WO2015094013A1 - Мультитоннажный нефтехимический кластер - Google Patents

Мультитоннажный нефтехимический кластер Download PDF

Info

Publication number
WO2015094013A1
WO2015094013A1 PCT/RU2014/000806 RU2014000806W WO2015094013A1 WO 2015094013 A1 WO2015094013 A1 WO 2015094013A1 RU 2014000806 W RU2014000806 W RU 2014000806W WO 2015094013 A1 WO2015094013 A1 WO 2015094013A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas
propane
petrochemical
gases
pyrolysis
Prior art date
Application number
PCT/RU2014/000806
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Игорь Анатольевич МНУШКИН
Эдуард Сарифович ГАСАНОВ
Алена Геннадьевна ЧИРКОВА
Original Assignee
Игорь Анатольевич МНУШКИН
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Игорь Анатольевич МНУШКИН filed Critical Игорь Анатольевич МНУШКИН
Publication of WO2015094013A1 publication Critical patent/WO2015094013A1/ru

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
    • C10G57/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one cracking process or refining process and at least one other conversion process
    • 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
    • C10G51/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only
    • C10G51/06—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only plural parallel stages only

Definitions

  • the invention relates to a technology for the processing of petroleum gases and can be used in the oil and gas processing industries.
  • a known method for the catalytic conversion of hydrocarbons in which the reaction products of catalytic cracking are selected from the reactor and separated into fractions to produce light olefins, gasoline, diesel fuel, heavy diesel fuel (patent for invention RU N ° 2418842 C2, C10G11 / 05, C07C7 / 144, B01J29 / 80, B01J29 / 072, B01J29 / 076, 05.20.2011).
  • the disadvantage of this method is the allocation of hydrogen and light hydrocarbons — methane and ethane — from the initial gas in the form of dry dry gas, which is used further as fuel, which leads to inefficient use of hydrocarbons and a decrease in the resources of the petrochemical industry.
  • a known method of producing a middle distillate product and lower olefins from a hydrocarbon feedstock in which the products of catalytic cracking of gas oil are separated into several streams of cracked gas oil product with separation of at least one lower olefin compound used as raw material for the production of polyolefins, while the raffinate stream containing at least one of C 4 and C3 raffinates is formed in a butadiene extraction unit or an isoprene extraction unit (patent application RU J4 O2010126474 A, C10G11 / 18, 01/10/2012).
  • the disadvantage of this method is the release of hydrogen and light hydrocarbons - methane and ethane - in the form of dry dry gas, which is used further as fuel, which leads to inefficient use of hydrocarbons and a decrease in the resources of the petrochemical industry.
  • a known method of extracting propylene from gas products of catalytic cracking which consists in the fact that the feedstock, consisting of chilled products of catalytic cracking, enters the separator, where it is divided into two streams: the lower hydrocarbon stream enters the fractionation absorber, and the upper hydrogen-containing gas stream, passes through a membrane separation device, where hydrogen is extracted, and the concentrated hydrocarbon portion is fed to the same plate of the fractionating absorber, to which the lower hydrocarbon stream is fed, fresh absorbent is fed to the top of the fractionating absorber to mix with the gas stream discharged from the fractionating absorber to the condenser, and, after partial condensation, the mixture obtained in the second separator is separated into dry gas and the condensate supplied to the top of the fractionating absorber as absorbent.
  • Spent absorbent saturated with propylene and other components extracted from the feedstock is discharged from the bottom of the fractionating absorber to the subsequent regeneration of the absorbent and the recovery of components extracted from the feedstock (US Pat. No. 6,723,231 B 1 “Propylene recovery” C10G 7/02; C10G 7/00; B01D 3/14).
  • the disadvantage of this invention is the irrational use of dry gas sent to the fuel network, which includes such valuable components as hydrogen, methane, ethane, ethylene as a refinery fuel, as well as low membrane separation efficiency in large-capacity processes.
  • Closest to the claimed invention is a method for producing olefins, implemented in combined in the form of a petrochemical cluster of a refinery and a petrochemical installation having one of the previous feedstock from an oil refining unit or other hydrocarbon processing device and one subsequent pyrolysis furnace.
  • the method includes: obtaining by the refinery an off-gas stream consisting of ethane, hydrogen, carbon monoxide, carbon dioxide, methane and propane from an overlying processing unit; combining the exhaust gas stream (s) from the ethane or propane pyrolysis furnace of the feed stream with conventional or any other raw material from the cracking furnace, and saturating the combined stream with water vapor in a feed saturator or mixing it with dilution water vapor.
  • the combined stream is cracked in the lower section of the pyrolysis furnace to obtain a cracked product, and hydrogen, methane, ethylene, propylene, butene, and heavier products are separated from the cracked product (patent application US 2012/0053383 A1, ⁇ 07 ⁇ 4/04; ⁇ 07 ⁇ 1 / 02; C 10G 57/00, published 01.03.2012).
  • the disadvantage of this invention is that the use of a low-temperature distillation unit for the purification and separation of pyrolysis products has an increased energy intensity, since:
  • a multi-ton petrochemical cluster for the processing of refinery hydrocarbon gas into petrochemical products using the pyrolysis process, combining at least more than two refineries, while for plants that have a different set of technological processes and different production of marginal and olefin-containing refinery gases , the same type of refinery gases are collected in at least two streams, one stream combines refinery gases with removable off-gases containing the limiting components of ethane, propane, butanes and not more than 1% of the mass of pentanes, followed by their purification from undesirable impurities and separation into target fractions with direct supply to the pyrolysis furnace of at least one fraction containing a mixture of propane and butanes, and part of another fraction containing ethane, and feeding to the fuel network of the plants a separated fraction containing methane in full and the remaining part of the fraction containing ethane in the amount necessary for maintaining the proper calorific value of the gas in the fuel network, and another stream combines
  • the latter is fed with natural gas.
  • the condensation and fractionation temperature is provided by heat removal with circulating water and cooling to minus 15 ° ⁇ , but not lower than minus 33 ° ⁇ , s using propane vaporization in propane-refrigeration units.
  • step-by-step gas purification from hydrogen sulfide and carbon dioxide by amines washing with alkali to completely remove acidic impurities, catalytic removal of oxygen and NO x , complete removal of carbon dioxide by alkali, removal of moisture and mercury by adsorption on zeolites, removal of ammonia, mercaptans and COS, arsines and traces of sulfur catalytic adsorption, deethanization of the purified gas is carried out using gas compression, from where the C3 fraction and above directly goes to pyrolysis, and the deethanization gas is subjected to demethanization with the release of a fraction containing methane and ethane.
  • the propane-propylene fraction for pyrolysis is prepared on the purification unit to carry out catalytic adsorption removal of water, sulfur and ammonia, followed by catalytic adsorption removal of arsines, while in order to optimize the pyrolysis process, the composition of the raw material is prepared, it is prepared for pyrolysis, and the pyrolysis process itself, including the separation of its products, is carried out in the direction of the production of polypropylene to a greater extent than polyethylene and other products associated with this process.
  • the invention is illustrated by illustrative material.
  • the figure 1 presents a schematic illustration of a multi-ton petrochemical cluster based on the processing during the pyrolysis of propane-propylene and prepared propane-butane fractions collected from oil refineries, consisting of the following items: 10-80 - technological units; 101-118 - threads.
  • the figure 2 presents a schematic illustration of a multi-ton petrochemical cluster based on the processing of off-gases and propane-propylene fractions during the pyrolysis process, consisting of the following items: 10-90 - process units, 201-223 - flows.
  • a propane-propylene fraction (streams 101, PO), a propane-butane fraction (streams 104, 107), a hydrocarbon fraction with a high hydrogen content ( streams 102, 105, 108) and fractions containing ethane (streams 103, 106, 109).
  • the propane-propylene fraction enters the low-temperature separation unit 70, which includes the preparation of fractions for pyrolysis, compression, fractionation.
  • the propane-propylene fraction is processed together with the pyrolysis products (stream 118).
  • the separated saturated hydrocarbons (stream 117) are discharged from the low-temperature separation unit 70 to the pyrolysis furnace (block 80).
  • the hydrocarbon fraction with a high hydrogen content (streams 102,105,108) is combined and sent to block 50, in which these fractions are collected and prepared for further processing.
  • a fraction of hydrocarbons with a high hydrogen content (stream 112) is removed from block 50 to produce hydrogen, which is used further as a reagent in various petrochemical processes.
  • Fractions containing ethane which may include methane and inert gases (stream 103,106,109), are combined in block 60 and sent by stream 111 for further use as fuel gas from the fuel network of oil refineries, as well as other objects of the petrochemical cluster where gas is consumed for technological furnaces. Natural gas is fed to this stream to maintain the calorific value of the fuel network.
  • the most appropriate use of block 60 is to receive an excess of the generated fuel gases depleted in propane and butane from plants to cover the demand for these gases from petrochemical cluster facilities, such as pyrolysis furnaces.
  • the propane-butane fraction (streams 104, 107) from the refineries 20 and 30 is combined in block 40, where the raw materials are prepared (stream 113) for feeding into the pyrolysis furnace (block 80).
  • the pyrolysis products (stream 118) enter the block of low-temperature separation 70, from which divert: ethylene (stream 114), propylene (stream 115) and the remainder of the fractionation of pyrolysis products (stream 116). These products are sent to the petrochemical cluster facilities, in which commercial products are produced. So, ethylene (stream 114) is sent to the production of polyethylene and (or) polyvinyl chloride, ethylene oxide and other petrochemical synthesis products, propylene (stream 115) - to the production of polypropylene.
  • Hydrocarbon fractions with a high hydrogen content are combined and sent to block 50, in which these fractions are collected and prepared for further processing.
  • a fraction of hydrocarbons with a high hydrogen content (stream 211) is discharged from block 50 to produce hydrogen, which is further used as a reagent in various petrochemical processes.
  • the propane-propylene fraction enters the propane-propylene fraction collecting unit 40, after which it is sent by stream 212 to the purification unit 45, where the catalytic adsorption removal of water, sulfur and ammonia is carried out, followed by catalytic adsorption removal of arsines.
  • the purified propane-propylene fraction (stream 213) is sent to the low-temperature separation unit 70, which includes the preparation of fractions for pyrolysis, compression and fractionation.
  • the propane-propylene fraction is processed together with the pyrolysis products (stream 219).
  • the separated saturated hydrocarbons (stream 220) are discharged from the low-temperature separation unit 70 to the pyrolysis furnace (block 80).
  • the final pyrolysis products are discharged from the low-temperature separation unit 70: ethylene (stream 221), propylene (stream 222), and the remainder of the fractionation of pyrolysis products (stream 223). These products are sent to the petrochemical cluster facilities, in which commercial products are produced. So, ethylene (stream 221) is sent to the production of polyethylene and (or) polyvinyl chloride, ethylene oxide and other petrochemical synthesis products, propylene (stream 222) - to the production of polypropylene.
  • the propane-butane fraction (streams 206, 209) is combined in block 55, where the raw materials are prepared (stream 224) for feeding into the pyrolysis furnace (block 80).
  • the pyrolysis products (stream 219) are sent to the low-temperature separation unit 70.
  • Refinery gases referred to as off-gases (streams 203, 205, 210) and belonging to the category of waste gases of technological objects, are combined in block 60, after which off-gases (stream 214) are sent for purification from hydrogen sulfide and carbon dioxide to the amine purification unit 65.
  • a step-by-step washing with alkali is carried out to completely remove acidic impurities, catalytic
  • the pressure of the oxygen and NO x, the complete removal of alkali impurities of carbon dioxide and hydrogen sulfide, removing moisture and mercury by adsorption on zeolites, removing ammonia impurities mercaptans and COS, arsines and trace sulfur catalyst adsorption is carried deethanizer purified gas using gas compression and low temperature separation.
  • the deeply purified propane-butane fraction (stream 217) directly enters the pyrolysis (block 80). Further, the deethanization gas is subjected to demethanization, from which fractions containing methane and ethane are released. Part of the fraction containing ethane (stream 218), enters the pyrolysis (block 80), and the methane fraction and the remainder of the fraction containing ethane (stream 216) are discharged from block 90 into the fuel network of the petrochemical cluster, including as fuel to the pyrolysis furnace.
  • Example 1 As an example, specific data on the practical development of the claimed invention with the aim of creating a multi-ton petrochemical cluster based on a group of Bashkir oil refineries, consisting of three plants differing in capacity, quality of raw materials, a set of technological processes and product range are given.
  • One of the plants - for fuel purposes - has a capacity of up to 6 million tons / year.
  • the secondary processes include catalytic cracking and coking units, which make it possible to obtain a propane-propylene fraction in an amount of up to 17 t / h. Also produced off-gases in the amount of 50 t / h, in which the limited content of C5 and above is not more than 1% of the mass.
  • the third plant with a capacity of up to 9 million tons / year, similar to the first in the composition of secondary processes, additionally includes hydrocracking and the production of aromatic hydrocarbons.
  • the plant receives propane-propylene fraction in an amount of up to 14 t / h and off-gases in an amount of 60 t / h, in which the content of C5 and above is limited to no more than 1% of the mass.
  • the hydrocarbon gas processing facilities at three plants do not provide the required quality of the separated fractions and their rational use, are physically and morally obsolete and require reconstruction and modernization of a large number of low-power plants.
  • the total capacity for refinery gases from three plants is about 2 million tons / year, which makes it possible to create a multi-ton petrochemical cluster on the basis of processing systems for this raw material with a small number of powerful modern plants and three oil refineries, which will lead to significant investment savings compared to reconstruction gas processing systems of each enterprise - by 25-30%.
  • Example 2 the development of a multi-tonnage petrochemical cluster by combining the propane-propylene fraction from two plants into one stream and feeding it to fractionation together with the pyrolysis products and by involving the propane-butane fraction combined from the two plants directly into the pyrolysis process provides Pyrolysis loading of a propane-butane fraction containing exclusively saturated hydrocarbons in an amount of 500 thousand tons / year.
  • the calorific value of gas in the fuel network of at least 11 thousand kcal / m 3 will be ensured by feeding natural gas in an amount of approximately 300 thousand nm 3 / year, provided that the efficiency of the furnaces is at the level of 85-92.
  • Example 3 the calorific value of gas in the fuel network of at least 11 thousand kcal / m 3 will be ensured by feeding natural gas in an amount of approximately 300 thousand nm 3 / year, provided that the efficiency of the furnaces is at the level of 85-92.
  • the technological scheme of the cluster is similar to the first, but in the cluster the loading of the propane-butane fraction is increased by approximately 35% due to the use of reserves from one of the plants. At the same time, the processing capacity of saturated hydrocarbons will reach 750 thousand tons / year, however, the cost of forming a cluster, relative to the generation of an additional amount of propane-butane fraction by 1, 6 times, grow by 2.3 times, the demand for a petrochemical cluster in natural gas.
  • Example 4 in order to maximize the pyrolysis capacity of the propane-butane fraction processing with a total cluster productivity of up to 21 million tons / year of oil, which is approximately 1,500 thousand tons / year, including the processing of saturated propane-butane hydrocarbons fractions and ethane, in quantities of up to 100 and 36 t / h, respectively, extracted from almost all off-gases that can be processed, in quantities of up to 200 t / h, including the propane-propylene fraction in the amount of 20 t / h with a propane content of 23% m ass.
  • the cluster capacity taking into account oil and gas processing, will be about 23 million tons / year.
  • a feature of cluster formation in this case is the need to supply natural gas to the fuel network of plants in a volume practically replaced by all refinery gas, since the methane fraction in refinery gases after extraction of the target components will become extremely low due to the high content of inert gases.
  • the expected demand for natural gas when using modern furnaces in factories will be up to 1200 thousand nm 3 / year.

Abstract

Изобретение относится к технологии переработки нефтяных газов и может быть использовано в нефте- и газоперерабатывающей промышленности. Мультитоннажный нефтехимический кластер по переработке нефтезаводского углеводородного газа в продукцию нефтехимии с помощью процесса пиролиза, объединяющий, по крайней мере, более двух нефтеперерабатывающих заводов, при этом для заводов, имеющих различный набор технологических процессов и разную выработку предельных и олефинсодержащих нефтезаводских газов, осуществляется сбор однотипных нефтезаводских газов, по крайней мере, в два потока, один поток объединяет нефтезаводские газы, именуемыми офф-газами, содержащие предельные компоненты этан, пропан, бутаны и не более 1% масс.пентанов, с последующей их очисткой от нежелательных примесей и разделением на целевые фракции с подачей на прямую в печь пиролиза, по крайней мере, одной фракции, содержащей смесь пропана и бутанов, и части другой фракции, содержащей этан, и подачей в топливную сеть заводов выделенной фракции, содержащей метан в полном объеме и оставшейся части фракции, содержащей этан в объеме, необходимом для поддержания должной теплотворной способности газа в топливной сети, и другой поток объединяет фракции, содержащие пропан и пропилен, являющиеся продуктами процессов термического и каталитического крекингов и коксования, который после очистки от нежелательных примесей поступает на фракционирование вместе с продуктами пиролиза.

Description

Мультитоннажный нефтехимический кластер
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Изобретение относится к технологии переработки нефтяных газов и может быть использовано в нефте- и газоперерабатывающей промышленности.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
На нефтеперерабатывающих заводах на многочисленных установках первичной (атмосферно-вакуумные трубчатки) и вторичной (термический и каталитический крекинг, коксование, гидрокрекиг, газофракционирование и другие) переработки нефти вырабатывается большое количество углеводородных газов. Эти газы содержат низкомолекулярные парафиновые и олефиновые углеводороды с примесью воды, сернистых, азотистых и иных примесей, причем заводы, имеющие различный набор технологических процессов и отличающиеся по мощности, имеют разную производительность и состав вырабатываемых нефтезаводских углеводородных газов, что существенно усложняет формирование набора технологических процессов и установок, обеспечивающих дальнейшую оптимальную переработку газов. Часто в одном регионе располагается несколько нефтеперерабатывающих заводов, так, например, в Уфе размещено три нефтеперерабатывающих завода различной производительности и производственной структуры. В подобной ситуации экономически нерационально на каждом заводе формировать свою оригинальную систему переработки нефтезаводских газов, более эффективно разработать специализированную группу установок, образующую совместно со связанными с ними нефтеперерабатывающими заводами мультитоннажный нефтехимический кластер, перерабатывающий газы нефтеперерабатывающих заводов всего региона.
Известные способы переработки нефтезаводских газов направлены преимущественно на извлечение из газа некоторых ценных компонентов с использованием основной части газа в качестве заводского топлива.
Известен способ каталитической конверсии углеводородов, в котором продукты реакции каталитического крекинга отбирают из реактора и разделяют на фракции для получения легких олефинов, бензина, дизельного топлива, тяжелого дизельного топлива (патент на изобретение RU N°2418842 С2, C10G11/05, С07С7/144, B01J29/80, B01J29/072, B01J29/076, 20.05.2011). Недостатком данного способа является выделение из исходного газа водорода и легких углеводородов - метана и этана - в виде отходящего сухого газа, используемого далее, как топливо, что приводит к неэффективному использованию углеводородов и снижению ресурсов сырья нефтехимических производств.
Известен способ получения среднедистиллятного продукта и низших олефинов из углеводородного исходного сырья, в котором продукты каталитического крекинга газойля разделяются на несколько потоков крекированного газойлевого продукта с отделением по меньшей мере одного низшего олефинового соединения, используемого в качестве сырья для производства полиолефинов, при этом рафинатный поток, содержащий по меньшей мере один из С4 и Сз рафинатов, образуется в блоке экстракции бутадиена или блоке экстракции изопрена (заявка на изобретение RU J4O2010126474 A, C10G11/18, 10.01.2012). Недостатком данного способа также является выделение водорода и легких углеводородов - метана и этана - в виде отходящего сухого газа, используемого далее, как топливо, что приводит к неэффективному использованию углеводородов и снижению ресурсов сырья нефтехимических производств.
Известен также способ замедленного коксования нефтяных остатков и реактор коксования, в котором обеспечивается нагрев первичного исходного сырья в трубчатой печи, смешение его с кубовым остатком (квенчингом) ректификационной колонны с получением вторичного сырья, который далее нагревается в трубчатой печи и коксуется в реакторе с выделением парогазовых продуктов коксования, которые охлаждаются за счет ввода охлаждающей струи и сепарируются в циклоне, при этом паровую фазу отводят из циклона в концентрационную часть ректификационной колонны, а жидкую часть возвращают непосредственно в реактор, ректификационная колонна разделяет продукты коксования на газ, бензин, водный конденсат, отводимые с верха ректификационной колонны, легкий и тяжелый газойль, отводимые боковыми погонами из колонны, кроме того ректификационная колонна снабжена двумя циркуляционными орошениями (патент на изобретение RU J\°2339674 CI , С10В55/00, 27.11.2008). Недостатком данного способа является отсутствие рационального использования газа, целиком направляемого в топливную сеть завода.
Известен способ извлечения пропилена из газовых продуктов каталитического крекинга, который заключается в том, что исходное сырье, состоящее из охлажденных продуктов каталитического крекинга, поступает в сепаратор, где разделяется на два потока: нижний углеводородный поток поступает во фракционирующий абсорбер, а верхний водородсодержащий газовый поток, проходит через устройство мембранного разделения, где извлекается водород, а сконцентрированная углеводородная часть подается на ту же тарелку фракционирующего абсорбера, на которую подается нижний углеводородный поток, на верх фракционирующего абсорбера подается свежий абсорбент на смешение с газовым потоком, выводимым из фракционирующего абсорбера в конденсатор, и, после частичной конденсации, получаемая во втором сепараторе смесь разделяется на сухой газ и конденсат, подаваемый на верх фракционирующего абсорбера в качестве абсорбента. Снизу фракционирующего абсорбера отводится отработанный абсорбент, насыщенный пропиленом и другими извлекаемыми из исходного сырья компонентами, на последующую регенерацию абсорбента и выделение извлекаемых из исходного сырья компонентов (Патент US 6,723,231 В 1 «Извлечение пропилена» C10G 7/02; C10G 7/00; B01D 3/14). Недостатком данного изобретения является нерациональное использование сухого газа, направляемого в топливную сеть, в состав которого входят такие ценные компоненты, как водород, метан, этан, этилен, в качестве нефтезаводского топлива, а также низкая эффективность мембранного разделения в крупнотоннажных процессах.
Известен также способ переработки углеводородного газа при помощи низкотемпературной конденсации, в котором охлажденный поток углеводородного газа подают на первую ступень фракционирования с получением верхнего продукта - газовой фазы, обогащенной метаном, и нижнего продукта - конденсата, который направляют на вторую ступень фракционирования с отводом полученной газовой фазы деэтанизации и жидкой фазы, обогащенной тяжелыми углеводородами Сз и выше (патент на изобретение RU JY22382302 CI , F25J3/00, 20.02.2010). Недостатками данного изобретения являются:
1) в способе предусмотрены только деметанизация и деэтанизация углеводородного газа с получением фракции Сз и выше, что приводит к потере ценных углеводородов - метана и этана, а получаемая широкая фракция легких углеводородов требует дальнейшего разделения для получения конечных продуктов;
2) рекомендация охлаждения газа деэтанизации дополнительно путем теплообмена с потоком нижней зоны первой ступени фракционирования практически нереализуема, поскольку температура газа во второй колонне ниже температуры потока нижней зоны предыдущей колонны, что не позволит охлаждать газ.
Наиболее близким к заявляемому изобретению (прототипом) является способ получения олефинов, реализованный в объединенной в виде нефтехимического кластера нефтеперерабатывающего завода и нефтехимической установки, имеющей одно предыдущее сырье, поступающее от нефтеперерабатывающего блока или другого устройства переработки углеводородов и одну последующую печь пиролиза. Способ включает в себя: получение нефтеперерабатывающим заводом отходящего газового потока, состоящего из этана, водорода, монооксида углерода, диоксида углерода, метана и пропана от вышележащего блока обработки; объединения потока (ов) отходящих газов из печи пиролиза этана или пропана сырьевого потока с обычным или любым другим сырьем крекинг-печи, и насыщение объединенного потока водяным паром в сатураторе подачи или смешивание его с водяным паром разбавления. Далее происходит крекинг объединенного потока в нижней секции печи пиролиза для получения продукта крекинга, и выделение из продукта крекинга водорода, метана, этилена, пропилена, бутена, более тяжелых продуктов (заявка на изобретение US 2012/0053383 А1, С07С 4/04; С07С 1/02; C 10G 57/00, опубл. 01.03.2012). Недостатком данного изобретения является то, что использование блока низкотемпературной ректификации для очистки и разделения продуктов пиролиза имеет повышенную энергоемкость, так как:
1) для выделения товарного этилена из продуктов пиролиза предусматривается дополнительная стадия низкотемпературной ректификации, которая требует дополнительного глубокого охлаждения, компримирования, осушки, а также очистки продуктов пиролиза от примесей;
2) двухступенчатое разделение газообразных потоков в блоке газоперерабатывающей установки низкотемпературной ректификации приводит к увеличению энергозатрат на реализацию данного способа глубокой переработки нефтезаводского углеводородного газа;
3) подача на смешение с сырьем пиролиза подсмольной воды после стадии закалки газов пиролиза после печи вносит в сырье тяжелые углеводороды и смолы, что приводит к их деструкции этих отрицательно влияющих на процесс пиролиза компонентов;
4) смешение продуктов пиролиза с исходным сырьем на стадии низкотемпературной ректификации приводит к разбавлению исходного сырья ректификации насыщенными углеводородами, что снижает концентрацию ненасыщенных целевых углеводородов (этилена и пропилена) и, соответственно, к снижению фракционирующей способности колонн.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
При создании изобретения перед авторами ставилась задача целесообразного использования мультитоннажного потока нефтезаводского углеводородного газа различных технологических установок нескольких нефтеперерабатывающих заводов с получением комплекса углеводородов для их дальнейшего использования в процессах нефтехимии и нефтепереработки, повышения экономичности технологических процессов переработки газа и снижения удельных капитальных затрат за счет многократного увеличения единичной производительности аппаратов и уменьшения числа технологических установок в формируемом кластере.
Для решения поставленной задачи предлагается мультитоннажный нефтехимический кластер по переработке нефтезаводского углеводородного газа в продукцию нефтехимии с помощью процесса пиролиза, объединяющий, по крайней мере, более двух нефтеперерабатывающих заводов, при этом для заводов, имеющих различный набор технологических процессов и разную выработку предельных и олефинсодержащих нефтезаводских газов, осуществляется сбор однотипных нефтезаводских газов, по крайней мере, в два потока, один поток объединяет нефтезаводские газы, именуемыми офф-газами, содержащие предельные компоненты этан, пропан, бутаны и не более 1 % масс, пентанов, с последующей их очисткой от нежелательных примесей и разделением на целевые фракции с подачей на прямую в печь пиролиза, по крайней мере, одной фракции, содержащей смесь пропана и бутанов, и части другой фракции, содержащей этан, и подачей в топливную сеть заводов выделенной фракции, содержащей метан в полном объеме и оставшейся части фракции, содержащей этан в объеме, необходимом для поддержания должной теплотворной способности газа в топливной сети, и другой поток объединяет фракции, содержащие пропан и пропилен, являющиеся продуктами процессов термического и каталитического крекингов и коксования, который после очистки от нежелательных примесей поступает на фракционирование вместе с продуктами пиролиза.
Для максимальной загруженности нефтехимического кластера сырьем пиролиза и одновременного поддержания должной теплотворной способности газа для топливной сети заводов последний подпитывается природным газом.
Целесообразно для сокращения затрат на выделение фракции, содержащей смесь пропана и бутанов, использовать сжатие газов в несколько ступеней до давления 25 атм., но не более 30 атм., с организацией подачи на прием на вторую ступень офф-газов, имеющих более высокое давление, чем то, на которое рассчитана первая ступень.
Для сокращения затрат при отбензинивании газов и выделении фракции, содержащей смесь пропана и бутанов, при разделении офф-газов на целевые фракции температура конденсации и фракционирования обеспечивается теплосъемом оборотной водой и охлаждением до температуры минус 15 °С, но не ниже минус 33°С, с помощью испарения пропана в пропано-холодильных установках.
Для сокращения затрат и увеличения глубины извлечения целевых компонентов из нефтезаводских газов в мультитоннажном нефтехимическом кластере используется абсорбционная очистка газов с помощью нафты.
Целесообразно также, чтобы в мультитоннажном нефтехимическом кластере для подготовки офф-газов к пиролизу на газоперерабатывающей установке осуществлялась поэтапная очистка газа от сероводорода и двуокиси углерода аминами, промывка щелочью для полного удаления кислых примесей, каталитическое удаление кислорода и NOx, полное удаление щелочью двуокиси углерода, удаление влаги и ртути адсорбцией на цеолитах, удаление примесей аммиака, меркаптанов и COS, арсинов и следов серы каталитической адсорбцией, проводится деэтанизация очищенного газа с использованием сжатия газа, откуда фракция Сз и выше непосредственно поступает на пиролиз, а газ деэтанизации подвергается деметанизации с выделением фракции, содержащей метан и этан.
Целесообразно также для подготовки пропан-пропиленовой фракции к пиролизу на блоке очистки осуществлять каталитическое адсорбционное удаление воды, серы и аммиака, с последующим каталитическим адсорбционным удалением арсинов, при этом для оптимизации процесса пиролиза формирование состава сырья, подготовка его к пиролизу и непосредственно сам процесс пиролиза, включая разделение его продуктов, проводится в направлении выработки полипропилена в большей степени, чем полиэтилена и сопутствующих данному процессу других продуктов.
ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ
Изобретение поясняется иллюстративным материалом. На фигуре 1 представлена схематичная иллюстрация мультитоннажного нефтехимического кластера, основанного на переработке в процессе пиролиза пропан- пропиленовой и подготовленной пропан-бутановой фракций, собираемых с нефтеперерабатывающих заводов, состоящая из следующих позиций: 10-80 - технологические установки; 101-118 - потоки. На фигуре 2 представлена схематическая иллюстрация мультитоннажного нефтехимического кластера, основанного на переработке в процессе пиролиза офф-газов и пропан-пропиленовой фракции, состоящая из следующих позиций: 10-90 - технологические установки, 201-223 - потоки.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
С трех нефтеперерабатывающих заводов 10, 20, 30 с различных технологических установок (см. фиг. 1) выделяются пропан-пропиленовая фракция (потоки 101 , ПО), пропан-бутановая фракция (потоки 104, 107), фракция углеводородов с повышенным содержанием водорода (потоки 102, 105, 108) и фракции, содержащие этан (потоки 103, 106, 109). Пропан-пропиленовая фракция (потоки 101 , ПО) поступает в блок низкотемпературного разделения 70, в состав которой входят подготовка фракций к пиролизу, компримирование, фракционирование. В блоке низкотемпературного разделения 70 пропан-пропиленовая фракция перерабатывается совместно с продуктами пиролиза (поток 118). Выделенные предельные углеводороды (поток 117) отводятся с блока низкотемпературного разделения 70 в печь пиролиза (блок 80).
Фракция углеводородов с повышенным содержанием водорода (потоки 102,105,108) объединяется и направляется в блок 50, в котором осуществляется сбор этих фракций и подготовка к дальнейшей переработке. Из блока 50 отводится фракция углеводородов с повышенным содержанием водорода (поток 112) для выработки водорода, используемого далее, как реагент в разнообразных нефтехимических процессах.
Фракции, содержащие этан, в состав которой могут входить метан и инертные газы (поток 103,106,109), объединяются в блоке 60 и отправляются потоком 111 для дальнейшего использования в качестве топливного газа топливной сети нефтеперерабатывающих заводов, а также других объектов нефтехимического кластера, где осуществляется потребление газа для технологических печей. К этому потоку подпитывается природный газ для поддержания теплотворной способности топливной сети. Наиболее целесообразно использование блока 60 для приема избыточного количества вырабатываемых топливных газов, обедненных пропаном и бутаном с заводов для покрытия потребности в этих газах объектов нефтехимического кластера, например, печей пиролиза.
Пропан-бутановая фракция (потоки 104, 107), поступающая с нефтеперерабатывающих заводов 20 и 30, объединяется в блоке 40, где осуществляется подготовка сырья (поток 113) к подаче в печь пиролиза (блок 80). Продукты пиролиза (поток 118) поступают в блок низкотемпературного разделения 70, из которого отводят: этилен (поток 114), пропилен (поток 115) и остаток фракционирования продуктов пиролиза (поток 116). Эти продукты отправляются на объекты нефтехимического кластера, в которых вырабатываются товарные продукты. Так, этилен (поток 114) направляется на производство полиэтилена и (или) поливинилхлорида, окиси этилена и других продуктов нефтехимического синтеза, пропилен (поток 115) - на производство полипропилена.
С трех нефтеперерабатывающих заводов 10, 20, 30 с различных технологических установок (см. фиг. 2) выделяются пропан-пропиленовая фракция (потоки 201 ,207), пропан-бутановая фракция (потоки 206,209), фракция углеводородов с повышенным содержанием водорода (потоки 202, 204, 208) и нефтезаводские газы, именуемые офф-газами (потоки 203, 205, 210), относящие к категории сбросных газов технологических объектов.
Фракции углеводородов с повышенным содержанием водорода (потоки 202, 204, 208) объединяются и направляются в блок 50, в котором осуществляется сбор этих фракций и подготовка к дальнейшей переработке. Из блока 50 отводится фракция углеводородов с повышенным содержанием водорода (поток 211) для выработки водорода, используемого далее, как реагент в разнообразных нефтехимических процессах.
Пропан-пропиленовая фракция (потоки 201 , 207) поступает в блок сбора пропан-пропиленовой фракции 40, после которого направляется потоком 212 в блок очистки 45, где осуществляется каталитическое адсорбционное удаление воды, серы и аммиака, с последующим каталитическим адсорбционным удалением арсинов. Очищенная пропан-пропиленовая фракция (поток 213) направляется в блок низкотемпературного разделения 70, в состав которого входят подготовка фракций к пиролизу, компримирование и фракционирование. В блоке низкотемпературного разделения 70 пропан-пропиленовая фракция перерабатывается совместно с продуктами пиролиза (поток 219). Выделенные предельные углеводороды (поток 220) отводятся с блока низкотемпературного разделения 70 в печь пиролиза (блок 80). Из блока низкотемпературного разделения 70 отводятся конечные продукты пиролиза: этилен (поток 221), пропилен (поток 222), остаток фракционирования продуктов пиролиза (поток 223). Эти продукты отправляются на объекты нефтехимического кластера, в которых вырабатываются товарные продукты. Так, этилен (поток 221) направляется на производство полиэтилена и (или) поливинилхлорида, окиси этилена и других продуктов нефтехимического синтеза, пропилен (поток 222) - на производство полипропилена.
Пропан-бутановая фракция (потоки 206, 209) объединяется в блоке 55, где осуществляется подготовка сырья (поток 224) к подаче в печь пиролиза (блок 80). Продукты пиролиза (поток 219) направляются в блок низкотемпературного разделения 70.
Нефтезаводские газы, именуемые офф-газами (потоки 203, 205, 210) и относящие к категории сбросных газов технологических объектов, объединяются в блоке 60, после которого офф-газы (поток 214) направляются на очистку от сероводорода и двуокиси углерода в блок аминовой очистки 65. Очищенные от присутствия большого количества кислых компонентов нефтезаводские газы (поток 215), отводимые из блока 65, направляются на газоперерабатывающую установку 90, в которой осуществляется поэтапная промывка щелочью для полного удаления кислых примесей, каталитическое удаление кислорода и NOx, полное удаление щелочью примесей двуокиси углерода и сероводорода, удаление влаги и ртути адсорбцией на цеолитах, удаление примесей аммиака, меркаптанов и COS, арсинов и следов серы каталитической адсорбцией, проводится деэтанизация очищенного газа с использованием сжатия газа и низкотемпературной сепарации. С блока газоперерабатывающей установки 90 глубоко очищенная пропан-бутановая фракция (поток 217) непосредственно поступает на пиролиз (блок 80). Далее газ деэтанизации подвергается деметанизации, откуда выделяются фракции, содержащие метан и этан. Часть фракции, содержащей этан (поток 218), поступает на пиролиз (блок 80), а метановая фракция и оставшаяся часть фракции, содержащей этан (поток 216), отводится с блока 90 в топливную сеть нефтехимического кластера, в том числе в качестве топлива в печь пиролиза.
ВАРИАНТЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Реализуемость предлагаемого мультитоннажного нефтехимического кластера обосновывается следующими примерами.
Пример 1. В качестве примера приводятся конкретные данные по практической разработке заявляемого изобретения с целью создания мультитоннажного нефтехимического кластера на базе группы башкирских нефтеперерабатывающих заводов, состоящего из трех заводов, отличающихся мощностью, качеством сырья, набором технологических процессов и ассортиментом продукции.
Один из заводов - топливного назначения - имеет мощность до 6 млн. т/год. В состав вторичных процессов входят установки каталитического крекинга и коксования, которые позволяют получать пропан-пропиленовую фракцию в количестве до 17 т/ч. Также вырабатываются офф-газы в количестве 50 т/ч, в которых ограниченно содержание С5 и выше не более 1 % масс.
На втором заводе топливно-масляного назначения, аналогичной мощности, в потоках газов отсутствует Сз-олефин и вырабатывается исключительно пропан-бутановая фракция в количестве 20 т/ч. Имеются офф-газы в количестве 78 т/ч, в которых также ограниченно содержание С5 и выше не более 1 % масс.
Третий завод, мощностью до 9 млн. т/год, аналогичный первому по составу вторичных процессов, дополнительно имеет в своем составе гидрокрекинг и получение ароматических углеводородов. На заводе получают пропан-пропиленовую фракцию в количестве до 14 т/ч и офф-газы в количестве 60 т/ч, в которых ограниченно содержание С5 и выше не более 1 % масс. Существующие на трех заводах мощности по переработке углеводородных газов не обеспечивают необходимого качества выделяемых фракций и рационального их использования, физически и морально устарели и требуют реконструкции и модернизации большого числа маломощных установок.
Суммарная мощность по нефтезаводским газам с трех заводов составляет около 2 млн. т/год, что позволяет создать на базе систем переработки этого сырья с небольшим числом мощных современных установок и трех нефтеперерабатывающих заводов мультитоннажный нефтехимический кластер, что приведет к существенной экономии капиталовложений по сравнению с реконструкцией газоперерабатывающих систем каждого предприятия - на 25-30 %.
В заявляемом изобретении в последующих примерах представлены три варианта реализации мультитоннажного нефтехимического кластера для данной группы заводов, отличающихся мощностью загрузки пиролиза по предельному сырью и потреблением природного газа для компенсации выбывания из топливного газа заводов целевых фракций, используемых в качестве источника сырья для выработки нефтехимической продукции.
Пример 2. В первом варианте разработки мультитоннажного нефтехимического кластера за счет объединения с двух заводов пропан-пропиленовой фракции в один поток и подачи его на фракционирование вместе с продуктами пиролиза и за счет вовлечения на прямую в процесс пиролиза объединенной с двух заводов пропан-бутановой фракции обеспечивается загрузка пиролиза пропан-бутановой фракции, содержащей исключительно предельные углеводороды, в количестве 500 тыс. т/год. При этом теплотворная способность газа в топливной сети не ниже 11 тыс. ккал/м3 обеспечится за счет подпитки природного газа в количестве примерно 300 тыс. нм3/год при условии, что коэффициент полезного действия печей будет на уровне 85-92 . Пример 3. Во втором варианте мультитоннажного нефтехимического кластера технологическая схема кластера подобна первому, но в кластере повышена загрузка по пропан-бутановой фракции, примерно на 35 %, за счет использования резервов одного из завода. При этом мощность по переработке предельных углеводородов достигнет 750 тыс. т/год, однако затраты на формирование кластера, относительно выработки дополнительного количества пропан-бутановой фракции в 1 ,6 раза, вырастают в 2,3 раза, также аналогично вырастет потребность нефтехимического кластера в природном газе.
Пример 4. В третьем варианте, с целью доведения мощности пиролиза по переработке пропан-бутановой фракции до максимума при общей производительности кластера до 21 млн. т/год нефти, что примерно составляет 1500 тыс. т/год, включая переработку предельных углеводородов пропан-бутановой фракции и этана, в количестве, соответственно, до 100 и 36 т/ч, выделенных практически из всего возможного к переработки объема офф-газов, в количестве до 200 т/ч, в том числе в переработку будет вовлечена пропан-пропиленовая фракция в количестве 20 т/ч с долей пропана 23 % масс. В этом варианте мощность кластера с учетом переработки нефти и газа составит около 23 млн. т/год.
Этот вариант является наиболее дорогим по сравнению с другими.
Затраты на формирование кластера увеличиваются по сравнению с первым вариантом (пример 2) в 6 раз. Однако окупаемость данного варианта наиболее привлекательна и составляет около 5 лет. Особенностью формирования кластера в этом случае является необходимость подачи в топливную сеть заводов природного газа в объеме, практически замещаемом весь нефтезаводской газ, поскольку доля метана в нефтезаводских газах после извлечения целевых компонентов станет крайне низкой из-за высокого содержания инертных газов. Ожидаемая потребность в природном газе при использовании на заводах современных печей составит до 1200 тыс. нм3/год. Чтобы дополнительно увеличить мощность нефтехимического кластера целесообразно ввести в состав первого завода процессы гидрокрекинга газойля и жесткого (газового) каталитического крекинга газойля в смеси с непревращенным остатком гидрокрекинга этого завода и аналогичного остатка с третьего завода. В этом случае выработка офф-газов и пропан-пропиленовой фракции существенно увеличится, что, соответственно, приведет к увеличению мощности кластера дополнительно на 15-20 % по выработке пропилена и другой продукции нефтехимии.
Как следует из представленных в заявляемом изобретение схем реализации мультитоннажного нефтехимического кластера и примеров его реализации на практике авторами решена задача экономически выгодного использования нефтезаводского углеводородного газа, собранных с нескольких мощных нефтеперерабатывающих заводов, для выработки из него значительных объемов ценной нефтехимической продукции на базе процесса пиролиза, при этом необходимые удельные капитальные и эксплуатационные затраты, а также дополнительное привлечение природного газа для нужд заводов является окупаемым за достаточно короткий срок.

Claims

Формула изобретения
1 Мультитоннажный нефтехимический кластер по переработке нефтезаводского углеводородного газа в продукцию нефтехимии с помощью процесса пиролиза, объединяющий, по крайней мере, более двух нефтеперерабатывающих заводов, при этом для заводов, имеющих различный набор технологических процессов и разную выработку предельных и олефинсодержащих нефтезаводских газов, осуществляют сбор однотипных нефтезаводских газов, по крайней мере, в два потока, один поток объединяет нефтезаводские газы, именуемыми офф-газами, содержащие предельные компоненты этан, пропан, бутаны и не более 1 % масс, пентанов, с последующей их очисткой от нежелательных примесей и разделением на целевые фракции с подачей на прямую в печь пиролиза, по крайней мере, одной фракции, содержащей смесь пропана и бутанов, и части другой фракции, содержащей этан, и подачей в топливную сеть заводов выделенной фракции, содержащей метан в полном объеме и оставшейся части фракции содержащей этан в объеме, необходимом для поддержания должной теплотворной способности газа в топливной сети, и другой поток объединяет фракции, содержащие пропан и пропилен, являющиеся продуктами процессов термического и каталитического крекингов и коксования, который после очистки от нежелательных примесей поступает на фракционирование вместе с продуктами пиролиза.
2 Мультитоннажный нефтехимический кластер по п. 1, отличающийся тем, что газ для топливной сети заводов подпитывают природным газом.
3 Мультитоннажный нефтехимический кластер по п. 1 , отличающийся тем, что при выделении фракции, содержащей смесь пропана и бутанов, используют сжатие газов в несколько ступеней до давления 25 атм., но не более 30 атм., с организацией подачи на прием на вторую ступень офф-газов, имеющих более высокое давление, чем то, на которое рассчитана первая ступень. 4 Мультитоннажный нефтехимический кластер по п. 1 , отличающийся тем, что при разделении офф-газов на целевые фракции температуру конденсации и фракционирование обеспечивают теплосъемом оборотной водой и охлаждением до температуры минус 15 °С, но не ниже минус 33 °С, с помощью испарения пропана в пропано-холодильных установках.
5 Мультитоннажный нефтехимический кластер по п. 1 , отличающийся тем, что в нем используют абсорбционную очистку газов с помощью нафты.
6 Мультитоннажный нефтехимический кластер по п. 1 , отличающийся тем, что для подготовки офф-газов к пиролизу на газоперерабатывающей установке осуществляют поэтапную очистку газа от сероводорода и двуокиси углерода аминами, промывка щелочью для полного удаления кислых примесей, каталитическое удаление кислорода и NOx, полное удаление щелочью двуокиси углерода, удаление влаги и ртути адсорбцией на цеолитах, удаление примесей аммиака, меркаптанов и COS, арсинов и следов серы каталитической адсорбцией, проводится деэтанизация очищенного газа с использованием сжатия газа, откуда фракция Сз и выше непосредственно направляют на пиролиз, а газ деэтанизации подвергают деметанизации с выделением фракции, содержащей метан и этан.
7 Мультитоннажный нефтехимический кластер по п. 1 , отличающийся тем, что для подготовки пропан-пропиленовой фракции к пиролизу на блоке очистки осуществляют каталитическое адсорбционное удаление воды, серы и аммиака, с последующим каталитическим адсорбционным удалением арсинов.
8 Мультитоннажный нефтехимический кластер по п. 1 , отличающийся тем, что формирование состава сырья, подготовка его к пиролизу и непосредственно сам процесс пиролиза, включая разделение его продуктов, проводят в направлении выработки полипропилена в большей степени, чем полиэтилена и сопутствующих данному процессу других продуктов.
PCT/RU2014/000806 2013-12-19 2014-10-27 Мультитоннажный нефтехимический кластер WO2015094013A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013156723/04A RU2539977C1 (ru) 2013-12-19 2013-12-19 Мультитоннажный нефтехимический кластер
RU2013156723 2013-12-19

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2015094013A1 true WO2015094013A1 (ru) 2015-06-25

Family

ID=53286702

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2014/000806 WO2015094013A1 (ru) 2013-12-19 2014-10-27 Мультитоннажный нефтехимический кластер

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2539977C1 (ru)
WO (1) WO2015094013A1 (ru)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6723231B1 (en) * 1999-06-03 2004-04-20 Shell Oil Company Propene recovery
RU2382302C1 (ru) * 2008-10-20 2010-02-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" (ОАО "НИПИгазпереработка") Способ низкотемпературного разделения углеводородного газа
US20120053383A1 (en) * 2010-08-25 2012-03-01 Stone & Webster Process Technology, Inc. Method for producing olefins by dilute feed cracking of refinery off-gas and other light hydrocarbons

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6723231B1 (en) * 1999-06-03 2004-04-20 Shell Oil Company Propene recovery
RU2382302C1 (ru) * 2008-10-20 2010-02-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" (ОАО "НИПИгазпереработка") Способ низкотемпературного разделения углеводородного газа
US20120053383A1 (en) * 2010-08-25 2012-03-01 Stone & Webster Process Technology, Inc. Method for producing olefins by dilute feed cracking of refinery off-gas and other light hydrocarbons

Also Published As

Publication number Publication date
RU2539977C1 (ru) 2015-01-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2813847C (en) Process for hydrocracking a hydrocarbon feedstock
CN104974791B (zh) 生产轻质烯烃和btx的方法
RU2416594C2 (ru) Способ увеличения выработки легких олефинов из углеводородного сырья посредством каталитического крекинга
KR100645659B1 (ko) 탄화수소 혼합물로부터 벤젠을 증산하는 방법
CN103626898B (zh) 一种从费托合成副产品气中回收利用轻烃的方法
RU2493141C2 (ru) Способ получения олефиновых мономеров из биологических масел
CN102408295B (zh) 甲醇制烯烃反应系统与烃类热解系统的整合
CN102408294B (zh) 甲醇制烯烃反应系统与烃热解系统的综合
RU2529855C2 (ru) Получение 1-бутена в устройстве для превращения кислородсодержащих соединений в олефины
RU2550354C1 (ru) Способ получения концентрата ароматических углеводородов из легких алифатических углеводородов и установка для его осуществления
EA030099B1 (ru) Эффективный способ улучшения качества газойля коксования
JP2017511813A (ja) 炭化水素をオレフィンに変換する方法
RU2502717C1 (ru) Способ глубокой переработки нефтезаводского углеводородного газа
CN110944967A (zh) 将丙烷脱氢和蒸汽裂化法结合以生产丙烯的工艺和设备，在这两种方法中有用于部分除去氢气和甲烷的预分离步骤
CN109906214B (zh) 生产苯的方法和系统
RU2539977C1 (ru) Мультитоннажный нефтехимический кластер
US11279891B2 (en) Systems and processes for direct crude oil upgrading to hydrogen and chemicals
CN102816596A (zh) 一种不粘结性煤或弱粘结性煤的深加工方法
RU2540270C1 (ru) Способ глубокой переработки нефтезаводского углеводородного газа
US20200181044A1 (en) Process and facility for producing propylene by combining propane dehydrogenation and a steam cracking method with propane recirculation into the steam cracking method
RU2789396C1 (ru) Способ и установка для переработки бутан-бутиленовой фракции в ароматические углеводороды
JP7222034B2 (ja) 芳香族化合物の製造方法
US11905241B2 (en) Recovery of light olefins from dry hydrocarbon gas from refinery and petrochemical production processes for production of alkylate
CN219824087U (zh) 异构化稳定塔干气梯度利用装置
RU2550690C1 (ru) Нефтехимический кластер

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: 14871891

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: 14871891

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1