EA008904B1 - Способ десульфурации жидкой, каталитически крекированной легкой нафты - Google Patents
Способ десульфурации жидкой, каталитически крекированной легкой нафты Download PDFInfo
- Publication number
- EA008904B1 EA008904B1 EA200600912A EA200600912A EA008904B1 EA 008904 B1 EA008904 B1 EA 008904B1 EA 200600912 A EA200600912 A EA 200600912A EA 200600912 A EA200600912 A EA 200600912A EA 008904 B1 EA008904 B1 EA 008904B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- naphtha
- distillation
- reaction zone
- fraction
- cracked naphtha
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 10
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 title description 2
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 title description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 109
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 58
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 77
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 56
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 52
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 37
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 37
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 34
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 34
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 27
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 25
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 claims description 17
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 16
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 15
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 claims description 10
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 claims description 7
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 5
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 4
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 4
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N oxomolybdenum Chemical class [Mo]=O PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 2
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 2
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005732 thioetherification reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005215 recombination Methods 0.000 abstract 1
- 230000006798 recombination Effects 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 22
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 13
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 10
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 description 5
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical compound C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 4
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 3
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 description 3
- PMBXCGGQNSVESQ-UHFFFAOYSA-N 1-Hexanethiol Chemical compound CCCCCCS PMBXCGGQNSVESQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDFAOUQQXJIZDG-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropane-1-thiol Chemical compound CC(C)CS BDFAOUQQXJIZDG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- GIJGXNFNUUFEGH-UHFFFAOYSA-N Isopentyl mercaptan Chemical compound CC(C)CCS GIJGXNFNUUFEGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 2
- LOCHFZBWPCLPAN-UHFFFAOYSA-N butane-2-thiol Chemical compound CCC(C)S LOCHFZBWPCLPAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WQAQPCDUOCURKW-UHFFFAOYSA-N butanethiol Chemical compound CCCCS WQAQPCDUOCURKW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 150000001923 cyclic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical compound CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- KJRCEJOSASVSRA-UHFFFAOYSA-N propane-2-thiol Chemical compound CC(C)S KJRCEJOSASVSRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZRKMQKLGEQPLNS-UHFFFAOYSA-N 1-Pentanethiol Chemical compound CCCCCS ZRKMQKLGEQPLNS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JBGWMRAMUROVND-UHFFFAOYSA-N 1-sulfanylidenethiophene Chemical class S=S1C=CC=C1 JBGWMRAMUROVND-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QUSTYFNPKBDELJ-UHFFFAOYSA-N 2-Pentanethiol Chemical compound CCCC(C)S QUSTYFNPKBDELJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004102 Synthetic calcium aluminate Substances 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 150000002391 heterocyclic compounds Chemical class 0.000 description 1
- ABNPJVOPTXYSQW-UHFFFAOYSA-N hexane-2-thiol Chemical compound CCCCC(C)S ABNPJVOPTXYSQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VOIGMFQJDZTEKW-UHFFFAOYSA-N hexane-3-thiol Chemical compound CCCC(S)CC VOIGMFQJDZTEKW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004678 hydrides Chemical class 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N nickel tungsten Chemical compound [Ni].[W] MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002897 organic nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000001741 organic sulfur group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000010690 paraffinic oil Substances 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- WICKAMSPKJXSGN-UHFFFAOYSA-N pentane-3-thiol Chemical compound CCC(S)CC WICKAMSPKJXSGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005498 polishing Methods 0.000 description 1
- 125000003367 polycyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- SUVIGLJNEAMWEG-UHFFFAOYSA-N propane-1-thiol Chemical compound CCCS SUVIGLJNEAMWEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 239000011949 solid catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 239000001117 sulphuric acid Substances 0.000 description 1
- 208000024891 symptom Diseases 0.000 description 1
- WMXCDAVJEZZYLT-UHFFFAOYSA-N tert-butylthiol Chemical compound CC(C)(C)S WMXCDAVJEZZYLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- -1 thiophene Chemical class 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
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
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/04—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only refining steps
-
- 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
-
- 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
- C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
- C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
-
- 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/58—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins
-
- 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/58—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins
- C10G45/60—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to change the structural skeleton of some of the hydrocarbon content without cracking the other hydrocarbons present, e.g. lowering pour point; Selective hydrocracking of normal paraffins characterised by the catalyst used
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4087—Catalytic distillation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
Раскрывается способ обработки легкой крекированной нафты, в котором легкую крекированную нафту сначала подвергают тиоэтерификации и фракционированию на две кипящие фракции. Низкокипящую фракцию удаляют в виде головных продуктов для последующего воссоединения с продуктом, а высококипящую фракцию соединяют с тяжелой крекированной нафтой, которую рециклируют. Рециклированная тяжелая крекированная нафта со временем десульфурируется и гидрогенизируется с получением чистого растворителя, который промывает катализатор и продлевает жизнь катализатора.
Description
Настоящее изобретение относится к способу десульфурации жидкой, каталитически крекированной низкокипящей нафты. Более конкретно, настоящее изобретение использует стадии каталитической дистилляции, которые уменьшают содержание серы до очень низких уровней, делает более эффективным использование водорода и вызывает менее интенсивную олефиновую гидрогенизацию для потока нафты в полном интервале кипения.
Уровень техники
Потоки нефтяного дистиллята содержат в себе разнообразные органические химические компоненты. Как правило, эти потоки определяются их интервалами кипения, которые определяют состав. Обработка потоков также влияет на состав. Например, продукты процессов как каталитического крекинга, так и термического крекинга содержат в себе высокие концентрации олефиновых материалов, а также насыщенных (алканов) материалов и полиненасыщенных материалов (диолефинов). Дополнительно эти компоненты могут быть любыми из различных изомерных соединений.
На состав неочищенной нафты, полученной из нефтеперегонного куба, или нафты прямой перегонки, первоначально влияет источник нефти-сырца. Нафты из источников парафинистой нефти имеют больше насыщенных линейных или циклических соединений. Как правило, большинство из «содержащих малое количество активных соединений серы» (низкосернистых) нефтей и нафт являются парафинистыми. Нафтеновые нефти содержат в себе больше ненасыщенных и циклических и полициклических соединений. Нефти с повышенным содержанием серы имеют тенденцию быть нафтеновыми. Обработка различных нафт прямой перегонки может иметь незначительные различия в зависимости от их состава, обусловленного источником нефти-сырца.
Нафта, подвергнутая реформингу, или продукт реформинга обычно не требуют дальнейшей обработки, за исключением, возможно, дистилляции или экстракции растворителя для извлечения ценного ароматического продукта. Нафты, подвергнутые реформингу, по существу, не имеют серных примесей в результате интенсивности их предварительной обработки перед процессом и самого процесса.
Крекированная нафта, полученная каталитическим крекингом, имеет относительно высокое октановое число как результат содержания в ней олефиновых и ароматических соединений. В некоторых случаях эта фракция может обеспечивать вплоть до половины бензина в нефтеперерабатывающем производстве наряду со значительной частью октана.
Материал каталитически крекированной нафты в интервале кипения бензина в настоящее время составляет значительную часть («1/3) производства бензинового продукта в Соединенных Штатах, и это обеспечивает наибольшую часть серы. Примеси серы могут требовать удаления, обычно гидроочисткой, для соответствия техническим характеристикам продукта или для обеспечения соответствия экологическим нормам. Некоторые потребители требуют, чтобы содержание серы в конечном продукте было ниже 50 мас.ч. на миллион.
Наиболее общим способом удаления серосодержащих соединений является гидродесульфурация (ΗΌ8) (ГДС), в которой нефтяной дистиллят пропускают над измельченными твердыми частицами катализатора, содержащего гидрогенизированный металл, нанесенный на оксидно-алюминиевом носителе. Дополнительно, подаваемый материал содержит обильные количества водорода. Следующие уравнения иллюстрируют реакции типичного ГДС механизма:
| (1) | КЗН | + | н2 - вн + | н2з |
| (2) | КС1 | + | Н2 -+ КН + | НС1 |
| (3) | 2ΒΝ | + | 4Н2 -> 2КН | + 2ΝΗ3 |
| (4) | ВООН | + | 2Н2 КН | + 2Н2О |
Типичными рабочими условиями для ΗΌ8 реакций являются: Температура, °Р
Давление, фунтов на кв.дюйм (манометрическое)
Степень рециркуляции Н2, стандартный куб.фут/баррель
Добавление свежего Н2, стандартный куб.фут/баррель
600-780
600-3000
1500-3000
700-1000
После того, как гидроочистка выполнена, продукт может быть фракционирован или легко выпарен для выделения сероводорода и собрана уже десульфурированная нафта. Потери олефинов при побочной гидрогенизации наносят ущерб понижением октанового числа нафты и понижением производства олефинов для другого использования.
В дополнение к обеспечению высокооктановых компонентов смешения крекированные нафты часто используют как источники олефинов в других процессах, таких как этерификация. Условия гидроочистки фракции нафты удалением серы будут к тому же насыщать некоторые олефиновые соединения во фракции, понижая октановое число и приводя к потере источника олефинов.
Были сделаны различные предложения по удалению серы с сохранением большинства желаемых
- 1 008904 олефинов. Поскольку ценные олефины в крекированной нафте находятся, главным образом, в низкокипящей фракции этих нафт, а серосодержащие примеси имеют тенденцию концентрироваться в высококипящей фракции, наиболее общим решением являлось предварительное фракционирование, предшествующее гидроочистке. Общепринятое предварительное фракционирование дает интервал кипения легкой нафты, которая кипит в интервале С5 до около 250°Р, и интервал кипения тяжелой нафты, которая кипит в интервале от около 250-475°Р.
Преобладающими легкими или низкокипящими соединениями серы являются меркаптаны, а более тяжелыми или высококипящими соединениями являются тиофены и другие гетероциклические соединения. Разделение только фракционированием не будет удалять меркаптаны. Однако в прошлом меркаптаны удаляли окислительными способами, предусматривающими промывку щелочью. Комбинация окислительного удаления меркаптанов с последующими фракционированием и гидроочисткой более тяжелой фракции раскрыта в патенте США 5320742. При окислительном удалении меркаптанов меркаптаны превращают в соответствующие дисульфиды.
Патент США 5597476 раскрывает двухстадийный способ, в котором нафту подают в первую дистилляционную колонну реактора, которая действует как депентанизатор или дегексанизатор, с более легким материалом, содержащим наибольшее количество олефинов и меркаптанов, кипятят в первой реакционной зоне перегонки, где меркаптаны взаимодействуют с диолефинами с получением сульфидов, которые удаляют в виде кубовых остатков вместе с любыми высококипящими соединениями серы. Кубовые остатки подвергают гидродесульфурации во второй дистилляционной колонне реактора, где соединения серы превращают в Н2§ и удаляют.
Сущность изобретения
Коротко, легкую крекированную нафту (ЬСЫ) (ЛКН) фракционируют и высококипящую фракцию нафты (около 165-350°Р) легкой крекированной нафты (ЛКН) подают вместе с водородом в дистилляционную колонну реактора вместе с некоторым количеством тяжелой крекированной нафты (ΗΟΝ) (ТКН), кипящей в интервале 350-450°Р. Дистилляционная колонна реактора содержит стандартный катализатор гидродесульфурации, который побуждает органические соединения серы (меркаптаны, сульфиды и тиофены) взаимодействовать с водородом с получением сероводорода. ТКН используют как растворитель, так что дистилляционная колонна реактора может эксплуатироваться при высоких температурах и перегонный куб имеет кипящий материал в слое катализатора. Дополнительно непрерывно промывают катализатор для удаления постепенно нарастающего нагара и для продления жизни катализатора.
ТКН удаляют в виде кубовых остатков и рециклируют в дистилляционную колонну реактора, когда высококипящая фракция нафты легкой крекированной нафты (ЛКН) гидродесульфурируется, забирают головные продукты вместе с непрореагировавшими водородом и сероводородом, а сероводород удаляют.
В предпочтительном варианте осуществления легкую крекированную нафту (ЛКН) подвергают двухстадийному способу для удаления органической серы сначала тиоэтерификацией и фракционированием более тяжелой фракции, которая потом гидродесульфурируется. На первой стадии легкую нафту, кипящую в интервале около С5-350°Р, подвергают тиоэтерификации, более предпочтительно в дистилляционной колонне реактора, где большинство меркаптанов взаимодействуют с диолефинами с получением сульфидов. В дополнение дистилляционная колонна реактора действует как разделитель, забирающий головной продукт низкокипящей фракции нафты (около С5-165°Р), который существенно понижает общее содержание серы, особенно меркаптанов. Высококипящую фракцию нафты (около 165-350°Р) забирают в виде кубовых остатков, которые включают в себя сульфиды, образовавшиеся в реакторе.
Кубовые остатки вместе с водородом подают в дистилляционную колонну реактора вместе с некоторым количеством тяжелой крекированной нафты (ТКН), кипящей в интервале 350-450°Р. В более предпочтительном варианте осуществления вторая дистилляционная колонна реактора содержит стандартный катализатор гидродесульфурации, который побуждает органические соединения серы (меркаптаны, сульфиды и тиофены) взаимодействовать с водородом с получением сероводорода. Как было указано, ТКН используют как растворитель, так что дистилляционная колонна реактора может эксплуатироваться при высоких температурах и перегонный куб имеет кипящий материал в слое катализатора, при этом непрерывно промывают катализатор для удаления постепенно нарастающего нагара и для продления жизни катализатора. ТКН удаляют в виде кубовых остатков и рециркулируют в дистилляционную колонну реактора, когда высококипящая фракция нафты легкой крекированной нафты (ЛКН) из первого реактора гидродесульфурируется, забирают в виде головных продуктов вместе с непрореагировавшими водородом и сероводородом, а сероводород удаляют. Высококипящая фракция может потом быть снова смешана с низкокипящей фракцией нафты из первого реактора с получением низкосернистого продукта.
Рециклированная ТКН со временем существенно десульфурируется, и олефины, содержащиеся в ней, гидрогенизируются с получением чистого растворителя.
При использовании в этой заявке термин «дистилляционная колонна реактора» означает дистилляционную колонну, которая также содержит катализатор, такой, что реакция и перегонка проходят одновременно в колонне. В предпочтительном варианте осуществления катализатор приготовляется как дистиллирующая структура и служит и катализатором, и дистиллирующей структурой. При использовании в
- 2 008904 этой заявке термин «реакционная зона перегонки» означает область внутри дистилляционной колонны реактора.
Термины «низкокипящий» и «высококипящий» имеют отношение к полному интервалу кипения ЛКН материала. Как в любой фракционной перегонке, низкокипящий материал забирают в виде головного продукта, а высококипящий материал забирают в виде кубовых остатков. Точки кипения могут быть отрегулированы для достижения требуемой степени тиоэтерификации и десульфурации.
Краткое описание чертежей
Чертеж представляет последовательность операций предпочтительного варианта осуществления изобретения в схематической форме.
Подробное описание
Материал, предназначенный для обработки способом согласно изобретению, представляет собой серосодержащую фракцию нефти из установки каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем (РССИ), которая кипит в интервале кипения легкого бензина (С5 до около 350°Р), которая обозначается как легкая крекированная нафта или ЛКН. Обычно способ применяют на материале с интервалом кипения нафты из продуктов каталитического крекинга, поскольку они содержат требуемые олефины и нежелательные соединения серы. Нафты прямой перегонки имеют очень мало олефинового материала и, если источник нефти не «высокосернистый», очень мало серы. Содержание серы во фракциях каталитического крекинга будет зависеть от содержания серы в подаваемом в крекинг-установку материале, а также от интервала кипения выбранной фракции, используемой как подаваемый в способ материал. Более легкие фракции будут иметь более низкое содержание серы, чем высококипящие фракции. Головная фракция нафты содержит наибольшее количество высокооктановых олефинов, но относительно мало серы. Соединениями серы в головной фракции являются преимущественно меркаптаны, и типичными из этих соединений являются метилмеркаптан (температура кипения 43 °Р), этилмеркаптан (температура кипения 99°Р), н-пропилмеркаптан (температура кипения 154°Р), изопропилмеркаптан (температура кипения 135140°Р), изобутилмеркаптан (температура кипения 190°Р), трет-бутилмеркаптан (температура кипения 147°Р), н-бутилмеркаптан (температура кипения 208°Р), втор-бутилмеркаптан (температура кипения 203 °Р), изоамилмеркаптан (температура кипения 250°Р), н-амилмеркаптан (температура кипения 259°Р), α-метилбутилмеркаптан (температура кипения 234°Р), α-этилпропилмеркаптан (температура кипения 293°Р), н-гексилмеркаптан (температура кипения 304°Р), 2-меркаптогексан (температура кипения 284°Р) и 3-меркаптогексан (температура кипения 135°Р). Типичные соединения серы в более тяжелой кипящей фракции включают в себя более тяжелые меркаптаны, сульфиды тиофенов и сульфиды.
Тиоэтерификация
Для реакции меркаптанов с диолефинами с получением сульфидов в этой заявке применяют термин «тиоэтерификация». Подходящим катализатором для реакции диолефинов с меркаптанами является 0,4 мас.% Р6 на сферическом А12О3 (оксид алюминия) с размером частиц 7-14 меш, поставляемый 8и6С11С1шс (ранее ИиИеб Са1а1у51 1пс.), обозначаемый как С-68С. Типичные физические и химические свойства катализатора, как предусматривает производитель, следующие.
ТаблицаI
| Обозначение | С-68С |
| Форма | Сферическая |
| Номинальный размер | 7х14 меш |
| Р6, мас.% | 0,4 (0,37-0,43) |
| Носитель | Высокопористый оксид алюминия |
Другим подходящим катализатором для реакции меркаптан-диолефин является 58 мас.% N1 на шариках оксида алюминия с размером частиц 8-14 меш, поставляемый Са1сюа1, обозначаемый как Е-4758В. Типичные физические и химические свойства катализатора, как предусматривает производитель, следующие.
Таблица II
| Обозначение | Е-475-8В |
| Форма | Шарики |
| Номинальный размер | 8х14 меш |
| N1, мас.% | 54 |
| Носитель | Оксид алюминия |
Водород предусмотрен как необходимый для поддержания реакции и для снижения оксида и поддерживания его в форме гидрида. Дистилляционная колонна реактора работает под давлением, таким, что реакционная смесь кипит в слое катализатора. «Уровень кипения» может быть поддержан по всему слою катализатора контролем кубовых остатков и/или контролем скорости извлечения головных продуктов, которые могут улучшать эффективность катализатора, таким образом уменьшая необходимый вес катализатора. Как может быть принято во внимание, жидкость кипит и физическое состояние является
- 3 008904 фактически кипением, имеющим более высокую плотность, чем будет нормальным в заполненной дистилляционной колонне, но меньше, чем жидкость без кипящих потоков.
Настоящий способ предпочтительно работает при давлении головного продукта упомянутой дистилляционной колонны реактора в интервале между 0 и 250 фунтов на кв.дюйм (манометрическом) и температурах внутри упомянутой реакционной зоны перегонки в интервале от 100 до 300°Р, предпочтительно от 130 до 270°Р.
Подаваемый материал и водород предпочтительно подают в дистилляционную колонну реактора отдельно, или они могут быть смешаны перед подачей. Смешанный подаваемый материал подают ниже слоя катализатора или на нижний конец слоя. Чистый водород подают ниже слоя катализатора и углеводородный поток подают ниже слоя до около середины одной трети слоя. Выбранное давление такое, которое поддерживает температуру слоя катализатора между 100 и 300°Р.
Гидродесульфурация
Реакцию органических соединений серы в нефтеперерабатываемом потоке с водородом над катализатором с образованием Н2§ обычно называют гидродесульфурацией.
Гидроочистка - более широкий термин, который включает в себя насыщение олефинов и ароматических соединений и реакцию органических соединений азота с образованием аммиака. Однако гидродесульфурацию включают и иногда просто ссылаются на нее как на гидроочистку.
Катализаторы, которые являются пригодными для реакции гидродесульфурации, включают в себя металлы VIII группы, такие как кобальт, никель, палладий, одни или в комбинации с другими металлами, такими как молибден или вольфрам на подходящем носителе, который может быть оксидом алюминия, алюмосиликатом, оксид титана-двуокись циркония или подобным. Обычно металлы обеспечивают как оксиды металлов, нанесенные на экструдаты или шарики, и как таковые обычно не используют как дистиллирующие структуры.
Катализаторы могут дополнительно содержать компоненты из металлов V и νίΒ групп Периодической таблицы или их смеси. Использование дистиллирующей системы уменьшает деактивирование и обеспечивает единицы гидрогенизации на период времени более длительный, чем неподвижный слой предшествующего уровня техники. Металлы VIII группы обеспечивают повышенную, в целом, среднюю активность. Катализаторы, содержащие металл νίΒ группы, такой как молибден, и VIII группы, такой как кобальт или никель, предпочтительны. Катализаторы, пригодные для реакции гидродесульфурации, включают в себя кобальт-молибден, никель-молибден и никель-вольфрам. Металлы обычно присутствуют как оксиды, нанесенные на нейтральную основу, такую как оксид алюминия, алюмосиликат или подобные. Металлы понижают сульфиды или при использовании, или перед использованием путем воздействия потоков, содержащих соединение серы.
Свойства типичного катализатора гидродесульфурации показаны в табл. III ниже.
Таблица III
| Производитель | Сгйетюи Са1а1у§1 Со. |
| Обозначение | ОС-130 |
| Форма | ТтПоЬе |
| Номинальный размер | Диаметр 1,3 мм |
| Металл, мас.%: Кобальт | 3,4 |
| Молибден | 13,6 |
| Носитель | Оксид алюминия |
Катализатор обычно находится в форме экструдатов, имеющих диаметр 1/8, 1/16 или 1/32 дюйма и отношение длины к диаметру от 1,5 до 10. Катализатор также может быть в форме шариков, имеющих такие же диаметры. В их обычной форме они образуют очень плотную массу и предпочтительно приготавливаются в форме каталитической дистиллирующей структуры. Каталитическая дистиллирующая структура должна быть способна функционировать как катализатор и как массообменная среда. Каталитические дистиллирующие структуры, пригодные для этой цели, раскрыты в патентах США 4731229; 5073236; 5431890 и 5266546, которые включены в описание в качестве ссылок.
Дистилляционную колонну реактора предпочтительно используют для взаимодействия более тяжелых или высококипящих соединений серы. Давление головного продукта поддерживают от около 0 до 350 фунтов на кв. дюйм с соответствующей температурой в реакционной зоне перегонки между 450 и 700°Р. Используют парциальные давления водорода от 0,1 до 70 фунтов на кв.дюйм (абсолютные), более предпочтительно от 0,1 до 10, с парциальными давлениями водорода в интервале от 0,5 до 50 фунтов на кв. дюйм (абсолютными) выдаются оптимальные результаты.
Работа дистилляционной колонны реактора приводит как к жидкой, так и к парообразной фазе внутри реакционной зоны перегонки. Значительная часть пара является водородом в то время, как часть является парообразным углеводородом из нефтяной фракции. Фактическое разделение может только быть вторичным признаком.
- 4 008904
Без ограничения объема притязаний изобретения предполагается, что механизмом, дающим эффективность настоящего способа, является конденсация части паров в реакционной системе, которая окклюдирует достаточно водорода в конденсированной жидкости с получением необходимого плотного контакта между водородом и соединениями серы в присутствии катализатора, приводя к их гидрогенизации. В частности, разновидности серы концентрируются в жидкости в то время, как олефины и Н28 концентрируются в парах, обеспечивая высокую конверсию соединений серы с низкой конверсией олефиновых разновидностей.
Результатом действия способа в дистилляционной колонне реактора является то, что могут быть использованы более низкие парциальные давления водорода (и, таким образом, более низкие общие давления). Как в любой дистилляции, имеется температурный градиент внутри дистилляционной колонны реактора. Температура на нижнем конце колонны содержит высококипящий материал и, таким образом, является более высокой температурой, чем в верхней части колонны. Более низкокипящую фракцию, которая содержит больше легко удаляемых соединений серы, подвергают воздействию более низких температур в верхней части дистилляционной колонны реактора, что приводит к повышению селективности, а именно целевые олефиновые соединения в меньшей степени подвергаются гидрокрекингу и насыщению. Высококипящие фракции подвергают воздействию более высоких температур в нижней части дистилляционной колонне реактора с раскрытием серосодержащих циклических соединений и гидрогенизацией серы.
На чертеже представлена схема последовательности операций одного из вариантов воплощения изобретения.
Легкую крекированную нафту подают в реактор (10) тиоэтерификации, содержащий слой катализатора (12) тиоэтерификации, через напорную линию (101) с водородом, подаваемым через напорную линию (115). Реактор тиоэтерификации конструируют для действия в качестве разделителя легкой нафты.
Меркаптаны в ЛКН взаимодействуют с диолефинами с образованием высококипящих сульфидов. Низкокипящую фракцию, существенно уменьшенную в меркаптанах, удаляют в виде головных продуктов через напорную линию (102). Высококипящую фракцию, содержащую сульфиды, некоторые непрореагировавшие меркаптаны и высококипящие соединения серы, такие как тиофен, отводят в виде кубовых остатков через напорную линию (103).
Кубовые остатки или высококипящую фракцию из реактора (10) тиоэтерификации в напорной линии (103) объединяют с ТКН и подают через напорную линию (105) в реактор (20) гидродесульфурации, имеющий слои (22 и 24) катализатора гидродесульфурации. Отношение ЛКН к ТКН в подаваемом в способ материале в реакторе гидродесульфурации может быть в интервале от 2:1 до 4:1. В реакторе гидродесульфурации органические соединения серы, включающие сульфиды, меркаптаны и тиофен, взаимодействуют с водородом с получением сероводорода. Дополнительно, высококипящую фракцию ЛКН дистиллируют в виде головного продукта посредством напорной линии (110) вместе с непрореагировавшим водородом и сероводородом. Сероводород и водород выделяют из головных продуктов в сепараторе (30) и удаляют через напорную линию (111). Жидкость удаляют из сепаратора (30) через напорную линию (112) и воссоединяют с низкокипящей фракцией в напорной линии (102) с получением продукта, имеющего пониженное общее содержание серы.
По желанию головные продукты в напорной линии (110) могут быть подвергнуты дальнейшей гидродесульфурации в полирующем реакторе, который не показан.
ТКН удаляют из реактора (20) гидродесульфурации в виде кубовых остатков через напорную линию (107) и небольшое количество продуктов очистки отводят через напорную линию (108). Остаток ТКН кубовых остатков рециркулируют через напорную линию (109) с восполнением ТКН в напорной линии (104). Поскольку ТКН рециклируется, содержание серы уменьшается, и олефины насыщаются в нижнем слое (24) катализатора, который обеспечивает чистый растворитель. Чистый растворитель обеспечивает смывающее действие, которое уменьшает нагар и другие вредные продукты из катализатора, что значительно продлевает срок службы катализатора. Как отмечено в следующем примере, наблюдаемая константа скорости конверсии серы действительно увеличивалась во время работы. По желанию катализатор, который имеет улучшенные гидрогенизирующие свойства, такой как оксиды никеля и молибдена на оксидноалюминиевом носителе, может быть использован в нижнем, что будет ускорять гидрогенизацию олефинов в ТКН.
Пример
В следующем примере, представленном ниже в табличной форме, легкокипящую фракцию из реактора тиоэтерификации/разделителя подают вместе с ТКН в реактор гидродесульфурации между двумя слоями, содержащими катализатор гидродесульфурации.
Подаваемые материалы
| Ά8ΤΜ Ό-3710 | ЛКН | ТКН |
| Начальная точка кипения | 146 | 382 |
| 5% | 161 | 394 |
| 10% | 173 | 401 |
- 5 008904
| 20% | 191 | 409 |
| 50% | 235 | 431 |
| 80% | 295 | 447 |
| 90% | 328 | 460 |
| 95% | 341 | 491 |
| Конечная точка кипения | 381 | 515 |
| Общее количество 8 (частей на миллион) | 598 | 5,9 |
Условия и результаты
| Рабочее время, ч | 354 |
| Скорость подачи ЛКН, фунт/ч | 40,0 |
| Скорость подачи ТКН, фунт/ч | 10,0 |
| Содержание смешанной серы, мас.ч. на миллион | 480 |
| % испарения подаваемого материала | 39,9 |
| Температура подаваемой жидкости, °Е | 498,5 |
| Порция водорода, стандартных куб. футов в час | 81 |
| Сера в конверсионной ЛКН, %* | 97,07 |
| Бромное число в конверсионной ЛКН, %* | 33,76 |
| Окончательное бромное число | 48,5 |
| Окончательное общее количество 8 (мас.ч. на миллион) | 23,5 |
| Извлечение головного продукта, % от смешанного подаваемого материала | 83,98 |
| Конверсия Н2, % | 30,70 |
| Расход Н2, стандартный куб.фут/баррель | 166 |
| Расчетная концентрация Н2 в парах наверху | 0,1389 |
| Расчетная концентрация Н2 в парах внизу | 0,2913 |
| Давление головного продукта, фунтов на кв.дюйм (манометрическое) | 210 |
| Производительность, баррель/день/куб.фут | 2,29 |
| Температура верхнего слоя, °Е | 513 |
| Температура нижнего слоя, °Е | 598 |
| В+М/2 потери | 3,5 |
| В потери | 5,1 |
| М потери | 1,9 |
| Наблюдаемая константа скорости конверсии в начале рабочего цикла | 0,025 |
| Наблюдаемая константа скорости конверсии в конце рабочего цикла | 0,032 |
* Конверсия основывается на свойствах только ЛКН.
Claims (14)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки легкой крекированной нафты, содержащей органические соединения серы, включающий стадии:(a) фракционирования легкой крекированной нафты и извлечения первой высококипящей фракции нафты;(b) подачи водорода, тяжелой крекированной нафты и указанной первой высококипящей фракции нафты в реакционную зону перегонки, содержащую катализатор гидродесульфурации;(c) одновременного проведения в указанной реакционной зоне перегонки:(ί) взаимодействия части указанных органических соединений серы с водородом с получением сероводорода и (й) выделения низкокипящей фракции нафты, содержащей указанный сероводород, и второй высококипящей фракции нафты, содержащей указанную тяжелую крекированную нафту, фракционной перегонкой;(6) удаления указанной низкокипящей фракции нафты из указанной реакционной зоны перегонки в виде головных продуктов;(е) удаления сероводорода из указанных головных продуктов и (Г) удаления указанной второй высококипящей фракции нафты из указанной реакционной зоны перегонки и рециклирования указанной тяжелой крекированной нафты в реакционную зону перегонки вместе с указанной первой высококипящей фракцией нафты, что в результате обеспечивает возможность использования тяжелой крекированной нафты в качестве растворителя, так что дистилляционная колонна реактора может эксплуатироваться при высоких температурах и в слое катализатора перегонного куба присутствует кипящий материал.
- 2. Способ обработки легкой крекированной нафты, включающий стадии:- 6 008904 (a) подачи водорода и легкой крекированной нафты, содержащей олефины, диолефины, меркаптаны и более тяжелые органические соединения серы, в первую реакционную зону, содержащую катализатор тиоэтерификации;(b) взаимодействия части меркаптанов с частью диолефинов с получением сульфидов;(c) выделения первой низкокипящей фракции нафты легкой крекированной нафты из первой высококипящей фракции нафты легкой крекированной нафты фракционной перегонкой, причем указанная высококипящая фракция нафты содержит указанные сульфиды и указанные более тяжелые органические соединения серы;(б) удаления указанной первой низкокипящей фракции нафты в виде первых головных продуктов, причем указанная первая низкокипящая фракция нафты имеет пониженное общее содержание серы, из указанной легкой крекированной нафты;(е) удаления первой высококипящей фракции в виде первых кубовых остатков от указанной перегонки;(£) подачи водорода, тяжелой крекированной нафты вместе с указанными первыми кубовыми остатками в реакционную зону перегонки, содержащую катализатор гидродесульфурации;(д) одновременного проведения в указанной реакционной зоне перегонки:(ί) взаимодействия части указанных сульфидов и более тяжелых органических соединений серы с водородом с получением сероводорода и (й) выделения второй низкокипящей фракции нафты, содержащей указанный сероводород, и второй высококипящей фракции нафты, содержащей указанную тяжелую крекированную нафту, фракционной перегонкой;(11) удаления указанной второй низкокипящей фракции нафты из указанной реакционной зоны перегонки в виде вторых головных продуктов;(ί) удаления сероводорода из указанных вторых головных продуктов;(ί) объединения указанных вторых головных продуктов с указанными первыми головными продуктами с получением низкосернистого продукта;(k) удаления указанной второй высококипящей фракции нафты, содержащей меньше серы, чем указанная тяжелая крекированная нафта, из указанной второй реакционной зоны перегонки в виде вторых кубовых остатков;(l) рециклирования указанной тяжелой крекированной нафты в указанную вторую реакционную зону перегонки вместе с первыми кубовыми остатками, что в результате обеспечивает возможность использования тяжелой крекированной нафты в качестве растворителя, так что дистилляционная колонна реактора может эксплуатироваться при высоких температурах и в слое катализатора перегонного куба присутствует кипящий материал.
- 3. Способ по п.2, дополнительно включающий стадии:(т) подачи указанных первых головных продуктов и водорода в однопроходную реакционную зону, содержащую катализатор гидродесульфурации, в которой дополнительные меркаптаны и органические соединения серы взаимодействуют с водородом с получением дополнительного сероводорода; и (п) выделения указанного дополнительного сероводорода из выходящего потока из указанной однопроходной реакционной зоны.
- 4. Способ по п.2, в котором отношение указанных первых кубовых остатков к указанной тяжелой крекированной нафте находится между 2:1 и 4:1.
- 5. Способ обработки легкой крекированной нафты, включающий стадии:(a) подачи водорода и легкой крекированной нафты, содержащей олефины, диолефины, меркаптаны и более тяжелые органические соединения серы, в первую реакционную зону перегонки, содержащую катализатор тиоэтерификации;(b) одновременного проведения в указанной реакционной зоне перегонки:(ί) взаимодействия части меркаптанов с частью диолефинов с получением сульфидов и (ίί) выделения первой низкокипящей фракции нафты легкой крекированной нафты из первой высококипящей фракции нафты легкой крекированной нафты фракционной перегонкой, причем указанная высококипящая фракция нафты содержит указанные сульфиды и указанные более тяжелые органические соединения серы;(c) удаления указанной первой низкокипящей фракции нафты в виде первых головных продуктов из указанной первой реакционной зоны перегонки, причем указанная низкокипящая фракция нафты имеет пониженное общее содержание серы, из указанной легкой крекированной нафты;(б) удаления указанной первой высококипящей фракции в виде первых кубовых остатков из указанной первой реакционной зоны перегонки;(е) подачи водорода, тяжелой крекированной нафты и указанных первых кубовых остатков во вторую реакционную зону перегонки, содержащую катализатор гидродесульфурации;(ί) одновременного проведения в указанной реакционной зоне перегонки:(ί) взаимодействия части указанных сульфидов и более тяжелых органических соединений серы с водородом с получением сероводорода и- 7 008904 (ίί) выделения второй низкокипящей фракции нафты, содержащей указанный сероводород, и второй высококипящей фракции нафты, содержащей указанную тяжелую крекированную нафту, фракционной перегонкой;(д) удаления указанной второй низкокипящей фракции нафты из указанной второй реакционной зоны перегонки в виде вторых головных продуктов;(11) удаления сероводорода из указанных вторых головных продуктов;(ί) объединения указанных вторых головных продуктов с указанными первыми головными продуктами с получением низкосернистого продукта;О) удаления указанной второй высококипящей фракции нафты, содержащей меньше серы, чем указанная тяжелая крекированная нафта, из указанной второй реакционной зоны перегонки в виде вторых кубовых остатков;(k) рециклирования указанной тяжелой крекированной нафты в указанную вторую реакционную зону перегонки вместе с первыми кубовыми остатками, что в результате обеспечивает возможность использования тяжелой крекированной нафты в качестве растворителя, так что дистилляционная колонна реактора может эксплуатироваться при высоких температурах и в слое катализатора перегонного куба присутствует кипящий материал.
- 6. Способ по п.5, в котором небольшую часть указанных вторых кубовых остатков удаляют в виде продукта очистки.
- 7. Способ по п.6, в котором указанную тяжелую крекированную нафту подают в указанную вторую реакционную зону перегонки со скоростью, достаточной для восполнения удаленной части продукта очистки.
- 8. Способ по п.5, в котором указанная вторая реакционная зона перегонки содержит верхний слой катализатора гидродесульфурации над точкой подачи и нижний слой катализатора гидродесульфурации ниже точки подачи.
- 9. Способ по п.8, в котором указанный катализатор тиоэтерификации включает слой, расположенный в верхней части дистилляционной колонны реактора.
- 10. Способ по п.8, в котором вторую низкокипящую фракцию нафты дистиллируют в верхний слой и вторую высококипящую фракцию нафты дистиллируют в нижний слой.
- 11. Способ по п.5, дополнительно включающий стадии:(l) подачи указанных первых головных продуктов и водорода в однопроходную реакционную зону, содержащую катализатор гидродесульфурации, где дополнительные меркаптаны и органические соединения серы взаимодействуют с водородом с получением дополнительного сероводорода; и (т) выделения указанного дополнительного сероводорода из выходящего потока из указанной однопроходной реакционной зоны.
- 12. Способ по п.8, в котором катализатор в указанном верхнем слое включает оксиды кобальта и молибдена, нанесенные на оксидно-алюминиевую основу, и катализатор в указанном нижнем слое включает в себя оксиды никеля и молибдена, нанесенные на оксидно-алюминиевую основу.
- 13. Способ по п.5, в котором отношение указанных первых кубовых остатков к указанной тяжелой крекированной нафте находится между 2:1 и 4:1.
- 14. Способ обработки высококипящей фракции нафты легкой крекированной нафты с удалением органических соединений серы, включающий:(b) подачу водорода и указанной высококипящей фракции нафты легкой крекированной нафты в реакционную зону перегонки, содержащую катализатор гидродесульфурации;(c) одновременное проведение в указанной реакционной зоне перегонки:(ί) взаимодействия части указанных органических соединений серы с водородом с получением сероводорода и (й) выделения низкокипящей фракции нафты, содержащей указанный сероводород, и второй высококипящей фракции нафты фракционной перегонкой;(ά) удаление указанной низкокипящей фракции нафты из указанной реакционной зоны перегонки в виде головных продуктов;(е) удаление сероводорода из указанных вторых головных продуктов и (!) удаление указанной второй высококипящей фракции нафты из указанной реакционной зоны перегонки;где усовершенствование включает подачу тяжелой крекированной нафты на стадию (Ь) и удаление указанной тяжелой крекированной нафты в указанной второй высококипящей фракции нафты на стадии (ί) и рециклирование указанной тяжелой крекированной нафты на стадию (Ь), что в результате обеспечивает возможность использования тяжелой крекированной нафты в качестве растворителя, так что дистилляционная колонна реактора может эксплуатироваться при высоких температурах и в слое катализатора перегонного куба присутствует кипящий материал.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/699,712 US6984312B2 (en) | 2002-11-22 | 2003-11-03 | Process for the desulfurization of light FCC naphtha |
| PCT/US2004/030671 WO2005044953A2 (en) | 2003-11-03 | 2004-09-28 | Process for the desulfurization of light fcc naphtha |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200600912A1 EA200600912A1 (ru) | 2006-08-25 |
| EA008904B1 true EA008904B1 (ru) | 2007-08-31 |
Family
ID=34573287
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200600912A EA008904B1 (ru) | 2003-11-03 | 2004-09-28 | Способ десульфурации жидкой, каталитически крекированной легкой нафты |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6984312B2 (ru) |
| CA (1) | CA2543645A1 (ru) |
| EA (1) | EA008904B1 (ru) |
| WO (1) | WO2005044953A2 (ru) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070095725A1 (en) * | 2005-10-31 | 2007-05-03 | Catalytic Distillation Technologies | Processing of FCC naphtha |
| US8197674B2 (en) * | 2008-09-09 | 2012-06-12 | Lummus Technology Inc. | Thioetherification processes for the removal of mercaptans from gas streams |
| US8628656B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-01-14 | Catalytic Distillation Technologies | Hydrodesulfurization process with selected liquid recycle to reduce formation of recombinant mercaptans |
| US8702973B2 (en) | 2011-03-15 | 2014-04-22 | Uop Llc | Process for upgrading one or more hydrocarbons boiling in a naphtha range |
| FR2993569B1 (fr) | 2012-07-17 | 2015-12-04 | IFP Energies Nouvelles | Procede de desulfuration d'une essence |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5597476A (en) * | 1995-08-28 | 1997-01-28 | Chemical Research & Licensing Company | Gasoline desulfurization process |
Family Cites Families (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BE756546A (fr) | 1969-09-23 | 1971-03-23 | British Petroleum Co | Perfectionnements relatifs a l'hydrogenation d'essences insaturees |
| US4055483A (en) | 1976-08-02 | 1977-10-25 | Exxon Research & Engineering Co. | Hydrorefining of heavy oil with hydrogen and aluminum alkyl compound |
| US4194964A (en) | 1978-07-10 | 1980-03-25 | Mobil Oil Corporation | Catalytic conversion of hydrocarbons in reactor fractionator |
| US4265735A (en) | 1979-12-21 | 1981-05-05 | Mobil Oil Corporation | ZSM-5 Zeolite catalyzes dialkyl disulfide conversion to hydrogen sulfide |
| US4486297A (en) | 1980-01-12 | 1984-12-04 | Jgc Corporation | Process for desulfurizing and refining hydrocarbon fraction containing large quantities of aromatic components |
| US4486397A (en) * | 1983-12-27 | 1984-12-04 | The Standard Oil Company | Group IIIB metallophosphates |
| DE3574937D1 (de) | 1985-05-14 | 1990-02-01 | Sulzer Ag | Reaktor zum durchfuehren von heterogenen, katalysierten chemischen reaktionen. |
| US5073236A (en) | 1989-11-13 | 1991-12-17 | Gelbein Abraham P | Process and structure for effecting catalytic reactions in distillation structure |
| US5510089A (en) | 1991-07-22 | 1996-04-23 | Chemical Research & Licensing Company | Method for operating a distillation column reactor |
| US5169516A (en) | 1991-07-30 | 1992-12-08 | Carr Norman L | Removal of arsenic compounds from light hydrocarbon streams |
| US5320742A (en) | 1991-08-15 | 1994-06-14 | Mobil Oil Corporation | Gasoline upgrading process |
| US5321163A (en) | 1993-09-09 | 1994-06-14 | Chemical Research & Licensing Company | Multi-purpose catalytic distillation column and eterification process using same |
| US5510568A (en) | 1994-06-17 | 1996-04-23 | Chemical Research & Licensing Company | Process for the removal of mercaptans and hydrogen sulfide from hydrocarbon streams |
| JP3443474B2 (ja) | 1995-02-03 | 2003-09-02 | 新日本石油株式会社 | 接触分解ガソリンの脱硫処理方法 |
| US5659106A (en) | 1995-06-22 | 1997-08-19 | Uop | Catalytic distillation process for mercaptan and olefin removal |
| US5595634A (en) | 1995-07-10 | 1997-01-21 | Chemical Research & Licensing Company | Process for selective hydrogenation of highly unsaturated compounds and isomerization of olefins in hydrocarbon streams |
| US5779883A (en) | 1995-07-10 | 1998-07-14 | Catalytic Distillation Technologies | Hydrodesulfurization process utilizing a distillation column realtor |
| US5807477A (en) | 1996-09-23 | 1998-09-15 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the treatment of light naphtha hydrocarbon streams |
| US5851383A (en) | 1997-01-09 | 1998-12-22 | Uop Llc | Process for thioetherification and selective hydrogenation of light olefins |
| US5759386A (en) | 1997-01-09 | 1998-06-02 | Uop | Process for thioetherification and selective hydrogenation of light hydrocarbons |
| US6083378A (en) | 1998-09-10 | 2000-07-04 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the simultaneous treatment and fractionation of light naphtha hydrocarbon streams |
| US6231752B1 (en) | 1999-09-17 | 2001-05-15 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the removal of mercaptans |
| US6303020B1 (en) | 2000-01-07 | 2001-10-16 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the desulfurization of petroleum feeds |
| US6495030B1 (en) | 2000-10-03 | 2002-12-17 | Catalytic Distillation Technologies | Process for the desulfurization of FCC naphtha |
| US6416658B1 (en) | 2000-10-19 | 2002-07-09 | Catalytic Distillation Technologies | Process for simultaneous hydrotreating and splitting of naphtha streams |
| US6444118B1 (en) | 2001-02-16 | 2002-09-03 | Catalytic Distillation Technologies | Process for sulfur reduction in naphtha streams |
| EP1438372B1 (en) | 2001-10-25 | 2005-12-28 | BP Corporation North America Inc. | Sulfur removal process |
-
2003
- 2003-11-03 US US10/699,712 patent/US6984312B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-09-28 WO PCT/US2004/030671 patent/WO2005044953A2/en active Application Filing
- 2004-09-28 CA CA002543645A patent/CA2543645A1/en not_active Abandoned
- 2004-09-28 EA EA200600912A patent/EA008904B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5597476A (en) * | 1995-08-28 | 1997-01-28 | Chemical Research & Licensing Company | Gasoline desulfurization process |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2005044953A2 (en) | 2005-05-19 |
| EA200600912A1 (ru) | 2006-08-25 |
| CA2543645A1 (en) | 2005-05-19 |
| US6984312B2 (en) | 2006-01-10 |
| US20040099574A1 (en) | 2004-05-27 |
| WO2005044953A3 (en) | 2005-07-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2282659C2 (ru) | Способ десульфуризации каталитически крекированной бензинолигроиновой фракции (варианты) | |
| RU2149172C1 (ru) | Способ обессеривания бензина | |
| RU2389754C2 (ru) | Способ получения бензина с низкими содержаниями серы и олефинов | |
| US6303020B1 (en) | Process for the desulfurization of petroleum feeds | |
| US5779883A (en) | Hydrodesulfurization process utilizing a distillation column realtor | |
| RU2285033C2 (ru) | Способ снижения количества серы в потоках нафты (варианты) | |
| US6946068B2 (en) | Process for desulfurization of cracked naphtha | |
| RU2346976C1 (ru) | Способ переработки потоков крекированного лигроина | |
| AU2002327574A1 (en) | Process for the desulfurization of fcc naphtha | |
| CN100386411C (zh) | 中间沸程汽油馏分选择脱硫的方法 | |
| CA2817065C (en) | Selective desulfurization of fcc gasoline | |
| RU2333934C2 (ru) | Усовершенствованный способ гидродесульфуризации с использованием выбранных потоков нафты | |
| RU2330874C2 (ru) | Способ одновременной гидроочистки и фракционирования потоков углеводородов легкой нафты | |
| AU2006312301B2 (en) | Processing of FCC naphtha | |
| US9745524B2 (en) | Process for the production of a gasoline with a low sulfur content | |
| CA2226632C (en) | Hydrodesulfurization process | |
| RU2241021C2 (ru) | Способ гидродесульфуризации нефтяного сырья, способ гидродесульфуризации крекированной нафты(варианты) | |
| EA008904B1 (ru) | Способ десульфурации жидкой, каталитически крекированной легкой нафты |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ BY RU |