная технологическая схема системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения, где одинаковые номера позиций означают одинаковые части. В этом варианте осуществления всю обессоленную сырую нефть перерабатывают аналогично тому, как описано для ФИГ. 2.

[0065] Тяжелое углеводородное сырье с широким интервалом кипения, такое как обессоленная сырая нефть 1, может быть подано в систему разделения 3. Система разделения 3 может представлять собой, например, встроенное устройство разделения (ВУР (ISD)), описанное выше, и включающую разделение и тепловую интеграцию. В системе разделения 3 обессоленная нефть 1 может быть разделена на две фракции, включающие: (a) 160°C- фракцию 5, которая не требует какого-либо кондиционирования и может быть использована в качестве сырья для секции паровой крекинг-установки 7; и (b) 160°C+ фракцию 8, которая может быть облагорожена в первой секции кондиционирования 27. Первая система кондиционирования 27 может быть спроектирована с одним или несколькими реакторами гидроочистки и/или гидрокрекинга, по меньшей мере, для частичного преобразования 160°C+ фракции и получения кондиционированного углеводородного потока 28. Поток 28 затем может быть подан во вторую систему разделения 29, такую как второе ВУР, которая может отделять более легкие, кондиционированные углеводороды в потоке 28 от более тяжелых углеводородов, которые могут быть неприемлемы для переработки в паровой крекинг-установке. Тяжелые углеводороды могут быть удалены из системы разделения 29 в виде потока ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива (ULSFO) 30. В некоторых вариантах система разделения 28 может давать легкую фракцию 31, имеющую 95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 160 до 490°C, и давать поток топлива ULSFO 30, имеющий соответствующую начальную температуру кипения или 5%-ную температуру начала кипения, например, 490°C+ углеводороды.

[0066] Легкая фракция 31 может быть подана во вторую секцию кондиционирования 32 для получения высокопарафинистого потока 16, приемлемого для переработки в секции парового крекинга 7, для производства химических потоков 23, таких как этилен, пропилен и бутены, наряду с другими, а также фракции более высококипящего пиролизного масла 25. Первая секция кондиционирования 27 и вторая секция кондиционирования 32 могут быть одинаковыми или разными и могут включать один или несколько реакторов гидроочистки и/или гидрокрекинга.

[0067] В некоторых вариантах осуществления реакторы кондиционирования 27 включают катализаторы гидроочистки (первая ступень кондиционирования), тогда как реакторы кондиционирования 32 включают катализаторы гидрокрекинга (вторая ступень кондиционирования). Кроме того, в некоторых вариантах первая ступень кондиционирования может включать реакторную зону, содержащую катализатор десульфуризации остатков. Кроме того, первая ступень кондиционирования в некоторых вариантах может включать катализаторы, ориентированные на снижение содержания полициклических ароматических углеводородов, кондиционируя в результате сырье для более легкой переработки в паровой крекинг-установке.

[0068] На ФИГ. 4 показана упрощенная технологическая схема системы преобразования всей сырой нефти и тяжелых углеводородов в соответствии с вариантами осуществления изобретения, где одинаковые номера позиций означают одинаковые части. В этом варианте всю обессоленную сырую нефть перерабатывают аналогично тому, как описано выше для ФИГ. 3. Тяжелое углеводородное сырье с широким интервалом кипения, такое как обессоленная сырая нефть 1, может быть подано в систему разделения 3. Система разделения 3 может представлять собой встроенное устройство разделения (ВУР), описанное выше, и включающую разделение и тепловую интеграцию. В системе разделения 3 обессоленная нефть 1 может быть разделена на три фракции, включающие: (a) 160°C- фракцию 5, которая не требует какого-либо кондиционирования и может быть использована в качестве сырья для секции паровой крекинг-установки 7; (b) 160-490°C фракцию 9, которая может быть облагорожена во второй секции кондиционирования 32; и (c) 490°C+ фракцию 15, переработанную секции кондиционирования 27, ВУР 29 и секции кондиционирования 32, как описано выше.

[0069] В некоторых вариантах осуществления поток среднего погона 9 (160-490°C) может быть переработан во второй системе кондиционирования с неподвижным слоем 32 отдельно от потока 31, извлеченного после кондиционирования и разделения 490°C+ потока.

[0070] Поток 490°C+ может быть переработан в первой системе кондиционирования с неподвижным слоем 27. Первая система кондиционирования 27 может быть спроектирована с одним или несколькими реакторами гидроочистки и/или гидрокрекинга, по меньшей мере, для частичного преобразования 490°C+ фракции в поток 28, содержащий ультранизкосернистое тяжелое топливо. Первая секция кондиционирования 27 и вторая секция кондиционирования 32 могут быть одинаковыми или разными и могут включать один или несколько реакторов гидроочистки и/или гидрокрекинга в зависимости от состава нефтяного сырья 1. Поток 28 затем может быть подан во вторую систему разделения 29, такую как второе ВУР, которая может отделять парафины и остающиеся олефины в потоке 28 от более тяжелых углеводородов. Тяжелые углеводороды могут быть удалены из системы разделения 29 в виде потока ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива (ULSFO) 30. Выходящий поток 31, который не был удален в виде потока ULSFO 30, может быть объединен с 160-490°С фракцией 9 с образованием объединенного углеводородного потока 33 и может быть облагорожен во второй секции кондиционирования 32, которая может содержать катализатор, предназначенный для эффективного кондиционирования объединенного углеводородного потока 33. Реакционные продукты 18 из системы кондиционирования с неподвижным слоем 32 могут быть затем совместно переработаны в секции паровой крекинг-установки 7 для преобразования в легкие олефины и другие ценные химические продукты.

[0071] Как описано выше, система кондиционирования с неподвижным слоем 27 может быть использована для кондиционирования 490°C+ фракции 15 отдельно от 160-490°C потока среднего погона 9, тогда как вторая система кондиционирования с неподвижным слоем 32 может быть использована для кондиционирования объединенных 160-490°C среднего погона и частично кондиционированной и отделенной 490°C+ фракции. В некоторых вариантах осуществления потоки могут быть переработаны в похожих реакторах гидроочистки и/или гидрокрекинга в каждой из первой и второй систем кондиционирования 27, 32, или реакторы гидроочистки и/или гидрокрекинга могут быть разными. Однако установлено, что что из-за природы подаваемых соединений для разных типов сырой нефти переработка на единственной реакционной линии может приводить к потоку с молекулами, которые содержат больше ароматических колец, чем молекулы в прямогонной фракции сортов сырой нефти Arab Light или Arab Extra Light в том же самом интервале кипения. Как результат, более жесткие условия гидроочистки могут быть необходимы, чтобы в достаточной степени насыщать молекулы, что оказывает негативное воздействие на срок службы катализатора гидроочистки и/или капитальные вложения. Если 490°С+ фракцию 15 перерабатывают совместно с прямогонной 160-490°С фракцией 9 в первой системе кондиционирования 27, время цикла работы для единственной линии гидроочистки может снижаться нежелательным образом и/или потребуется запасная линия гидроочистки, чтобы обеспечить устойчивый поток сырья на секцию парового крекинга, пока систему катализатора гидроочистки подвергают регенерации и/или замене. Вышеупомянутое также применимо к другим типам сырой нефти, таким как обессоленная нефть, конденсат, биогенетическая нефть, синтетическая нефть, трудноизвлекаемая нефть, тяжелые углеводороды, восстановленная сырая нефть и полученная из битума нефть.

[0072] Чтобы облегчить проблемы, связанные со сроком службы катализатора/временем цикла работы, стадия гидроочистки с неподвижным слоем может быть разделена, как показано на ФИГ. 4. Первая система кондиционирования 27 и вторая система разделения 29 могут быть предусмотрены, чтобы вначале переработать и удалить, по меньшей мере, некоторые из нежелательных тяжелых углеводородов, содержащих металлы, асфальтены и углеродистый остаток Конрадсона (CCR). Вторая система кондиционирования 32 затем может быть предусмотрена для переработки прямогонной фракции 160-490°C сырой нефти и оставшейся 490°C+ фракции. Обычно реакторы в первой системе кондиционирования могут иметь менее часто повторяющееся время цикла работы, чем время цикла работы реакторов во второй системе кондиционирования, которые могут иметь более частые периоды ремонта для замены катализатора, но прямогонная 160-490°С фракция и 490°C+ фракция могут быть объединены с первой системой кондиционирования (27) или второй системой кондиционирования (29) во время замены катализатора так, что для непрерывной работы запасная реакторная линия не требуется. Из-за временного отведения сырья воздействие на любую реакторную линию будет минимальным, и, следовательно, системы кондиционирования могут быть спроектированы так, чтобы подвергать гидроочистке и/или гидрокрекингу как прямогонную 160-490°С фракцию, так и 490°С+ фракцию таким образом, что время технологического простоя в период ремонта или в первой или во второй системах кондиционирования может быть сокращено. Кроме того, время цикла работы для первой системы кондиционирования может быть настроено так, чтобы оно было синхронизировано со временем цикла работы печей паровой крекинг-установки.

[0073] Как отмечалось выше, разное исходное сырье может допускать повышение границ кипения фракций, например, в некоторых вариантах повышение средней/высокой границы кипения фракции от 490 до 545°С. То же самое может быть верно относительно обработки в системе деасфальтизации растворителем, где более высококипящие углеводороды могут быть извлечены с деасфальтированным маслом и поданы в реактор гидроочистки для превращения в сырье, подходящее для парового крекинга. Однако относительно переработки высококипящей фракции (например, 490°С+ или 545°С+ фракции) в системе деасфальтизации растворителем установлено, что более низкая граница кипения фракции может быть более оптимальной, так как слишком высокие границы кипения могут потребовать использования дистиллятного нефтепродукта, чтобы производить топливо категории ULSFO.

[0074] Другие малоценные потоки нефтепереработки также могут переработаны в соответствии с вариантами осуществления изобретения для производства в конечном итоге более ценных продуктов. Такие потоки включают некоторые или все из следующих типов углеводородов: (i) легкий рецикловый газойль (ЛРГ (LCO)), такой как ЛРГ, производимый на установке ФКК (FCC), который может быть переработан с 160-490°C фракцией; (ii) тяжелый остаток каталитического крекинга, такой как тяжелый остаток каталитического крекинга, получаемый с установки ФКК, который может быть переработан с 490°C+ углеводородами; (iii) пек, такой как пек, полученный с узла деасфальтизации растворителем, который может быть переработан в первой системе кондиционирования с 490°C+ углеводородами; и/или (iv) пиролизное тяжелое топливо (ПирМ (Pyoil)), такое как пиролизное тяжелое топливо, получаемое из паровой крекинг-установки, включая поток пиролизного тяжелого топлива 25 из паровой крекинг-установки 7, и этот поток может быть переработан с 490°C+ углеводородами. Другие различные углеводородные потоки с аналогичными интервалами кипения также могут быть переработаны совместно с получением продуктов нефтехимии в системах, описанных в изобретении, где такие потоки могут включать легкую нафту, тяжелую нафту, неочищенную нефть, атмосферные остатки, вакуумные остатки, синтетическую сырую нефть и другие углеводородные потоки, содержащие тяжелые углеводороды. Границы кипения фракций также могут быть изменены в любом из ВУР с учетом меняющегося качества исходного сырья (то есть, с учетом металлов, асфальтенов и CCR). В вариантах осуществления, где обессоленная нефть имеет немного загрязнителей, начальные границы кипения фракций могут быть выше (то есть, выше 160°C), в результате чего снижается эксплуатационная нагрузка на катализатор в одной или нескольких системах кондиционирования. С другой стороны, в вариантах осуществления, где обессоленная нефть имеет высокое содержание загрязнителей, начальные границы кипения фракций могут быть понижены (то есть, ниже 160°C), в результате чего подают больше углеводородов через множество систем кондиционирования и второе ВУР для гидроочистки и/или удаления нежелательных тяжелых компонентов и увеличивают количество углеводородов интервала нафты, подаваемых на паровой крекинг.

[0075] Как кратко описано выше, варианты осуществления изобретения могут допускать прямой крекинг сырой нефти до химических продуктов с образованием легких углеводородов типа этилена и пропилена экономически выгодным способом без необходимости пропускания через обычные стадии очистки. Кроме того, прямое преобразование сырой нефти в химические продукты может помочь закрыть растущий разрыв между спросом и предложением на ключевые строительные блоки, обычно производимые в качестве сопутствующих продуктов (пропилен, бутадиен), за счет растущего смещения в направлении крекинга более легкого сырья, вызванного революцией сланцевого газа.

[0076] Интеграция технологических узлов в соответствии с вариантами осуществления изобретения может предоставить уникальную возможность для облагораживания всей сырой нефти, такой как нефть сорта Arab Light и нефть сорта Arab Extra Light, вместе с малоценными потоками нефтепереработки, такими как пиролизное масло (ПирМ (PyOil)), тяжелый остаток каталитического крекинга и легкий рецикловый газойль (ЛРГ (LCO)), до более ценных химических продуктов. Хотя кондиционирование сырья в соответствии с вариантами осуществления изобретения добавляет водород к компонентам сырья, а потребление водорода составляет дополнительные затраты для установки, общие преимущества при производстве химических продуктов, а не топлива, перевешивают эти дополнительные затраты. Вышеупомянутое также применимо к другим типам сырой нефти, таким как обессоленная нефть, конденсат, биогенетическая нефть, синтетическая нефть, трудноизвлекаемая нефть, тяжелые углеводороды, восстановленная сырая нефть и полученная из битума нефть.

[0077] В других вариантах осуществления может быть включен необязательный комплекс по переработке ароматических соединений. Например, комплекс по переработке ароматических соединений может быть использован для превращения 160-490°C фракции или ее части в ароматические соединения. Например, средний погон, например, фракция от 160 до 240°C, может быть переработан с преобразованием части находящихся в нем углеводородов в ароматические соединения, в то время как тяжелые компоненты могут быть направлены на паровую крекинг-установку для преобразования в химические продукты. Сырье комплекса по переработке ароматических соединений, полученное посредством начальной переработки и кондиционирования в соответствии с вариантами осуществления изобретения, может позволить различным переработчикам прекратить импорт неочищенной нафты (FRN).

[0078] Кроме того, в некоторых вариантах осуществления пиролизное масло, получаемое в узле парового крекинга, может быть разделено с извлечением фракции пиролизного бензина и одной или нескольких фракций тяжелых компонентов, таких как фракция пиролизного газойля и фракция пиролизного тяжелого топлива. Более легкая фракция пиролизного бензина может быть подана в узел переработки ароматических соединений, тогда как более тяжелые фракции могут быть использованы для получения топлива категории ULSFO, как отмечалось выше.

[0079] Как описано в отношении ФИГ. 2-4, системы разделения 3 или (3+29) могут представлять собой систему, показанную на ФИГ. 5, включающую разделение и тепловую интеграцию. После обессоливания нефть 1 может быть дополнительно подогрета в конвекционной секции нагревателя 500 с получением подогретой нефти 502. Подогретая нефть 502 может быть подана в сепаратор 504, что может способствовать отделению 160°C- фракции 5 от более тяжелых компонентов, извлеченных в потоке 506.

[0080] Оставшаяся 160°C+ фракция нефти 506 может быть подана в насос 508, который дает находящуюся под давлением 160°C+ фракцию нефти 510, которая может быть подана в теплообменник 512. Теплообменник ВУР 512 может подогревать 160°C+ фракцию нефти 510 относительно кубовых остатков 520 водородной горячей отпарной колонны, давая находящуюся под давлением и подогретую 160°C+ фракцию нефти 514. Находящаяся под давление и подогретая 160°C+ фракция нефти 514 затем может быть подана назад в нагреватель 500, где ее нагревают для облегчения отделения 160-490°C фракции от более тяжелой 490°C+ фракции. Нагретая 160°C+ фракция нефти 516 затем может быть подана на водородную горячую отпарную колонну 518. В водородной горячей отпарной колонне 518 160°C+ фракцию нефти дополнительно разделяют на 160-490°C фракцию 9 и кубовые остатки 520 водородной горячей отпарной колонны, которые содержат более тяжелые 490°C+ углеводороды. Кубовые остатки 520 водородной горячей отпарной колонны после охлаждения через непрямой теплообмен в теплообменнике 512 относительно находящейся под давлением 160°C+ фракции нефти 510 могут быть удалены из системы разделения 3 в виде 490°C+ фракции 15.

[0081] Водородная горячая отпарная колонна 518 может использовать подачу водорода 522 в качестве отпаривающей среды. Водородная горячая отпарная колонна 518 может быть введена в работу для обеспечения широкой гибкости в зависимости от природы исходной сырой нефти, которая подвергается переработке. Головные погоны отпарной колонны, которые представляют собой 160-490°C фракцию 9, могут быть охлаждены, чтобы извлечь водород, и направлены на промежуточные реакционные стадии гидроочистки при необходимости и как описано в связи с ФИГ. 1-3. Извлеченный водород может быть подан в находящийся ниже по потоку узел адсорбции с перепадом давления (АПД (PSA)) (не показан), после обработки амином (не показано), чтобы улучшить чистоту водорода. Водородный продукт узла АПД может быть сжат в компрессоре подпиточного водорода (не показан) с получением подпиточного водорода для одного или нескольких реакторов гидроочистки (ФИГ. 4), а также в качестве подачи горячего водорода 522.

[0082] Кубовый продукт 520 водородной горячей отпарной колонны (такой как 490°C+ погон) содержит наиболее проблемные соединения в перерабатываемой в сырой нефти, включающие асфальтены, металлы и CCR (углеродистый остаток Конрадсона). Избыточное количество металлов, CCR и асфальтенов во фракции высококипящего остатка приводит к быстрому загрязнению катализатора и увеличению перепада давления в реакторах с неподвижным слоем с нисходящим потоком, ограничивая как конверсию, так и продолжительность работы катализатора. После охлаждения относительно находящейся под давлением 160°C+ нефтяной фракции 510 поток 490°C+ (поток 15) может быть извлечен и переработан в установке гидрокрекинга остатков с кипящим слоем с циркуляцией жидкости, как описано на ФИГ. 4, вместе с любыми дополнительными малоценными потоками нефтепереработки, такими как поток пиролизного масла и/или поток тяжелого остатка каталитического крекинга.

[0083] За счет регулирования количества водорода 522, подаваемого в водородную горячую отпарную колонну 518, а также рабочих условий в водородной горячей отпарной колонне 518 и в нагревателе 500, границы кипения углеводородных фракций могут быть скорректированы так, что легкий погон 5 может быть направлен непосредственно в расположенную ниже по потоку паровую крекинг-установку, и средний погон 9 может иметь от небольшого до нулевого количества вредных соединений, которые могли бы быстро загрязнить реакторы кондиционирования с неподвижным слоем. Таким образом, система разделения 3 (с водородной горячей отпарной колонной 518) может концентрировать наиболее проблемные для переработки углеводороды в тяжелом погоне 15, который может быть направлен в реакторы кипящего слоя, которые могут работать при наиболее жестких условиях, тем самым сохраняя катализаторы в паровой крекинг-установке и в реакторах кондиционирования с неподвижным слоем.

[0084] Варианты осуществления, описанные в изобретении, предлагают стратегическую комбинацию подготовки нефтяного сырья, разделения сырой нефти, кондиционирования сырой нефти и технологии парового крекинга, чтобы максимально повысить выход высокоценных химических продуктов. В секции кондиционирования сырой нефти используют комбинацию гидроочистки с неподвижным слоем и циркуляцией жидкости для кондиционирования сырой нефти в подходящее сырье для паровой крекинг-установки и облагораживания малоценных потоков нефтепереработки. Варианты осуществления могут обеспечивать, например, выход нефтепродуктов или химических продуктов в интервале от 60 до 90% из расчета на всю исходную сырую нефть.

[0085] После обессоливания сырая нефть может быть разделена на три погона, включающие: 160°C- поток, 160-490°C поток и 490°C+ поток. Поток 160°C- не требует облагораживания и, следовательно, может быть направлен напрямую на установку парового крекинга. Поток 160-490°C легко перерабатывают в реакционной системе гидроочистки с неподвижным слоем, в которой сырье подвергают гидроочистке и превращают в нафту, создавая идеальное исходное сырье для паровой крекинг-установки.

[0086] В вариантах осуществления изобретения можно использовать одну или несколько реакций гидроочистки и/или гидрокрекинга и встроенное устройство разделения для удаления пека (асфальтенов) и металлов, тем самым увеличивая период работы процесса преобразования без загрязнения реакторов. В некоторых вариантах пек, асфальтены и металлы могут быть поданы в узел замедленного коксования для извлечения углерода, который находится в этих потоках.

[0087] Варианты осуществления, описанные в изобретении, могут предусматривать переработку, расположенную выше по потоку, чтобы перерабатывать всю сырую нефть и другие кипящие в широком интервале углеводороды в паровой крекинг-установке, причем варианты осуществления общих интегрированных процессов могут быть выполнены с возможностью иметь общий период работы. Это может быть выполнено за счет наличия переключения, или отключения, от одной системы кондиционирования на другую, чтобы минимизировать общее время простоя системы во время регенерации катализатора, технического обслуживания или очистки. Кроме того, такие варианты осуществления могут исключать потребность в использовании во время регенерации катализатора параллельных реакционных линий или резервных технологических узлов как при переработке углеводородов среднего интервала, так и при переработке высококипящих остатков.

[0088] Кроме того, реакторы гидроочистки и гидрокрекинга в каждой из первой и второй систем кондиционирования могут быть подобраны по размерам так, чтобы они имели периоды работы, одинаковые с узлом парового крекинга. Такие конфигурации могут дополнительно обеспечить сокращение времени простоя, так как очистка, техническое обслуживание и регенерация катализатора могут быть выполнены все одновременно в многочисленных реакционных системах. Без таких конструктивных решений эти операции могут давать увеличенное время простоя, когда ректоры в системе кондиционирования, например, отключают для регенерации катализатора, тогда как катализаторы во второй системе кондиционирования все еще сохраняют >50% срока службы.

[0089] Кроме того, предотвращение уноса тяжелых материалов на переднем крае способов разделения может снизить затраты и может приводить к менее сложным технологическим схемам, как показано и описано в изобретении. Кроме того, предотвращение уноса может гарантировать работоспособность и технологичность в системах кондиционирования сырой нефти и в паровой крекинг-установке, что позволяет снижать общие капитальные затраты при достижении высокого выхода химических продуктов.

[0090] Как описано выше, варианты осуществления изобретения могут разделять обессоленную сырую нефть или другие ширококипящие углеводороды на различные фракции, чтобы эффективно кондиционировать соответствующие фракции с получением исходного сырья, подходящего для преобразования в паровой крекинг-установке. Из-за широкого спектра исходного сырья, которое может быть переработано в соответствии с вариантами осуществления, в зависимости от исходного сырья, катализаторов кондиционирования, объемов реактора и других факторов для данной установки может быть более предпочтительно обосновывать конкретные границы кипения фракций на основании одного или дополнительных нескольких свойств исходного сырья. Например, конкретные границы кипения фракции могут быть скорректированы на основании одного или нескольких свойств или дополнительных свойств нефтяного сырья, таких как плотность сырой нефти в градусах АНИ (API gravity), индекс корреляции горного Бюро (ИКГБ) (Bureau of Mines Correlation Index (BMCI)), содержание водорода, содержание азота, содержание серы, вязкость, микроуглеродистый остаток (microcarbon residue, MCRT) и/или общее содержание металлов, наряду с другими свойствами исходного сырья.

[0091] Разное исходное сырье, полезное в вариантах осуществления изобретения, такое как неочищенная сырая нефть, обессоленная нефть, конденсат, биогенетическая нефть, синтетическая нефть, трудноизвлекаемая нефть, тяжелые углеводороды, восстановленная нефть и полученная из битума нефть, могут иметь одно или нескольких из следующих свойств, включающих: плотность в градусах АНИ между 4 и 60°, ИКГБ от 20 до 85, содержание водорода от 9,0 до 14,5% масс. (или от 90000 до 145000 ppm), содержание азота от 0,02 до 0,95% масс. (или от 200 до 9500 ppm), содержание серы от 0,009 до 6,0% масс. (или от 90 до 60000 ppm), вязкость при 40°C от 95 до 5500 сантистокс (сСт), MCRT от 5 до 35% масс., и/или могут иметь общее содержание металлов от <1 до 1000 ppm.

[0092] Начальное разделение сырой нефти может быть проведено и отрегулировано так, чтобы легкий, средний и тяжелый погоны имели определенные свойства с тем, чтобы легкий погон мог идти на паровую крекинг-установку без переработки или с минимальной промежуточной переработкой. Кроме того, могут быть получены и скорректированы погоны от среднего до тяжелого погонов с тем, чтобы средний погон и тяжелый погон имели соответствующие и/или предпочтительные свойства сырья и разновидности углеводородов, чтобы их можно было эффективно и полноценно кондиционировать в реакторах кондиционирования среднего и тяжелого погонов.

[0093] Индекс корреляции горного Бюро (ИКГБ (BMCI))

[0094] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь ИКГБ меньше чем 20. В других вариантах осуществления легкий погон может иметь ИКГБ меньше чем 15. В еще одних вариантах осуществления легкий погон может иметь ИКГБ меньше чем 10 или даже меньше чем 5. В некоторых вариантах средний погон может иметь ИКГБ меньше 40, например, меньше 35, меньше 30 или меньше 25. В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может иметь ИКГБ больше чем 30, например, больше 35, больше 40, больше 45, больше 50 или больше 55.

[0095] Соответственно, в некоторых вариантах осуществления легкий погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно от 90 до 300°C, например, может иметь ИКГБ меньше чем 20; в других вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 110°C или приблизительно вплоть до 250°C, например, легкий погон может иметь ИКГБ меньше чем 10; в еще одних вариантах, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 130°C или приблизительно вплоть до 220°C, например, легкий погон может иметь ИКГБ меньше чем 5. В некоторых вариантах, где легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения ниже приблизительно 160°C, легкий погон может иметь ИКГБ меньше чем 5. Хотя ИКГБ может меняться для разного сырья при любой данной температуре погона, низкий ИКГБ, например, меньше чем 10 или меньше чем 5, как установлено, улучшает перерабатываемость легких углеводородов в узле парового пиролиза без необходимости промежуточной обработки. Легкие погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, например, могут ориентироваться на ИКГБ меньше 10, и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на ИКГБ меньше 6 или меньше 5,5.

[0096] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь ИКГБ приблизительно между 5 и 50. Например, средний погон может иметь ИКГБ в интервале от нижней границы 5, 10, 15, 20 или 25 до верхней границы 10, 15, 20, 25, 30, 40 или 50. Средний погон, например, имеющий ИКГБ между 10 и 30, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении. Средние погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на ИКГБ в интервале приблизительно от 20 до 30 и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на ИКГБ в интервале приблизительно от 15 до 30.

[0097] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь ИКГБ больше 30. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь ИКГБ больше 40. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь ИКГБ больше чем 50. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь ИКГБ больше 55. Тяжелый погон, например, имеющий ИКГБ больше чем приблизительно 40, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении. Тяжелые погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на ИКГБ в интервале приблизительно от 50 до 60 и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на ИКГБ в интервале приблизительно от 25 до 40.

[0098] Плотность в градусах АНИ (API)

[0099] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 10°. В других вариантах осуществления легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 15°. В еще одних вариантах осуществления легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 20°, больше чем 30° или даже больше чем 40°. В некоторых вариантах осуществления средний погон может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 10° и меньше чем 40°, например, от нижней границы 10°, 15°, 20°, 25° или 30° до верхней границы 25°, 30°, 35°, 40°, 45° или 50°. В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может иметь плотность в градусах АНИ меньше 40°, например, меньше 35°, меньше 25°, меньше 20°, меньше 15° или меньше 10°.

[00100] Соответственно, в некоторых вариантах осуществления легкий погон, включающий углеводороды, имеющие, например, температуру кипения приблизительно вплоть до 300°C, может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 10°; в других вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения, например, приблизительно вплоть до 250°C, легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 20°; в еще одних вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения, например, приблизительно вплоть до 220°C, легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ больше чем 40°. В некоторых вариантах осуществления, где легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения ниже приблизительно 160°C, легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ больше 60°. Хотя плотность в градусах АНИ может меняться для различного сырья при любой данной температуре погона, плотность в градусах АНИ, например, больше 40°, больше 50° или больше 60°, как установлено, улучшает перерабатываемость легких углеводородов в узле парового пиролиза без необходимости промежуточной обработки. Легкие погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на плотность в градусах АНИ больше чем 65° и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на плотность в градусах АНИ больше чем 60°.

[00101] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно между 5 и 50°. Например, средний погон может иметь плотность в градусах АНИ от нижней границы 5°, 10°, 15°, 20° или 25° до верхней границы 10°, 15°, 20°, 25°, 30°, 40° или 50°. Средний погон, имеющий, например, плотность в градусах АНИ между 20° и 40°, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении. Средние погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 30° до 35°, и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться на плотность в градусах АНИ, например, в интервале приблизительно от 35° до 40°.

[00102] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь плотность в градусах АНИ меньше чем приблизительно 40°. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь плотность в градусах АНИ меньше чем приблизительно 20°. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь плотность в градусах АНИ меньше чем приблизительно 10°. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон, например, может иметь плотность в градусах АНИ меньше чем 7°. Тяжелый погон, имеющий, например, плотность в градусах АНИ меньше чем приблизительно 20°, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении. Тяжелые погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 5° до 10° и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 10° до 20°.

[00103] Содержание водорода

[00104] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание водорода больше чем 12% масс. В других вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание водорода больше чем 13% масс. В еще одних вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание водорода больше чем 13,5% масс., больше чем 14% масс. или даже больше чем 15% масс. В некоторых вариантах средний погон может иметь содержание водорода больше чем 11% масс. и меньше чем 14% масс., например, от нижней границы 11, 11,5, 12,0, 12,5 или 13,0% масс. до верхней границы 12,0, 12,5, 13,0, 13,5, 14,0 или 14,5% масс. В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может иметь содержание водорода меньше 13% масс., например, меньше 12,5% масс., меньше 12% масс., меньше 11,5% масс. или меньше 11% масс.

[00105] Соответственно, в некоторых вариантах осуществления легкий погон, включающий углеводороды, имеющие, например, температуру кипения приблизительно вплоть до 300°C, может иметь содержание водорода больше чем 13% масс.; в других вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие, например, температуру кипения приблизительно вплоть до 250°C, легкий погон может иметь содержание водорода больше чем 13,5% масс.; в еще одних вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие, например, температуру кипения приблизительно вплоть до 220°C, легкий погон может иметь содержание водорода больше чем 14,0% масс. В некоторых вариантах осуществления, где легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения ниже приблизительно 160°C, легкий погон может иметь содержание водорода больше чем 14,5% масс. Хотя содержание водорода может меняться для различного сырья при любой данной температуре погона, содержание водорода, например, больше 13% масс., больше 14% масс. или больше 14,5% масс., как установлено, улучшает перерабатываемость легких углеводородов в узле парового пиролиза без необходимости промежуточной обработки. Легкие погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание водорода больше чем 14,5% масс. и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание водорода больше чем 14% масс.

[00106] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь содержание водорода приблизительно между 11,5 и 14,5% масс. Средний погон, имеющий, например, содержание водорода между 12 и 13,5% масс., как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении. Средние погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание водорода в интервале приблизительно от 12,5 до 13,5% масс., и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание водорода в интервале приблизительно от 13,0 до 14,0% масс.

[00107] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь содержание водорода меньше чем приблизительно 13% масс. В некоторых вариантах осущетсвления содержание водорода находится в интервале приблизительно от 12 до 14% масс. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь содержание водорода меньше чем приблизительно 12,5% масс. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь содержание водорода меньше чем приблизительно 12,0% масс. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь, например, содержание водорода меньше чем 11% масс. Тяжелый погон, имеющий, например, содержание водорода меньше чем приблизительно 12% масс., как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении. Тяжелые погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание водорода в интервале приблизительно от 10 до 11% масс., и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание водорода в интервале приблизительно от 11 до 12% масс.

[00108] Содержание азота

[00109] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание азота меньше чем 100 ppm, например, меньше чем 50 ppm или меньше чем 30 ppm. В других вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание азота меньше чем 25 ppm. В еще одних вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание азота меньше 20 ppm, меньше 15 ppm, меньше 10 ppm, меньше 5 ppm, меньше 3 ppm, меньше 1 ppm или даже меньше 0,5 ppm. В некоторых вариантах осуществления средний погон может иметь содержание азота больше чем 1 ppm и меньше чем 1000 ppm, например, от нижней границы 1, 5, 10, 50, 100, 250 или 500 ppm до верхней границы 50, 100, 250, 500 или 1000 ppm. В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может иметь содержание азота больше чем 10 ppm, например, больше 25 ppm, больше 50 ppm, больше 100 ppm, больше 150 ppm, больше 200 ppm, больше 250 ppm, больше 500 ppm, больше 1000 ppm, больше 1500 ppm, больше 2000 ppm или больше 2500 ppm.

[00110] Соответственно, в некоторых вариантах осуществления легкий погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 300°C, может иметь, например, содержание азота меньше чем 0,01% масс. или 100 ppm; в других вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 250°C, легкий погон может иметь содержание азота меньше чем 0,001% масс. или 10 ppm; в еще одних вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 220°C, например, легкий погон может иметь содержание азота меньше чем 0,0001% масс. или 1 ppm. В некоторых вариантах осуществления, где легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения ниже приблизительно 160°C, легкий погон может иметь содержание азота меньше чем приблизительно 0,00003% масс. или 0,3 ppm. Хотя содержание азота может меняться для различного сырья при любой данной температуре погона, содержание азота, например, меньше чем приблизительно 100 ppm, меньше чем 10 ppm или меньше чем 1 ppm, как установлено, улучшает способность к преобразованию легких углеводородов в узле парового пиролиза без необходимости промежуточной обработки. Легкие погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание азота меньше чем 1 ppm, и в случае сортов нефти Arab extra light также могут ориентироваться, например, на содержание азота меньше чем 1 ppm.

[00111] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь содержание азота, например, приблизительно между 10 и 250 ppm. Средний погон, имеющий, например, содержание азота между 20 и 250 ppm, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении. Средние погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание азота в интервале приблизительно от 200 до 300 ppm и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание азота в интервале приблизительно от 100 до 150 ppm.

[00112] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь содержание азота больше чем приблизительно 0,001% масс. или 10 ppm. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь содержание азота больше чем приблизительно 0,005% масс. или 50 ppm. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь содержание азота больше чем приблизительно 0,01% масс. или 100 ppm. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь содержание азота, например, больше чем 2500 ppm. Тяжелый погон, имеющий содержание азота, например, больше чем приблизительно 100 ppm, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении. Тяжелые погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание азота в интервале приблизительно от 2000 до 3000 ppm и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание азота в интервале приблизительно от 1000 до 2000.

[00113] Содержание серы

[00114] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание серы меньше чем 10000 ppm, например, меньше чем 5000 ppm или меньше чем 1000 ppm. В других вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание серы меньше чем 750 ppm. В еще одних вариантах осуществления легкий погон может иметь содержание серы меньше 500 ppm, меньше 250 ppm или даже меньше 100 ppm. В некоторых вариантах осуществления средний погон может иметь содержание серы больше чем 500 ppm и меньше чем 10000 ppm, например, от нижней границы 500, 750, 1000, 1500, 2000, 2500 или 5000 ppm до верхней границы 1000, 2000, 5000, 10000, 15000 или 20000 ppm. В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может иметь содержание серы больше чем 1000 ppm, например, больше 2500 ppm, больше 5000 ppm, больше 10000 ppm, больше 15000 ppm, больше 20000 ppm, больше 25000 ppm, больше 30000 ppm, больше 35000 ppm, больше 40000 ppm, больше 45000 ppm или больше 50000 ppm.

[00115] Соответственно, в некоторых вариантах осуществления легкий погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 300°C, например, может иметь содержание серы 1% масс. или 10000 ppm; в других вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие, например, температуру кипения приблизительно вплоть до 250°C, легкий погон может иметь содержание серы меньше чем 0,5% масс. или 5000 ppm; в еще одних вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие, например, температуру кипения приблизительно вплоть до 220°C, легкий погон может иметь содержание серы меньше чем 0,1% масс. или 1000 ppm. В некоторых вариантах осуществления, где легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения ниже приблизительно 160°C, легкий погон может иметь содержание серы меньше чем приблизительно 750 ppm или меньше чем 500 ppm. Хотя содержание серы может меняться для различного сырья при любой данной температуре погона, содержание серы, например, меньше чем приблизительно 600 ppm, как установлено, улучшает способность к преобразованию легких углеводородов в узле парового пиролиза без необходимости промежуточной обработки. Легкие погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание серы меньше чем 750 ppm, и в случае сортов нефти Arab extra light также могут ориентироваться, например, на содержание серы меньше чем 500 ppm.

[00116] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь содержание серы, например, приблизительно между 100 и 20000 ppm. Средний погон, имеющий содержание серы, например, между 2000 и 15000 ppm, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении. Средние погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание серы в интервале приблизительно от 6000 до 12000 ppm и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание серы в интервале приблизительно от 5000 до 10000 ppm.

[00117] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь содержание серы больше чем приблизительно 0,1% масс. или 1000 ppm. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь содержание серы больше чем приблизительно 0,5% масс. или 5000 ppm. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь содержание серы больше чем приблизительно 1% масс. или 10000 ppm. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь содержание серы, например, больше чем 25000 ppm. Тяжелый погон, имеющий содержание серы, например, больше чем приблизительно 10000 ppm, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении. Тяжелые погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на содержание серы в интервале приблизительно от 30000 до 50000 ppm и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на содержание серы в интервале приблизительно от 20000 до 30000.

[00118] Вязкость

[00119] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь вязкость, измеренную при 40°C в соответствии со стандартом ASTM D445, меньше чем 10 сСт. В других вариантах осуществления легкий погон может иметь вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 5 сСт. В еще одних вариантах осуществления легкий погон может иметь вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 1 сСт. В некоторых вариантах осуществления тяжелый погон может иметь вязкость, измеренную при 100°C в соответствии со стандартом ASTM D445, больше чем 10 сСт, например, больше 20 сСт, больше 35 сСт, больше 50 сСт, больше 75 сСт или больше 100 сСт. В разных вариантах осуществления средний погон может иметь вязкость, промежуточную вязкости легкого и тяжелого погонов.

[00120] Соответственно, в некоторых вариантах осуществления легкий погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 300°C, например, может иметь вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 10 сСт; в других вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 250°C, например, легкий погон может иметь вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 5 сСт; в еще одних вариантах осуществления, например, когда легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения приблизительно вплоть до 220°C, например, легкий погон может иметь вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 1 сСт. В некоторых вариантах осуществления, где легкий погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения ниже приблизительно 160°C, легкий погон может иметь вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 0,75 сСт. Хотя вязкость может меняться для различного сырья при любой данной температуре погона, низкая вязкость, например, меньше чем 10 сСт, как установлено, улучшает перерабатываемость легких углеводородов в узле парового пиролиза без необходимости промежуточной обработки. Легкие погоны для сортов нефти Arab light, перерабатываемых в соответствии с вариантами осуществления изобретения, могут ориентироваться, например, на вязкость меньше чем 0,55 сСт и в случае сортов нефти Arab extra light могут ориентироваться, например, на вязкость меньше чем 0,6 сСт.

[00121] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 10 сСт. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 50 сСт. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 100 сСт. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь вязкость, например, больше чем 375 сСт. Тяжелый погон, имеющий вязкость, например, больше чем приблизительно 40 сСт, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении.

[00122] Микроуглеродистый остаток (MCRT)

[00123] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь только следовые количества, или не поддающиеся определению количества, микроуглеродистого остатка (MCRT). В некоторых вариантах осуществления средний погон может иметь MCRT меньше чем 5% масс., например, меньше 3% масс., меньше 1% масс. или меньше 0,5% масс. В некоторых вариантах тяжелый погон может иметь MCRT больше чем 0,5% масс., например, больше 1% масс., больше 3% масс., больше 5% масс. или больше 10% масс.

[00124] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь MCRT приблизительно между 0% масс. (следовые или неподдающиеся измерению количества) и 1% масс. Средний погон, имеющий ничтожный MCRT, например, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении.

[00125] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь MCRT больше чем 0,5% масс. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь MCRT больше чем 1% масс. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь MCRT больше чем 5% масс. В вариантах осуществления, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь MCRT, например, больше чем 15% масс. Тяжелый погон, имеющий MCRT, например, больше чем приблизительно 1% масс., как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении.

[00126] Содержание металлов

[00127] В некоторых вариантах осуществления легкий погон может иметь только следовые количества, или не поддающиеся определению количества, металлов. В некоторых вариантах осуществления средний погон может иметь содержание металлов вплоть до 50 ppm, например, меньше 30 ppm, меньше 10 ppm или меньше 1 ppm. В некоторых вариантах тяжелый погон может иметь содержание металлов больше чем 1 ppm, например, больше 10 ppm, больше 20 ppm, больше 35 ppm или больше 50 ppm.

[00128] В некоторых вариантах осуществления средний погон, включающий углеводороды, имеющие нижнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 90 до 300°C и верхнюю температуру кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, может иметь содержание металлов приблизительно между 0 ppm (следовые или не поддающиеся измерению количества) и 5 ppm, например, от больше чем 0 до 1 ppm. Средний погон, имеющий ничтожное содержание металлов, например, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки с использованием относительно умеренных условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования среднего погона способов, описанных в изобретении.

[00129] В разных вариантах осуществления тяжелый погон, включающий углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 300°C, может иметь содержание металлов больше чем 1 ppm. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 350°C, тяжелый погон может иметь содержание металлов больше чем 10 ppm. Когда тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 400°C, тяжелый погон может иметь содержание металлов больше 50 ppm. В вариантах, где тяжелый погон включает углеводороды, имеющие температуру кипения выше приблизительно 490°C, тяжелый погон может иметь, например, содержание металлов больше 75 ppm. Тяжелый погон, имеющий содержание металлов, например, больше чем приблизительно 10 ppm, как установлено, может быть преобразован в сырье для паровой крекинг-установки при использовании более жестких условий деструктивного гидрирования в секции кондиционирования тяжелого погона способов, описанных в изобретении.

[00130] В качестве примера, поток сырой нефти сорта Arab Light может быть разделен на стадии начального разделения с получением желаемых легкого, среднего и тяжелого погонов. Без привязки к какой-либо конкретной теории считают, что легкий погон может представлять собой 160°C- фракцию с 5% фракции, имеющими температуру кипения ниже 36°C и 95% фракции, имеющими температуру кипения ниже 160°C (только 5% фракции будет иметь температуру кипения выше 160°C). Легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно 65,5°, может иметь ИКГБ приблизительно 5,2, может иметь содержание водорода приблизительно 14,8% масс. (или 148000 ppm), может иметь содержание азота меньше чем 0,00003% масс. (или 0,3 ppm), может иметь содержание серы приблизительно 0,0582% масс. (или 582 ppm), может иметь вязкость при 40°C приблизительно 0,5353 сантистокс (сСт) и может иметь только следовые количества MCRT и общего содержания металлов. Средний погон может представлять собой фракцию от 160 до 490°C с 5% фракции, имеющими температуру кипения ниже 173°C, и 95% фракции, имеющими температуру кипения ниже 474°C (только 5% фракции будет иметь температуру кипения выше 474°C). Средний погон может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно 33,6°, может иметь ИКГБ приблизительно 25, может иметь содержание водорода приблизительно 12,83% масс. (или 128300 ppm), может иметь содержание азота меньше чем 0,0227% масс. (или 227 ppm), может иметь содержание серы приблизительно 0,937% масс. (или 9370 ppm), может иметь вязкость при 100°C приблизительно 1,58 сантистокс (сСт), может иметь MCRT 0,03% масс. и может иметь только следовые количества общего содержания металлов. Тяжелый погон может представлять собой 490°C+ фракцию с 5% фракции, имеющей температуру кипения ниже 490°C, и 95% фракции, имеющей температуру кипения ниже 735°C (только 5% фракции будет иметь температуру кипения выше 735°C). Тяжелый погон может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно 8,2°, может иметь ИКГБ приблизительно 55, может иметь содержание водорода приблизительно 10,41% масс. (или 104100 ppm), может иметь содержание азота меньше чем 0,2638% масс. (или 2368 ppm), может иметь содержание серы приблизительно 3,9668% масс. (или 39668 ppm), может иметь вязкость при 100°C, приблизительно 394,3 сантистокс (сСт), может иметь MCRT 17,22% масс. и может иметь общее содержание металлов 79,04 ppm.

[00131] В качестве другого примера, поток сырой нефти сорта Arab Extra Light может быть разделен на стадии начального разделения с получением желаемых легкого, среднего и тяжелого погонов. Без привязки к какой-либо конкретной теории считают, что легкий погон может представлять собой 160°C- фракцию с 5% фракции, имеющей температуру кипения ниже 54°C, и 95% фракции, имеющей температуру кипения ниже 160°C (только 5% фракции будет иметь температуру кипения выше 160°C). Легкий погон может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно 62°, может иметь ИКГБ приблизительно 9,09, может иметь содержание водорода приблизительно 14,53% масс. (или 145300 ppm), может иметь содержание азота меньше чем 0,00003% масс. (или 0,3 ppm), может иметь содержание серы приблизительно 0,0472% масс. (или 472 ppm), может иметь вязкость при 40°C приблизительно 0,58 сантистокс (сСт) и может иметь только следовые количества MCRT и общего содержания металлов. Средний погон может представлять собой фракцию от 160 до 490°C с 5% фракции, имеющей температуру кипения ниже 169°C, и 95% фракции, имеющей температуру кипения ниже 456°C (только 5% фракции будет иметь температуру кипения выше 474°C). Средний погон может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно 36,1°, может иметь ИКГБ приблизительно 21,22, может иметь содержание водорода приблизительно 13,38% масс. (или 133800 ppm), может иметь содержание азота меньше чем 0,01322% масс. (или 1322 ppm), может иметь содержание серы приблизительно 0,9047% масс. (или 9047 ppm), может иметь вязкость при 100°C приблизительно 1,39 сантистокс (сСт) и может иметь только следовые количества MCRT и общего содержания металлов. Тяжелый погон может представлять собой 490°C+ фракцию с 5% фракции, имеющей температуру кипения ниже 455°C, и 95% фракции, имеющей температуру кипения ниже 735°C (только 5% фракции будет иметь температуру кипения выше 735°C). Тяжелый погон может иметь плотность в градусах АНИ приблизительно 15,1°, может иметь ИКГБ приблизительно 33,28, может иметь содержание водорода приблизительно 11,45% масс. (или 114500 ppm), может иметь содержание азота меньше чем 0,1599% масс. (или 1599 ppm), может иметь содержание серы приблизительно 2,683% масс. (или 26830 ppm), может иметь вязкость при 100°C приблизительно 48,79 сантистокс (сСт), может иметь MCRT 9,53% масс. и может иметь общее содержание металлов 58,45 ppm.

[00132] Хотя различные свойства описаны относительно сортов нефти Arab Light и Arab Extra Light, вышеупомянутое также применимо к другим типам сырой нефти, таким как обессоленная нефть, конденсат, биогенетическая нефть, синтетическая нефть, трудноизвлекаемая нефть, тяжелые углеводороды, восстановленная сырая нефть и битумная нефть.

[00133] Варианты осуществления изобретения подразумевают регулирование разных границ кипения фракций и условий реактора на основании одного или нескольких из вышеупомянутых свойств. Способы в соответствии с вариантами осуществления изобретения могут оценивать исходное нефтяное сырье, которое должно быть использовано, измеряя одно или несколько из разных свойств поступающего сырья. На основании одного или нескольких свойств границы кипения фракций, типы катализатора (для реакторов с подвижным слоем), давление, температуры, объемная скорость, скорость подачи водорода и другие переменные могут быть скорректированы для более эффективного и рационального использования конфигурации реактора, чтобы поддерживать первичное, близкое к оптимальному или оптимальное кондиционирование исходного сырья и различных погонов до желаемого исходного сырья для паровой крекинг-установки.

[00134] Например, кипящий слой, который принимает тяжелый погон, может обладать способностью перерабатывать некоторое количество углеводорода, имеющего содержание серы меньше 40000 ppm. Если конкретный 490°C+ тяжелый погон будет иметь содержание серы больше 40000 ppm, производительность кипящего слоя может быть понижена. Соответственно, граница кипения тяжелого погона может быть понижена до 465°C+, например, чтобы иметь содержание серы меньше чем 40000 ppm. Кроме того, если конкретная фракция 160-490°C среднего погона имеет, например, содержание водорода больше 14% масс. и содержание азота, серы, MCRT и всех металлов является приемлемо низким, фракция легкого погона может быть расширена (например, от 160°C- до 190°C-), чтобы направить большее количество всей сырой нефти непосредственно на паровую крекинг-установку. С другой стороны, если средний погон содержит, например, мало водорода и/или содержание серы, азота, MCRT и/или всех металлов не является достаточно низким, легкий погон может быть сужен (например, от 160°C- до 130°C-), чтобы дополнительный средний погон мог быть переработан на стадиях кондиционирования с неподвижным слоем.

[00135] Как описано выше, варианты осуществления, рассмотренные в изобретении, могут относится к одному или нескольким из следующих вариантов осуществления.

[00136] Вариант осуществления 1: Способ преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

подачу углеводородного исходного сырья в нагреватель с получением подогретого углеводородного исходного сырья;

разделение подогретого углеводородного исходного сырья в сепараторе на легкокипящую фракцию и промежуточную фракцию;

подачу промежуточной фракции назад в нагреватель с получением нагретой промежуточной фракции;

подачу потока водорода в водородную горячую отпарную колонну;

разделение нагретой промежуточной фракции в водородной горячей отпарной колонне на среднекипящую фракцию и фракцию кубовых остатков водородной горячей отпарной колонны; и

охлаждение фракции кубовых остатков водородной горячей отпарной колонны посредством непрямого теплообмена относительно промежуточной фракции с получением фракции высококипящего остатка;

гидроочистку фракции высококипящего остатка в первой системе гидроочистки с получением гидроочищенного выходящего потока;

разделение гидроочищенного выходящего потока во встроенном устройстве разделения с получением ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива и гидроочищенной фракции;

гидрокрекинг гидроочищенной фракции во второй системе гидроочистки с получением сырьевого потока паровой крекинг-установки;

подачу сырьевого потока паровой крекинг-установки и легкокипящей фракции в паровую крекинг-установку для преобразования находящихся в них углеводородов в один или несколько легких олефинов и пиролизное масло.

[00137] Вариант осуществления 2: Способ варианта осуществления 1, в котором легкокипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C;

содержание водорода, по меньшей мере, 14% масс.;

ИКГБ меньше чем 5;

плотность в градусах АНИ больше чем 40°;

содержание серы меньше чем 1000 ppm;

содержание азота меньше чем 10 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 1 сСт;

меньше чем 1% масс. MCRT; и

меньше чем 1 ppm всех металлов.

[00138] Вариант осуществления 3: Способ варианта осуществления 1 или варианта осуществления 2, в котором среднекипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C;

95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C;

содержание водорода в интервале приблизительно от 12 до 14% масс.;

ИКГБ в интервале приблизительно от 5 до меньше чем 50;

плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 10° до 40°;

содержание серы в интервале приблизительно от 1000 до 10000 ppm;

содержание азота в интервале приблизительно от 1 до 100 ppm;

вязкость, измеренную при 40°C, больше чем 1 сСт;

меньше чем 5% масс. MCRT; и

меньше чем 50 ppm всех металлов.

[00139] Вариант осуществления 4: Способ по любому из вариантов осуществления 1-3, в котором фракция высококипящего остатка имеет два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C;

содержание водорода меньше чем 12% масс.;

ИКГБ больше чем 50;

плотность в градусах АНИ меньше чем 10°;

содержание серы больше чем 10000 ppm;

содержание азота больше чем 100 ppm;

вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 100 сСт;

больше чем 5% масс. MCRT; и

больше чем 50 ppm всех металлов.

[00140] Вариант осуществления 5: Способ по любому из вариантов осуществления 1-4, в котором общее производство химических продуктов из сырья составляет, по меньшей мере, 65% масс. из расчета на общее количество произведенных олефинов по сравнению со общим объемом подачи исходного сырья.

[00141] Вариант осуществления 6: Способ по любому из вариантов осуществления 1-5, в котором деструктивное гидрирование фракции высококипящего остатка включает преобразование углеводородов во фракции высококипящего остатка в один или несколько углеводородов интервала нафты.

[00142] Вариант осуществления 7: Способ по любому из вариантов осуществления 1-6, в котором часть фракции высококипящего остатка, не преобразованную в углеводороды интервала нафты, отделяют во втором встроенном устройстве разделения в виде ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива.

[00143] Вариант осуществления 8: Способ варианта осуществления 1, дополнительно включающий гидрокрекинг среднекипящей фракции.

[00144] Вариант осуществления 9: Способ варианта осуществления 8, дополнительно включающий объединение среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции перед гидрокрекингом во второй системе гидроочистки.

Во варианте осуществления деструктивное гидрирование включает преобразование углеводородов в объединенных среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции преимущественно в крекируемые водяным паром продукты.

[00145] Вариант осуществления 10: Способ варианта осуществления 1, в котором деструктивное гидрирование фракции высококипящего остатка включает введение в контакт фракции высококипящего остатка с катализатором десульфуризации остатков.

[00146] Вариант осуществления 11: Способ варианта осуществления 1, дополнительно включающий подачу части среднекипящей фракции в комплекс по переработке ароматических соединений с получением ароматических соединений и подачу второй более тяжелой части среднекипящей фракции в паровую крекинг-установку.

[00147] Вариант осуществления 12: Способ варианта осуществления 8, в котором гидрокрекинг среднекипящей фракции включает преобразование углеводородов в среднекипящей фракции преимущественно в углеводороды интервала нафты.

[00148] Вариант осуществления 13: Система преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов, и эта система включает:

первое встроенное устройство разделения для разделения углеводородного исходного сырья, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, среднекипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

первую систему гидроочистки, выполненную с возможностью гидроочистки фракции высококипящего остатка и производства гидроочищенного выходящего потока;

второе встроенное устройство разделения, выполненное с возможностью разделения гидроочищенного и гидрокрекированного выходящего потока и производства ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива и гидроочищенной фракции;

вторую систему гидроочистки, выполненную с возможностью гидрокрекинга гидроочищенной фракции и производства сырьевого потока паровой крекинг-установки;

паровую крекинг-установку для преобразования сырьевого потока паровой крекинг-установки и легкокипящей фракции в один или несколько легких олефинов и пиролизное масло.

[00149] Вариант осуществления 14: Система варианта осуществления 13, в котором первое встроенное устройство разделения выполнено с возможностью давать легкокипящую фракцию, содержащую углеводороды, имеющие температуру кипения меньше чем приблизительно 160°С, и фракцию высококипящего остатка, содержащую углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 160°С.

[00150] Вариант осуществления 15: Система варианта осуществления 13, в котором первое встроенное устройство разделения выполнено с возможностью давать легкокипящую фракцию, содержащую углеводороды, имеющие температуру кипения меньше чем приблизительно 160°С, среднекипящую фракцию, содержащую углеводороды, имеющие температуру кипения в интервале приблизительно от 160 до 490°С, и фракцию высококипящего остатка, содержащую углеводороды, имеющие температуру кипения больше чем приблизительно 490°С.

[00151] Вариант осуществления 16: Система варианта осуществления 15, дополнительно включающая технологическую линию, выполненную с возможностью подавать среднекипящую фракцию во вторую систему гидроочистки.

[00152] Вариант осуществления 17: Система варианта осуществления 16, дополнительно включающая узел смешения или Т-образное разветвление, выполненные с возможностью объединения среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции выше по потоку перед второй системой гидроочистки.

[00153] Вариант осуществления 18: Система варианта осуществления 16, в котором вторая система гидроочистки содержит катализатор, предназначенный для преобразования углеводородов в гидроочищенной фракции и среднекипящей фракции преимущественно в углеводороды интервала нафты.

[00154] Вариант осуществления 19: Способ термического преобразования сырой нефти в химические продукты, и этот способ включает:

гидроочистку и/или гидрокрекинг всей сырой нефти в узле кондиционирования, включающем два или несколько реакторов;

подачу гидроочищенной и/или гидрокрекированной всей сырой нефти в паровую крекинг-установку для преобразования гидроочищенной и/или гидрокрекированной всей сырой нефти в химические продукты, включающие этилен, пропилен и бутены;

где узел кондиционирования и паровая крекинг-установка выполнены так, чтобы они имели синхронизированные периоды работы.

[00155] Вариант осуществления 20: Способ варианта осуществления 19, в котором вся сырая нефть представляет собой углеводородный конденсат с интервалом кипения вплоть до 565°C.

[00156] Вариант осуществления 21: Способ преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

разделение углеводородного исходного сырья, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

деструктивное дегидрировании фракции высококипящего остатка в системе гидроочистки с получением гидроочищенного выходящего потока;

подачу легкокипящей фракции и гидроочищенного выходящего потока в паровую крекинг-установку для преобразования находящихся в них углеводородов в один или несколько легких олефинов и пиролизное масло.

[00157] Вариант осуществления 22: Способ варианта осуществления 21, в котором легкокипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

ИКГБ меньше чем 5;

плотность в градусах АНИ больше чем 40°;

содержание серы меньше чем 1000 ppm;

содержание азота меньше чем 10 ppm;

меньше чем 1% масс. MCRT; и

меньше чем 1 ppm всех металлов.

[00158] Вариант осуществления 23: Способ по любому из вариантов осуществления 21-22, в котором фракция высококипящего остатка имеет два или несколько из следующих свойств:

5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 200°C+;

содержание водорода меньше чем 12% масс.;

ИКГБ больше чем 50;

плотность в градусах АНИ меньше чем 10°;

содержание серы больше чем 10000 ppm;

содержание азота больше чем 100 ppm;

больше чем 5% масс. MCRT; и

больше чем 50 ppm всех металлов.

[00159] Вариант осуществления 24: Способ по любому из вариантов осуществления 21-23, в котором общее производство химических продуктов из сырья составляет, по меньшей мере, 65% масс. из расчета на общее количество произведенных олефинов по сравнению со общим объемом подачи исходного сырья.

[00160] Вариант осуществления 25: Способ по любому из вариантов осуществления 21-24, в котором деструктивное гидрирование фракции высококипящего остатка включает преобразование углеводородов во фракции высококипящего остатка в один или несколько углеводородов интервала нафты.

[00161] Вариант осуществления 26: способ варианта осуществления 21, в котором разделение включает:

подачу потока водорода и промежуточной фракции в водородную горячую отпарную колонну;

охлаждение фракции кубовых остатков водородной горячей отпарной колонны посредством непрямого теплообмена относительно промежуточной фракции с получением фракции высококипящего остатка.

[00162] Вариант осуществления 27: Способ преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

гидрокрекинг фракции высококипящего остатка в первой системе гидроочистки с получением гидроочищенного выходящего потока;

деструктивное гидрирование гидроочищенной фракции во второй системе гидроочистки с получением сырьевого потока паровой крекинг-установки;

[00163] Вариант осуществления 28: Способ варианта осуществления 27, в котором легкокипящая фракция имеет два или несколько из следующих свойств:

ИКГБ меньше чем 5;

плотность в градусах АНИ больше чем 40°;

содержание серы меньше чем 1000 ppm;

содержание азота меньше чем 10 ppm;

меньше чем 1% масс. MCRT; и

меньше чем 1 ppm всех металлов.

[00164] Вариант осуществления 29: Способ по любому из вариантов осуществления 17-28, в котором фракция высококипящего остатка имеет два или несколько из следующих свойств:

содержание водорода меньше чем 12% масс.;

ИКГБ больше чем 50;

плотность в градусах АНИ меньше чем 10°;

содержание серы больше чем 10000 ppm;

содержание азота больше чем 100 ppm;

больше чем 5% масс. MCRT; и

больше чем 50 ppm всех металлов.

[00165] Вариант осуществления 30: Способ по любому из вариантов осуществления 27-29, в котором общее производство химических продуктов из сырья составляет, по меньшей мере, 65% масс. из расчета на общее количество произведенных олефинов по сравнению со общим объемом подачи исходного сырья.

[00166] Вариант осуществления 31: Способ по любому из вариантов осуществления 27-30, в котором деструктивное гидрирование фракции высококипящего остатка включает преобразование углеводородов во фракции высококипящего остатка в один или несколько углеводородов интервала нафты.

[00167] Вариант осуществления 32: Способ по любому из вариантов осуществления 27-31, в котором часть фракции высококипящего остатка, не преобразованную в углеводороды интервала нафты, отделяют во втором встроенном устройстве разделения в виде ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива.

[00168] Вариант осуществления 33: способ варианта осуществления 27, в котором разделение включает:

[00169] Вариант осуществления 34: Способ преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

гидроочистку всей сырой нефти в системе гидроочистки с получением гидроочищенного выходящего потока;

подачу гидроочищенного выходящего потока в паровую крекинг-установку для преобразования находящихся в нем углеводородов в один или несколько легких олефинов и пиролизное масло.

[00170] Вариант осуществления 35: Способ варианта осуществления 34, в котором общее производство химических продуктов из сырья составляет, по меньшей мере, 65% масс. из расчета на общее количество произведенных олефинов по сравнению со общим объемом подачи исходного сырья.

[00171] Вариант осуществления 36: Способ преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

разделение углеводородного исходного сырья на легкокипящую фракцию и фракцию высококипящего остатка;

гидрокрекинг фракции высококипящего остатка в системе гидроочистки с получением гидроочищенного выходящего потока;

подачу гидроочищенного выходящего потока и легкокипящей фракции в паровую крекинг-установку для преобразования находящихся в них углеводородов в один или несколько легких олефинов и пиролизное масло.

[00172] Вариант осуществления 37: Способ варианта осуществления 34, в котором общее производство химических продуктов из сырья составляет, по меньшей мере, 65% масс. из расчета на общее количество произведенных олефинов по сравнению со общим объемом подачи исходного сырья.

[00173] Хотя описание включает ограниченное число вариантов осуществления, специалисту в данной области техники, использующему преимущество этого изобретения, будет понятно, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, которые не выходят за рамки объема настоящего изобретения.

Claims

1. Способ преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов и/или ароматических соединений, и этот способ включает:

разделение всей сырой нефти, по меньшей мере, на легкокипящую фракцию, имеющую 95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 90 до 250°C, среднекипящую фракцию, имеющую 15%-ную температуру начала кипения до 160°C и 85%-ную температуру начала кипения при 490°C, и фракцию высококипящего остатка, имеющую 85%-ную температуру начала кипения выше 490°С;

гидрокрекинг фракции высококипящего остатка в первой системе гидрокрекинга с получением гидрокрекированного выходящего потока;

разделение гидрокрекированного выходящего потока во встроенном устройстве разделения с получением ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива и гидроочищенной фракции;

объединение среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции;

деструктивное гидрирование объединенных среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции во второй системе гидроочистки с получением сырьевого потока паровой крекинг-установки;

подачу сырьевого потока паровой крекинг-установки и легкокипящей фракции в паровую крекинг-установку для преобразования находящихся в них углеводородов в один или более легких олефинов и пиролизное масло.

2. Способ по п. 1, в котором легкокипящая фракция имеет два или более из следующих свойств:

содержание водорода по меньшей мере 14% масс.;

ИКГБ (индекс корреляции горного Бюро (Bureau of Mines Correlation Index (BMCI)) меньше чем 5;

плотность в градусах АНИ (API gravity) больше чем 40°;

содержание серы меньше чем 1000 ppm;

содержание азота меньше чем 10 ppm;

меньше чем 1% масс. MCRT (микроуглеродистый остаток (microcarbon residue)); и

меньше чем 1 ppm всех металлов.

3. Способ по п. 1 или 2, в котором среднекипящая фракция имеет два или более из следующих свойств:

ИКГБ (индекс корреляции горного Бюро (Bureau of Mines Correlation Index (BMCI)) в интервале приблизительно от 5 до меньше чем 50;

плотность в градусах АНИ (API gravity) в интервале приблизительно от 10 до 40°;

меньше чем 5% масс. MCRT (микроуглеродистый остаток (microcarbon residue)); и

меньше чем 50 ppm всех металлов.

4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором фракция высококипящего остатка имеет два или более из следующих свойств:

содержание водорода меньше чем 12% масс.;

ИКГБ (индекс корреляции горного Бюро (Bureau of Mines Correlation Index (BMCI)) больше чем 50;

плотность в градусах АНИ (API gravity) меньше чем 10°;

содержание серы больше чем 10000 ppm;

содержание азота больше чем 100 ppm;

больше чем 5% масс. MCRT (микроуглеродистый остаток (microcarbon residue)); и

больше чем 50 ppm всех металлов.

5. Способ по любому из пп. 1-4, в котором общее производство химических продуктов из сырья составляет по меньшей мере 65% масс. из расчета на общее количество произведенных олефинов по сравнению со общим объемом подачи исходного сырья.

6. Способ по любому из пп. 1-5, в котором деструктивное гидрирование фракции высококипящего остатка включает преобразование углеводородов во фракции высококипящего остатка в один или более крекируемых водяным паром продуктов.

7. Способ по любому из пп. 1-6, в котором часть фракции высококипящего остатка, не преобразованную в крекируемые водяным паром продукты, отделяют во втором встроенном устройстве разделения в виде ультранизкосернистого тяжелого нефтяного топлива.

8. Способ по п. 1, в котором разделение включает:

9. Способ по п. 1, в котором гидрокрекинг фракции высококипящего остатка включает введение в контакт фракции высококипящего остатка с катализатором десульфуризации остатков.

10. Способ по п. 1, дополнительно включающий подачу части среднекипящей фракции в комплекс по переработке ароматических соединений с получением ароматических соединений и подачу второй более тяжелой части среднекипящей фракции в паровую крекинг-установку.

11. Способ по п. 1, в котором деструктивное гидрирование включает преобразование углеводородов в объединенных среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции преимущественно в крекируемые водяным паром продукты.

12. Система преобразования всей сырой нефти и других потоков тяжелых углеводородов для производства олефинов, и эта система включает:

паровую крекинг-установку для преобразования сырьевого потока паровой крекинг-установки и легкокипящей фракции в один или более легких олефинов и пиролизное масло.

13. Система по п. 12, в которой первое встроенное устройство разделения выполнено с возможностью давать легкокипящую фракцию, содержащую углеводороды, имеющие 95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C, содержание водорода по меньшей мере 14% масс., ИКГБ (индекс корреляции горного Бюро (Bureau of Mines Correlation Index (BMCI)) меньше чем 5, плотность в градусах АНИ (API gravity) больше чем 40°, содержание серы меньше чем 1000 ppm, содержание азота меньше чем 10 ppm, вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 1 сСт, меньше чем 1% масс. MCRT (микроуглеродистый остаток (microcarbon residue)) и меньше чем 1 ppm всех металлов, и фракцию высококипящего остатка, содержащую углеводороды, имеющие 5%-ную температуру начала кипения приблизительно 200°C, содержание водорода в интервале приблизительно от 12 до 14% масс., плотность в градусах АНИ вплоть до приблизительно 40°, вязкость, измеренную при 40°C, больше чем 1 сСт, больше чем 1% масс. MCRT и больше чем 10 ppm всех металлов.

14. Система по п. 12, в которой первое встроенное устройство разделения выполнено с возможностью давать легкокипящую фракцию, содержащую углеводороды, имеющие 95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C, содержание водорода по меньшей мере 14% масс., ИКГБ (индекс корреляции горного Бюро (Bureau of Mines Correlation Index (BMCI)) меньше чем 5, плотность в градусах АНИ (API gravity) больше чем 40°, содержание серы меньше чем 1000 ppm, содержание азота меньше чем 10 ppm, вязкость, измеренную при 40°C, меньше чем 1 сСт, меньше чем 1% масс. MCRT (микроуглеродистый остаток (microcarbon residue)) и меньше чем 1 ppm всех металлов, среднекипящую фракцию, содержащую углеводороды, имеющие 5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 130 до 200°C и 95%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, содержание водорода в интервале приблизительно от 12 до 14% масс., ИКГБ в интервале приблизительно от 5 до меньше чем 50, плотность в градусах АНИ в интервале приблизительно от 10 до 40°, содержание серы в интервале приблизительно от 1000 до 10000 ppm, содержание азота в интервале приблизительно от 1 до 100 ppm, вязкость, измеренную при 40°C, больше чем 1 сСт, меньше чем 5% масс. MCRT и меньше чем 50 ppm всех металлов, и фракцию высококипящего остатка, содержащую углеводороды, имеющие 5%-ную температуру начала кипения в интервале приблизительно от 400 до 600°C, содержание водорода меньше чем 12% масс., ИКГБ больше чем 50, плотность в градусах АНИ меньше чем 10°, содержание серы больше чем 10000 ppm, содержание азота больше чем 100 ppm, вязкость, измеренную при 100°C, больше чем 100 сСт, больше чем 5% масс. MCRT и больше чем 50 ppm всех металлов.

15. Система по п. 14, дополнительно включающая технологическую линию, выполненную с возможностью подавать среднекипящую фракцию во вторую систему гидроочистки.

16. Система по п. 15, дополнительно включающая узел смешения или Т-образное разветвление, выполненные с возможностью объединения среднекипящей фракции и гидроочищенной фракции выше по потоку перед второй системой гидроочистки.

17. Система по п. 15, в которой вторая система гидроочистки содержит катализатор, предназначенный для преобразования углеводородов в гидроочищенной фракции и среднекипящей фракции преимущественно в крекируемые водяным паром продукты.