RU2822897C1 - Дренажная система, установка комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и способ пуска такой установки - Google Patents
Дренажная система, установка комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и способ пуска такой установки Download PDFInfo
- Publication number
- RU2822897C1 RU2822897C1 RU2023136247A RU2023136247A RU2822897C1 RU 2822897 C1 RU2822897 C1 RU 2822897C1 RU 2023136247 A RU2023136247 A RU 2023136247A RU 2023136247 A RU2023136247 A RU 2023136247A RU 2822897 C1 RU2822897 C1 RU 2822897C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drainage
- section
- hydrocracking
- drainage tank
- gas
- Prior art date
Links
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 title claims abstract description 109
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 86
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 54
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 50
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 41
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 35
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 33
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 30
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 28
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 24
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 21
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 21
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 21
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 17
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 12
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 8
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 7
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 7
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims description 6
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 6
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 claims description 6
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 4
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 6
- 230000007774 longterm Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 53
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 24
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 10
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 8
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 8
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 7
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 7
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 4
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000004224 protection Effects 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 aluminum-nickel-molybdenum Chemical compound 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000010923 batch production Methods 0.000 description 1
- 150000001721 carbon Chemical class 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IVMYJDGYRUAWML-UHFFFAOYSA-N cobalt(ii) oxide Chemical class [Co]=O IVMYJDGYRUAWML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к дренажной системе (9) установки комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и включает в себя: по меньшей мере одну дренажную емкость (91), выполненную с возможностью приема потока из секции (1) жидкофазного гидрокрекинга установки комбинированного гидрокрекинга, насос (93) и охладитель (95), расположенные в выходной линии дренажной емкости (91), и пусковой насос (96), расположенный ниже по потоку от насоса (93) и охладителя (95) и выполненный с возможностью подачи части содержимого дренажной емкости (91) в секцию (1) жидкофазного гидрокрекинга. Дренажная емкость (91) содержит форсунки (911), расположенные в нижней части емкости и выполненные с возможностью формирования потоков, которые позволяют поднимать оседающие фракции и механические примеси содержимого в верхнюю часть емкости, дренажная система выполнена с возможностью осуществления циркуляции части содержимого дренажной емкости (91) посредством насоса (93) через охладитель (95) следующим образом: от выходного патрубка (913) дренажной емкости к входному патрубку (914) дренажной емкости по линии (912) циркуляции дренажной емкости, от выходного патрубка (913) дренажной емкости к форсункам (911). Изобретение также касается установки комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и способа пуска установки комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья. Технический результат - снижение вероятности забивки оборудования отложениями, что позволяет избежать долгосрочных простоев оборудования и трудоемких работ по очистке оборудования от отложений. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к области нефтепереработки, в частности к установке комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, содержащей дренажную систему, и способу пуска такой установки.
Уровень техники
В установках гидрокрекинга нефтепродуктов, которые представляют собой сложные и массивные производства, обязательно предусматривается множество различных блокировок и систем защиты, которые обеспечивают стабильную работу установки, должное реагирование на возникновение нештатных ситуаций, минимизацию вреда в случае аварийных ситуаций и оперативный ввод установки в действие после простоя, вызванного срабатыванием упомянутых блокировок и защит.Одной из таких обязательных систем является дренажная система, которая позволяет в аварийных ситуациях дренировать нефтепродукты из реакторов гидрокрекинга для последующей утилизации упомянутых нефтепродуктов, предотвращая забивку оборудования различными отложениями. В частности, такая система особенно актуальна в установках гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, в которых высока вероятность забивки оборудования различными асфальтенами, карбенами, карбоидами и т.д. Обычно дренажная система включает в себя по меньшей мере одну емкость, в которую сливается содержимое реакторов гидрокрекинга в случае аварийной ситуации, откуда после некоторой обработки (например, охлаждение, выделение газообразных продуктов и т.д.) оно перекачивается для последующей утилизации. Однако, вследствие большого объема дренируемого продукта и содержащихся в их составе асфальтенов, обладающих коллоидной неустойчивостью, на практике зачастую при дренировании реакторов гидрокрекинга в дренажную емкость происходит ее быстрая и полная забивка. Это приводит к необходимости последующей очистки как самой дренажной емкости, так и других компонентов установки. Очистка дренажной емкости представляет собой долгий и трудоемкий процесс, в течение которого эксплуатация установки переработки тяжелого нефтяного сырья невозможна.
Таким образом, в уровне техники существует потребность в разработке дренажной системы для установки гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, обеспечивающей эффективный дренаж установки в аварийных ситуациях и предотвращающей забивку как самой дренажной системы, так и всей установки в целом, различными отложениями.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение направлено на решение по меньшей мере некоторых из упомянутых выше проблем.
Согласно одному аспекту настоящего изобретения предложена дренажная система установки комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, включающая в себя:
- по меньшей мере одну дренажную емкость, выполненную с возможностью приема потока из секции жидкофазного гидрокрекинга установки комбинированного гидрокрекинга,
- насос и охладитель, расположенные в выходной линии дренажной емкости, и
- пусковой насос, расположенный ниже по потоку от насоса и охладителя и выполненный с возможностью подачи части содержимого дренажной емкости в секцию жидкофазного гидрокрекинга,
причем дренажная емкость содержит форсунки, расположенные в нижней части емкости и выполненные с возможностью формирования потоков, которые позволяют поднимать оседающие фракции и механические примеси содержимого в верхнюю часть емкости,
дренажная система выполнена с возможностью осуществления циркуляции части содержимого дренажной емкости посредством насоса через охладитель следующим образом:
- от выходного патрубка дренажной емкости к входному патрубку дренажной емкости по линии циркуляции дренажной емкости,
- от выходного патрубка дренажной емкости к форсункам.
Согласно одному варианту осуществления системы дренажная емкость дополнительно содержит внутренний стакан, представляющий собой вертикальный цилиндрический патрубок, соединенный с выходным патрубком на дне дренажной емкости, причем верхняя сторона внутреннего стакана возвышается над дном емкости, тем самым обеспечивая возможность выводить содержимое из дренажной емкости, расположенное выше стакана.
Согласно другому варианту осуществления системы дренажная емкость дополнительно содержит боковые аварийные штуцера, расположенные выше уровня верхней поверхности упомянутого стакана и выполненные с возможностью вывода содержимого дренажной емкости в случае забивки выходного патрубка дренажной емкости или образования отложений на дне емкости выше уровня внутреннего стакана.
Согласно другому варианту осуществления дренажная система выполнена с возможностью смешивания части содержимого дренажной емкости, направляемой от выходного патрубка к форсункам, с разбавителем.
Согласно другому варианту осуществления дренажная система дополнительно содержит по меньшей мере одну дополнительную дренажную емкость, выполненную с возможностью приема потока легкого газойля каталитического крекинга (ЛГКК) и/или вакуумного газойля (ВГО) из-за границы установки, причем ЛГКК и/или ВГО используются в качестве упомянутого разбавителя.
Согласно другому варианту осуществления дренажная система дополнительно содержит насос и охладитель, расположенные в выходной линии дополнительной дренажной емкости, причем дренажная система выполнена с возможностью осуществления циркуляции части содержимого дополнительной дренажной емкости посредством насоса через охладитель от выходного патрубка дополнительной дренажной емкости к входному патрубку дополнительной дренажной емкости по линии циркуляции дополнительной дренажной емкости.
Согласно другому варианту осуществления дренажная система содержит две дополнительные дренажные емкости, одна из которых является резервной.
Согласно другому варианту осуществления дренажная система содержит две дренажные емкости, одна из которых является резервной.
Согласно другому варианту осуществления дренажная система выполнена с возможностью сбрасывать излишки содержимого дренажной емкости в линию некондиционных нефтепродуктов с механическими примесями или линию некондиционных нефтепродуктов без механических примесей.
Согласно второму аспекту настоящего изобретения предложена установка комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, включающая в себя: секцию жидкофазного гидрокрекинга (ЖФГ) тяжелого нефтяного сырья, содержащую сырьевую печь и по меньшей мере один реактор жидкофазного гидрокрекинга; секцию сепарации продуктов ЖФГ, выполненную с возможностью разделять продукты, полученные в секции ЖФГ, на газообразные продукты и суспензию неконвертированного остатка гидрокрекинга и отработанной угольной добавки; секцию газофазного гидрокрекинга (ГФГ), выполненную с возможностью осуществления газофазного гидрокрекинга со стационарным слоем катализатора в отношении газообразного продукта из секции сепарации продуктов ЖФГ, содержащую печь для сырья газофазного гидрокрекинга и по меньшей мере один реактор газофазного гидрокрекинга; секцию сепарации продуктов ГФГ и секцию фракционирования, выполненные с возможностью выделения из продуктов, полученных в секции ГФГ, потока углеводородов и его последующего фракционирования для получения светлых нефтепродуктов; секцию разделения неконвертированного остатка гидрокрекинга и отработанной угольной добавки, выполненную с возможностью разделения суспензии из секции сепарации продуктов ЖФГ на неконвертированный остаток гидрокрекинга и отработанную угольную добавку; дренажную систему в соответствии с настоящим изобретением.
Согласно третьему аспекту настоящего изобретения предложен способ пуска установки комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, включающий в себя этапы, на которых:
- подают в секцию ЖФГ пусковое сырье, имеющее температуру 60-80°С, в смеси с водородом, нагревая пусковое сырье посредством сырьевой печи до температуры 250-270°С;
- запускают циркуляцию пускового сырья по контуру секция ЖФГ - секция сепарации продуктов ЖФГ - дренажная система - секция ЖФГ, причем избыточное количество пускового сырья выводят в линию некондиционных нефтепродуктов без механических примесей;
- при достижении в упомянутом контуре температуры 250-270°С, поднимают температуру на выходе сырьевой печи до 380-385°С, осуществляя циркуляцию по упомянутому контуру, обеспечивая при этом отвод образующейся газообразной смеси углеводородов из секции сепарации продуктов ЖФГ в секцию ГФГ;
- начинают прием сырья газофазного гидрокрекинга в секцию ГФГ через печь для сырья газофазного гидрокрекинга, нагревая поток, входящий в по меньшей мере один реактор ГФГ до 310-320°С посредством печи для сырья газофазного гидрокрекинга и тепла от входящей газообразной смеси углеводородов из секции сепарации продуктов ЖФГ;
- за счет экзотермической реакции, проходящей в упомянутом по меньшей мере одном реакторе ГФГ, поднимают температуру выходящего потока из упомянутого по меньшей мере одного реактора ГФГ до 360°С, при этом упомянутый поток проходит через теплообменник нагрева сырья, выступая в качестве теплоносителя для потока сырья жидкофазного гидрокрекинга;
- после стабилизации работы установки на пусковом сырье, переходят на основное сырье жидкофазного гидрокрекинга, замещая им циркулирующее пусковое сырье;
- поднимают температуру на выходе сырьевой печи до 410-415°С;
- после завершения замещения пускового сырья основным сырьем настраивают стабильную циркуляцию по контуру секция ЖФГ - секция сепарации продуктов ЖФГ - дренажная система - секция ЖФГ, причем избыточное количество сырья выводят в линию некондиционных нефтепродуктов с механическими примесями;
- подают ЛГКК и/или ВГО на форсунки дренажной емкости;
- настраивают циркуляцию содержимого дренажной емкости через форсунки и по линии циркуляции дренажной емкости;
- настраивают подачу угольной добавки в основное сырье и поднимают температуру в секции ЖФГ для запуска процесса конверсии основного сырья;
- по мере роста конверсии основного сырья снижают циркуляцию через дренажную емкость, перенаправляя поток неконвертированного остатка гидрокрекинга из секции сепарации продуктов ЖФГ в секцию разделения неконвертированного остатка гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и отработанной угольной добавки;
- при достижении значения конверсии основного сырья около 50% прекращают использование дренажной емкости;
- при достижении конверсии основного сырья около 50-60% исключают подогрев сырья газофазного гидрокрекинга при помощи печи для сырья газофазного гидрокрекинга.
Согласно одному варианту осуществления способа пусковое сырье и сырье газофазного гидрокрекинга представляет собой вакуумный газойль, основное сырье представляет собой гудрон.
Настоящее изобретение позволяет снизить вероятность забивки оборудования отложениями, что позволяет избежать долгосрочных простоев оборудования и трудоемких работ по очистке оборудования от отложений.
Краткое описание чертежей
В дальнейшем изобретение поясняется описанием предпочтительных вариантов осуществления изобретения со ссылками на сопроводительные чертежи, на которых:
Фиг. 1 изображает блок-схему установки переработки тяжелого нефтяного сырья согласно настоящему изобретению.
Фиг. 2 изображает более подробно блок-схему установки переработки тяжелого нефтяного сырья по фиг. 1.
Фиг. 3 изображает вид сбоку (фиг. 3а) и вид сверху (фиг. 3б) конструкции дренажной емкости.
Фиг. 4 изображает блок-схему установки переработки тяжелого нефтяного сырья в процессе запуска, когда пусковым сырьем является ВГО.
Фиг. 5 изображает блок-схему установки переработки тяжелого нефтяного сырья в процессе запуска при замещении ВГО гудроном.
Фиг. 6 изображает блок-схему установки переработки тяжелого нефтяного сырья в процессе аварийного останова.
Подробное описание изобретения
Установка переработки тяжелого нефтяного сырья согласно настоящему изобретению (фиг. 1) представляет собой установку комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья
Сырье для процесса переработки тяжелого нефтяного сырья, представляющее собой суспензию из тяжелого нефтяного сырья и угольной добавки, которую как правило добавляют в количестве от 1 до 2% на массу тяжелого нефтяного сырья, подается в секцию (1) жидкофазного гидрокрекинга (ЖФГ) (см. фиг. 1). В качестве частных случаев тяжелого нефтяного сырья могут рассматриваться гудрон, продукты в виде кубового продукта атмосферной колонны, кубового продукта вакуумной колонны, тяжелый рециркулирующий газойль, сланцевые нефти, жидкое топливо из угля, кубовый остаток сырой нефти, нефти без легких фракций и тяжелые битуминозные нефти.
В секции (1) ЖФГ используется водородосодержащий газ, в частности водород, который подается к предварительно сформированной суспензии из тяжелого нефтяного сырья, в частности гудрона, и угольной добавки, применяемой для адсорбции тяжелых углеводородов асфальтенового ряда.
Добавка в соответствии с примерным вариантом осуществления содержит пористый углеродный материал двух различных гранулометрических составов - крупная фракция и мелкая фракция: мелкая фракция диаметром с размером частиц от 0,063 до 0,4 мм, крупная фракция с размером частиц от 0,4 до 1,2 мм. С учетом того, что процесс ЖФГ может быть осуществлен в одном или нескольких реакторах, размеры добавки зависят от производительности установки и количества реакторов на первой стадии ЖФГ: чем меньше производительность, меньше количество и объем реакторов, тем меньше размер добавки. В области техники известны углеродные материалы, которые могут быть применены для получения угольных добавок для комбинированного гидрокрекинга. Таковыми являются, например, лигнит, активированный бурый или длиннопламенный уголь. В качестве угольных добавок могут быть использованы также модифицированные солями металлов (Fe, Mo, Ni и прочие) активированные угли.
При этом необходимо, чтобы активированная угольная добавка характеризовалась следующими показателями пористости:
• Удельная поверхность не менее 230 м2/г;
• Общий объем пор по BJH не менее 0,25 см3/г;
• Объем мезопор по BJH не менее 0,125 см3/г.
В секции (1) ЖФГ происходит расщепление и насыщение углеводородов в среде водорода, при этом асфальтены, а вместе с ними металлы, такие, как Ni, V и проч., которые являются каталитическими ядами для газофазного гидрокрекинга, адсорбируются на угольной добавке.
Около 95% углеводородов конвертируются в газообразную частично гидрированную смесь углеводородов, содержащую более легкие углеводородные компоненты, такие как, C1, C2, C3, C4, C5 углеводороды, нафта, дизельная фракция и вакуумный газойль, а также H2S, NH3, H2O.
Оставшиеся около 5% представляют собой суспензию, состоящую из упомянутой угольной добавки с адсорбированным асфальтенами и металлами и неконвертированного высококипящего остатка, представляющего собой смесь преимущественно высококипящих углеводородов с температурой начала кипения выше 525°С. Угольная добавка после секции (1), в которой произошла адсорбция асфальтенов и металлов, для целей настоящего патента будет называться «отработанная угольная добавка».
Секция (1) ЖФГ содержит по меньшей мере один реактор ЖФГ (жидкофазный реактор). Количество реакторов может варьироваться в зависимости от желаемой производительности. Температура в указанном по меньшей мере одном реакторе ЖФГ, как правило, лежит в пределах от 350 до 600°С с предпочтительным диапазоном от 400 до 500°С, давление - в пределах от 18 до 24 МПа.
Продукты, полученные в секции (1) ЖФГ, разделяют в секции (2) сепарации продуктов ЖФГ на газообразные продукты и суспензию неконвертированного высококипящего остатка и отработанной угольной добавки. Секция (2) сепарации находится между секцией (1) ЖФГ и секцией (3) газофазного гидрокрекинга (ГФГ).
Газообразные продукты направляются в секцию (3) ГФГ со стационарным слоем катализатора. В эту же секцию подается также вакуумный газойль (ВГО). Сырьем для газофазного гидрокрекинга служит вакуумный газойль, представляющий собой одно или более из: прямогонный вакуумный газойль с установки вакуумной дистилляции нефти, гидроочищенный вакуумный газойль из фракционирующей колонны, легкий вакуумный газойль из вакуумной колонны. Секция (3) ГФГ содержит по меньшей мере один реактор с неподвижным слоем катализатора. По меньшей мере один реактор ГФГ содержит по меньшей мере два слоя катализатора гидрокрекинга и гидроочистки. В качестве катализатора могут применяться известные катализаторы гидрокрекинга и гидроочистки, такие как алюмоникельмолибденовые, алюмокобальтмолибденовые и смешанные катализаторы гидроочистки, включающие никель и кобальт, содержащие 9-18% триоксида молибдена, 2-5% оксидов никеля или кобальта. Применяются также катализаторы, модифицированные цеолитами или кремнеземом. Проходя через слои катализатора, поток углеводородов, представляющий собой смесь ВГО и газообразного продукта из секции (2) сепарации продуктов ЖФГ, подвергается реакциям гидрокрекинга, гидрогенизации и гидроочистки.
Продукты газофазного гидрокрекинга направляются в секцию (4) сепарации продуктов ГФГ, после которой поток углеводородов подается в секцию (5) фракционирования продуктов газофазного гидрокрекинга для получения светлых нефтепродуктов.
Суспензия неконвертированного высококипящего остатка и отработанной угольной добавки из секции (2) сепарации продуктов ЖФГ поступает в секцию (6) разделения неконвертированного остатка гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и отработанной угольной добавки.
Секция (6) разделения неконвертированного остатка гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и отработанной угольной добавки и ее функционирование раскрыты, например, в патенте RU 2805925 С1, и ее подробное описание в настоящей заявке не приводится.
На выходе секции (6) получают выделенную отработанную угольную добавку, которая может использоваться в качестве товарного продукта, и остаточный продукт гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья (кубовый остаток).
Полученная отработанная угольная добавка может быть использована в виде твердого топлива для сжигания, извлечения металлов или производства шихты для металлургической промышленности.
Получаемый остаток обладает свойствами и составом, которые способствуют его применению в качестве сырья для получения спекающей добавки для получения металлургического или литейного кокса или электродной массы при изготовлении углеродных анодов, например для алюминиевой промышленности. Получение спекающей добавки из остатка гидрокрекинга происходит в секции (7) получения спекающей добавки. Секция (7) получения спекающей добавки раскрыта, например, в патенте RU 2808412 С1, и ее подробное описание в настоящей заявке не приводится.
Кроме того, получаемый остаток может использоваться для получения композиций дорожного битума при помощи окислительной колонны. Получение композиции дорожного битума из остатка гидрокрекинга происходит в секции (8) получения битумной композиции. Секция (8) получения битумной композиции раскрыта, например, в патенте RU 2800286 С1, и ее подробное описание в настоящей заявке не приводится.
В аварийных ситуациях поток остаточного продукта жидкофазного гидрокрекинга из секции (2) и поток остаточного продукта газофазного гидрокрекинга из секции (4) должен сливаться в дренажную систему (9) с последующей утилизацией.
Далее со ссылкой на фиг. 1 и 2 будет подробнее описан пример установки переработки тяжелого нефтяного сырья и ее функционирование.
В описанном примере тяжелым нефтяным сырьем для переработки является гудрон, например, гудрон, полученный после отгонки из тяжелой нефти марки Urals более легкокипящих фракций и имеющий температуру начала кипения от 510°С и плотность при 20°С свыше 1000 кг/м3.
В секции (1) ЖФГ перед подачей сырья в первый реактор ЖФГ осуществляют подготовку сырья. Для этого около 10% от общего количества гудрона нагревают до 160°С и подают в емкость (10) приготовления добавки. В эту же емкость подают угольную добавку, имеющую 2 фракции: мелкую и крупную, причем мелкозернистая добавка имеет размер частиц в диапазоне от 0,063 до 0,4 мм, и объем мезопор по методу BJH составляет не менее 0,07 см3/г, а крупнозернистая добавка имеет размер частиц в диапазоне от 0,4 до 1,2 мм, и объем мезопор по методу BJH составляет не менее 0,12 см3/г.Содержание добавки составляет 1,4-1,5% в количественном соотношении к сырью.
После этого полученную смесь гудрона с добавкой смешивают с оставшимися 90% от общего количества гудрона. Полученная суспензия проходит через теплообменник (11) нагрева сырья, в котором нагревается до температуры 329-345°С, после чего ее смешивают с дополнительным горячим водородом, имеющим температуру 227-397°С. Полученную таким образом смесь с температурой 334-352°С подают в печной нагреватель (12) сырья ЖФГ, где она нагревается до температуры не выше 445°С. После этого упомянутая смесь поступает в первый реактор (13) ЖФГ секции (1) ЖФГ.
В секции (1) ЖФГ смесь, поступающая из печного нагревателя (12) и имеющая температуру не выше 445°С и давление 21,30 МПа (изб.), циркулирует в трех последовательно установленных вертикальных реакторах (13, 14, 15) ЖФГ в направлении снизу-вверх. В каждом из этих реакторов поддерживают парциальное давление водорода не менее 21,0 МПа (абс.) и температуру не выше 475°С, при которой протекает крекинг и гидрогенизация.
Выходящий из реактора (15) ЖФГ поток поступает в секцию (2) сепарации, в которой разделяется на газообразный поток, направляемый в секцию (3) ГФГ, и поток неконвертированного остатка, направляемый в секцию (6) разделения неконвертированного остатка гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и отработанной угольной добавки.
Секция (2) сепарации содержит горячий сепаратор (20) высокого давления (ГСВД) 1-й ступени, представляющий собой емкостной аппарат, выполненный с возможностью приема потока, поступающего из секции (1) ЖФГ, в верхней части, приема потока холодного рециклового газа в нижней части и оснащенный змеевиком, расположенным в нижней части, при этом отделенный газообразный поток направляют в ГСВД (21) 2-й ступени, оснащенный циклоном, а отделенный жидкий поток направляют в горячий сепаратор (22) низкого давления (ГСНД) жидкой фазы. Линия подачи потока между сепараторами (20) и (22) выполнена с возможностью ступенчатого нагрева. Поступающий в ГСВД (21) 2-й ступени газообразный поток под действием центробежных сил во встроенном в сепаратор циклоне отделяется от захваченных жидкой и твердой фаз, не отделенных в ГСВД (20) 1-й ступени, при этом циклон постоянно омывается потоком вакуумного газойля. После отделения газообразный поток, свободный от твердой и жидкой фаз и имеющий температуру предпочтительно 445-455°С и давление от 18 до 21 МПа, выходит из верхней части ГСВД (21) и его направляют в секцию (3) ГФГ. Жидкий поток, представляющий собой жидкую фазу неочищенного гидрогенизата и вакуумный газойль и имеющий температуру 457-465°С, выходящий из нижней части ГСВД (21), направляют в ГСНД (22). Поток жидкой фазы из ГСНД (22) подают в секцию (6) разделения неконвертированного остатка гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и отработанной угольной добавки, а газообразный поток направляется в охладитель паров ГСНД (22).
В секции (3) ГФГ газообразный поток, выходящий из секции (2) сепарации, объединяют с потоком вакуумного газойля, охлаждают до температуры примерно 363-388°С и подают в узел реакторов (30) ГФГ и гидроочистки с неподвижным слоем катализатора. Выходящий поток проходит через теплообменник (11) нагрева сырья (гудрон+угольная добавка) как теплоноситель, а затем поступает в секцию (4) сепарации продуктов ГФГ.
В секции (4) сепарации продуктов ГФГ упомянутый поток, пройдя через секцию сепараторов (40) и отпарную колонну (41) делится на поток углеводородов, подаваемых в секцию (5) фракционирования, и, опционально, рецикловый газ, газ на извлечение СНГ и кислую воду.
В секции (5) фракционирования во фракционирующей колонне (50) происходит разделение кубового продукта отпарной колонны (41) на верхнюю легкую нафту, керосин бокового погона, дизельное топливо и тяжелый газойль.
В секции (6) разделения неконвертированного остатка гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и отработанной угольной добавки осуществляют выделение отработанной добавки из остатков гидропереработки тяжелого нефтяного сырья в трехступенчатой противоточной системе промывки отработанной добавки посредством смешивания неконвертированного остатка из секции (1) ЖФГ с растворителем, причем растворитель представляет собой ароматический легкий газойль каталитического крекинга и/или регенерированный растворитель из вакуумной колонны, и последующего отделения смеси неконвертированного остатка с растворителем от влажной отработанной угольной добавки посредством гидроциклонов. Влажную отработанную угольную добавку затем сушат, охлаждают и подвергают дроблению на мелкие частицы. Смесь неконвертированного остатка гидропереработки с растворителем после дополнительной очистки от более мелких частиц отработанной угольной добавки и нагрева до температуры не более 385˚С и подают в вакуумную колонну. На выходе вакуумной колонны получают легкий вакуумный газойль (ВГО), тяжелый вакуумный газойль (ТВГ) и кубовый остаток (тяжелый неконвертированный остаток). Часть полученного легкого ВГО подается в качестве сырья на газофазный гидрокрекинг, другая часть легкого ВГО подается в качестве регенерированного растворителя в противоточную систему промывки отработанной добавки. ТВГ подается обратно в вакуумную колонну. Кубовый остаток перекачивается в секцию (7) получения спекающей добавки и секцию (8) получения битумной композиции.
В секции (7) получения спекающей добавки тяжелый неконвертированный остаток из вакуумной колонны секции (6) подают в тонкопленочный испаритель, в котором поддерживается температура 400-450°С и вакуум -85-99 МПа. Испарившиеся летучие компоненты из испарителя подают в конденсатор для получения ТВГ. По меньшей мере часть ТВГ подвергают каталитическому крекингу для получения растворителя. Полученный концентрированный остаток гидрокрекинга (КОГГ) выводится из испарителя и может использоваться в качестве спекающей добавки.
В секции (8) получения битумной композиции тяжелый неконвертированный остаток из вакуумной колонны секции (6) используют для получения композиций дорожного битума при помощи окислительной колонны.
Однако, в процессе запуска установки переработки тяжелого нефтяного сырья при запуске реакторов ЖФГ в секции (1) ЖФГ глубина протекания реакции понижена и объем жидкости подаваемой на ГСВД (20) слишком высок для работы секции (6) разделения неконвертированного остатка гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и отработанной угольной добавки. Поэтому излишний нефтепродукт (остаточный продукт гидрокрекинга гудрона) из секции (2) сепарации выводится в дренажную систему (9).
Дренажная система (9) включает в себя по меньшей мере две дренажные емкости, причем одна дренажная емкость (91) предназначена для сбора суспензии (нефтепродукта, содержащего твердые частицы) и сбора сливаемого продукта из секции (1) ЖФГ, и оборудования, содержащего суспензию (см. фиг. 5 и 6), а вторая - дополнительная дренажная емкость (90) предназначена для приема тяжелых нефтепродуктов из секции (3) ГФГ, не содержащих твердых частиц, и/или вакуумного и легкого газойля из-за границ установки (см. фиг. 5 и 6). Емкость (91) может принимать поток продукта как непосредственно из секции (1) ЖФГ (не изображено), так и через секцию (2) сепарации продуктов ЖФГ (см. фиг. 5 и 6). Аналогичным образом, дополнительная емкость (90) может принимать поток продукта как непосредственно из секции (3) ГФГ (не изображено), так и через секцию (4) сепарации продуктов ГФГ (см. фиг. 6). Каждая из упомянутых емкостей (90, 91) и ее трубная обвязка может быть продублирована для повышения надежности функционирования дренажной системы (9) и всей установки в целом. В выходной линии каждой из дренажных емкостей расположен насос и охладитель.
Упомянутые дренажные емкости представляют собой вертикальные резервуары с наклонным (коническим или эллиптическим) днищем. В случае аварийного останова установки или в случае сброса давления из контура высокого давления реакторы необходимо дренировать в дренажные емкости во избежание их забивки.
Дополнительная дренажная емкость (90) в аварийной ситуации принимает из сепараторов (40) газофазной гидрогенизации секции (4) сепарации продуктов ГФГ тяжелую жидкость, не содержащую твердых частиц.
Если конверсия достаточно высокая, то жидкая, то есть неконвертированная, часть - гудрон с большим количеством механических примесей - обладает высокой вязкостью и при одновременном дренировании всех трех реакторов (13, 14, 15) ЖФГ в дренажную емкость (91) происходит ее достаточно быстрая и полная забивка. Очистка дренажной емкости представляет собой долгий и трудоемкий процесс, в течение которого эксплуатация установки переработки тяжелого нефтяного сырья запрещена.
Далее со ссылкой на фиг. 3 будет описана конструкция дренажной емкости (91) в соответствии с настоящим изобретением.
Во избежание забивки дренажной емкости (91) отложениями продукта из реакторов ЖФГ упомянутая емкость (91) оборудована специальными форсунками (911), которые расположены в нижней конической части емкости и формируют направленные на дно потоки (см. фиг. 3а, 3б), которые позволяют поднимать более тяжелые оседающие фракции и механические примеси в верхнюю часть емкости, за счет этого обеспечивая перемешивание продукта. Через упомянутые форсунки с помощью насоса (93) организована циркуляция части содержимого дренажной емкости (91). Дополнительно дренажная система может быть выполнена с возможностью обеспечивать подачу из дополнительной дренажной емкости (90) разбавителей различного вида (вакуумный газойль, ароматический легкий газойль каталитического крекинга) в упомянутые форсунки (911), чтобы постоянно поддерживать движение кубовой части емкости (91), без образования «застойных» неподвижных участков, ее циркуляцию и разбавление ароматическими углеводородами. Таким образом, циркуляция кубовой части через форсунки организована следующим образом: упомянутая кубовая часть выводится из дренажной емкости посредством выходного патрубка (913), далее циркулирует через насос (93) и охладитель (95), некоторая ее доля смешивается с разбавителем из дополнительной емкости (90) и полученная смесь подается обратно в дренажную емкость (91) через форсунки (911).
Для обеспечения дополнительной циркуляции содержимого емкости предусмотрена линия (912) циркуляции дренажной емкости, протягивающаяся от выходного патрубка (913) дренажной емкости через насос (93) и охладитель (95) к входному патрубку (914) упомянутой емкости. Циркуляция продукта через охладитель (95) обеспечивает его охлаждение для минимизации закоксовывания. Таким образом, часть содержимого емкости (91) циркулирует и охлаждается посредством описанного циркуляционного контура с большим расходом, что дополнительно снижает вероятность образования отложений.
Дополнительная дренажная емкость (90) имеет аналогичную линию циркуляции от выходного патрубка дополнительной дренажной емкости к входному патрубку дополнительной дренажной емкости.
На случай если на дне конической части емкости все-таки образуются отложения продукта, предусмотрен внутренний стакан (915), представляющий собой вертикальный цилиндрический патрубок, соединенный с выходным патрубком (913) на дне дренажной емкости. Верхняя сторона стакана (915) возвышается над дном емкости, тем самым позволяя выводить продукт из дренажной емкости, расположенный выше стакана (915), даже если на дне емкости образуются отложения продукта. При этом в нижней части стакана выполнены вырезы, чтобы слив в выходную линию происходил с нижней точки емкости для уменьшения накопления отложений на дне. Однако, если эти вырезы все же забиваются, то внутренний стакан позволяет продолжить работу. Тем самым внутренний стакан предотвращает забивку выходного отверстия и выходного патрубка (913) дренажной емкости упомянутыми отложениями, а, следовательно, забивку всей дренажной емкости и остановку работы установки переработки тяжелого нефтяного сырья в целом. В случае возникновения упомянутые отложения на дне емкости удаляются впоследствии в ходе капитального ремонта, когда емкость вскрывают и осуществляют ее очистку.
Жидкость, откачиваемая из дренажной емкости (91) насосом (93), охлаждается в охладителе (95) питательной котловой водой с производством пара среднего давления (СД). Пар сбрасывается в атмосферу через глушитель выпуска, обеспечивая регулирование давления для контроля температуры жидкости, охлаждаемой до различной температуры в зависимости от ее предназначения.
С целью исключения возможных забивок трубопроводов на участке от емкости (91) на всас насоса (93) предусмотрена подача промывного ВГО (не изображено).
Для обеспечения чистоты перекачиваемой жидкости и защиты от повреждения механическими примесями, на всасывающем коллекторе насоса (93) установлен конический сетчатый фильтр.
На случай образования отложений продукта на дне дренажной емкости выше уровня верхней части упомянутого стакана (915) в конструкции дренажной емкости предусмотрены боковые аварийные штуцера (916), расположенные выше уровня верхней поверхности упомянутого стакана - для аварийного дренирования емкостей. Таким образом, даже в случае забивки выходного патрубка дренажной емкости или образования отложений выше уровня внутреннего стакана (915), имеется возможность аварийного дренирования упомянутой емкости в линию темной некондиции (некондиционные нефтепродукты с механическими примесями) или линию светлой некондиции (некондиционные нефтепродукты без механических примесей). Это позволяет слить большую часть продукта из дренажной емкости, что облегчает ее последующую очистку.
Кроме того, дренажная система выполнена с возможностью сбрасывать излишки содержимого дренажной емкости (91) в линию некондиционных нефтепродуктов с механическими примесями или линию некондиционных нефтепродуктов без механических примесей.
Охлаждение продуктов, поступающих в емкость (91), происходит за счет увеличения объема и посредством жидкого продукта, находящегося в емкости (91), при этом происходит дегазация и выделившиеся пары нефтепродуктов через выпуск (917) направляются для охлаждения в охладитель паров емкости суспензионной нефти, имеющий камеру с расположенными в ней трубками печного типа, погруженными в воду, и змеевиками, в которые подают пар для предотвращения замерзания воды, при этом в камере охладителя также поддерживают азотную подушку, пары поступают в указанные трубки и охлаждаются присутствующей в камере водой, после чего охлажденные пары направляют на разделение на газовую фазу, направляемую на сжигание на факел, и некондиционную нефть, направляемую на дальнейшую утилизацию и/или переработку.
Таким образом, упомянутая дренажная емкость (91) и дренажная система (9) в целом имеет конструкцию, обеспечивающую многоступенчатую защиту от забивки неконвертированной частью высоковязкого гудрона с большим количеством механических примесей. Это позволяет использовать ее не только для дренирования реакторов без последующей длительной очистки, но также и для циркуляции сырья в ходе пуска установки. В процессе пуска установки, пока конверсия растет, осуществляют циркуляцию сырья из горячего сепаратора высокого давления через дренажную емкость (91). При достижении значения конверсии сырья около 50% прекращают использование дренажной емкости, с выходом на схему работы установки, описанную выше.
Охладитель (94) слива тяжелого нефтепродукта и насос (92) в выходной линии дополнительной дренажной емкости (90) идентичны охладителю (95) и насосу (93), соответственно, и функционируют аналогичным образом.
Далее со ссылкой на фиг. 4 и 5 будет подробнее описан процесс запуска установки переработки тяжелого нефтяного сырья согласно настоящему изобретению.
Дренажная система (9) в соответствии с настоящим изобретением для процесса пуска включает в себя пусковой насос (96), расположенный ниже по потоку от насоса (93) и охладителя (95) и выполненный с возможностью подачи содержимого дренажной емкости (91) в секцию (1) ЖФГ.
Для пуска установки необходим щадящий режим на более легком пусковом сырье с плавным набором температуры для постепенного разогрева аппаратов установки без их повреждения. Пусковым сырьем могут быть любые доступные углеводородные потоки, имеющие температуру начала кипения 320°С, такие как, в частности, прямогонный вакуумный газойль, гидроочищенный вакуумный газойль или их смесь в различных пропорциях.
Процесс запуска установки переработки тяжелого нефтяного сырья включает в себя следующие этапы (см. фиг. 4 и 5), на которых:
- подают в по меньшей мере один реактор (13, 14, 15) ЖФГ пусковое сырье (ВГО), поступающее из-за границ установки и имеющее температуру 60-80°С, в смеси с водородом, нагревая пусковое сырье посредством сырьевой печи (12) до температуры 250-270°С;
- при достижении заданного количества, запускают циркуляцию пускового сырья по контуру сырьевая печь (12) - реакторы (13, 14, 15) ЖФГ - горячий сепаратор (20) высокого давления - дренажная емкость (91) - насос (93) - охладитель (95) - пусковой насос (96) - сырьевая печь (12), причем избыточное количество ВГО выводят в линию светлой некондиции;
- при достижении в указанном контуре температуры 250-270°С, поднимают температуру на выходе сырьевой печи (12) до 380-385°С, осуществляя циркуляцию по указанному контуру, обеспечивая при этом отвод образующейся газообразной смеси углеводородов в секцию (3) ГФГ;
- одновременно с предыдущим этапом начинают прием сырья газофазного гидрокрекинга (ВГО) в секцию (3) ГФГ через печь (31) для сырья газофазного гидрокрекинга, нагревая поток, входящий в по меньшей мере один реактор (30) ГФГ, до 220-250°С, обеспечивая смачивание катализатора, находящегося в указанном по меньшей мере одном реакторе (30) ГФГ, и отводя выходящий поток из указанного по меньшей мере одного реактора (30) ГФГ через колонну фракционирования в резервуар сырья газофазного гидрокрекинга, постепенно повышая температуру потока, входящего в по меньшей мере один реактор (30) ГФГ, до 310-320°С посредством печи (31) для сырья газофазного гидрокрекинга и тепла от входящей газообразной смеси углеводородов из секции (2) сепарации;
- за счет экзотермической реакции, проходящей в указанном по меньшей мере одном реакторе (30) ГФГ, поднимают температуру выходящего потока из указанного по меньшей мере одного реактора (30) ГФГ до 360°С, при этом указанный поток проходит через теплообменник (11) нагрева сырья «сырье жидкофазного гидрокрекинга - выходящий поток газофазного гидрокрекинга», выступая в качестве теплоносителя для потока сырья жидкофазного гидрокрекинга, обеспечивая перепад температур на печи для сырья жидкофазного гидрокрекинга 25-55°С;
- после стабилизации работы установки на пусковом сырье, переходят на основное сырье жидкофазного гидрокрекинга (гудрон), замещая им циркулирующий ВГО;
- поднимают температуру на выходе сырьевой печи (12) до 410-415°С;
- после завершения замещения ВГО гудроном настраивают стабильную циркуляцию по контуру сырьевая печь (12) - реактор (13, 14, 15) ЖФГ - горячий сепаратор (20) высокого давления - дренажная емкость (91) - насос (93) - охладитель (95) - пусковой насос (96) - сырьевая печь (12) причем избыточное количество сырья выводят в линию темной некондиции (некондиционные нефтепродукты с механическими примесями);
- настраивают прием легкого газойля каталитического крекинга (ЛГКК) и/или ВГО из-за границы установки в дополнительную дренажную емкость (90) и их подачу от насоса (92) на форсунки (911) дренажной емкости (91);
- настраивают циркуляцию содержимого дренажной емкости (91) через форсунки (911) и по линии (912) циркуляции дренажной емкости;
- настраивают подачу угольной добавки в гудрон и поднимают температуру в реакторе (13, 14, 15) ЖФГ для запуска процесса конверсии гудрона;
- по мере роста конверсии гудрона снижают циркуляцию через дренажную емкость (91), перенаправляя поток неконвертированного остатка из горячего сепаратора (20) высокого давления в секцию (6) разделения неконвертированного остатка гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и отработанной угольной добавки;
- при достижении значения конверсии основного сырья около 50% прекращают использование дренажной емкости (91);
- при достижении конверсии основного сырья около 50-60% углеводородов в газообразные продукты исключают подогрев сырья газофазного гидрокрекинга при помощи печи (31) для сырья газофазного гидрокрекинга.
Далее со ссылкой на фиг. 6 будет подробнее описан процесс аварийного останова установки переработки тяжелого нефтяного сырья согласно настоящему изобретению.
Процесс аварийного останова установки переработки тяжелого нефтяного сырья включает в себя следующие этапы (см. фиг. 6), на которых:
- обнаруживают отклонение рабочих параметров установки от заданных значений;
- прекращают подачу сырья в установку;
- содержимое реакторов ГФГ, представляющее собой тяжелую жидкость, не содержащую твердых частиц, дренируют в дополнительную дренажную емкость (90);
- содержимое реакторов ЖФГ, представляющее собой неконвертированный остаток гидрокрекинга, дренируют в дренажную емкость (91);
- осуществляют циркуляцию части содержимого дренажной емкости (91) посредством насоса (93) через охладитель (95) от выходного патрубка (913) дренажной емкости к входному патрубку (914) дренажной емкости по линии (912) циркуляции дренажной емкости;
- осуществляют циркуляцию части содержимого дополнительной дренажной емкости (90) посредством насоса (92) через охладитель (94) от выходного патрубка дренажной емкости к входному патрубку дренажной емкости по линии циркуляции дренажной емкости;
- смешивают часть потока из дренажной емкости (91) с частью потока из дополнительной дренажной емкости (90) и подают полученную смесь в форсунки (911) дренажной емкости (91);
- сбрасывают часть содержимого дренажной емкости (91) в линию некондиционных нефтепродуктов с механическими примесями и часть содержимого дополнительной дренажной емкости (90) в линию некондиционных нефтепродуктов без механических примесей, за счет чего постепенно опорожняют дренажные емкости (91, 90) до заданного уровня.
Описанная выше циркуляция содержимого дренажных емкостей через охладитель во время останова установки позволяет снизить температуру потока и тем самым снизить вероятность его коксования и забивки упомянутых дренажных емкостей.
Таким образом, дренажная система (9) в соответствии с настоящим изобретением может использоваться не только при аварийных ситуациях для дренирования содержимого реакторов, но и в процессе запуска установки, при этом предотвращая забивку дренажных емкостей отложениями.
В процессе запуска дренажные емкости играют роль буферных емкостей. Это позволяет возвращать только часть потока в рецикл, отводя излишки за границу установки. Постоянный рецикл в таких установках не рекомендуется, особенно когда температуры процессов уже высокие, легкая часть продукта испаряется, и рецикловый поток постепенно тяжелеет, напитывается асфальтенами, тяжелыми углеводородами и т.д.
Установка переработки тяжелого нефтяного сырья в соответствии с настоящим изобретением за счет применения описанной выше дренажной системы, в том числе в процессе запуска установки, позволяет минимизировать вероятность забивки оборудования отложениями (асфальтенами и т.д.), что позволяет избежать долгосрочных простоев оборудования и трудоемких работ по очистке оборудования от отложений.
Кроме того, настоящее изобретение позволяет достичь стабильной безостановочной работы всей установки комбинированного гидрокрекинга, получать продукты с улучшенными характеристиками, стабильно иметь конверсию до 95%, при этом обеспечить переработку остаточных продуктов гидрокрекинга в востребованные продукты.
Согласно настоящему изобретению под стабильностью работы установки комбинированного гидрокрекинга рассматривается беспрерывная эксплуатация в установленных режимах с заданной производительностью.
Claims (39)
1. Дренажная система (9) установки комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, включающая в себя:
- по меньшей мере одну дренажную емкость (91), выполненную с возможностью приема потока из секции (1) жидкофазного гидрокрекинга установки комбинированного гидрокрекинга,
- насос (93) и охладитель (95), расположенные в выходной линии дренажной емкости (91), и
- пусковой насос (96), расположенный ниже по потоку от насоса (93) и охладителя (95) и выполненный с возможностью подачи части содержимого дренажной емкости (91) в секцию (1) жидкофазного гидрокрекинга,
причем дренажная емкость (91) содержит форсунки (911), расположенные в нижней части емкости и выполненные с возможностью формирования потоков, которые позволяют поднимать оседающие фракции и механические примеси содержимого в верхнюю часть емкости,
дренажная система выполнена с возможностью осуществления циркуляции части содержимого дренажной емкости (91) посредством насоса (93) через охладитель (95) следующим образом:
- от выходного патрубка (913) дренажной емкости к входному патрубку (914) дренажной емкости по линии (912) циркуляции дренажной емкости,
- от выходного патрубка (913) дренажной емкости к форсункам (911).
2. Дренажная система по п. 1, в которой дренажная емкость (91) дополнительно содержит внутренний стакан (915), представляющий собой вертикальный цилиндрический патрубок, соединенный с выходным патрубком (913) на дне дренажной емкости, причем верхняя сторона внутреннего стакана (915) возвышается над дном емкости, тем самым обеспечивая возможность выводить содержимое из дренажной емкости, расположенное выше стакана (915).
3. Дренажная система по п. 2, в которой дренажная емкость (91) дополнительно содержит боковые аварийные штуцера (916), расположенные выше уровня верхней поверхности упомянутого стакана (915) и выполненные с возможностью вывода содержимого дренажной емкости в случае забивки выходного патрубка (913) дренажной емкости или образования отложений на дне емкости выше уровня внутреннего стакана (915).
4. Дренажная система по п. 1, выполненная с возможностью смешивания части содержимого дренажной емкости (91), направляемой от выходного патрубка (913) к форсункам (911), с разбавителем.
5. Дренажная система по п. 4, дополнительно содержащая по меньшей мере одну дополнительную дренажную емкость (90), выполненную с возможностью приема потока легкого газойля каталитического крекинга (ЛГКК) и/или вакуумного газойля (ВГО) из-за границы установки, причем ЛГКК и/или ВГО используются в качестве упомянутого разбавителя.
6. Дренажная система по п. 5, дополнительно содержащая насос (92) и охладитель (94), расположенные в выходной линии дополнительной дренажной емкости (90), причем дренажная система выполнена с возможностью осуществления циркуляции части содержимого дополнительной дренажной емкости (90) посредством насоса (92) через охладитель (94) от выходного патрубка дополнительной дренажной емкости к входному патрубку дополнительной дренажной емкости по линии циркуляции дополнительной дренажной емкости.
7. Дренажная система по п. 5, содержащая две дополнительные дренажные емкости (90), одна из которых является резервной.
8. Дренажная система по п. 1, содержащая две дренажные емкости (91), одна из которых является резервной.
9. Дренажная система по п. 1, выполненная с возможностью сбрасывать излишки содержимого дренажной емкости (91) в линию некондиционных нефтепродуктов с механическими примесями или линию некондиционных нефтепродуктов без механических примесей.
10. Установка комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, включающая в себя:
- секцию (1) жидкофазного гидрокрекинга (ЖФГ) тяжелого нефтяного сырья, содержащую сырьевую печь (12) и по меньшей мере один реактор (13, 14, 15) жидкофазного гидрокрекинга;
- секцию (2) сепарации продуктов ЖФГ, выполненную с возможностью разделять продукты, полученные в секции (1) ЖФГ, на газообразные продукты и суспензию неконвертированного остатка гидрокрекинга и отработанной угольной добавки;
- секцию (3) газофазного гидрокрекинга (ГФГ), выполненную с возможностью осуществления газофазного гидрокрекинга со стационарным слоем катализатора в отношении газообразного продукта из секции (2) сепарации продуктов ЖФГ, содержащую печь (31) для сырья газофазного гидрокрекинга и по меньшей мере один реактор (30) газофазного гидрокрекинга;
- секцию (4) сепарации продуктов ГФГ и секцию (5) фракционирования, выполненные с возможностью выделения из продуктов, полученных в секции (3) ГФГ, потока углеводородов и его последующего фракционирования для получения светлых нефтепродуктов;
- секцию (6) разделения неконвертированного остатка гидрокрекинга и отработанной угольной добавки, выполненную с возможностью разделения суспензии из секции (2) сепарации продуктов ЖФГ на неконвертированный остаток гидрокрекинга и отработанную угольную добавку;
- дренажную систему (9) по любому из пп. 1-9.
11. Способ пуска установки комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья по п. 10, включающий в себя этапы, на которых:
- подают в секцию (1) ЖФГ пусковое сырье, имеющее температуру 60-80°С, в смеси с водородом, нагревая пусковое сырье посредством сырьевой печи до температуры 250-270°С;
- запускают циркуляцию пускового сырья по контуру секция (1) ЖФГ – секция (2) сепарации продуктов ЖФГ – дренажная система (9) - секция (1) ЖФГ, причем избыточное количество пускового сырья выводят в линию некондиционных нефтепродуктов без механических примесей;
- при достижении в упомянутом контуре температуры 250-270°С поднимают температуру на выходе сырьевой печи (12) до 380-385°С, осуществляя циркуляцию по упомянутому контуру, обеспечивая при этом отвод образующейся газообразной смеси углеводородов из секции (2) сепарации продуктов ЖФГ в секцию (3) ГФГ;
- начинают прием сырья газофазного гидрокрекинга в секцию (3) ГФГ через печь (31) для сырья газофазного гидрокрекинга, нагревая поток, входящий в по меньшей мере один реактор (30) ГФГ, до 310-320°С посредством печи (31) для сырья газофазного гидрокрекинга и тепла от входящей газообразной смеси углеводородов из секции (2) сепарации;
- за счет экзотермической реакции, проходящей в упомянутом по меньшей мере одном реакторе (30) ГФГ, поднимают температуру выходящего потока из упомянутого по меньшей мере одного реактора (30) ГФГ до 360°С, при этом упомянутый поток проходит через теплообменник (11) нагрева сырья, выступая в качестве теплоносителя для потока сырья жидкофазного гидрокрекинга;
- после стабилизации работы установки на пусковом сырье переходят на основное сырье жидкофазного гидрокрекинга, замещая им циркулирующее пусковое сырье;
- поднимают температуру на выходе сырьевой печи (12) до 410-415°С;
- после завершения замещения пускового сырья основным сырьем настраивают стабильную циркуляцию по контуру секция (1) ЖФГ – секция (2) сепарации продуктов ЖФГ – дренажная система (9) - секция (1) ЖФГ, причем избыточное количество сырья выводят в линию некондиционных нефтепродуктов с механическими примесями;
- подают ЛГКК и/или ВГО на форсунки (911) дренажной емкости (91);
- настраивают циркуляцию содержимого дренажной емкости (91) через форсунки (911) и по линии (912) циркуляции дренажной емкости;
- настраивают подачу угольной добавки в основное сырье и поднимают температуру в секции (1) ЖФГ для запуска процесса конверсии основного сырья;
- по мере роста конверсии основного сырья снижают циркуляцию через дренажную емкость (91), перенаправляя поток неконвертированного остатка гидрокрекинга из секции (2) сепарации продуктов ЖФГ в секцию (6) разделения неконвертированного остатка гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и отработанной угольной добавки;
- при достижении значения конверсии основного сырья около 50% прекращают использование дренажной емкости (91);
- при достижении конверсии основного сырья около 50-60% исключают подогрев сырья газофазного гидрокрекинга при помощи печи (31) для сырья газофазного гидрокрекинга.
12. Способ по п. 11, в котором пусковое сырье и сырье газофазного гидрокрекинга представляет собой вакуумный газойль, основное сырье представляет собой гудрон.
Related Child Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2024100843A Division RU2825569C1 (ru) | 2024-01-15 | Дренажная система, установка комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и способ пуска такой установки |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2822897C1 true RU2822897C1 (ru) | 2024-07-16 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20170210643A1 (en) * | 2014-07-30 | 2017-07-27 | Mitsubishi Materials Corporation | Oil-water separation apparatus and drainage system |
| RU2681527C1 (ru) * | 2016-12-30 | 2019-03-07 | Бейджинг Хуаши Юнайтед Энерджи Технолоджи энд Девелопмент Ко., Лтд. | Способ и устройство для получения светлых нефтепродуктов из тяжелого масла способом гидрирования в псевдоожиженном слое |
| US10876056B2 (en) * | 2016-12-30 | 2020-12-29 | Beijing Huashi United Energy Technology And Development Co., Ltd. | Process and device for hydrogenation of heavy oil using a suspension-bed |
| RU2805925C1 (ru) * | 2023-03-30 | 2023-10-24 | Акционерное общество "ТАИФ" | Способ комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, включающий выделение отработанной добавки из неконвертированных остатков гидрокрекинга и ее осушку |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20170210643A1 (en) * | 2014-07-30 | 2017-07-27 | Mitsubishi Materials Corporation | Oil-water separation apparatus and drainage system |
| RU2681527C1 (ru) * | 2016-12-30 | 2019-03-07 | Бейджинг Хуаши Юнайтед Энерджи Технолоджи энд Девелопмент Ко., Лтд. | Способ и устройство для получения светлых нефтепродуктов из тяжелого масла способом гидрирования в псевдоожиженном слое |
| US10876056B2 (en) * | 2016-12-30 | 2020-12-29 | Beijing Huashi United Energy Technology And Development Co., Ltd. | Process and device for hydrogenation of heavy oil using a suspension-bed |
| RU2805925C1 (ru) * | 2023-03-30 | 2023-10-24 | Акционерное общество "ТАИФ" | Способ комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, включающий выделение отработанной добавки из неконвертированных остатков гидрокрекинга и ее осушку |
| RU2808443C1 (ru) * | 2023-05-18 | 2023-11-28 | Акционерное общество "ТАИФ" | Способ комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, включающий выделение отработанной добавки из неконвертированных остатков гидрокрекинга и ее осушку |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP7336831B2 (ja) | ファウリングが少ない堆積物を伴う改良された沸騰床リアクター | |
| RU2628067C2 (ru) | Способ получения дистиллятного топлива и анодного кокса из остатков вакуумной перегонки | |
| JP7126443B2 (ja) | 適時原料を用いる改良型沸騰床リアクター | |
| RU2495086C2 (ru) | Избирательный рецикл тяжелого газойля для оптимальной интеграции перегонки тяжелой нефти и переработки вакуумного газойля | |
| RU2673803C1 (ru) | Способ облагораживания частично подвергнутого конверсии вакуумного остатка | |
| RU2622393C2 (ru) | Конверсия асфальтенового пека в течение процесса гидрокрекинга остатка с кипящим слоем | |
| JP7126442B2 (ja) | プラスチック二次加工製品の生産速度が上昇した改良型沸騰床リアクター | |
| KR20190018465A (ko) | 개선된 품질의 진공 잔사 생성물을 생성하기 위해 에뷸레이티드 베드를 업그레이드하기 위한 이원 촉매 시스템 | |
| CN113717754B (zh) | 生产高芳烃油料和多产液化气的催化裂化方法 | |
| US11732203B2 (en) | Ebullated bed reactor upgraded to produce sediment that causes less equipment fouling | |
| CN108300511B (zh) | 中低温煤焦油两段加氢处理工艺及其系统 | |
| JP7446081B2 (ja) | 真空ボトム中にアスファルテンの再利用蓄積のないアップグレードされた沸騰床式反応器 | |
| RU2822897C1 (ru) | Дренажная система, установка комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и способ пуска такой установки | |
| RU2825569C1 (ru) | Дренажная система, установка комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья и способ пуска такой установки | |
| CN113897220B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN113755208B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN113717753B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN113717752B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN113773874B (zh) | 高芳烃油料及其制备方法和应用 | |
| CN115537231A (zh) | 一种改变物料流向而实现减油增化的装置及方法 | |
| CN114426860A (zh) | 一种重油超临界萃取分离方法和装置 | |
| CN110776954A (zh) | 包括固定床加氢处理、脱沥青操作和沥青的沸腾床加氢裂化的处理重质烃基原料的方法 | |
| RU2795466C1 (ru) | Установка для производства игольчатого или анодного кокса замедленным коксованием | |
| RU2805925C1 (ru) | Способ комбинированного гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья, включающий выделение отработанной добавки из неконвертированных остатков гидрокрекинга и ее осушку | |
| RU2811607C1 (ru) | Объединение установок гидрокрекинга с кипящим слоем и коксования |