SU1255055A3 - Method of hydrofining heavy petroleum fractions - Google Patents
Method of hydrofining heavy petroleum fractions Download PDFInfo
- Publication number
- SU1255055A3 SU1255055A3 SU823521074A SU3521074A SU1255055A3 SU 1255055 A3 SU1255055 A3 SU 1255055A3 SU 823521074 A SU823521074 A SU 823521074A SU 3521074 A SU3521074 A SU 3521074A SU 1255055 A3 SU1255055 A3 SU 1255055A3
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- hydrogen
- temperature
- reactor
- streams
- furnace
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
- C10G49/26—Controlling or regulating
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относитс к способам гидроочистки т желых нефт ных фракций в присутствии водородсодержаще- го газа и катализатора и может быть использовано в нефтехимической промышленности .The invention relates to methods for hydrotreatment of heavy petroleum fractions in the presence of hydrogen-containing gas and a catalyst, and can be used in the petrochemical industry.
1 one
Цедь изобретени - снижение энергозатрат на процесс путем регулировани расходов сырь и иодородсодержа- щего газа.The goal of the invention is to reduce the energy consumption for the process by controlling the costs of raw materials and iodine-containing gas.
Исходное сьгрье имеет следующие характеристики:Baseline has the following characteristics:
Плотность при 50°С,Density at 50 ° С
,895, 895
Фракционный составFractional composition
(ASTM 2887), об.%:(ASTM 2887), vol.%:
10 выкипает при С, . 3510 boils away at C,. 35
3040-3040-
5044250442
7047270472
9050990509
Коксуемость (по Конд- радсону), %0,35Coking ability (according to Kond-Radson),% 0,35
В качестве катализатора гвдро- огитстки используют 3,5 мас.% никел и 9 мас.% молибдена.3.5% by weight of nickel and 9% by weight of molybdenum are used as a catalyst for hot-watering.
Н.а фиг.1 и 2 представлены принципиальные схемы осуществлени известного и предлагаемого способов соответственно .N. 1 and 2 are schematic diagrams of the implementation of the known and proposed methods, respectively.
Пример 1.fизвестльй способ, фиг.1,Example 1.f the well-known method, figure 1,
Т жел то нефт ную фракцию с температурой 463 К, подаваемую по линии 1, и водородсодержащий газ с температурой 433 К и давлением 6,84 МПа, подаваемый по линии 2 смепшвают и нагревают в последовательно подклю- ченШ Тх теплообменниках 3 - 7 до температуры 633 К, затем раздел ют на четыре потока без регулировани и подают в печь 8. В печи IDC подогревают в целом до температуры КThe yellow oil fraction with a temperature of 463 K, fed through line 1, and a hydrogen-containing gas with a temperature of 433 K and pressure of 6.84 MPa, fed through line 2 are mixed and heated in successively connected Tx heat exchangers 3-7 to 633 K is then divided into four streams without regulation and fed to furnace 8. In the IDC furnace, it is generally heated to temperature K
Как следствие неравномерного разделе- 45 со смесью продуктов реакции до темни смеси газ - жладкость на выходе из печи получают отдельные потоки, имеющие различную температуру (703; 650 и 683 к). Затем потоки смешивают и подают в реактор 9, где при давлении 6,0 МПа осуществл ют гидро- каталитическое превращение.As a consequence of the non-uniform separation of 45 with the mixture of reaction products to the darkness of the gas-cold mixture, separate streams of different temperatures (703; 650 and 683 K) are obtained at the exit of the furnace. The streams are then mixed and fed to the reactor 9, where a hydrocatalytic conversion is carried out at a pressure of 6.0 MPa.
Потер давлени за,счет отложений на катализаторе возрастает на 0,4 МПа на первых двух метрах верхнего сло катализатора в течение 100 дней. Смесь продуктов реакции на выходе из реактора имеет температуру 683 К.The pressure loss due to the deposition on the catalyst increases by 0.4 MPa in the first two meters of the upper catalyst bed for 100 days. The mixture of reaction products at the outlet of the reactor has a temperature of 683 K.
255055 2255055 2
Продукты реакции охлаждают в теплообменниках 7,6,5,4,3 до знергети- чески выгодной температуры разделеThe reaction products are cooled in heat exchangers 7, 6, 5, 4, 3 to a very favorable temperature section.
ни , т.е. до температуры 513 К. Разделение провод т в гор чем сепаратореneither to a temperature of 513 K. The separation is carried out in a hot separator.
10.Полученный газ отвод т по линии10. Received gas is withdrawn through the line.
11,жидкость - по линии 12. Регулирование и поддержание нужной температуры (513 К в гор чем сепараторе обеспечивают посредством частичного обвода теплообменников, т.е. часть исходной т желой нефт ной фракции подмешивают к смеси газ - жидкость непосредственно перед входом в печь 8.11, liquid — through line 12. Controlling and maintaining the desired temperature (513 K in the hot separator is provided by partially circulating heat exchangers, i.e., a part of the initial heavy oil fraction is mixed into the gas-liquid mixture immediately before entering the furnace 8.
Дл компрессии водородсодержащих газов, проход щих по замкнутому контуру, определ ющее значение имеет соотношение давлений газа, подаваемого по линии 2 перед точкой смешени его с исходным сырьем, и газа покидающего гор чий сепаратор. В данном случае это соотношение сосFor the compression of hydrogen-containing gases passing through a closed circuit, the ratio of the pressure of the gas supplied through line 2 before its mixing point with the feedstock and the gas leaving the hot separator is of decisive importance. In this case, this ratio is
тавл етtavl em
6,84 МПа6.84 MPa
-J.-J.
5,62 НПа5.62 NPa
1 ,21708. 1, 21708.
Перепад давлений имеет величину 1 ,22 Ша. Это значение соответствует 180 дню работы установки приThe differential pressure has a value of 1, 22 Sha. This value corresponds to 180 days of the installation when
расходе 200. т желого дистилл та нефти и 80000 водородсодер- жащего газа. Такой расход таза, уста- навливают на 124 день работы установки , в то врем как при первоначальном расходе газа 60000 200. heavy distillate oil and 80,000 hydrogen-containing gas. Such a pelvic flow rate is set at 124 days of plant operation, while at the initial gas flow rate of 60000
через I18 дней установку нужно было бы отзслючить из-за смещени нити печи...after I18 days, the installation would have to be disconnected due to the displacement of the furnace thread ...
П р и м е р 2 (предлагаемыйPRI me R 2 (proposed
способ, фиг.2. Т желую нефт ную фракцию, подаваемую в цикл по линии 1 с температурой 463 К подогревают в трубном пространстве тепло-, обменника 2 благодар теплообменуthe method of FIG. The heavy oil fraction supplied to the cycle via line 1 with a temperature of 463 K is heated in the tube space of the heat exchanger 2 due to heat exchange
пературы 503 К,после этого при регулировании расхода раздел ют на четыре равных частичных потока и смешивают с водородсодержащим газом,503 K, then, when regulating the flow, are divided into four equal partial flows and mixed with a hydrogen-containing gas,
подаваемым по линии 3, разделенным на четыре одинаковых частичных потока , также регулируемыми по расходу , при давлении 6,36 МПа и температуре 433 К. После этого смешан- supplied by line 3, divided into four identical partial flows, also adjustable by flow, at a pressure of 6.36 MPa and a temperature of 433 K. After that, the mixed
ные потоки направл ют по лини м 4 7соответственно .в теготообменникиThese flows are directed along lines 4, 7 respectively, to tag exchangers.
8- 11 и нагревают до температуры 633 К к затем нагревают в четьфехсекционной печи до температуры входа в реактор, т.е. до 668 К. Близкие значени температур отдельных потоков на выходе из печи (668,8; 667,7i 668,1 и 667,5 к) свидетельствуют о равномерном распределении смеси газ - жидкость по отдельным секци м печи. Таким образом, исключаютс местные перегревы. При давлении 6,0 МПа осур1;ествл ют гидрокаталитическое превращение в реакторе 138-11 and heated to a temperature of 633 K and then heated in a four-sectional furnace to the inlet temperature of the reactor, i.e. up to 668 K. The close temperatures of the individual streams at the exit of the furnace (668.8; 667.7i 668.1 and 667.5 k) indicate a uniform distribution of the gas-liquid mixture over the individual sections of the furnace. Thus, localized overheating is avoided. At a pressure of 6.0 MPa, the hydrocatalytic transformation in the reactor 13
Перепад давлени в реакторе составл ет 0,02 МПа и остаетс посто нным в течение всего времени эксплуатации .The pressure drop in the reactor is 0.02 MPa and remains constant throughout the operation time.
Смесь продуктов реакции вывод т из реактора с температурой 683 К и охлаждают в теплообменниках 8-11 до температуры 538 К, Энергетически благопри тные услови разделени дл отделени газа и жидкости в гор чем сепараторе 14 регулируют посредством теплообмена с исходным сырьем в аппарате 2, причем возникает воз- можность частичного обвода исходного сырь . Гор чий сепаратор 14 работает при температуре 513 К и давле- НИИ 5,84 МПа.The mixture of reaction products is withdrawn from the reactor with a temperature of 683 K and cooled in heat exchangers 8-11 to a temperature of 538 K. The energetically favorable separation conditions for the separation of gas and liquid in the hot separator 14 are controlled by heat exchange with the feedstock in apparatus 2, and possibility of partial circumference of the feedstock. The hot separator 14 operates at a temperature of 513 K and a pressure of the Research Institute of 5.84 MPa.
Соотношение давлений водородсодер жащего газа, подаваемого на линии 2 перед точкой смешени с исходной т желой неЛт ной фракцией и газа.Pressure ratio of hydrogen-containing gas supplied to lines 2 before the point of mixing with the initial heavy fraction and gas.
, ,
отводимого по линии 15 составл етline 15 is
6,36 МПа , Г.ОПП/ « 5 Ь08904. Перепад давлений имеет величину 0,52 МПа. Эти значени соответствуют 180 дню работы установки при расходе 200 т желой нефт ной фракции и 60000 водородсодержащих газов, проход щих в замкнутом контуре.6.36 MPa, G.OPP / “5 L08904. The differential pressure has a value of 0.52 MPa. These values correspond to the 180 days of operation of the plant at a flow rate of 200 tons of heavy oil fraction and 60,000 hydrogen-containing gases flowing in a closed loop.
При данном расходе газа установка работает непрерывно.At this gas flow rate, the unit operates continuously.
Таким образом, снижение расхода энергии на компрессию достигаетс за счет снижени количества циркулирующего газа,, а также за счет малой разницы давлени в направлении циркулирующего газа. Расход энергии на компрессию газа по примеру 2 составл ет 32% расхода энергии по примеру , В пересчете на равные количества газа расход энергии по примеру 2 составл ет 43% расхода по примеру 1.Thus, the reduction in energy consumption for compression is achieved by reducing the amount of circulating gas, as well as by the small difference in pressure in the direction of the circulating gas. The energy consumption for gas compression in Example 2 is 32% of the energy consumption in Example 2. In terms of equal amounts of gas, the energy consumption in Example 2 is 43% of the consumption in Example 1.
Кроме того, предлагаемый способ обеспечивает исключение местных перегревов в трубах печи из-за неравномерной нагрузки и предотвращение смещений нитей кли сильного повышени потери давлени в печи и реакторе, сн1гаение склонности к коксованию реагентов и удлинение срока службы катализатора , а также снижение количества циркулирзтощего газа.In addition, the proposed method eliminates local overheating in the furnace tubes due to uneven loading and preventing the displacements of the Kli threads from a strong increase in pressure loss in the furnace and reactor, reducing the tendency to coking the reactants and prolonging the service life of the catalyst, as well as reducing the amount of circulating gas.
Фиг.FIG.
VV
u isu is
I ъI ъ
vv
JJ
ee
Claims (1)
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DD23588681A DD206681A3 (en) | 1981-12-17 | 1981-12-17 | METHOD FOR CONVERTING HYDROCARBON FRACTIONS |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1255055A3 true SU1255055A3 (en) | 1986-08-30 |
Family
ID=5535521
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU823521074A SU1255055A3 (en) | 1981-12-17 | 1982-12-08 | Method of hydrofining heavy petroleum fractions |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPS58108293A (en) |
CS (1) | CS236693B2 (en) |
DD (1) | DD206681A3 (en) |
GB (1) | GB2114148B (en) |
SU (1) | SU1255055A3 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2588121C2 (en) * | 2010-10-20 | 2016-06-27 | Хальдор Топсеэ А/С | Method of hydrocracking hydrocarbon feedstock |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2539691B2 (en) * | 1990-02-21 | 1996-10-02 | コスモ石油株式会社 | Multi-branch control method for gas-liquid mixed phase fluid |
JP2010229904A (en) * | 2009-03-27 | 2010-10-14 | Mitsubishi Electric Corp | Pump, heat pump type hot water supply device, and method for manufacturing pump |
-
1981
- 1981-12-17 DD DD23588681A patent/DD206681A3/en not_active IP Right Cessation
-
1982
- 1982-11-17 CS CS818482A patent/CS236693B2/en unknown
- 1982-12-08 SU SU823521074A patent/SU1255055A3/en active
- 1982-12-09 GB GB08235122A patent/GB2114148B/en not_active Expired
- 1982-12-15 JP JP21828082A patent/JPS58108293A/en active Granted
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент US № 3668112, кл.298-89, 1972. Смидович Е.В. Технологи переработка нефти и газа.- М.: Хими , 1968, ч.2, с.285. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2588121C2 (en) * | 2010-10-20 | 2016-06-27 | Хальдор Топсеэ А/С | Method of hydrocracking hydrocarbon feedstock |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2114148A (en) | 1983-08-17 |
DD206681A3 (en) | 1984-02-01 |
JPH0113756B2 (en) | 1989-03-08 |
JPS58108293A (en) | 1983-06-28 |
GB2114148B (en) | 1985-11-20 |
CS236693B2 (en) | 1985-05-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5190634A (en) | Inhibition of coke formation during vaporization of heavy hydrocarbons | |
US5580443A (en) | Process for cracking low-quality feed stock and system used for said process | |
US2448922A (en) | Continuous cracking process | |
TW499473B (en) | Process using staggered bypassing of reaction zones for increased capacity | |
AU565561B2 (en) | Process and apparatus for the production of olefins from bothheavy and light hydrocarbons | |
DE1643074B2 (en) | Process for the production of low molecular weight olefins by thermal cracking of hydrocarbons | |
US4473460A (en) | Continuous preparation of hydrocarbon oils from coal by hydrogenation under pressure in two stages | |
PL89010B1 (en) | ||
SU1255055A3 (en) | Method of hydrofining heavy petroleum fractions | |
US4268375A (en) | Sequential thermal cracking process | |
US3201488A (en) | Process and apparatus for non-catalytic reaction | |
US3288876A (en) | Hydrocarbon dealkylation process | |
CN112824363B (en) | Method for isomerizing carbon octa-arene | |
EP0157463B1 (en) | Method for dehydrogenating a hydrocarbon, an apparatus and method for conducting chemical reactions therein | |
RU2206595C1 (en) | Method for delayed coking of petroleum residues | |
SU1375119A3 (en) | Method of hydrocarbon conversion | |
US4636300A (en) | Integrated gas-phase hydrogenation process using heat recovered from sump-phase hydrogenation for temperature regulation | |
JPS5830355B2 (en) | Multi-stage hydrocarbon conversion process | |
US1995604A (en) | Process for producing high grade motor fuel by destructive hydrogenation in a series of conversion stages | |
EP2072602B1 (en) | Method of thermal cracking for petroleum-derived heavy oil | |
RU2433160C1 (en) | Method for preparing sintering additive | |
US5039396A (en) | Hydrotreater feed/effluent heat exchange | |
DE1568953A1 (en) | Process for thermal cracking of hydrocarbon feeds | |
US4696735A (en) | Method and apparatus for multiphase coal hydrogenation reactors with exothermal heat of reaction having gas cooling in sump-phase reactors | |
CN112824362B (en) | Method for isomerizing carbon octa-arene |