Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ГИДРООБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ И УСТАНОВКА ГИДРОКОНВЕРСИИ
СПОСОБ ГИДРООБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ И УСТАНОВКА ГИДРОКОНВЕРСИИ

СПОСОБ ГИДРООБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ И УСТАНОВКА ГИДРОКОНВЕРСИИ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Описывается способ гидрообработки нефтяного сырья путем проведения стадии а) каталитического гидрокрекинга нефтяного сырья в присутствии водорода при относительно высоком давлении, стадии б) охлаждения и разделения потока, выходящего со стадии гидрокрекинга на паровой и жидкий потоки, стадии в) рециркуляции полученного парового потока на стадию гидрокрекинга, стадии г) перегонки полученного жидкого потока в ректификационной колонне на один или несколько потоков продуктов перегонки нефти, в том числе на по меньшей мере один поток газойля, стадии д) каталитической гидрообработки потока газойля в присутствии водорода, стадии е) разделения потока, выходящего со стадии гидроочистки, на паровой поток, содержащий водород, и на жидкий поток, практически не содержащий водорода, стадии ж) рециркуляции полученного водородсодержащего потока на стадию гидрокрекинга, отличающийся тем, что проводят стадию з) отпарки легких компонентов из жидкого продукта, полученного при разделении потока, выходящего со стадии гидроочистки с образованием потока высококачественного газойля. Описывается также установка гидроконверсии. Технический результат - упрощение процесса и повышение качества очищаемого продукта. 2 с. и 16 з.п. ф-лы, 1 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2134712
Класс(ы) патента: C10G65/12, B01D3/14
Номер заявки: 95101036/04
Дата подачи заявки: 26.01.1995
Дата публикации: 20.08.1999
Заявитель(и): Дзе М.В. Келлогг Компани (US)
Автор(ы): Майкл Гленн Хантер (US)
Патентообладатель(и): Дзе М.В. Келлогг Компани (US)
Описание изобретения: Настоящее изобретение относится к способу гидрообработки нефтяного сырья и установке гидроконверсии.
Гидрокрекинг тяжелого углеводородного нефтяного сырья в низкомолекулярные продукты, такие как сжиженный нефтяной газ, бензин, топливо для реактивных двигателей и дизельное топливо, хорошо известен. В последние годы превращение вакуумированного газойля (ВГО) в высококачественный газойль становится все более важным, так как качество сырой нефти упало и выросла потребность в более полном сгорании дизельного топлива и топлива для реактивных двигателей.
Для повышения качества очищенных продуктов (а также избирательности и гибкости продуктов для соответствия современным требованиям рынка) общепринятой практикой является гидрокрекинг сырья, такого как ВГО, или при относительно низком или при высоком давлении с последующим введением потока, выходящего из реактора гидрокрекинга, в виде частично конвертированного высококачественного сырья на отдельную стадию обработки напорного потока. Среди возможных стадий обработки напорного потока можно назвать насыщение ароматических соединений, десульфуризацию и денитрогенирование, каталитическую депарафинизацию, термический крекинг и другие подобные процессы. В таком случае ВГО сырье селективно очищается до бензина, газойля и/или смазочного масла, которые имеют улучшенные характеристики с точки зрения содержания серы, азота и ароматики, а также вязкости при низкой температуре, температуры сгорания и т.д.
В работе "Alternative Hydrocracking Applications" (Hibbs и др., опубликована UOP of Des Plaines Illinois, 1990) описывается несколько способов, в которых ВГО-сырье первоначально подвергается гидрокрекингу при среднем или высоком давлении с получением высококачественного частично преобразованного сырья. Такое сырье используется в установке термического крекинга напорного потока для максимального повышения выхода дизельного топлива, в установке флюид-каталитического крекинга (ФКК) для максимального выхода бензина, в установке каталитической депарафинизации для получения базового компонента для смазочных материалов, а также в паровой крекинг-установке для получения этилена.
В журнале "Oil and Gas Lournal" 27 октября 1980, pp. 77-82 (Donnelly et al. ) описывается способ каталитической депарафинизации, в которой молекулы парафина в парафинизированном газойле подвергаются селективному крекингу и депарафинизированный поток подается на отпарку. Реактор гидродесульфуризации напорного потока может быть помещен до или после отпарной колонны.
В журнале "Oil and Gas Lournal", 21 февраля 1983, pp. 116-128, описывается способ гидроконверсии ВГО, в котором гидродесульфуризатор или установка гидрообработки ФКК-сырья переналаживается как установка мягкого гидрокрекинга (МГК) для повышения выхода газойля.
В работе S.L. Lee et al., "Aromatics reduction and Cetane improvment of diesel Fuels", которая опубликована Akzo Chemicals NV, описывается одностадийный или двухстадийный способ восстановления ароматики и повышение цетанового числа дизельного топлива. Одностадийный способ состоит из жесткой гидрообработки тяжелого дизельного сырья с использованием высокоактивного катализатора Ni-Mo. Двухстадийный способ объединяет стадию предварительной глубокой гидрообработки легкого дизельного сырья для достижения гидродесульфуризации и гидроденитрогенирования с последующей обработкой над катализатором на основе благородного металла.
В патенте США 5114562 (Haun et al.) описывается двухстадийный способ обработки сырья на основе газойля, где перед гидрированием над катализатором на основе благородного металла поток подвергается гидродесульфуризации. После гидрообработки сырье подается на выделение продуктов путем ректификации.
В патенте США 4973396 (Markey) описывается двухстадийная обработка неочищенной нафты. После стадии гидрообработки выходящий поток промывается и отпаривается от сероводорода и нижний поток после отпарки подвергается ректификации с получением головного и нижнего потоков. Головной поток затем подвергается гидрокрекингу с использованием в качестве катализатора благородных металлов, в нижний поток направляется на ректификационную колонну.
В патенте США 4990242 (Louie et al.) описывается способ получения топлива с низким содержанием серы, в котором поток неочищенной нафты подается на первую стадию ректификации с получением головного и нижнего потоков. Оба потока затем подаются на параллельные установки гидрообработки, состоящие из реактора гидроочистки, сруббера сероводорода и паровой отпарной колонны. Потоки из параллельных отпарных колонн могут быть объединены перед подачей на вторую стадию ректификации.
В патенте США 2853439 (Ernst) описывается сочетание перегонки и процесса конверсии углеводородов, где сырье типа газойля, выводимое из первой ректификационной колонны, и подается на реактор каталитического крекинга. Основная часть потока после крекинга возвращается в нижнюю часть первой ректификационной колонны в качестве отпаривающего потока. Небольшая часть потока после крекинга подается на вторую ректификационную колонну. Головной поток со второй ректификационной колонны подается в верхнюю часть первой ректификационной колонны.
В патенте США 3671419 (Ireland et. al.) описывается способ повышения качества сырой нефти, в котором сырье типа ВГО гидрируется, а поток, выходящий из реактора гидрирования, подвергается ректификации на головной и нижний потоки. Головной поток ректификационной колонны подается на гидрокрекинг, а нижний поток ректификационной колонны направляется на каталитический крекинг. Потоки, получаемые после крекинга, затем подвергаются ректификации до желаемых продуктов.
В патенте США N 3660270А от 15.01.70 раскрыт способ гидрообработки нефтяного сырья путем проведения стадии каталитического гидрокрекинга нефтяного сырья в присутствии водорода при относительно высоком давлении, стадии охлаждения и разделения потока, выходящего со стадии гидрокрекинга на паровой и жидкий потоки, стадии рециркуляции полученного парового потока на стадию гидрокрекинга, стадии перегонки полученного жидкого потока в ректификационной колонне на один или несколько потоков продуктов перегонки нефти, в том числе на по меньшей мере один поток газойля, стадии каталитической гидрообработки потока газойля в присутствии водорода, стадии разделения потока, выходящего со стадии гидроочистки на паровой поток, содержащий водород, и на жидкий поток, практически не содержащий водорода, и стадии рециркуляции полученного водородсодержащего потока на стадию гидрокрекинга.
Раскрытая в этом патенте установка гидроконверсии нефтяного сырья содержит реактор гидрокрекинга для каталитической обработки нефтяного сырья в присутствии водорода при относительно высоком давлении и высокой температуре, устройство для охлаждения потока, выходящего из реактора гидрокрекинга, по меньшей мере один сепаратор потока, выходящего из реактора гидрокрекинга, для разделения охлажденного потока из реактора гидрокрекинга на паровой и жидкий потоки, компрессор рецикла для сжатия парового потока из сепаратора для рецикла в реактор гидрокрекинга, ректификационную колонну для перегонки жидкого потока из сепаратора на большое число потоков продуктов перегонки нефти, в том числе по меньшей мере один поток газойля, каталитический реактор для обработки потока газойля из ректификационной колонны в присутствии водорода, по меньшей мере один теплообменник для охлаждения потока, выходящего из каталитического реактора, по меньшей мере один сепаратор для реакционного потока, выходящего из каталитического реактора, для разделения охлажденного потока на паровой и жидкий потоки, компрессор свежего водорода для подачи сжатого водорода в каталитический реактор и в реактор гидрокрекинга.
Заявитель считает, что до настоящего времени не существовало способов переработки для получения высококачественного газойля, в котором углеводородное сырье подвергается гидрокрекингу при умеренных условиях, реакционный поток после гидрокрекинга охлаждается и подается на ректификацию продуктов, боковой поток газойля из ректификационной колонны вначале нагревается при теплообмене с потоком, выходящим из реактора гидрокрекинга, а затем вводится в реактор гидрообработки, после чего поток, выходящий из реактора гидрообработки, подается на боковую колонну отпарки дистиллята.
Введение стадии гидрообработки, такой как каталитическая депарафинизация или насыщение ароматики, в одностадийный процесс гидрокрекинга увеличивает получение топлива на основе газойля при уменьшении затрат по сравнению с отдельно расположенной установкой гидрокрекинга, известной из предшествующего уровня техники. Техническим результатом настоящего изобретения является создание способа гидрообработки нефтяного сырья, обеспечивающего получение газойля желаемого качества при гидрокрекинге в условиях более низкого давления, так как часть процесса конверсии углеводорода может быть осуществлена на стадии гидроочистки, и создание устройства, обеспечивающего реализацию технологии тепловой интеграции и распределение имеющегося давления процесса и расхода отпарного водяного пара, для значительного сокращения капитальных затрат. Следовательно, создаваемый способ будет прекрасно подходить для переоборудованных одностадийных реакторов гидрокрекинга.
Этот технический результат достигается тем, что в способе гидрообработки нефтяного сырья путем проведения стадии а) каталитического гидрокрекинга нефтяного сырья в присутствии водорода при относительно высоком давлении, стадии б) охлаждения и разделения потока, выходящего со стадии гидрокрекинга на паровой и жидкий потоки, стадии в) рециркуляции полученного парового потока на стадию гидрокрекинга, стадии г) перегонки полученного жидкого потока в ректификационной колонне на один или несколько потоков продуктов перегонки нефти, в том числе на по меньшей мере один поток газойля, стадии д) каталитической гидрообработки потока газойля в присутствии водорода, стадии е) разделения потока, выходящего со стадии гидроочистки на паровой поток, содержащий водород, и на жидкий поток, практически не содержащий водорода, стадии ж) рециркуляции полученного водородсодержащего потока на стадию гидрокрекинга, согласно изобретению проводят стадию з) отпарки легких компонентов из жидкого продукта, полученного при разделении потока, выходящего со стадии гидроочистки с образованием потока высококачественного газойля.
Целесообразно дополнительно проводить стадию и) сжатия свежего водорода на первой ступени многоступенчатого компрессора, стадию к) подачи сжатого водорода стадии и) на стадию д) и стадию л) сжатия водородсодержащего потока со стадии е) на второй ступени многоступенчатого компрессора для рецикла на стадию ж).
Предпочтительно при разделении потока, выходящего со стадии гидроочистки, осуществить первичное охлаждение для частичной конденсации жидкости из потока, выходящего со стадии д) каталитической гидрообработки, далее проводить первичное разделение для отделения конденсата, образованного при первичном охлаждении, вторичное охлаждение для дополнительной конденсации жидкости в оставшемся паре со стадии первичного разделения, осуществлять вторичное разделение для отделения конденсата, образовавшегося при вторичном охлаждении, с образованием водородсодержащего потока для сжатия водорода на второй ступени.
Желательно при подаче на стадии к) сжатого водорода подавать первую часть сжатого водорода со стадии и) сжатия на стадию д) гидрообработки, и вторую часть сжатого водорода со стадии и) сжатия в поток, выходящий со стадии д) гидрообработки, для охлаждения получаемой смеси при вторичном охлаждении на ступени е).
Целесообразно, чтобы стадия д) гидрообработки представляла собой депарафинизацию, насыщение ароматических соединений или их комбинацию.
Предпочтительно стадию д) гидрообработки проводить при давлении приблизительно от 1 до 10 МПа.
Можно стадию г) перегонки проводить при давлении до 2 МПа.
Предпочтительно на стадии з) отпаривания использовать боковую отпарную колонну ректификационной колонны, в качестве сырья для боковой отпарной колонны использовать жидкость после стадии е) разделения и второй поток газойля из ректификационной колонны, а отбираемые сверху из отпарной колонны пары возвращать в ректификационную колонну.
Желательно нагревать поток газойля после стадии г) перегонки для последующей стадии д) гидрообработки путем последовательного теплообмена с потоком, выходящим после стадии д) гидрообработки, и потоком, выходящим после стадии а) гидрокрекинга.
Вышеуказанный технический результат достигается тем, что установка гидроконверсии нефтяного сырья, содержащая реактор гидрокрекинга для каталитической обработки нефтяного сырья в присутствии водорода при относительно высоком давлении и высокой температуре, устройство для охлаждения потока, выходящего из реактора гидрокрекинга, по меньшей мере один сепаратор потока, выходящего из реактора гидрокрекинга, для разделения охлажденного потока из реактора гидрокрекинга на паровой и жидкий потоки, компрессор рецикла для сжатия парового потока из сепаратора для рецикла в реактор гидрокрекинга, ректификационную колонну для перегонки жидкого потока из сепаратора на большое число потоков продуктов перегонки нефти, в том числе по меньшей мере один поток газойля, каталитический реактор для обработки потока газойля из ректификационной колонны в присутствии водорода, по меньшей мере один теплообменник для охлаждения потока, выходящего из каталитического реактора, по меньшей мере один сепаратор для реакционного потока, выходящего из каталитического реактора, для разделения охлажденного потока на паровой и жидкий потоки, компрессор свежего водорода для подачи сжатого водорода в каталитический реактор и в реактор гидрокрекинга, согласно изобретению дополнительно содержит отпарную колонну для отгонки легких компонентов из жидкого потока, выходящего из сепаратора для реакционного потока, выходящего из каталитического реактора с образованием потока высококачественного газойля.
Предпочтительно, чтобы компрессор свежего водорода имел первую и вторую ступени, причем первая ступень служит для подачи первой части водорода в каталитический реактор и второй части в поток, выходящий из каталитического реактора, для охлаждения по меньшей мере в одном холодильнике реакционного потока, а вторая ступень служит для сжатия парового потока сепаратора потока, выходящего из каталитического реактора потока и подачи в реактор гидрокрекинга.
Желательно, чтобы установка содержала первичный и вторичный теплообменники для охлаждения потока, выходящего из каталитического реактора, и первичный и вторичный сепараторы для разделения потока, выходящего из каталитического реактора, при этом первичный сепаратор служит для отделения конденсата из потока, охлажденного в первом теплообменнике, вторичный теплообменник служил для охлаждения паров, выходящих из первого теплообменника, а второй сепаратор отделял конденсат из охлажденного потока, выходящего из вторичного теплообменника с образованием парового сырьевого потока для второй ступени компрессора.
Предпочтительно, чтобы установка содержала первый трубопровод для подачи первой части сжатого водорода из первой ступени компрессора в каталитический реактор, и второй трубопровод для подачи второй части сжатого водорода из первой ступени компрессора в поток, выходящий из каталитического реактора, для охлаждения по меньшей мере во втором теплообменнике.
Каталитический реактор может представлять собой реактор депарафинизации, реактор насыщения ароматических соединений, или комбинированный реактор депарафинизации и насыщения ароматических соединений.
Каталитический реактор может работать при давлении от 1 до 10 МПа.
Ректификационная колонна может работать при давлении до 2 МПа.
Отпарная колонна может представлять собой боковой элемент ректификационной колонны, служащий для приема жидкого сырья, выбираемого из потоков газойля из ректификационной колонны и сепаратора реакционного потока, выходящего из каталитического реактора, и включать трубопровод для возвращения паров из отпарной колонны в ректификационную колонну.
Предпочтительно, чтобы установка содержала трубопровод для пропускания потока газойля из ректификационной колонны через теплообменник для охлаждения потока, выходящего из каталитического реактора, и через теплообменник для охлаждения потока, выходящего из реактора гидрокрекинга, для нагрева потока газойля перед подачей в каталитический реактор.
На чертеже представлено схематичное изображение способа гидрообработки нефтяного сырья согласно изобретению.
Качество газойля, полученного в качестве продукта одностадийного способа гидрокрекинга, повышается на стадии интегрированной гидрообработки настоящего изобретения. Поток газойля, качество которого должно быть повышено, выводится из ректификационной колонны и направляется на стадию гидрообработки. Поток, выходящий со стадии гидрообработки, конденсируется, и отделенная жидкость подвергается отпарке от легких компонентов в боковой отпарной колонне ректификационной колонны с образованием высококачественного продукта. Преимущество настоящего интегрированного способа по сравнению с расположенными отдельно установками, известными из предшествующего уровня техники, заключается в уменьшении рабочего давления в реакторе гидрокрекинга и использовании технологии тепловой интеграции, что исключает необходимость предварительного нагревания сырья, подаваемого в реактор гидрообработки, с помощью пламени. Кроме того, нагрузка по рециклу в реактор гидрокрекинга и компрессора кондиционированного водорода, а также боковой отпарной колонны газойля могут быть разделены, что исключает необходимость в оборудовании, предназначенном для стадии гидрообработки.
На чертеже представлен интегрированный способ 10 настоящего изобретения, предназначенный для повышения качества газойля, который включает стадию гидрокрекинга A, стадию ректификации продукта B, а также стадию интегрированной гидрообработки C, имеющей общее оборудование со стадиями A, B. Под термином "повышение качества" подразумевается улучшение характеристик сгорания топлива (то есть цетанового числа, максимальной высоты некоптящего пламени, а также весовой процент содержания серы и азота), что способствует снижению загрязнения окружающей среды. Кроме получения высококачественного продукта настоящий способ приводит к увеличению выхода продукта и повышению скорости потребления водорода в сравнении со способами предшествующего уровня.
Подходящее углеводородное сырье 12 смешивается с обогащенным водородом потоком 14 и вводится через трубопровод 16 в реактор 18 на стадии гидрокрекинга A. Примером потока углеводородного сырья 12 является вакуумированный газойль (ВГО), имеющий температуру кипения в интервале приблизительно от 180 до 600oC (360 - 1100oF), который получают при вакуумной перегонке сырой нефти и/или коксовании очень тяжелых остатков углеводородного сырья из вакуумной колонны. Обогащенный водородом сырьевой поток 14 обычно содержит обогащенный водородом рециркулируемый поток 20, выделяемый из потока 22, выходящего из реактора гидрокрекинга, и обогащенный водородом рециркулируемый поток 24, выделяемый со стадии гидроочистки C.
Работа в устройство реактора 18 гидрокрекинга хорошо известны в данной области техники. Реактор 18 гидрокрекинга может содержать расположенные последовательно неподвижные слои 25a, 25b и 25c катализатора. Очевидно, что число используемых стадий будет зависеть от различных конструкционных критериев, в том числе от эффективности катализатора и расчетной объемной скорости в реакторе и т.д. Каждая стадия катализатора имеет отдельную подпитку водородом с целью обеспечения необходимого парциального давления водорода в последовательных слоях катализатора. Боковые погоны обогащенного водородом потока 20 рецикла реактора гидрокрекинга предпочтительно вводятся через трубопроводы 26, 28 на слои 25b и 25c катализатора.
В зависимости от необходимой степени жесткости реактор 18 гидрокрекинга работает при температуре от 350 до 450oC и давлении приблизительно от 5 до 21 МПа. Благодаря использованию напорной гидроочистки газойля реактор 18 гидрокрекинга работает в условиях от мягких до умеренных, которые соответствуют давлению приблизительно от 5 до 12 МПа. Подходящие неподвижные слои катализатора могут использоваться без регенерации или с регенерацией.
Поток 22, выходящий из реактора 18 гидрокрекинга, охлаждается путем теплообмена с охлаждающей средой в перекрестном теплообменнике 30 для конденсации из него конденсируемых компонентов. Смешанный парожидкостной вытекающий поток 32 направляется на горячий сепаратор высокого давления (ГСВД) 34 при температуре приблизительно от 200 до 300oC с целью разделения паровой и жидкой фаз. Жидкая фаза выводится через трубопровод 35, а паровая фаза, выводимая через трубопровод 36, дополнительно охлаждается обычным способом в перекрестном теплообменнике относительно другого реакционного потока с помощью воздушного холодильника или с помощью другого подобного оборудования (не показано на чертеже), и направляется на холодный сепаратор высокого давления (ХСВД) 37 при температуре приблизительно от 30 до 60oC. В ХСВД 37 отделенная жидкая фаза отводится через трубопровод 38 и необязательно смешивается с жидким потоком 35 из ГСВД 34. Смешанный жидкий поток 40 в дальнейшем составляет сырьевой поток для стадии ректификации B. Паровой поток 42, отбираемый из ХСВД 37, компримируется с помощью компрессора рецикла 44 и подается в качестве обогащенного водородом потока 20 рецикла, подаваемого в реактор гидрокрекинга, о котором говорилось выше.
Жидкий поток 40 вводится в ректификационную колонну 46 стадии ректификации B на относительно низкую секцию колонны. В ректификационной колонне 46 по меньшей мере одна фракция газойля, имеющая необходимый интервал температуры кипения, выводится с промежуточной тарелки через трубопровод 47 для питания стадии гидроочистки C. Фракция газойля в трубопроводе 47 обычно имеет температуру кипения в интервале от 177 до 357oC и плотность при 15oC приблизительно 30-45o API.
Обычно также получают другие приемлемые дистилляционные фракции. Такие фракции могут отводиться в качестве топливных продуктов, имеющих желаемые характеристики, или в качестве сырья для боковой колонны 48 окончательной обработки, если это необходимо. В общем случае дистилляционные фракции включают сжиженный нефтяной газ (СНГ), выводимый в виде головного потока через трубопровод 50; нафту, выводимую с верхней тарелки ректификационной колонны 46 через трубопровод 52; вторую фракцию газойля, выводимую из относительно высокой секции ректификационной колонны 46 через трубопровод 54; и нижний серусодержащий газойль, выводимый через трубопровод 56. Часть нижнего продукта может быть, если это необходимо, рециркулирована через трубопровод 58 в реактор гидрокрекинга 18.
В целом работа и устройство ректификационной колонны 46 и связанной с ней колонны окончательной обработки (из которых на чертеже показана только боковая колонна 48 отпарки) хорошо известны в данной области техники. Такая колонна 46 обычно содержит приблизительно 30-50 парожидкостных ректификационных тарелок и работает при головных температуре и давлении соответственно около 40 - 60oC и 0,05 - 0,2 МПа (10-30 фунтов/кв.дюйм) и при нижних значениях температуры и давлении приблизительно 300 - 400oC и 0,1 - 0,25 МПа (20 - 40 фунтов/кв.дюйм). Питающий поток предпочтительно вводится в нижнюю секцию колонны через трубопровод 60, чтобы ускорить отделение летучих компонентов.
Настоящее изобретение хорошо соответствует энергосберегающей технологии. Теплота реакции, выделяемая в реакторах гидроконверсии на стадии гидрокрекинга A и на стадии гидроочистки C, может быть использована для нагревания газойля, подаваемого на стадию гидроочистки C. Следовательно, газойль в трубопроводе 47 предпочтительно подается с помощью насоса 62 через трубопровод 64 в качестве среды теплообменника для теплообмена с потоками, вытекающими со стадий гидрокрекинга и гидроочистки A, C.
Поток 66 сжатого кондиционированного водорода предпочтительно вводится в линию 64 вначале потока из любого нагревающего оборудования. Поток 66 сжатого водорода включает первую часть потока кондиционированного водорода, вводимую через трубопровод 70. Поток 70 водорода сжимается до рабочего давления стадии гидрообработки C с помощью насоса 72, кондиционированного водорода, содержащего первую и вторую ступени 74, 76. Необходимая часть загрузки первой степени затем направляется через трубопровод 66 в трубопровод 64. Содержащий водород поток 78 газойля, полученный таким образом, вначале предпочтительно циркулируется в качестве теплообменной среды через перекрестный теплообменник 80 относительно потока 82, выходящего со стадии гидроочистки C. В перекрестном теплообменнике 80 поток 78 газойля частично подогревается, а поток 82 частично охлаждается. Нагретый поток 84 газойля затем циркулирует в качестве охлаждающей среды в перекрестном теплообменнике 30. В теплообменнике 30 поток 32, вытекающий из реактора гидрокрекинга, охлаждается, а сырьевой поток 86 газойля нагревается для подачи в верхнюю часть реактора гидроочистки 88.
Работа и устройство реактора 88 гидроочистки хорошо известны в данной области и аналогичны работе и устройству реактора 18 гидрокрекинга. Реактор 88 гидроочистки включает пару последовательно установленных секций неподвижного слоя катализатора 90a, 90b. Число используемых секций зависит от различных конструкционных критериев, в том числе от эффективности катализатора и объемной скорости в реакторе, и т.д. Каждая секция предпочтительно обеспечена отдельной подачей водорода для поддержания адекватного парциального давления водорода в последовательных слоях катализатора. Например, вторая часть сжатого кондиционированного водорода из трубопровода 68 может быть введена на вторую стадию 90b гидроочистки через трубопровод 94.
Поток 82, вытекающий из реактора 88 гидрообработки, охлаждается в теплообменнике 80, как это указывалось выше, для конденсации содержащихся в нем конденсируемых компонентов. Смешанный фазовый поток из перекрестного теплообменника 80 вводится через трубопровод 96 на первую секцию сосуда 98 для разделения парожидкостной смеси. Паровая фаза отводится через трубопровод 100 и предпочтительно смешивается с третьей частью 68 сжатого кондиционированного водорода, подаваемого через трубопровод 102. Объединенный паровой поток 104 дополнительно охлаждается с конденсацией содержащихся в нем способных к конденсации компонентов путем теплообмена в холодильнике 108, в котором используется приемлемая среда для теплопередачи, такая как, например, кипящая вода. Полученный таким образом смешанный поток 110 фаз направляется на вторую секцию парожидкостного сепаратора 112. Водородсодержащий пар 114 выводится из сепаратора 112, компримируется до рабочего давления стадии гидрокрекинга A в компрессоре 72 кондиционированного водорода на второй секции 76. Поток кондиционированного сжатого водорода затем возвращается рециклом в реактор 18 гидрокрекинга через трубопровод 24, 14 и 16, как это указывалось ранее.
Жидкие фазы, отделенные на первой и второй секции сепараторов 98, 112 выводятся через трубопровод 116, 118 соответственно в качестве высококачественного газойля. Поток высококачественного продукта, однако, первоначально предпочтительно отпаривается с помощью водяного пара для отделения любых оставшихся нежелательных компонентов легких фракций. В практике настоящего изобретения отсутствует необходимость в отпарных колоннах, обычно используемых в способе с отдельным расположением гидроочистки предшествующего уровня. Вместо нее отпарная колонна для стадии гидроочистки C может быть интегрирована с боковой колонной 48 отпарки на стадии ректификации B. Таким образом, жидкие потоки 116, 118 предпочтительно объединяются в трубопроводе 120 и подаются на боковую отпарную колонну 48 ректификационной колонны. Боковая отпарная колонна 48 имеет трубопровод 122 для подачи отпарного водяного пара. Высококачественный газойль предпочтительно выводится в виде нижнего потока боковой отпарной колонны через трубопровод 124. Компоненты легких фракций с головным потоком рециркулируются на ректификационную колонну 46 через трубопровод 126.
Поток 124 высококачественного газойля обычно содержит менее 50 вес. частей на миллион серы, менее 10 вес. частей на миллион азота, 25 мас.% или менее моноароматических соединений, 1 мас.% или менее ди- или триароматических соединений и имеет цетановое число 49 и выше. Предпочтительно поток высококачественного газойля содержит менее чем по 5 вес. частей на миллион серы и азота, 15 мас.% или менее моноароматических соединений, 0,5 мас.% или менее ди- или триароматических соединений и имеет цетановое число 55 и выше.
Примерами подходящих реакций гидрообработки, которые могут быть использованы для повышения качества газойля в реакторе 88 гидроочистки, являются реакции насыщения (гидрирования) ароматических соединений, реакция каталитической депарафинизации, реакция гидрообработки (мягкая или жесткая), деметаллизация, гидроденитрогенирование, гидродесульфуризация, а также сочетание этих реакций и им подобные процессы. Такие реакции обычно проводят при повышенной температуре и при повышенном давлении в присутствии водорода над неподвижным слоем селективного катализатора.
Для предпочтительного проведения реакций насыщения ароматических соединений температура реакции должна находиться в интервале от 250 до 350oC, рабочее давление должно составлять приблизительно от 3 до 7 МПа и в качестве катализатора могут использоваться катализаторы на основе CoNo NiMo или на основе благородных металлов.
Для предпочтительного проведения реакции каталитической депарафинизации температура в реакторе может находиться в интервале от 260 до 425oC, рабочее давление может составлять от 2,7 до 5,5 МПа, а скорость циркуляции водорода - приблизительно от 100 до 300 нормальных кубических метров водорода на кубометр углеводорода. Катализатор депарафинизации, как известно, имеет уникальные конфигурационно-селективные свойства, которые позволяют входить в поры только нормальным или малоразветвленным парафинам. Эти молекулы расщепляются на активных сайтах внутри каталитической структуры с получением парафинов и олефинов, кипящих в интервале газойля. Остальные молекулы в дистилляте проходят через поры катализатора, не претерпевая изменений.
Настоящий способ очистки углеводородов и аппаратурное оформление способа иллюстрируется с помощью представленного выше описания. Это описание не рассматривается как описание, ограничивающее изобретение, так как различные варианты этого изобретения очевидны для квалифицированного в данной области специалиста. Предполагается, что все такие варианты, находящиеся в пределах объема и сути заявляемого изобретения, должны охватываться представленной ниже формулой изобретения.
Формула изобретения: 1. Способ гидрообработки нефтяного сырья путем проведения стадии а) каталитического гидрокрекинга нефтяного сырья в присутствии водорода при относительно высоком давлении, стадии б) охлаждения и разделения потока, выходящего со стадии гидрокрекинга на паровой и жидкий потоки, стадии в) рециркуляции полученного парового потока на стадию гидрокрекинга, стадии г) перегонки полученного жидкого потока в ректификационной колонне на один или несколько потоков продуктов перегонки нефти, в том числе на по меньшей мере один поток газойля, стадии д) каталитической гидрообработки потока газойля в присутствии водорода, стадии е) разделения потока, выходящего со стадии гидроочистки, на паровой поток, содержащий водород, и на жидкий поток, практически не содержащий водорода, стадии ж) рециркуляции полученного водородсодержащего потока на стадию гидрокрекинга, отличающийся тем, что проводят стадию з) отпарки легких компонентов из жидкого продукта, полученного при разделении потока, выходящего со стадии гидроочистки, с образованием потока высококачественного газойля.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно проводят стадию и) сжатия свежего водорода на первой ступени многоступенчатого компрессора, стадию к) подачи сжатого водорода стадии и) на стадию д) и стадию л) сжатия водородсодержащего потока со стадии е) на второй ступени многоступенчатого компрессора для рецикла на стадию ж).
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при разделении потока, выходящего со стадии гидроочистки, осуществляют первичное охлаждение для частичной конденсации жидкости из потока, выходящего со стадии д) каталитической гидрообработки, далее проводят первичное разделение для отделения конденсата, образованного при первичном охлаждении, вторичное охлаждение для дополнительной конденсации жидкости в оставшемся паре со стадии первичного разделения, осуществляют вторичное разделение для отделения конденсата, образовавшегося при вторичном охлаждении, с образованием водородсодержащего потока для сжатия водорода на второй ступени.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что при подаче на стадии к) сжатого водорода подают первую часть сжатого водорода со стадии и) сжатия на стадию д) гидрообработки и вторую часть сжатого водорода со стадии и) сжатия в поток, выходящий со стадии д) гидрообработки, для охлаждения получаемой смеси при вторичном охлаждении на ступени е).
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия д) гидрообработки представляет собой депарафинизацию, насыщение ароматических соединений или их комбинацию.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадию д) гидрообработки проводят при давлении приблизительно 1-10 МПа.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадию г) перегонки проводят при давлении до 2 МПа.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что на стадии з) отпаривания используют боковую отпарную колонну ректификационной колонны, в качестве сырья для боковой отпарной колонны используют жидкость после стадии е) разделения и второй поток газойля из ректификационной колонны, а отбираемые сверху из отпарной колонны пары возвращают в ректификационную колонну.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагревают поток газойля после стадии г) перегонки для последующей стадии д) гидрообработки путем последовательного теплообмена с потоком, выходящим после стадии д) гидрообработки, и потоком, выходящим после стадии а) гидрокрекинга.
10. Установка гидроконверсии нефтяного сырья, содержащая реактор гидрокрекинга для каталитической обработки нефтяного сырья в присутствии водорода при относительно высоком давлении и высокой температуре, устройство для охлаждения потока, выходящего из реактора гидрокрекинга, по меньшей мере один сепаратор потока, выходящего из реактора гидрокрекинга, для разделения охлажденного потока из реактора гидрокрекинга на паровой и жидкий потоки, компрессор рецикла для сжатия парового потока из сепаратора для рецикла в реактор гидрокрекинга, ректификационную колонну для перегонки жидкого потока из сепаратора на большое число потоков продуктов перегонки нефти, в том числе по меньшей мере один поток газойля, каталитический реактор для обработки потока газойля из ректификационной колонны в присутствии водорода, по меньшей мере один теплообменник для охлаждения потока, выходящего из каталитического реактора, по меньшей мере один сепаратор для реакционного потока, выходящего из каталитического реактора, для разделения охлажденного потока на паровой и жидкий потоки, компрессор свежего водорода для подачи сжатого водорода в каталитический реактор и в реактор гидрокрекинга, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит отпарную колонну для отгонки легких компонентов из жидкого потока, выходящего из сепаратора для реакционного потока, выходящего из каталитического реактора с образованием потока высококачественного газойля.
11. Установка по п.10, отличающаяся тем, что компрессор свежего водорода имеет первую и вторую ступени, причем первая ступень служит для подачи первой части водорода в каталитический реактор и второй части в поток, выходящий из каталитического реактора, для охлаждения по меньшей мере в одном холодильнике реакционного потока, а вторая ступень служит для сжатия парового потока сепаратора потока, выходящего из каталитического реактора, и подачи в реактор гидрокрекинга.
12. Установка по п.11, отличающаяся тем, что содержит первичный и вторичный теплообменники для охлаждения потока, выходящего из каталитического реактора, и первичный и вторичный сепараторы для разделения потока, выходящего из каталитического реактора, при этом первичный сепаратор служит для отделения конденсата из потока, охлажденного в первом теплообменнике, вторичный теплообменник служит для охлаждения паров, выходящих из первого теплообменника, а второй сепаратор отделяет конденсат из охлажденного потока, выходящего из вторичного теплообменника с образованием парового сырьевого потока для второй ступени компрессора.
13. Установка по п.12, отличающаяся тем, что содержит первый трубопровод для подачи первой части сжатого водорода из первой ступени компрессора в каталитический реактор, и второй трубопровод для подачи второй части сжатого водорода из первой ступени компрессора в поток, выходящий из каталитического реактора, для охлаждения по меньшей мере во втором теплообменнике.
14. Установка по п. 10, отличающаяся тем, что каталитический реактор представляет собой реактор депарафинизации, реактор насыщения ароматических соединений или комбинированный реактор депарафинизации и насыщения ароматических соединений.
15. Установка по п.10, отличающаяся тем, что каталитический реактор работает при давлении 1-10 МПа.
16. Установка по п.10, отличающаяся тем, что ректификационная колонна работает при давлении до 2 МПа.
17. Установка по п.10, отличающаяся тем, что отпарная колонна представляет собой боковой элемент ректификационной колонны, служащий для приема жидкого сырья, выбираемого из потоков газойля из ректификационной колонны и сепаратора реакционного потока, выходящего из каталитического реактора, и включает трубопровод для возвращения паров из отпарной колонны в ректификационную колонну.
18. Установка по п.10, отличающаяся тем, что содержит трубопровод для пропускания потока газойля из ректификационной колонны через теплообменник для охлаждения потока, выходящего из каталитического реактора, и через теплообменник для охлаждения потока, выходящего из реактора гидрокрекинга, для нагрева потока газойля перед подачей в каталитический реактор.