WO2008130273A1 - Способ обработки углеводородного сырья - Google Patents
Способ обработки углеводородного сырья Download PDFInfo
- Publication number
- WO2008130273A1 WO2008130273A1 PCT/RU2008/000195 RU2008000195W WO2008130273A1 WO 2008130273 A1 WO2008130273 A1 WO 2008130273A1 RU 2008000195 W RU2008000195 W RU 2008000195W WO 2008130273 A1 WO2008130273 A1 WO 2008130273A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- reactor
- liquid
- hydrogen
- stream
- pressure
- 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
- C10G35/00—Reforming naphtha
- C10G35/04—Catalytic reforming
Definitions
- Catalytic hydroprocessing in the oil refining industry is called the interaction of petroleum feedstock with hydrogen in the presence of an appropriate catalyst under appropriate conditions.
- the range of volume ratios of hydrocarbon feedstock and hydrogen in these processes is very wide (100-1000), with such a seemingly great predominance of hydrogen in this ratio, its mass fraction is comparable with the mass fraction of the processed raw materials.
- SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) critical temperature of the heaviest component of the gas phase.
- the use of cyclone or vortex separators for separating the liquid and gas phases allows this process to be carried out with a fairly satisfactory degree of separation. Residual traces of the components of the liquid phase in the gas phase are hundredths of a percent, since saturated pairs of components of hydrocarbon materials also pass into the liquid phase during the drip deposition in the cyclone type apparatus.
- the gas phase if it is separated from the liquid phase in the zone of maximum temperatures, will be represented by hydrogen, methane, propane, butane and ethane proper, in some processes hydrogen sulfide and ammonia will be added to them.
- the critical temperature of all these gases is significantly higher than that of hydrogen, therefore, the use of a sequential decrease in the temperature of the stream, without reducing its pressure, allows them to be transferred to the condensed phase, thereby separating them from hydrogen gas. It is advisable to separate ethane and methane from the stream by short-cycle adsorption.
- the process of gasoline reforming can be substantially technologically simplified, so that the entire wide fraction of gasolines can be hydrotreated without separating the 82 0 C fraction from it.
- Separating the gas and liquid phases at a temperature of the order of 22O 0 C we obtain a hydrogen-rich gaseous stream with the components of the 82nd fraction included in it, it is technologically justified to send this stream to the hydroisomerization reactor.
- the separation temperature to 300-310 0 C
- the benzene / toluene fraction can be cut off from the main fraction, thereby sending it to the hydroisomerization reactor.
- the presence of methane, propane, etc. by-products in the by-product gas does not interfere with the process, it only forces a slight increase in the volume of the catalyst. This organization of the process eliminates the whole technological line of hydroisomerization.
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
Настоящее
изобретение
относится к
способу гидрообработки
углеводородного
сырья
заключающемуся
в том, что: а) углеводородное
сырье (УС) и водород
смешивают в
необходимом
соотношении
путем
подачи
обоих потоков
в струйный насос,
причем подача
УС осуществляется
в инициирующую
часть
насоса
с давлением,
обеспечивающим
необходимые
технологические
объемный расход
и
давление смеси
в реакторной
зоне, б) поток
смеси выходящий
из реактора
разделяют
на
два потока,
жидкостной
и газообразный,
в) газообразный поток
сепарируют,
последовательно
снижая
его температуру,
тем самым, отделяя
от него компоненты
имеющие на каждой
стадии
самую
высокую критическую
температуру
(Ткр), очищенный
таким образом
водород подают
на
вход струйного
насоса, замыкая
тем самым контур
его рециркуляции
г) жидкостной
поток
очищают
от сжиженных
газов, последовательно,
дросселируя
давление потока,
переводя
тем
самым каждый
индивидуальный
компонент в
газообразную
фазу. Данный
способ позволяет
снижать
капиталоемкость,
энергозатраты,
а также снижать
паразитное
растворение
газов в жидкости.
Description
Способ обработки углеводородного сырья
Каталитической гидрообработкой в нефтеперерабатывающей промышленности принято называть взаимодействие нефтяного сырья с водородом в присутствии соответствующего катализатора в соответствующих условиях. Весьма широкий спектр технологических процессов попадают под это определение: гидроочистка, гидрообессеривание, гидрокрекинг, гидрооблагораживание, гидродепарафинизация, гидроизомеризация и даже в известной степени риформинг. Интервал объемных соотношений углеводородного сырья и водорода в этих процессах весьма широк (100- 1000), при таком кажущемся великом преобладании водорода в этом соотношении массовая же доля его соизмерима с массовой долей обрабатываемого сырья.
Задача компремирования водорода в традиционных технологических схемах гидрообработки является самой капиталоемкой и энергозатратной. Действительно, сжимать водород до необходимых давлений (порой до ЗОмПа) в компрессорных машинах с высоким КПД невозможно, поскольку мгновенная масса сжимаемого объема ничтожно мала в сравнении с массой движущихся частей компрессора. Использование для таких целей современных струйных насосов более выгодно, поскольку для создания тех же давлений и объемных расходов водородной среды энергозатраты в десятки раз ниже, а о материалоемкости даже не стоит упоминать в их сравнении. Использование в качестве рабочего инициирующего потока подачу собственно самого же углеводородного сырья, вообще позволяет считать такую идею непревзойденной по технической привлекательности. Современные насосы дозаторы позволяют производить подачу сырья с требуемыми для осуществления такого процесса давлениями. Так же к неоспоримым преимуществам такого метода стоит отнести и тот факт, что в струйном насосе происходит максимально достижимая степень гомогенизации потока жидкой и газовой фазы.
Традиционно в процессах гидрообработки смесь на выходе из реактора охлаждают в последовательны теплообменниках различного типа и лишь, затем отделяют жидкую фазу смеси от газообразной (паровой). Логика такого построения технологического процесса понятна, но она не учитывает тот факт, что с снижением температуры жидкой фазы существенно возрастает растворимость компонентов газовой фазы в ней. Для исключения факта паразитного растворения, предлагается разделять поток на газовый и жидкостной лишь охладив до температуры несколько ниже критической температуры для самого «лeгкoгo» компонента углеводородного сырья, но более высокой чем
1
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
критическая температура самого тяжелого компонента газовой фазы. Использование для разделения жидкой и газовой фазы циклонных или вихревых сепараторов позволяет осуществить этот процесс с достаточно удовлетворительной степенью разделения. Остаточные следы компонентов жидкой фазы в газовой составляют сотые доли процента, поскольку в процессе капельного осаждения в аппарате циклонного типа в жидкую фазу переходят также и насыщенные пары компонентов углеводородного сырья.
Газовая фаза, в случае отделения ее от жидкой в зоне максимальных температур будет представлена из собственно водорода, метана, пропана, бутана и этана, в некоторых процессах к ним добавятся сероводород и аммиак. Критическая температура всех этих газов существенно больше, чем у водорода, поэтому использование последовательного снижения температуры потока, без снижения его давления позволяет переводить их в конденсированную фазу, отделяя тем самым их от газообразного водорода. Этан с метаном целесообразно отделять от потока методом короткоцикловой адсорбции.
В случае процессов гидрообработки гексан/пентановой фракции, а также сырья содержащего эту фракцию, необходимо на выходе из реактора смесь охладить до температуры ниже критической температуры пентана (196°C) и лишь затем разделять жидкостной и парогазовый потоки.
В процессах риформинга целесообразно поток на выходе из реактора охлаждать до температуры ниже критической для пропана (96.8°C). Отделение пропан/бутановой фракции от основного сырья методом дегазации (деаэрации) более технологически оправданно.
Процесс риформинга бензинов можно технологически существенно упростить, так гидроочистке можно подвергать всю широкую фракцию бензинов, не отделяя от него фракцию 820C. Подвергая риформингу всю эту фракцию, мы не подвергаем никаким технологическим рискам катализатор, лишь несколько вынуждены увеличить его объем. Отделив газовую и жидкую фазы при температуре порядка 22O0C мы получим богатый водородом газообразный поток с включенными в него компонентами 82-ой фракции, этот поток вполне технологически оправданно направить в реактор гидроизомеризации. Повысив температуру разделения до 300-3100C можно отсечь из основной фракции бензол/толуольную фракцию, отправив ее тем самым в реактор гидроизомеризации. Присутствие в газовом потоке побочных газов метана, пропана и пр. не мешает проведению процесса, лишь вынуждает несколько повысить объем катализатора. Такая организация процесса позволяет исключить целую технологическую линию гидроизомеризации.
2
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
Claims
1.Способ гидрообработки углеводородного сырья заключающийся в том, что: а) углеводородное сырье (УС) и водород смешивают в необходимом соотношении путем подачи обоих потоков в струйный насос, причем подача УС осуществляется в инициирующую часть насоса с давлением, обеспечивающим необходимые технологические объемный расход и давление смеси в реакторной зоне, б) поток смеси выходящий из реактора разделяют на два потока, жидкостной и газообразный, в) газообразный поток сепарируют, последовательно снижая его температуру, тем самым, отделяя от него компоненты имеющие на каждой стадии самую высокую критическую температуру (Ткр), очищенный таким образом водород подают на вход струйного насоса, замыкая тем самым контур его рециркуляции г) жидкостной поток очищают от сжиженных газов, последовательно, дросселируя давление потока, переводя тем самым каждый индивидуальный компонент в газообразную фазу.
2. Способ по п. L, отличающийся тем, что в процессе каталитического риформинга подвергают обработке широкую бензиновую фракцию, а на выходе из реактора смесь охлаждают до температуры выше Ткр самого тяжелого компонента легкой фракции бензина (ЛФБ), отделенный таким образом газовый поток, включающий в себя компоненты ЛФБ направляют в реактор дополнительной гидрообработки, на выходе из реактора отделяют ЛФБ в жидкой фазе, а водородный поток, после отделения от него газовых компонентов частично возвращают в контур рециркуляции.
3 ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007115207 | 2007-04-24 | ||
RU2007115207/04A RU2340653C1 (ru) | 2007-04-24 | 2007-04-24 | Способ гидрообработки углеводородного сырья |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
WO2008130273A1 true WO2008130273A1 (ru) | 2008-10-30 |
Family
ID=39875708
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PCT/RU2008/000195 WO2008130273A1 (ru) | 2007-04-24 | 2008-04-01 | Способ обработки углеводородного сырья |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2340653C1 (ru) |
WO (1) | WO2008130273A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105441125A (zh) * | 2015-12-25 | 2016-03-30 | 华南理工大学 | 加强油品液相加氢精制装置原料油与新氢混合程度的方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU432726A3 (ru) * | 1971-06-11 | 1974-06-15 | Иностранец Джеймс Дуглас Вейт | Способ переработки углеводородного сырья |
US4333818A (en) * | 1981-01-26 | 1982-06-08 | Uop Inc. | Separation of normally gaseous hydrocarbons from a catalytic reforming effluent and recovery of purified hydrogen |
SU1086007A1 (ru) * | 1982-10-25 | 1984-04-15 | Предприятие П/Я Р-6518 | Способ гидроочистки топлив |
-
2007
- 2007-04-24 RU RU2007115207/04A patent/RU2340653C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-04-01 WO PCT/RU2008/000195 patent/WO2008130273A1/ru active Application Filing
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU432726A3 (ru) * | 1971-06-11 | 1974-06-15 | Иностранец Джеймс Дуглас Вейт | Способ переработки углеводородного сырья |
US4333818A (en) * | 1981-01-26 | 1982-06-08 | Uop Inc. | Separation of normally gaseous hydrocarbons from a catalytic reforming effluent and recovery of purified hydrogen |
SU1086007A1 (ru) * | 1982-10-25 | 1984-04-15 | Предприятие П/Я Р-6518 | Способ гидроочистки топлив |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105441125A (zh) * | 2015-12-25 | 2016-03-30 | 华南理工大学 | 加强油品液相加氢精制装置原料油与新氢混合程度的方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2340653C1 (ru) | 2008-12-10 |
RU2007115207A (ru) | 2008-11-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9771530B2 (en) | Integrated slurry hydroprocessing and steam pyrolysis of crude oil to produce petrochemicals | |
JP6166345B2 (ja) | 石油化学製品を生成させる、統合された、原油の水素化処理、水蒸気熱分解、及びスラリー水素化処理 | |
CN101273113B (zh) | 加氢处理工艺中合成气的氢净化 | |
US9670419B2 (en) | Process for heavy oil upgrading in a double-wall reactor | |
JP2017197748A (ja) | 原油の直接処理のための残留物バイパスを含む水素処理および蒸気熱分解統合プロセス | |
US20040173503A1 (en) | Combined hydrotreating process and configurations for same | |
US20080237090A1 (en) | Process and system for redcuing the olefin content of a hydrocarbon feed gas and production of a hydrogen-enriched gas therefrom | |
KR20220108806A (ko) | 수소 및 석유화학물질을 형성하기 위한 처리 시설 | |
EP2944606A1 (en) | Process for generating hydrogen from a fischer-tropsch off-gas | |
AU2009299343A1 (en) | Hydrocarbon compound synthesis reaction unit and operating method thereof | |
CN102325859B (zh) | 烃化合物的精制方法及烃化合物蒸馏分离装置 | |
EP2474592B1 (en) | Method for recovery of liquid hydrocarbon | |
US20040188328A1 (en) | Combined hydrotreating and process | |
WO2008130273A1 (ru) | Способ обработки углеводородного сырья | |
US11274039B2 (en) | Process and apparatus for producing a feed stream for a steam reforming plant | |
US10865351B2 (en) | Process for producing a feed stream for a steam reforming plant | |
CN109722297B (zh) | 一种催化重整工艺系统和工艺方法 | |
US20090320370A1 (en) | Catalytic Reformer Recycle Gas Compressor Efficiency | |
RU2753415C2 (ru) | Способ и установка для гидрокрекинга с высокой конверсией | |
CN102348783B (zh) | 催化剂分离系统 | |
WO2018033381A1 (en) | High conversion hydrocracking process and plant | |
RU2799453C2 (ru) | Конфигурация производства олефинов и ароматических соединений | |
Deng et al. | Optimal Design of Refinery Hydrogen System With Purification Unit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 08753898 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 08753898 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |