EA038032B1 - Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and resid hydrocracking process for direct conversion of crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals - Google Patents

Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and resid hydrocracking process for direct conversion of crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals Download PDF

Info

Publication number
EA038032B1
EA038032B1 EA201991815A EA201991815A EA038032B1 EA 038032 B1 EA038032 B1 EA 038032B1 EA 201991815 A EA201991815 A EA 201991815A EA 201991815 A EA201991815 A EA 201991815A EA 038032 B1 EA038032 B1 EA 038032B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
zone
hydrogen
hydroprocessing
pyrolysis
Prior art date
Application number
EA201991815A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA201991815A1 (en
Inventor
Арно Йоханнес Мария Опринс
Эндрю Марк Уорд
Рауль Веласко Пелаэс
Эгидиус Якоба Мария Схарлаккенс
Йорис Ван Виллигенбург
Original Assignee
Сабик Глоубл Текнолоджиз Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Сабик Глоубл Текнолоджиз Б.В. filed Critical Сабик Глоубл Текнолоджиз Б.В.
Priority claimed from PCT/IB2018/050673 external-priority patent/WO2018142343A1/en
Publication of EA201991815A1 publication Critical patent/EA201991815A1/en
Publication of EA038032B1 publication Critical patent/EA038032B1/en

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • 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
    • C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
    • 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
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • 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
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/24—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles
    • C10G47/26—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/007—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 in the presence of hydrogen from a special source or of a special composition or having been purified by a special treatment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/10—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 with moving solid particles
    • C10G49/12—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 with moving solid particles suspended in the oil, e.g. slurries
    • 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
    • C10G55/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
    • C10G55/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
    • C10G55/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only including at least one thermal cracking step
    • 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
    • C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
    • C10G67/10—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including alkaline treatment as the refining step in the absence of hydrogen
    • 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
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/06—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of thermal cracking in the absence of hydrogen
    • 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
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/34—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts
    • C10G9/36—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts with heated gases or vapours
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range
    • 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
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/20—C2-C4 olefins
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/22—Higher olefins
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/30—Aromatics

Abstract

An integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct processing of a crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals by separating the crude oil into light components and heavy components.

Description

Данная заявка испрашивает приоритет по европейской патентной заявке № 17154397.8, поданной 2 февраля 2017 года, европейской патентной заявке № 17154392.9, поданной 2 февраля 2017 года, европейской патентной заявке № 17154393.7, поданной 2 февраля 2017 года, и европейской патентной заявке №This application claims priority from European patent application No. 17154397.8, filed February 2, 2017, European patent application No. 17154392.9, filed February 2, 2017, European patent application No. 17154393.7, filed February 2, 2017, and European patent application No.

17154390.3, поданной 2 февраля 2017 года, все содержание которых во всей своей полноте посредством ссылки включается в настоящий документ.17154390.3, filed February 2, 2017, the entire contents of which are incorporated herein by reference in their entirety.

Область техники, к которой относится изобретениеThe technical field to which the invention relates

Настоящее изобретение относится к интегрированным способам гидроочистки и парового пиролиза в целях прямой переработки сырой нефти для получения олефиновых и ароматических нефтехимических продуктов.The present invention relates to integrated hydrotreating and steam pyrolysis processes for the direct processing of crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemical products.

Уровень техникиState of the art

Низшие олефины (то есть этилен, пропилен, бутилен и бутадиен) и ароматические соединения (то есть бензол, толуол и ксилол) представляют собой базовые промежуточные соединения, которые широко используются в нефтехимической и химической отраслях промышленности. Термический крекинг или паровой пиролиз представляет собой основной тип способа получения данных веществ, обычно в присутствии водяного пара и в отсутствие кислорода. Подаваемое исходное сырье для парового пиролиза может включать нефтяные газы и дистилляты, такие как нафта, керосин и газойль. Доступность данного подаваемого исходного сырья обычно является ограниченной и требует проведения на предприятии по переработке сырой нефти дорогостоящих и энергоемких технологических стадий.Lower olefins (i.e. ethylene, propylene, butylene and butadiene) and aromatics (i.e. benzene, toluene and xylene) are basic intermediates that are widely used in the petrochemical and chemical industries. Thermal cracking or steam pyrolysis is the main type of process for producing these substances, usually in the presence of steam and in the absence of oxygen. The feedstock feed for steam pyrolysis may include petroleum gases and distillates such as naphtha, kerosene and gas oil. The availability of this feedstock is generally limited and requires costly and energy intensive process steps in the crude oil refinery.

Публикация WO 2013033293 относится к способу производства продукта гидропереработки, включающему воздействие на объединенное подаваемое исходное сырье, содержащее компонент, представляющий собой подаваемый поток тяжелой нефти, и компонент, представляющий собой растворитель, катализатора гидропереработки для получения гидропереработанного выходящего потока, разделение гидропереработанного выходящего потока для получения, по меньшей мере, жидкого выходящего потока и фракционирование первой части жидкого выходящего потока для получения, по меньшей мере, дистиллятного продукта, при этом указанный растворитель составляет по меньшей мере часть дистиллятного продукта, при этом по меньшей мере 90 мас.% указанной по меньшей мере части дистиллятного продукта характеризуются температурой кипения в интервале температур кипения от 149 до 399°C.Publication WO 2013033293 relates to a process for the production of a hydroprocessing product, comprising exposing a combined feedstock feed comprising a heavy oil feedstream component and a solvent component of a hydroprocessing catalyst to produce a hydrotreated effluent stream, separating the hydrotreated effluent stream to produce, at least a liquid effluent stream and fractionating the first part of the liquid effluent stream to obtain at least a distillate product, wherein said solvent constitutes at least a part of the distillate product, wherein at least 90 wt% of said at least part distillate products are characterized by a boiling point in the boiling range from 149 to 399 ° C.

Публикация WO 2013112967 относится к интегрированному способу сольвентной деасфальтизации, гидроочистки и парового пиролиза в целях прямой переработки сырой нефти для получения нефтехимических продуктов, таких как олефины и ароматические соединения.Publication WO 2013112967 relates to an integrated solvent deasphalting, hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct processing of crude oil to produce petrochemical products such as olefins and aromatics.

Публикации US 2013220884 и US 2013197284 относятся к интегрированному способу гидроочистки, сольвентной деасфальтизации и парового пиролиза в целях прямой переработки сырой нефти для получения нефтехимических продуктов, таких как олефины и ароматические соединения.Publications US 2013220884 and US 2013197284 relate to an integrated hydrotreating, solvent deasphalting and steam pyrolysis process for the direct processing of crude oil to produce petrochemicals such as olefins and aromatics.

Публикация US 2013228496 относится к интегрированному способу сольвентной деасфальтизации и парового пиролиза в целях прямой переработки сырой нефти для получения нефтехимических продуктов, таких как олефины и ароматические соединения.US Publication No. 2013228496 relates to an integrated solvent deasphalting and steam pyrolysis process for the direct processing of crude oil to produce petrochemicals such as olefins and aromatics.

Цели изобретенияObjectives of the invention

Одна цель настоящего изобретения заключается в предложении способа парового крекинга сырой нефти, включающего гидроочистку фракций сырой нефти.One object of the present invention is to provide a crude oil steam cracking process comprising hydrotreating crude oil fractions.

Еще одна цель настоящего изобретения заключается в предложении способа парового крекинга сырой нефти, включающего гидроочистку фракций сырой нефти, в котором предпочтительно воздействию процессов гидроочистки подвергают только такие углеводородные фракции, которые получают выгоду от такого процесса гидроочистки.Another object of the present invention is to provide a steam cracking process for crude oil comprising hydrotreating crude oil fractions, in which, preferably, only those hydrocarbon fractions that benefit from such a hydrotreating process are subjected to hydrotreating processes.

Еще одна цель настоящего изобретения заключается в предложении интегрированного способа гидропереработки, парового пиролиза и гидрокрекинга в целях прямой конверсии сырой нефти для получения олефиновых и ароматических нефтехимических продуктов, в котором используют специфический тип гидрокрекинга.Another object of the present invention is to provide an integrated hydrotreating, steam pyrolysis and hydrocracking process for the direct conversion of crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemical products using a specific type of hydrocracking.

Еще одна цель настоящего изобретения заключается в предложении интегрированного способа гидропереработки, парового пиролиза и суспензионной гидропереработки в целях прямой конверсии сырой нефти, в котором потоки высокоценных углеводородов отправляют на внутреннюю рециркуляцию для получения олефиновых и ароматических нефтехимических продуктов.Yet another object of the present invention is to provide an integrated hydrotreating, steam pyrolysis and slurry hydrotreating process for the direct conversion of crude oil in which high value hydrocarbon streams are internally recycled to produce olefinic and aromatic petrochemical products.

Еще одна цель настоящего изобретения заключается в предложении интегрированного способа гидропереработки и парового пиролиза в целях прямой конверсии сырой нефти, в котором потоки высокоценных углеводородов отправляют на внутреннюю рециркуляцию для получения олефиновых и ароматических нефтехимических продуктов.Another object of the present invention is to provide an integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct conversion of crude oil, in which high value hydrocarbon streams are internally recycled to produce olefinic and aromatic petrochemical products.

Раскрытие изобретенияDisclosure of invention

Таким образом, настоящее изобретение относится к интегрированному способу гидропереработки, парового пиролиза и гидрокрекинга остатка в целях прямой конверсии сырой нефти для получения олефиновых и ароматических нефтехимических продуктов, при этом способ включает стадии, на которых (а) осуществляют гидропереработку сырой нефти в присутствии водорода в условиях, эффективных для получения гидропереработанного выходящего потока, характеризующегося уменьшенным уровнем содержания загрязнителей, увеличенной парафинистостью, уменьшенным поправочным коэффициентомThus, the present invention relates to an integrated process for hydroprocessing, steam pyrolysis and residue hydrocracking for the direct conversion of crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals, the process comprising the steps of (a) hydroprocessing the crude oil in the presence of hydrogen under conditions effective to obtain a hydrotreated effluent stream characterized by a reduced level of pollutants, an increased wax content, a reduced correction factor

- 1 038032- 1 038032

Горно-геологического бюро США и увеличенной плотностью в градусах Американского нефтяного института; (b) осуществляют термический крекинг части гидропереработанного выходящего потока в присутствии водяного пара в зоне парового пиролиза в условиях, эффективных для получения потока смешанного продукта; (с) осуществляют переработку тяжелых компонентов, включающих компоненты, произведенные из указанного потока смешанного продукта, в зоне гидрокрекинга остатка для получения промежуточного продукта из остатка, причем упомянутая зона гидрокрекинга остатка представляет собой реактор, относящийся к типу с кипящим слоем катализатора, в котором катализатор непрерывно заменяется, причем катализатор, используемый при гидрокрекинге остатка в кипящем слое, содержит один или несколько элементов, выбранных из группы, состоящей из Со, Мо и Ni, на носителе из оксида алюминия, при этом технологические условия включают температуру от 350 до 450°C и давление от 5 до 25 МПа изб.; (d) осуществляют транспортирование промежуточного продукта из остатка на стадию термического крекинга; (е) осуществляют извлечение олефинов и ароматических соединений из потока смешанного продукта; (f) осуществляют извлечение пиролизного нефтяного топлива из потока смешанного продукта в целях использования в качестве по меньшей мере части тяжелых компонентов, подвергаемых гидрокрекингу остатка на стадии (с); (g) осуществляют разделение по меньшей мере части гидропереработанного выходящего потока со стадии (а) на паровую фазу и жидкостную фазу в зоне парожидкостного разделения, причем паровую фазу подвергают термическому крекингу на стадии (b), а по меньшей мере часть жидкостной фазы подвергают переработке на стадии (с); и причем на стадии (b) осуществляют нагревание указанной части гидропереработанного выходящего потока в конвекционной секции зоны парового пиролиза, разделение нагретого гидропереработанного выходящего потока на паровую фазу и жидкостную фазу, пропускание паровой фазы в пиролизную секцию зоны парового пиролиза и выгрузку жидкостной фазы в целях ее использования в качестве по меньшей мере части тяжелых компонентов, подвергаемых переработке на стадии (с).US Bureau of Mines and the increased gravity in degrees from the American Petroleum Institute; (b) thermally cracking a portion of the hydrotreated effluent stream in the presence of steam in a steam pyrolysis zone under conditions effective to produce a mixed product stream; (c) processing heavy components comprising components derived from said mixed product stream in a residue hydrocracking zone to obtain an intermediate from the residue, said residue hydrocracking zone being a fluidized bed reactor in which the catalyst is continuously is replaced, and the catalyst used in the hydrocracking of the residue in a fluidized bed contains one or more elements selected from the group consisting of Co, Mo and Ni, on an alumina support, while the process conditions include a temperature of from 350 to 450 ° C and pressure from 5 to 25 MPa g .; (d) transporting the intermediate product from the residue to a thermal cracking stage; (e) recovering olefins and aromatics from the mixed product stream; (f) recovering the pyrolysis fuel oil from the mixed product stream for use as at least a portion of the heavy components hydrocracked in the residue in step (c); (g) separating at least a portion of the hydrotreated effluent stream from step (a) into a vapor phase and a liquid phase in a vapor-liquid separation zone, wherein the vapor phase is thermally cracked in step (b), and at least a portion of the liquid phase is processed into stage (c); and wherein in step (b) said part of the hydroprocessing effluent stream is heated in the convection section of the vapor pyrolysis zone, the heated hydroprocessed effluent stream is separated into a vapor phase and a liquid phase, the vapor phase is passed into the pyrolysis section of the vapor pyrolysis zone and the liquid phase is discharged in order to use it as at least part of the heavy components to be processed in step (c).

Нижеследующее включает определения различных терминов и фраз, использующихся по всему ходу изложения данного описания изобретения.The following includes definitions of various terms and phrases used throughout this specification.

Термины приблизительно или примерно определяются как близость к приведенному значению в соответствии с пониманием специалистов в соответствующей области техники. В одном неограничивающем варианте осуществления данные термины определяются как нахождение в пределах 10%, предпочтительно в пределах 5%, более предпочтительно в пределах 1%, а наиболее предпочтительно в пределах 0,5%.The terms "approximately" or "approximately" are defined as the closeness to the recited value in accordance with the understanding of specialists in the relevant field of technology. In one non-limiting embodiment, these terms are defined as being within 10%, preferably within 5%, more preferably within 1%, and most preferably within 0.5%.

Термины мас.%, об.% или мол.% относятся уровню массового, объемного или молярного содержания компонента соответственно при расчете на совокупную массу, совокупный объем или совокупное количество моль вещества, которое включает данный компонент. В одном неограничивающем примере 10 моль компонента в 100 моль вещества соответствуют 10 мол.% компонента.The terms wt%, vol% or mol% refer to the level of mass, volume or molar content of a component, respectively, based on the total weight, the total volume or the total number of moles of the substance that includes the given component. In one non-limiting example, 10 mol of component per 100 mol of material corresponds to 10 mol% of the component.

Термин по существу и его вариации определяются как включающие диапазоны в пределах 10%, в пределах 5%, в пределах 1% или в пределах 0,5%. Термины ингибирование или уменьшение или предотвращение или избегание или любая вариация данных терминов при использовании в формуле изобретения и/или в описании изобретения включают любые измеримое уменьшение или полное ингибирование для достижения желаемого результата.The term essentially and its variations are defined as including ranges within 10%, within 5%, within 1%, or within 0.5%. The terms inhibition or reduction or prevention or avoidance or any variation of these terms when used in the claims and / or in the description of the invention include any measurable reduction or complete inhibition to achieve the desired result.

Термин эффективный в соответствии с использованием данного термина в описании изобретения и/или в формуле изобретения обозначает достаточность для достижения желаемого, ожидаемого или намечаемого результата.The term effective in accordance with the use of this term in the description of the invention and / or in the claims denotes sufficiency to achieve the desired, expected or intended result.

Использование единственного числа при использовании в сочетании с термином содержащий, включающий, вмещающий или имеющий в формуле изобретения или в описании изобретения может соответствовать значению один, но оно также может согласовываться и со значением один или несколько, по меньшей мере один и один или более, чем один.The use of the singular when used in combination with the term containing, including, containing or having in the claims or in the description of the invention may correspond to the meaning of one, but it can also correspond to the meaning of one or more, at least one and one or more than one.

Слова содержащий (и любая форма слова содержащий, такая как содержать и содержит), имеющий (и любая форма слова имеющий, такая как иметь и имеет), включающий (и любая форма слова включающий, такая как включать и включает) или вмещающий (и любая форма слова вмещающий, такая как вмещать и вмещает) являются охватывающими или неограничивающими и не исключают дополнительные, неупомянутые элементы или стадии технологического процесса.Words containing (and any form of the word containing, such as contain and contain), having (and any form of the word having, such as have and has), including (and any form of the word including, such as include and include), or containing (and any the form of the word inclusive, such as accommodate and accommodate) are inclusive or non-limiting and do not exclude additional, unmentioned elements or process steps.

Способ настоящего изобретения может включать нижеследующее, состоять по существу из него или состоять из него: конкретные ингредиенты, компоненты, композиции и тому подобное, что раскрывается по всему ходу изложения описания изобретения.The method of the present invention may include, consist essentially of or consist of the following: specific ingredients, components, compositions, and the like, as disclosed throughout this specification.

В контексте настоящего изобретения теперь описываются шесть вариантов осуществления. Вариант осуществления 1 представляет собой интегрированный способ гидропереработки, парового пиролиза и гидрокрекинга остатка в целях прямой конверсии сырой нефти для получения олефиновых и ароматических нефтехимических продуктов. При этом способ включает стадии (а) гидропереработки сырой нефти в присутствии водорода в условиях, эффективных для получения гидропереработанного выходящего потока, характеризующегося уменьшенным уровнем содержания загрязнителей, увеличенной парафинистостью, уменьшенным поправочным коэффициентом Горно-геологического бюро США и увеличенной плотностью в градусах Американского нефтяного института; (b) термического крекинга части гидропеSix embodiments are now described in the context of the present invention. Embodiment 1 is an integrated process for hydrotreating, steam pyrolysis and residue hydrocracking for the direct conversion of crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals. The method includes the steps of (a) hydroprocessing crude oil in the presence of hydrogen under conditions effective to obtain a hydroprocessing effluent stream characterized by a reduced level of pollutants, increased paraffin content, a reduced correction factor of the US Bureau of Geology and Geology, and an increased gravity in degrees from the American Petroleum Institute; (b) thermal cracking of part of the hydrope

- 2 038032 реработанного выходящего потока в присутствии водяного пара в зоне парового пиролиза в условиях, эффективных для получения потока смешанного продукта; (с) переработки тяжелых компонентов, включающих компоненты, произведенные из указанного потока смешанного продукта, в зоне гидрокрекинга остатка для получения промежуточного продукта из остатка, причем упомянутая зона гидрокрекинга остатка представляет собой реактор, относящийся к типу с кипящим слоем катализатора, в котором катализатор непрерывно заменяется, причем катализатор, используемый при гидрокрекинге остатка в кипящем слое, содержит один или несколько элементов, выбранных из группы, состоящей из Со, Мо и Ni, на носителе из оксида алюминия, при этом технологические условия включают температуру от 350 до 450°C и давление от 5 до 25 МПа изб.; (d) транспортирования промежуточного продукта из остатка на стадию термического крекинга; (е) извлечения олефинов и ароматических соединений из потока смешанного продукта; (f) извлечения пиролизного нефтяного топлива из потока смешанного продукта в целях использования в качестве по меньшей мере части тяжелых компонентов, подвергаемых гидрокрекингу остатка на стадии (с); (g) разделения по меньшей мере части гидропереработанного выходящего потока со стадии (а) на паровую фазу и жидкостную фазу в зоне парожидкостного разделения, причем паровую фазу подвергают термическому крекингу на стадии (b), а по меньшей мере часть жидкостной фазы подвергают переработке на стадии (с); и причем на стадии (b) осуществляют нагревание указанной части гидропереработанного выходящего потока в конвекционной секции зоны парового пиролиза, разделение нагретого гидропереработанного выходящего потока на паровую фазу и жидкостную фазу, пропускание паровой фазы в пиролизную секцию зоны парового пиролиза и выгрузку жидкостной фазы в целях ее использования в качестве по меньшей мере части тяжелых компонентов, подвергаемых переработке на стадии (с). Вариант осуществления 2 представляет собой интегрированный способ из варианта осуществления 1, в котором разделение нагретого гидропереработанного выходящего потока на паровую фазу и жидкостную фазу проводят при использовании устройства для парожидкостного разделения на основе физического и механического разделения. Вариант осуществления 3 представляет собой интегрированный способ из варианта осуществления 1, дополнительно включающий компримирование потока смешанного продукта термического крекинга при использовании множества ступеней компримирования. Вариант осуществления 4 представляет собой интегрированный способ из варианта осуществления 3, в котором дополнительно подвергают поток компримированного смешанного продукта термического крекинга каустической обработке для получения потока смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; осуществляют компримирование потока смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; осуществляют дегидратацию потока компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода. Вариант осуществления 5 представляет собой интегрированный способ из варианта осуществления 4, в котором дополнительно осуществляют извлечение водорода из потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода. Вариант осуществления 6 представляет собой интегрированный способ из варианта осуществления 1, в котором дополнительно осуществляют разделение гидропереработанного выходящего потока в сепараторе высокого давления для извлечения газовой части, которую очищают и рециркулируют в зону гидропереработки в качестве дополнительного источника водорода, и жидкостную часть, и осуществляют разделение указанной жидкостной части, полученной из сепаратора высокого давления, в сепараторе низкого давления на газовую часть и жидкостную часть, причем указанную жидкостную часть, полученную из сепаратора низкого давления, подают в зону парожидкостного разделения, а указанную газовую часть, полученную из сепаратора низкого давления, объединяют с потоком смешанного продукта после зоны парового пиролиза и до извлечения олефинов и ароматических соединений на стадии (е).- 2 038032 recovered effluent in the presence of steam in the steam pyrolysis zone under conditions effective to produce a mixed product stream; (c) processing heavy components comprising components derived from said mixed product stream in a residue hydrocracking zone to obtain an intermediate from the residue, said residue hydrocracking zone being a fluidized bed reactor in which the catalyst is continuously replaced , and the catalyst used in the hydrocracking of the residue in a fluidized bed contains one or more elements selected from the group consisting of Co, Mo and Ni, on an alumina support, while the process conditions include a temperature of from 350 to 450 ° C and a pressure from 5 to 25 MPa g .; (d) transporting the intermediate product from the residue to a thermal cracking stage; (e) recovering olefins and aromatics from the mixed product stream; (f) recovering the pyrolysis fuel oil from the mixed product stream for use as at least a portion of the heavy components hydrocracked in the residue in step (c); (g) separating at least a portion of the hydrotreated effluent stream from step (a) into a vapor phase and a liquid phase in a vapor-liquid separation zone, wherein the vapor phase is thermally cracked in step (b), and at least a portion of the liquid phase is processed in step (with); and wherein in step (b) said part of the hydroprocessing effluent stream is heated in the convection section of the vapor pyrolysis zone, the heated hydroprocessed effluent stream is separated into a vapor phase and a liquid phase, the vapor phase is passed into the pyrolysis section of the vapor pyrolysis zone and the liquid phase is discharged in order to use it as at least part of the heavy components to be processed in step (c). Embodiment 2 is the integrated method of Embodiment 1 in which the separation of the heated hydrotreated effluent stream into a vapor phase and a liquid phase is carried out using a vapor-liquid separation apparatus based on physical and mechanical separation. Embodiment 3 is the integrated method of Embodiment 1, further comprising compressing the mixed thermal cracked product stream using multiple compression stages. Embodiment 4 is the integrated process of Embodiment 3, further comprising causticizing the compressed heat cracked mixed product stream to produce a hydrogen sulfide / carbon dioxide reduced thermal cracked mixed product stream; compressing the mixed thermal cracking product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; dehydration of the compressed mixed thermal cracking product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide. Embodiment 5 is the integrated method of Embodiment 4 further comprising recovering hydrogen from a dehydrated compressed thermal cracked mixed product stream with reduced hydrogen sulfide and carbon dioxide levels. Embodiment 6 is the integrated method of Embodiment 1, further comprising separating the hydroprocessing effluent stream in a high pressure separator to recover a gas portion that is purified and recycled to a hydroprocessing zone as an additional source of hydrogen, and a liquid portion, and separating said the liquid part obtained from the high-pressure separator, in the low-pressure separator into the gas part and the liquid part, wherein said liquid part obtained from the low-pressure separator is fed to the vapor-liquid separation zone, and said gas part obtained from the low pressure separator is combined with a mixed product stream after the steam pyrolysis zone and before the recovery of olefins and aromatics in step (e).

Другие цели, признаки и преимущества настоящего изобретения станут понятными, исходя из следующих далее фигур, подробного описания изобретения и примеров. Однако, как это необходимо понимать, фигуры, подробное описание изобретения и примеры при одновременном приведении указания на конкретные варианты осуществления изобретения представлены только в порядке иллюстрирования и не предполагают ограничения. В дополнение к этому, как это предусматривается, исходя из данного подробного описания изобретения для специалистов в соответствующей области техники станут понятными и изменения и модифицирования в пределах объема и сущности изобретения. В дополнительных вариантах осуществления признаки из конкретных вариантов осуществления могут быть объединены с признаками из других вариантов осуществления. Например, признаки из одного варианта осуществления могут быть объединены с признаками из любых других вариантов осуществления. В дополнительных вариантах осуществления к конкретным вариантам осуществления, описанным в настоящем документе, могут быть добавлены дополнительные признаки.Other objects, features and advantages of the present invention will become apparent from the following figures, detailed description of the invention, and examples. However, as is to be understood, the figures, detailed description of the invention, and examples, while giving indications of specific embodiments of the invention, are presented by way of illustration only and are not intended to be limiting. In addition, changes and modifications within the scope and spirit of the invention will become apparent to those skilled in the art, as contemplated by this detailed description of the invention. In additional embodiments, features from specific embodiments may be combined with features from other embodiments. For example, features from one embodiment can be combined with features from any other embodiments. In additional embodiments, additional features may be added to the specific embodiments described herein.

Краткое описание чертежейBrief Description of Drawings

Фиг. 1 представляет собой принципиальную технологическую схему одного варианта осуществления настоящего интегрированного способа изобретения.FIG. 1 is a flow diagram of one embodiment of the present integrated method of the invention.

Фиг. 2 представляет собой принципиальную технологическую схему одного варианта осуществления способа изобретения, включающего интегрированные гидропереработку, паровой пиролиз и гидро- 3 038032 крекинг остатка.FIG. 2 is a schematic flow diagram of one embodiment of the process of the invention including integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and residue hydrocracking.

Фиг. 3 представляет собой принципиальную технологическую схему, соответствующую способу изобретения, включающему интегрированные гидропереработку, паровой пиролиз и суспензионную гидропереработку.FIG. 3 is a schematic flow diagram corresponding to the process of the invention including integrated hydroprocessing, steam pyrolysis, and slurry hydroprocessing.

Фиг. 4 представляет собой принципиальную технологическую схему, включающую интегрированные способ и систему гидропереработки и парового пиролиза.FIG. 4 is a schematic flow diagram including an integrated hydro-processing and steam pyrolysis process and system.

Осуществление изобретенияImplementation of the invention

Изобретение будет более подробно описано ниже и при обращении к прилагающимся чертежам.The invention will be described in more detail below and with reference to the accompanying drawings.

На фиг. 1 продемонстрирована принципиальная технологическая схема, включающая интегрированные способ и систему гидропереработки и парового пиролиза, включающие перераспределение водорода в соответствии с вышеупомянутым вариантом осуществления 1. Интегрированная система в общем случае включает зону 20 разделения первоначального подаваемого потока, зону селективной каталитической гидропереработки, зону 30 парового пиролиза и зону разделения продукта.FIG. 1 shows a schematic process flow diagram including an integrated hydrotreating and steam pyrolysis method and system including hydrogen redistribution in accordance with the aforementioned embodiment 1. The integrated system generally includes an initial feed separation zone 20, a selective catalytic hydroprocessing zone, a steam pyrolysis zone 30, and product separation zone.

В общем случае подаваемый поток сырой нефти подвергают мгновенному испарению, в результате чего более легкую фракцию (характеризующуюся температурой кипения в интервале, включающем минимальное количество углеводородов, требующих проведения дальнейшего крекинга, и включающем легко высвобождаемый водород, например, доходящем вплоть до приблизительно 185°C) непосредственно пропускают в зону парового пиролиза и только необходимые фракции, то есть характеризующиеся менее, чем предварительно определенным уровнем содержания водорода, подвергают гидропереработке. Это выгодно, поскольку это обеспечивает повышенное парциальное давление водорода в реакторе гидропереработки, что улучшает эффективность переноса водорода в результате насыщения. Это будет уменьшать потери водорода при растворении и потребление H2. Легко высвобождаемый водород, содержащийся в подаваемом потоке сырой нефти, перераспределяют для доведения до максимума выхода продуктов, таких как этилен. Перераспределение водорода делает возможными совокупное уменьшение количества тяжелого продукта и увеличенное производство легких олефинов.In general, the crude oil feed stream is flashed, resulting in a lighter fraction (characterized by a boiling point in the range including the minimum amount of hydrocarbons requiring further cracking and including easily liberated hydrogen, for example, up to about 185 ° C) directly passed into the steam pyrolysis zone and only the necessary fractions, that is, those characterized by less than a predetermined level of hydrogen content, are subjected to hydroprocessing. This is beneficial as it provides an increased partial pressure of hydrogen in the hydroprocessing reactor, which improves the efficiency of saturation hydrogen transfer. This will reduce dissolution loss of hydrogen and H 2 consumption. The easily liberated hydrogen contained in the crude oil feed stream is redistributed to maximize the yield of products such as ethylene. The redistribution of hydrogen makes possible the cumulative reduction in the amount of the heavy product and the increased production of light olefins.

Первая зона 20 разделения включает впуск для приема потока 1 подаваемого сырья, выпуск для выгрузки легкой фракции 22 и выпуск для выгрузки тяжелой фракции 21. Зона 20 разделения может быть устройством для одноступенчатого разделения, таким как сепаратор мгновенного испарения, характеризующийся границей отделения фракции в диапазоне от приблизительно 260 до приблизительно 350°C. Выгода от данной конкретной границы отделения фракции заключается в том, что только тяжелые части будут подвергать переработке в зоне 4 реакции гидропереработки.The first separation zone 20 includes an inlet for receiving feed stream 1, an outlet for unloading a light fraction 22, and an outlet for unloading a heavy fraction 21. The separation zone 20 may be a one-stage separation device such as a flash separator characterized by a fraction separation boundary ranging from approx. 260 to approx. 350 ° C. The benefit of this particular cutoff point is that only the heavy parts will be processed in the hydrotreating reaction zone 4.

В дополнительных вариантах осуществления зона 20 разделения включает нижеследующее или по существу состоит из него (то есть функционирует в отсутствие зоны мгновенного испарения): устройство для циклонного фазового разделения или другое устройство для разделения на основе физического или механического разделения паров и жидкостей.In additional embodiments, separation zone 20 includes or essentially consists of (i.e., operates in the absence of a flash zone): a cyclonic phase separation device or other separation device based on physical or mechanical separation of vapors and liquids.

Зона гидропереработки включает зону 4 реакции гидропереработки, включающую впуск для приема смеси из легкой углеводородной фракции 21 и водорода 2, рециркулированного из потока продукта парового пиролиза, и подпиточного водорода по мере надобности. Зона 4 реакции гидропереработки также включает выпуск для выгрузки гидропереработанного выходящего потока 5.The hydroprocessing zone includes a hydroprocessing reaction zone 4 including an inlet for receiving a mixture of light hydrocarbon fraction 21 and hydrogen 2 recirculated from the steam pyrolysis product stream and make-up hydrogen as needed. The hydroprocessing reaction zone 4 also includes an outlet for discharging the hydroprocessing effluent stream 5.

Выходящие потоки 5 реактора из реактора (реакторов) гидропереработки охлаждают в теплообменнике (не показано) и отправляют в сепаратор 6 высокого давления. Верхний продукт 7 сепаратора очищают в установке 12 аминового очищения и получающийся в результате поток 13 газа, обогащенного по водороду, пропускают в рециркуляционный компрессор 14 в целях использования в качестве газа 15 рециркуляции в реакторе гидропереработки. Поток 8 нижнего продукта из сепаратора 6 высокого давления, который представляет собой по существу жидкостную фазу, охлаждают и вводят в холодный сепаратор 9 низкого давления, в котором его разделяют на газовый поток и жидкостный поток 10. Газы из холодного сепаратора низкого давления включают водород, H2S, NH3 и любые легкие углеводороды, такие как С1С4 углеводороды. Обычно данные газы отправляют для дальнейшей переработки, такой как переработка факельного газа или переработка топливного газа. В соответствии с определенными вариантами осуществления в настоящем документе водород извлекают в результате объединения газового потока 11, который включает водород, H2S, NH3 и любые легкие углеводороды, такие как С1-С4 углеводороды, с продуктами установки 44 парового крекинга. Все количество или часть жидкостного потока 10 используются в качестве подаваемого потока для зоны 30 парового пиролиза.The reactor effluents 5 from the hydroprocessing reactor (s) are cooled in a heat exchanger (not shown) and sent to a high pressure separator 6. The separator overhead 7 is purified in an amine refinery 12 and the resulting hydrogen-rich gas stream 13 is passed to a recycle compressor 14 to be used as recycle gas 15 in the hydroprocessing reactor. The underflow stream 8 from the high pressure separator 6, which is essentially a liquid phase, is cooled and introduced into the cold low pressure separator 9, in which it is separated into a gas stream and a liquid stream 10. Gases from the cold low pressure separator include hydrogen, H 2 S, NH 3 and any light hydrocarbons such as C1C4 hydrocarbons. Typically, these gases are sent for further processing such as flare gas processing or fuel gas processing. In accordance with certain embodiments herein, hydrogen is recovered by combining gas stream 11, which includes hydrogen, H2S, NH3, and any light hydrocarbons such as C1-C4 hydrocarbons, with the products of the steam cracker 44. All or part of the liquid stream 10 is used as feed stream for the steam pyrolysis zone 30.

Зона 30 парового пиролиза в общем случае включает конвекционную секцию 32 и пиролизную секцию 34, которая может функционировать на основе операций установки парового пиролиза, известных на современном уровне техники, то есть при загрузке подаваемого потока для термического крекинга в конвекционную секцию в присутствии водяного пара. В дополнение к этому, в определенных необязательных вариантах осуществления в соответствии с описанием изобретения в настоящем документе (в соответствии с указанием пунктирными линиями на фиг. 1) между секциями 32 и 34 включается секция 36 парожидкостного разделения. Секция 36 парожидкостного разделения, через которую пропускают нагретый подаваемый поток для парового крекинга из конвекционной секции 32, может представлять собой уст- 4 038032 ройство для разделения на основе физического или механического разделения паров и жидкостей.The steam pyrolysis zone 30 generally includes a convection section 32 and a pyrolysis section 34, which can operate on the basis of steam pyrolysis plant operations known in the art, that is, charging the thermal cracking feed stream into the convection section in the presence of steam. In addition, in certain optional embodiments, as described herein (as indicated by dashed lines in FIG. 1), a vapor-liquid separation section 36 is included between sections 32 and 34. The vapor-liquid separation section 36, through which the heated steam cracking feed stream from the convection section 32 is passed, may be a separation device based on physical or mechanical separation of vapors and liquids.

В общем случае поток 44 промежуточного, подвергнутого закаливанию смешанного продукта подвергают разделению в секции компримирования и фракционирования. Такая секция компримирования и фракционирования хорошо известна на современном уровне техники.In general, stream 44 of the intermediate quenched blended product is separated in a compression and fractionation section. Such a compression and fractionation section is well known in the art.

В одном варианте осуществления поток 44 смешанного продукта подвергают конверсии в поток 65 промежуточного продукта и водород 62, который очищают в настоящем способе и используют в качестве потока 2 рециркуляционного водорода в зоне 4 реакции гидропереработки. Поток 65 промежуточного продукта, который может, кроме того, содержать водород, в общем случае фракционируют для получения конечных продуктов и остатка в зоне 70 разделения, которая может представлять собой одну или несколько установок для разделения, таких как множество колонн фракционирования, включающих, например, этаноотгонную, пропаноотгонную и бутаноотгонную колонны, как это известно для специалистов в соответствующей области техники.In one embodiment, mixed product stream 44 is converted to intermediate product stream 65 and hydrogen 62, which is purified in the present process and used as recycle hydrogen stream 2 in hydroprocessing reaction zone 4. The intermediate product stream 65, which may further contain hydrogen, is generally fractionated to provide the final products and residue in a separation zone 70, which may be one or more separation units such as a plurality of fractionation columns including, for example, ethanolic, desoldering and butane-stripping columns, as is known to those skilled in the art.

В общем случае зона 70 разделения продукта включает впуск, находящийся в сообщении по текучей среде с потоком 65 продукта, и множество выпусков 73-78 продукта, в том числе выпуск 78 для выгрузки метана, который необязательно может быть объединен с потоком 63, выпуск 77 для выгрузки этилена, выпуск 76 для выгрузки пропилена, выпуск 75 для выгрузки бутадиена, выпуск 74 для выгрузки смешанных бутиленов и выпуск 73 для выгрузки пиролизного бензина. В дополнение к этому, предусматривается выпуск 71 для выгрузки пиролизного нефтяного топлива. Необязательно часть 38 нефтяного топлива из секции 36 парожидкостного разделения объединяется с пиролизным нефтяным топливом 71 и может быть отобрана в качестве смеси 72 пиролизного нефтяного топлива, например, смеси малосернистого нефтяного топлива для дальнейшей переработки на стороннем нефтеперерабатывающем предприятии. Как это необходимо отметить, несмотря на демонстрацию шести выпусков продуктов может быть предусмотрено их меньшее или большее количество в зависимости, например, от компоновки использующихся установок для разделения и требований по выходу и распределению.In general, product separation zone 70 includes an inlet in fluid communication with product stream 65 and a plurality of product outlets 73-78, including an outlet 78 for discharging methane, which may optionally be combined with stream 63, outlet 77 for ethylene offloading, outlet 76 for propylene offloading, outlet 75 for unloading butadiene, outlet 74 for unloading mixed butylenes and outlet 73 for unloading pyrolysis gasoline. In addition, an outlet 71 is provided for the discharge of pyrolysis fuel oil. Optionally, a portion 38 of the fuel oil from the vapor-liquid separation section 36 is combined with the pyrolysis fuel oil 71 and may be sampled as a pyrolysis fuel oil mixture 72, for example, a low-sulfur fuel oil mixture, for further processing at a third-party refinery. As it should be noted, although six product releases may be demonstrated, fewer or more may be envisaged depending, for example, on the layout of the separation plants used and the output and distribution requirements.

В одном варианте осуществления способа, использующего компоновку, продемонстрированную на фиг. 1, сырую нефть подаваемого сырья 1 разделяют на легкую фракцию 22 и тяжелую фракцию 21 в первой зоне 20 разделения. Легкую фракцию 22 транспортируют в секцию 36 пиролиза, то есть при обходе по байпасу зоны гидропереработки, для объединения с частью промежуточного продукта парового крекинга и производства потока смешанного продукта в соответствии с описанием изобретения в настоящем документе.In one embodiment of the method using the arrangement shown in FIG. 1, the crude oil of the feedstock 1 is separated into a light fraction 22 and a heavy fraction 21 in a first separation zone 20. The light fraction 22 is transported to pyrolysis section 36, i.e. bypassing the hydroprocessing zone, for combining with a portion of the steam cracking intermediate and producing a mixed product stream as described herein.

Тяжелую фракцию 21 смешивают с эффективным количеством водорода 2 и 15 для получения объединенного потока 3. Смесь 3 загружают во впуск зоны 4 реакции селективной гидропереработки при температуре в диапазоне от 300 до 450°C. Например, зона гидропереработки может включать один или несколько слоев, содержащих эффективное количество катализатора гидродеметаллизации, и один или несколько слоев, содержащих эффективное количество катализатора гидропереработки, обладающего функциями гидродеароматизации, гидроденитрогенизации, гидродесульфуризации и/или гидрокрекинга. В дополнительных вариантах осуществления зона 4 реакции гидропереработки включает более чем два слоя катализатора. В дополнительных вариантах осуществления зона 4 реакции гидропереработки включает множество реакционных емкостей, при этом каждая из них включает один или несколько слоев катализатора, например, обладающих различной функцией.The heavy fraction 21 is mixed with an effective amount of hydrogen 2 and 15 to obtain a combined stream 3. The mixture 3 is charged to the inlet of the selective hydroprocessing reaction zone 4 at temperatures ranging from 300 to 450 ° C. For example, a hydroprocessing zone may include one or more beds containing an effective amount of a hydrodemetallization catalyst and one or more beds containing an effective amount of a hydroprocessing catalyst having hydrodearomatization, hydrodenitrogenation, hydrodesulfurization, and / or hydrocracking functions. In additional embodiments, the hydroprocessing reaction zone 4 includes more than two catalyst beds. In additional embodiments, the hydroprocessing reaction zone 4 includes a plurality of reaction vessels, each including one or more catalyst beds, for example having a different function.

Зона 4 реакции гидропереработки функционирует при параметрах, эффективных для гидродеметаллизации, гидродеароматизации, гидроденитрогенизации, гидродесульфуризации и/или гидрокрекинга сырой нефти подаваемого сырья. В определенных вариантах осуществления гидропереработку проводят при использовании следующих далее условий: рабочая температура в диапазоне от 300 до 450°C; рабочее давление в диапазоне от 30 до 180 бар; и часовая объемная скорость жидкости в диапазоне от 0,10 до 10 час-1.Zone 4 of the hydroprocessing reaction operates at parameters effective for hydrodemetallization, hydrodearomatization, hydrodenitrogenation, hydrodesulfurization and / or hydrocracking of the crude oil of the feedstock. In certain embodiments, the hydroprocessing is carried out using the following conditions: operating temperature ranging from 300 to 450 ° C; working pressure in the range from 30 to 180 bar; and hourly space velocity of the liquid in the range from 0.10 to 10 h -1 .

Выходящие потоки 5 реактора из зоны 4 гидропереработки охлаждают в теплообменнике (не показано) и отправляют в сепараторы, которые могут включать холодный или горячий сепаратор 6 высокого давления. Верхний продукт 7 сепаратора очищают в установке 12 аминового очищения и получающийся в результате поток 13 газа, обогащенного по водороду, пропускают в рециркуляционный компрессор 14 в целях использования в качестве газа 15 рециркуляции в зоне 4 реакции гидропереработки. Нижний продукт 8 сепаратора из сепаратора 6 высокого давления, который находится по существу в жидкостной фазе, охлаждают и после этого вводят в холодный сепаратор 9 низкого давления. Остающиеся газы в виде потока 11, включающие водород, H2S, NH3 и любые легкие углеводороды, которые могут включать С1-С4 углеводороды, обычно могут быть выдуты из холодного сепаратора низкого давления и отправлены для дальнейшей переработки, такой как переработка факельного газа или переработка топливного газа. В определенных вариантах осуществления настоящего способа водород извлекают в результате объединения потока 11 (в соответствии с указанием пунктирными линиями) с газом крекинга в виде потока 44 из продуктов установки парового крекинга. Нижний продукт 10 из сепаратора 9 низкого давления необязательно отправляют в зону 30 парового пиролиза 30.The reactor effluents 5 from the hydroprocessing zone 4 are cooled in a heat exchanger (not shown) and sent to separators, which may include a cold or hot high pressure separator 6. The separator overhead 7 is purified in an amine refinery 12 and the resulting hydrogen-rich gas stream 13 is passed to a recycle compressor 14 to be used as a recycle gas 15 in the hydroprocessing reaction zone 4. The separator bottom product 8 from the high pressure separator 6, which is substantially in the liquid phase, is cooled and then introduced into the cold low pressure separator 9. The remaining gases in stream 11, including hydrogen, H 2 S, NH 3, and any light hydrocarbons that may include C1-C4 hydrocarbons, can typically be purged from a cold low pressure separator and sent for further processing such as flare gas processing or fuel gas processing. In certain embodiments of the present process, hydrogen is recovered by combining stream 11 (as indicated by dashed lines) with the cracked gas stream 44 from the steam cracker product. The bottom product 10 from the low pressure separator 9 is optionally sent to the steam pyrolysis zone 30 30.

Гидропереработанный выходящий поток 10 характеризуется уменьшенным уровнем содержанияThe hydrotreated effluent stream 10 is characterized by a reduced level of content

- 5 038032 загрязнителей (то есть металлов, серы и азота), увеличенной парафинистостью, уменьшенным значением- 5 038032 pollutants (i.e. metals, sulfur and nitrogen), increased paraffin content, reduced value

ПКГБ и увеличенной плотностью в градусах Американского нефтяного института (АНИ).PCGB and increased gravity in degrees from the American Petroleum Institute (API).

Гидроочищенный выходящий поток 10 пропускают в конвекционную секцию 32 и вводят, например подводят через впуск для водяного пара (не показан), эффективное количество водяного пара. В конвекционной секции 32 смесь нагревают до предварительно определенной температуры, например, при использовании одного или нескольких потоков сбросного тепла или другой подходящей компоновки нагревания. Нагретую смесь из подаваемого потока для пиролиза и водяного пара пропускают в пиролизную секцию 34 для получения потока 39 смешанного продукта. В определенных вариантах осуществления нагретую смесь из секции 32 пропускают через секцию 36 парожидкостного разделения, в которой часть 38 отбрасывают в качестве компонента в виде малосернистого нефтяного топлива, подходящего для использования при смешивании с пиролизным нефтяным топливом 71.The hydrotreated effluent stream 10 is passed into a convection section 32 and introduced, eg through a steam inlet (not shown), an effective amount of steam. In the convection section 32, the mixture is heated to a predetermined temperature, for example using one or more waste heat streams or other suitable heating arrangement. The heated mixture from the pyrolysis feed and steam is passed to the pyrolysis section 34 to obtain a mixed product stream 39. In certain embodiments, the heated mixture from section 32 is passed through a vapor-liquid separation section 36 in which portion 38 is discarded as a low-sulfur fuel oil component suitable for use when mixed with pyrolysis fuel oil 71.

Зона 30 парового пиролиза функционирует при параметрах, эффективных для крекинга гидропереработанного выходящего потока 10 в целях получения желаемых продуктов, включающих этилен, пропилен, бутадиен, смешанные бутены и пиролизный бензин. В определенных вариантах осуществления паровой крекинг проводят при использовании следующих далее условий: температура в диапазоне от 400 до 900°C в конвекционной секции и в пиролизной секции; соотношение между водяным паром и углеводородом в конвекционной секции в диапазоне от 0,3:1 до 2:1; время пребывания в пиролизной секции в диапазоне от 0,05 до 2 с.The steam pyrolysis zone 30 operates at parameters effective to crack the hydroprocessing effluent stream 10 to produce the desired products including ethylene, propylene, butadiene, blended butenes, and pyrolysis gasoline. In certain embodiments, steam cracking is carried out using the following conditions: a temperature in the range of 400 to 900 ° C in the convection section and in the pyrolysis section; the ratio between water vapor and hydrocarbon in the convection section in the range from 0.3: 1 to 2: 1; residence time in the pyrolysis section in the range from 0.05 to 2 s.

Поток 39 смешанного продукта пропускают во впуск зоны 40 закаливания, использующей закалочный раствор 42 (например, воду и/или пиролизное нефтяное топливо), введенный через отдельный впуск, для получения потока 44 подвергнутого закаливанию смешанного продукта, имеющего уменьшенную температуру, составляющую, например, приблизительно 300°C, а отработанный закалочный раствор 46 рециркулируют и/или выдувают.A mixed product stream 39 is passed to an inlet of a quench zone 40 using a quench solution 42 (e.g., water and / or pyrolysis fuel oil) introduced through a separate inlet to provide a quenched mixed product stream 44 having a reduced temperature of, for example, approximately 300 ° C, and the spent quench solution 46 is recycled and / or blown out.

Выходящий поток 39 газовой смеси из установки крекинга обычно представляет собой смесь из водорода, метана, углеводородов, диоксида углерода и сероводорода. После охлаждения водой и/или закаливания в масле смесь 44 подвергают компримированию и разделению. В одном неограничивающем примере поток 44 компримируют в многоступенчатом компрессоре, который обычно включает 4-6 ступеней, где упомянутый многоступенчатый компрессор может включать зону 51 компрессора для получения компримированной газовой смеси 52. Компримированная газовая смесь 52 может быть подвергнута обработке в установке 53 каустической обработки в целях получения газовой смеси 54, обедненной по сероводороду и диоксиду углерода. Газовая смесь 54 может быть дополнительно компримирована в зоне 55 компрессора. Получающийся в результате подвергнутый крекингу газ 56 может быть подвергнут криогенной обработке в установке 57 для дегидратации и может быть дополнительно высушен при использовании молекулярных сит.The cracking unit gas mixture effluent stream 39 is typically a mixture of hydrogen, methane, hydrocarbons, carbon dioxide and hydrogen sulfide. After cooling with water and / or quenching in oil, the mixture 44 is subjected to compression and separation. In one non-limiting example, stream 44 is compressed in a multistage compressor, which typically includes 4-6 stages, wherein said multistage compressor may include a compressor zone 51 to produce a compressed gas mixture 52. The compressed gas mixture 52 may be treated in a caustic treatment unit 53 to obtaining a gas mixture 54, depleted in hydrogen sulfide and carbon dioxide. The gas mixture 54 can be further compressed in the zone 55 of the compressor. The resulting cracked gas 56 can be cryogenically treated in dehydration unit 57 and can be further dried using molecular sieves.

Холодный поток 58 газа, подвергнутого крекингу, из установки 57 может быть пропущен в метаноотгонную колонну 59, из которой получают головной поток 60, содержащий водород и метан из потока газа, подвергнутого крекингу. После этого поток 65 нижнего продукта из метаноотгонной колонны 59 отправляют для дальнейшей переработки в зоне 70 разделения продукта, включающей колонны фракционирования, включающие этаноотгонную, пропаноотгонную и бутаноотгонную колонны. Также могут быть использованы и технологические конфигурации, включающие другую последовательность из метаноотгонной колонны, этаноотгонной колонны, пропаноотгонной колонны и бутаноотгонной колонны.The cold cracked gas stream 58 from unit 57 may be passed to a methane stripper 59 from which an overhead stream 60 containing hydrogen and methane is obtained from the cracked gas stream. Thereafter, the underflow stream 65 from the desoldering column 59 is sent for further processing in the product separation zone 70, which includes fractionation columns including an ethanolic, desiccant, and butane-stripper. Process configurations may also be used including a different sequence of a desoldering column, an ethanizing column, a desoldering column, and a butane desoldering column.

В соответствии со способами в настоящем документе после отделения от метана в метаноотгонной колонне 59 и извлечения водорода в установке 61 получают водород 62, характеризующийся степенью чистоты обычно в диапазоне 80-95 об.%. Технологические процессы извлечения в установке 61 включают криогенное извлечение (например, при температуре, составляющей приблизительно -157°C). После этого поток водорода 62 пропускают в установку 64 очистки водорода, такую как установка короткоцикловой адсорбции (PSA), в целях получения потока 2 водорода, характеризующегося степенью чистоты 99,9%+, или установки мембранного разделения в целях получения потока 2 водорода, характеризующегося степенью чистоты, составляющей приблизительно 95%. После этого поток 2 очищенного водорода рециркулируют обратно для выполнения функции основной доли требуемого водорода для зоны гидропереработки. В дополнение к этому неосновная доля может быть использована для реакций гидрирования ацетилена, метилацетилена и пропадиенов (не показано). В дополнение к этому, в соответствии со способами в настоящем документе поток 63 метана необязательно может быть рециркулирован в установку парового крекинга в целях использования в качестве топлива для горелок и/или нагревателей.In accordance with the methods herein, after separation from the methane in a methane stripper 59 and the recovery of hydrogen in a unit 61, hydrogen 62 is produced having a purity typically in the range of 80-95% by volume. Recovery processes in unit 61 include cryogenic recovery (eg, at a temperature of approximately -157 ° C). Thereafter, hydrogen stream 62 is passed to a hydrogen purification unit 64, such as a pressure swing adsorption (PSA) unit, to produce a 99.9% + purity hydrogen stream 2, or a membrane separation unit to produce a hydrogen stream 2 of 99.9% + purity. a purity of approximately 95%. Thereafter, purified hydrogen stream 2 is recycled back to serve as the major portion of the required hydrogen for the hydroprocessing zone. In addition, the minority can be used for hydrogenation reactions of acetylene, methylacetylene and propadienes (not shown). In addition, in accordance with the methods herein, the methane stream 63 may optionally be recycled to a steam cracker for use as a fuel for burners and / or heaters.

Поток 65 нижнего продукта из метаноотгонной колонны 59 транспортируют на впуск зоны 70 разделения продукта в целях разделения на метан, этилен, пропилен, бутадиен, смешанные бутилены и пиролизный бензин соответственно через выпуски 78, 77, 76, 75, 74 и 73. Пиролизный бензин в общем случае включает С5-С9 углеводороды, и от данного погона могут быть отделены бензол, толуол и ксилолы. Необязательно один или оба представителя, выбираемые из фазы 29 кубового асфальта и неиспаренной тяжелой жидкостной фракции 38 из секции 36 парожидкостного разделения, объединяют с пиролизным нефтяным топливом 71 (например, веществами, кипящими при температуре большей, чем температураThe underflow stream 65 from desoldering tower 59 is conveyed to the inlet of product separation zone 70 for separation into methane, ethylene, propylene, butadiene, mixed butylenes, and pyrolysis gasoline, respectively, through outlets 78, 77, 76, 75, 74, and 73. The pyrolysis gasoline at generally includes C5-C9 hydrocarbons, and benzene, toluene and xylenes can be separated from this cut. Optionally, one or both of the bottoms asphalt phase 29 and the unevaporated heavy liquid fraction 38 from the vapor-liquid separation section 36 are combined with the pyrolysis fuel oil 71 (for example, substances boiling at a temperature higher than the temperature

- 6 038032 кипения наиболее низкокипящего C10 соединения, известными под наименованием потока С10+) из зоны разделения и смешанный поток отбирают в качестве смеси 72 пиролизного нефтяного топлива, например, для дальнейшей переработки на стороннем нефтеперерабатывающем предприятии (не показано).- 6 038032 boiling point of the lowest boiling C10 compound known as stream C10 +) from the separation zone and the mixed stream is taken as a mixture 72 of pyrolysis fuel oil, for example, for further processing at a third-party refinery (not shown).

Как также установили авторы настоящего изобретения, в большинстве случаев металлсодержащие компоненты, присутствующие в сырой нефти, в определенной степени уже были удалены в результате гидропереработки. Следовательно, теперь зона гидрокрекинга остатка является предпочтительной для выбора из группы, состоящей из реактора, относящегося к типу с кипящим слоем, подвижным слоем и неподвижным слоем катализатора. Предпочтительно интегрированный способ в соответствии с описанием изобретения, например в варианте осуществления 7, дополнительно включает извлечение пиролизного нефтяного топлива из потока объединенного смешанного продукта в целях использования в качестве по меньшей мере части тяжелых компонентов, подвергнутых крекингу на стадии (с2). В соответствии с данным предпочтительным вариантом осуществления настоящий способ дополнительно включает разделение гидропереработанного выходящего потока со стадии (а2) на паровую фазу и жидкостную фазу в зоне парожидкостного разделения, где паровую фазу подвергают термическому крекингу на стадии (b2), а по меньшей мере часть жидкостной фазы подвергают переработке на стадии (с2). В еще одном другом варианте осуществления стадия (b2) дополнительно включает нагревание гидропереработанного выходящего потока в конвекционной секции зоны парового пиролиза, разделение нагретого гидропереработанного выходящего потока на паровую фазу и жидкостную фазу, пропускание паровой фазы в пиролизную секцию зоны парового пиролиза и выгрузку жидкостной фазы в целях использования в качестве по меньшей мере части тяжелых компонентов, подвергнутых переработке на стадии (с2), где разделение нагретого гидропереработанного выходящего потока на паровую фазу и жидкостную фазу предпочтительно поводят при использовании устройства для парожидкостного разделения на основе физического и механического разделения. Данный интегрированный способ гидропереработки, парового пиролиза и гидрокрекинга остатка в целях прямой конверсии сырой нефти для получения олефиновых и ароматических нефтехимических продуктов настоящего изобретения предпочтительно дополнительно включает компримирование потока смешанного продукта термического крекинга при использовании множества ступеней компримирования; проведение для потока компримированного смешанного продукта термического крекинга каустической обработки для получения потока смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; компримирование потока смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; дегидратацию потока компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; извлечение водорода из потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; и получение олефинов и ароматических соединений из остатка потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода. Данный интегрированный способ настоящего изобретения предпочтительно дополнительно включает очистку водорода из потока смешанного продукта и его рециркуляцию на стадию гидропереработки. Способ настоящего изобретения предпочтительно включает очистку извлеченного водорода из потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода в целях рециркуляции в зону гидропереработки. Стадия извлечения водорода из потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода дополнительно включает отдельное извлечение метана в целях использования в качестве топлива для горелок и/или нагревателей на стадии термического крекинга. Данный интегрированный способ гидропереработки, парового пиролиза и гидрокрекинга остатка предпочтительно дополнительно включает стадии разделения гидропереработанных выходящих потоков в сепараторе высокого давления для извлечения газовой части, которую очищают и рециркулируют в зону гидропереработки в качестве дополнительного источника водорода, и жидкостной части, и разделения жидкостной части, произведенной из сепаратора высокого давления, на газовую часть и жидкостную часть в сепараторе низкого давления, где жидкостная часть, произведенная из сепаратора низкого давления, представляет собой подаваемый поток для стадии термического крекинга, а газовую часть, произведенную из сепаратора низкого давления, объединяют с потоком объединенного смешанного продукта после зоны парового пиролиза и до разделения на стадии (е2). В соответствии с одним предпочтительным вариантом осуществления данный способ дополнительно включает разделение гидропереработанных выходящих потоков в сепараторе высокого давления для извлечения газовой части, которую очищают и рециркулируют в зону гидропереработки в качестве дополнительного источника водорода, и жидкостной части, и разделение жидкостной части, произведенной из сепаратора высокого давления, на газовую часть и жидкостную часть в сепараторе низкого давления, где жидкостная часть, произведенная из сепаратора низкого давления, представляет собой подаваемый поток для зоны парожидкостного разделения, а газовую часть, произведенную из сепаратора низкого давления, объединяют с потоком объединенного смешанного продукта после зоны парового пиролиза и до разделения на стадии (е2).As also found by the present inventors, in most cases the metal-containing components present in the crude oil have already been removed to some extent by hydroprocessing. Therefore, the residue hydrocracking zone is now preferred to be selected from the group consisting of a fluidized bed, moving bed and fixed bed reactor. Preferably, the integrated process in accordance with the disclosure, eg in embodiment 7, further comprises recovering pyrolysis fuel oil from the combined mixed product stream for use as at least a portion of the heavy components cracked in step (c2). In accordance with this preferred embodiment, the present method further comprises separating the hydrotreated effluent from step (a2) into a vapor phase and a liquid phase in a vapor-liquid separation zone where the vapor phase is thermally cracked in step (b2) and at least a portion of the liquid phase subjected to processing in stage (c2). In yet another embodiment, step (b2) further comprises heating the hydrotreated effluent stream in the convection section of the vapor pyrolysis zone, separating the heated hydrotreated effluent stream into a vapor phase and a liquid phase, passing the vapor phase into the pyrolysis section of the vapor pyrolysis zone, and discharging the liquid phase to use as at least part of the heavy components processed in step (c2), where separation of the heated hydroprocessing effluent stream into a vapor phase and a liquid phase is preferably carried out using a vapor-liquid separation apparatus based on physical and mechanical separation. This integrated process for hydrotreating, steam pyrolysis, and residue hydrocracking for the direct conversion of crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals of the present invention preferably further comprises compressing a mixed thermal cracked product stream using multiple compression stages; subjecting the compressed mixed thermal cracking product stream to caustic treatment to obtain a thermal cracked mixed product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; compressing the mixed thermal cracking product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; dehydration of the compressed mixed thermal cracking product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; recovering hydrogen from the stream of dehydrated compressed mixed thermal cracking product with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; and obtaining olefins and aromatics from the residual stream of the dehydrated compressed mixed thermal cracked product with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide. This integrated process of the present invention preferably further comprises purifying hydrogen from the mixed product stream and recycling it to the hydroprocessing stage. The process of the present invention preferably includes purifying recovered hydrogen from a dehydrated compressed mixed thermal cracker stream with reduced hydrogen sulfide and carbon dioxide levels for recycling to a hydroprocessing zone. The step of recovering hydrogen from the dehydrated compressed mixed thermal cracker stream with reduced hydrogen sulfide and carbon dioxide content further includes separate recovery of methane for use as fuel for burners and / or heaters in the thermal cracking step. This integrated process for hydroprocessing, steam pyrolysis and residue hydrocracking preferably further comprises the steps of separating the hydroprocessing effluent streams in a high pressure separator to recover the gas portion that is purified and recycled to the hydroprocessing zone as an additional source of hydrogen and the liquid portion, and separating the liquid portion produced from the high pressure separator, to the gas part and the liquid part in the low pressure separator, where the liquid part produced from the low pressure separator is the feed stream for the thermal cracking stage, and the gas part produced from the low pressure separator is combined with the combined mixed product after the steam pyrolysis zone and before separation in stage (e2). In accordance with one preferred embodiment, the method further comprises separating the hydroprocessing effluent streams in a high pressure separator to recover a gas portion that is purified and recycled to the hydroprocessing zone as an additional source of hydrogen, and a liquid portion, and separating the liquid portion derived from the high pressure separator. pressure, to the gas part and the liquid part in the low pressure separator, where the liquid part produced from the low pressure separator is the feed stream for the vapor-liquid separation zone, and the gas part produced from the low pressure separator is combined with the combined mixed product stream after the zone steam pyrolysis and before separation in stage (e2).

- 7 038032- 7 038032

На фиг. 2 продемонстрирована принципиальная технологическая схема, включающая интегрированные гидропереработку, паровой пиролиз и гидрокрекинг остатка, в соответствии с только что представленным описанием изобретения, и данная интегрированная система в общем случае включает зону селективной гидропереработки, зону парового пиролиза, зону гидрокрекинга остатка и зону разделения продукта. Зона селективной гидропереработки в общем случае включает зону 104 реакции гидропереработки, включающую впуск для приема смеси 103, содержащей подаваемый поток 101 и водород 102, рециркулированный из потока продукта парового пиролиза, и подпиточный водород по мере надобности (не показано). Зона 104 реакции гидропереработки также включает выпуск для выгрузки гидропереработанного выходящего потока 105.FIG. 2 shows a process flow diagram including integrated hydrotreating, steam pyrolysis, and residue hydrocracking as just presented, and this integrated system generally includes a selective hydrorefining zone, a steam pyrolysis zone, a residue hydrocracking zone, and a product separation zone. The selective hydroprocessing zone generally includes a hydroprocessing reaction zone 104 including an inlet for receiving a mixture 103 comprising feed stream 101 and hydrogen 102 recirculated from the steam pyrolysis product stream and make-up hydrogen as needed (not shown). The hydroprocessing reaction zone 104 also includes an outlet for discharging the hydroprocessing effluent stream 105.

Выходящие потоки 105 реактора из зоны 104 реакции гидропереработки охлаждают в теплообменнике (не показано) и отправляют в сепаратор 106 высокого давления. Верхний продукт 107 сепаратора очищают в установке 112 аминового очищения и получающийся в результате поток 113 газа, обогащенного по водороду, пропускают в рециркуляционный компрессор 114 в целях использования в качестве газа 115 рециркуляции в реакторе гидропереработки. Поток 108 нижнего продукта из сепаратора 106 высокого давления, который представляет собой по существу жидкостную фазу, охлаждают и вводят в холодный сепаратор 109 низкого давления, в котором его разделяют на газовый поток и жидкостный поток 110. Газы из холодного сепаратора низкого давления включают водород, H2S, NH3 и любые легкие углеводороды, такие как С1-С4 углеводороды. Обычно данные газы отправляют для дальнейшей переработки, такой как переработка факельного газа или переработка топливного газа. В соответствии с определенными вариантами осуществления способа и системы в настоящем документе водород и другие углеводороды извлекают из потока 11 в результате объединения его с продуктами 144 установки парового крекинга в качестве объединенного подаваемого потока для зоны разделения продукта. Все количество или часть жидкостного потока 110а используются в качестве гидропереработанного подаваемого потока для крекинга в зону 130 парового пиролиза.The reactor effluents 105 from the hydroprocessing reaction zone 104 are cooled in a heat exchanger (not shown) and sent to a high pressure separator 106. The separator overhead 107 is purified in an amine refinery 112 and the resulting hydrogen-rich gas stream 113 is passed to a recycle compressor 114 to be used as recycle gas 115 in the hydroprocessing reactor. The underflow stream 108 from the high pressure separator 106, which is essentially a liquid phase, is cooled and introduced into the cold low pressure separator 109 where it is separated into a gas stream and a liquid stream 110. Gases from the cold low pressure separator include hydrogen, H 2 S, NH 3 and any light hydrocarbons such as C1-C4 hydrocarbons. Typically, these gases are sent for further processing such as flare gas processing or fuel gas processing. In accordance with certain embodiments of the method and system herein, hydrogen and other hydrocarbons are recovered from stream 11 by combining it with steam cracker products 144 as a combined feed to the product separation zone. All or part of the liquid stream 110a is used as the hydroprocessing feed stream for cracking to the steam pyrolysis zone 130.

Зона 130 парового пиролиза в общем случае включает конвекционную секцию 132 и пиролизную секцию, которая может функционировать на основе операций установки парового пиролиза, известных на современном уровне техники, то есть при загрузке подаваемого потока для термического крекинга в конвекционную секцию в присутствии водяного пара.The steam pyrolysis zone 130 generally includes a convection section 132 and a pyrolysis section that can operate on the basis of steam pyrolysis plant operations known in the art, that is, charging the thermal cracking feed stream into the convection section in the presence of steam.

В определенных вариантах осуществления между секциями 132 и 134 включается зона 136 парожидкостного разделения. Зона 136 парожидкостного разделения, через которую пропускают и фракционируют нагретый подаваемый поток для крекинга из конвекционной секции 132, может представлять собой устройство для разделения в результате мгновенного испарения, устройство для разделения на основе физического или механического разделения паров и жидкостей или комбинацию, включающую по меньшей мере один из данных типов устройств.In certain embodiments, a vapor-liquid separation zone 136 is included between sections 132 and 134. The vapor-liquid separation zone 136 through which the heated cracking feed stream from the convection section 132 is passed and fractionated may be a flash separation device, a separation device based on physical or mechanical separation of vapors and liquids, or a combination of at least one of these device types.

В дополнительных вариантах осуществления зону 118 парожидкостного разделения включают выше по ходу технологического потока от секции 132. Поток 110а фракционируют на паровую фазу и жидкостную фазу в зоне 118 парожидкостного разделения, которая может представлять собой устройство для разделения в результате мгновенного испарения, устройство для разделения на основе физического или механического разделения паров и жидкостей или комбинацию, включающую по меньшей мере один из данных типов устройств.In additional embodiments, a vapor-liquid separation zone 118 is included upstream of section 132. Stream 110a is fractionated into a vapor phase and a liquid phase in a vapor-liquid separation zone 118, which may be a flash separation device, a separation device based on physical or mechanical separation of vapors and liquids; or a combination including at least one of these types of devices.

В данном способе все отброшенные остатки или нижние продукты, отправляемые на рециркуляцию, например потоки 119, 138 и 172, подвергались воздействию в зоне гидропереработки и содержат уменьшенное количество гетероатомсодержащих соединений, включающих серосодержащие, азотсодержащие и металлсодержащие соединения, в сопоставлении с первоначальным подаваемым потоком. Все количество или часть данных потоков остатков могут быть загружены в зону 122 гидрокрекинга остатка (необязательно при использовании установки 120 для смешивания при гидрокрекинге остатка) в соответствии с описанием изобретения в настоящем документе.In this process, all discarded residues or bottoms sent to recycle, such as streams 119, 138 and 172, were exposed to the hydroprocessing zone and contain a reduced amount of heteroatom containing compounds, including sulfur, nitrogen, and metal compounds, compared to the original feed stream. All or a portion of these residue streams can be fed to residue hydrocracking zone 122 (optionally using residue hydrocracking mixing unit 120) as described herein.

Ниже по ходу технологического потока от зоны 130 парового пиролиза также интегрируют и зону 140 закаливания, которая включает впуск, находящийся в сообщении по текучей среде с выпуском зоны 130 парового пиролиза, для приема потока 139 смешанного продукта, впуск для подвода закалочного раствора 142, выпуск для выгрузки потока 144 подвергнутого закаливанию смешанного продукта в зону разделения и выпуск для выгрузки закалочного раствора 146.Downstream of the steam pyrolysis zone 130, a quenching zone 140 is also integrated, which includes an inlet in fluid communication with the outlet of the steam pyrolysis zone 130 for receiving a mixed product stream 139, an inlet for supplying a quenching solution 142, an outlet for discharge stream 144 of the quenched mixed product into a separation zone; and an outlet for discharge of quench solution 146.

В общем случае поток 144 промежуточного подвергнутого закаливанию смешанного продукта подвергают конверсии в поток 165 промежуточного продукта и водород 162. Извлеченный водород очищают и используют в качестве рециркуляционного потока 102 водорода в зоне реакции гидропереработки. Поток 165 промежуточного продукта в общем случае фракционируют на конечные продукты и остаток в зоне 170 разделения, которая может представлять собой одну или несколько установок разделения, таких как множество колонн фракционирования, включающих этаноотгонную, пропаноотгонную и бутаноотгонную колонны, как это известно для специалистов в соответствующей области техники.In general, an intermediate quenched mixed product stream 144 is converted to an intermediate stream 165 and hydrogen 162. The recovered hydrogen is purified and used as recycle hydrogen stream 102 in the hydroprocessing reaction zone. Intermediate stream 165 is generally fractionated into end products and residue in a separation zone 170, which may be one or more separation units, such as a plurality of fractionation columns including a de-ethanizer, a propane-stripper, and a de-butanizer, as is known to those skilled in the art. technology.

Зона 170 разделения продукта находится в сообщении по текучей среде с потоком 165 продукта и включает множество выпусков 173-178 продуктов, в том числе выпуск 178 для выгрузки метана, выпуск 177 для выгрузки этилена, выпуск 176 для выгрузки пропилена, выпуск 175 для выгрузки бутадиена, выThe product separation zone 170 is in fluid communication with the product stream 165 and includes a plurality of product outlets 173-178, including a methane discharge outlet 178, an ethylene discharge outlet 177, a propylene discharge outlet 176, a butadiene discharge outlet 175. you

- 8 038032 пуск 174 для выгрузки смешанных бутиленов и выпуск 173 для выгрузки пиролизного бензина. В дополнение к этому, пиролизное нефтяное топливо 171 извлекают, например, в качестве смеси малосернистого нефтяного топлива для дальнейшей переработки на стороннем нефтеперерабатывающем предприятии. Часть 172 выгруженного пиролизного нефтяного топлива может быть загружена в зону гидрокрекинга остатка (в соответствии с указанием пунктирными линиями). Как это необходимо отметить, несмотря на демонстрацию шести выпусков продуктов совместно с выпуском для рециркуляции водорода и выпуском для нижнего продукта может быть предусмотрено их меньшее или большее количество в зависимости, например, от компоновки использующихся установок для разделения и требований по выходу и распределению.- 8 038032 start 174 for unloading mixed butylenes and outlet 173 for unloading pyrolysis gasoline. In addition, the pyrolysis fuel oil 171 is recovered, for example, as a low-sulfur fuel oil mixture for further processing in a third-party refinery. A portion 172 of the discharged pyrolysis fuel oil may be charged into the residue hydrocracking zone (as indicated by the dotted lines). As noted, although six product outlets have been demonstrated, together with a hydrogen recycle outlet and an underflow outlet, fewer or more may be provided depending on, for example, the layout of the separation units used and the outlet and distribution requirements.

Зона 122 гидрокрекинга остатка может включать существующие или улучшенные (то есть пока еще разрабатываемые) операции гидрокрекинга остатка (или последовательности операций на установках), которые обеспечивают конверсию сравнительно малоценных остатков или нижних продуктов (например, обычно из колонны вакуумной перегонки или колонны атмосферной перегонки, а в настоящей системе из зоны 130 парового пиролиза) для получения относительно более низкомолекулярных углеводородных газов, нафты и легких и тяжелых газойлей. Загрузка в зону 122 гидрокрекинга остатка включает все количество или часть нижних продуктов 119 из зоны 118 парожидкостного разделения или все количество или часть нижних продуктов 138 из зоны 136 парожидкостного разделения. В дополнение к этому, в соответствии с описанием изобретения в настоящем документе все количество или часть 172 пиролизного нефтяного топлива 171 из зоны 170 разделения продукта могут быть объединены в качестве загрузки в зону 122 гидрокрекинга остатка.Bottom hydrocracking zone 122 may include existing or improved (i.e. still under development) residue hydrocracking operations (or plant sequences) that convert relatively low value residues or bottoms (e.g., typically from a vacuum or atmospheric column, and in the present system from steam pyrolysis zone 130) to produce relatively lower molecular weight hydrocarbon gases, naphtha, and light and heavy gas oils. The feed to the hydrocracking zone 122 of the residue includes all or part of the bottoms 119 from the vapor-liquid separation zone 118 or all or part of the bottoms 138 from the vapor-liquid separation zone 136. In addition, as described herein, all or a portion 172 of pyrolysis fuel oil 171 from product separation zone 170 may be combined as feed to residue hydrocracking zone 122.

Г идрокрекинг остатка соответствует установке для переработки на нефтеперерабатывающем предприятии, которая является подходящей для осуществления процесса гидрокрекинга остатка, который является способом конверсии остатка в СНГ, легкий дистиллят, средний дистиллят и тяжелый дистиллят. Способы гидрокрекинга остатка хорошо известны на современном уровне техники; см., например, публикацию Alike et al. (2007) в процитированном месте. В контексте настоящего изобретения для гидрокрекинга остатка используют два базовых типа реакторов, которыми являются тип реактора с неподвижным слоем катализатора (с орошаемым слоем катализатора) и тип реактора с кипящим слоем катализатора. Способы гидрокрекинга остатка с неподвижным слоем катализатора надежно отработаны и способны обеспечивать переработку загрязненных потоков, таких как атмосферные остатки и вакуумные остатки, для получения легкого и среднего дистиллята, который может быть дополнительно подвергнут переработке для получения олефинов и ароматических соединений. Катализаторы, использующиеся в способах гидрокрекинга остатка с неподвижным слоем катализатора, обычно содержат один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Со, Мо и Ni, на огнеупорном носителе, обычно оксиде алюминия. В случае сильнозагрязненных подаваемых потоков катализатор в способах гидрокрекинга остатка с неподвижным слоем катализатора также может и восполняться в определенной степени (подвижный слой). Технологические условия обычно включают температуру в диапазоне 350-450°C и давление в диапазоне 2-20 МПа (изб.). Также хорошо отработанными являются и способы гидрокрекинга остатка с кипящим слоем катализатора, которые, помимо прочего, характеризуются тем, что катализатор непрерывно заменяется, что делает возможным переработку сильнозагрязненных подаваемых потоков. Катализаторы, использующиеся в способах гидрокрекинга остатка с кипящим слоем катализатора, обычно содержат один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Со, Мо и Ni, на огнеупорном носителе, обычно оксиде алюминия. Маленький размер частиц использующихся катализаторов эффективно увеличивает их активность (сравните с подобными рецептурами в формах, подходящих для использования в областях применения неподвижного слоя катализатора). Данные два фактора делают возможным достижение в способах гидрокрекинга с кипящим слоем катализатора значительно более высоких выходов легких продуктов и более высоких уровней присоединения водорода в сопоставлении с тем, что имеет место для установок гидрокрекинга с неподвижным слоем катализатора. Технологические условия обычно включают температуру в диапазоне 350-450°C и давление в диапазоне 5-25 МПа (изб.). На практике дополнительные издержки, связанные с реакторами с кипящим слоем катализатора, будут оправдываются только в случае потребности в высокой степени превращения сильнозагрязненных тяжелых потоков. В данных обстоятельствах ограниченная степень превращения очень больших молекул и затруднения, связанные с дезактивированием катализатора, делают способы с неподвижным слоем катализатора относительно непривлекательными в способе настоящего изобретения. В соответствии с этим типы реакторов с кипящим слоем катализатора являются предпочтительными вследствие своего улучшенного выхода легкого и среднего дистиллята в сопоставлении с тем, что имеет место для гидрокрекинга с неподвижным слоем катализатора.Residue hydrocracking corresponds to a refinery plant that is suitable for carrying out the residue hydrocracking process, which is a process for converting the residue into LPG, light distillate, middle distillate and heavy distillate. Processes for hydrocracking the residue are well known in the art; see, for example, Alike et al. (2007) at the place cited. In the context of the present invention, two basic types of reactors are used for hydrocracking the residue, which are a fixed bed reactor (trickle bed) and a fluidized bed reactor. Fixed bed hydrocracking processes are well established and capable of processing contaminated streams such as atmospheric residues and vacuum residues to produce light and middle distillates that can be further processed to produce olefins and aromatics. Catalysts used in fixed bed hydrocracking processes typically contain one or more elements selected from the group consisting of Co, Mo and Ni on a refractory support, usually alumina. In the case of highly contaminated feed streams, the catalyst in residue hydrocracking processes with a fixed catalyst bed can also be replenished to a certain extent (moving bed). Process conditions typically include temperatures in the range of 350-450 ° C and pressures in the range of 2-20 MPa (g). Fluidized bed hydrocracking processes are also well established, which, inter alia, are characterized in that the catalyst is continuously replaced, which makes it possible to process highly contaminated feed streams. Catalysts used in ebullated bed hydrocracking processes typically contain one or more elements selected from the group consisting of Co, Mo and Ni on a refractory support, usually alumina. The small particle size of the catalysts used effectively increases their activity (compare with similar formulations in forms suitable for use in fixed bed applications). These two factors make it possible to achieve significantly higher yields of light products and higher levels of hydrogen addition in ebullated bed hydrocracking processes when compared to fixed bed hydrocracking units. Process conditions typically include temperatures in the 350-450 ° C range and pressures in the 5-25 MPa (g) range. In practice, the additional costs associated with fluidized bed reactors will only be justified if a high conversion of highly contaminated heavy streams is required. Under these circumstances, the limited conversion of very large molecules and the difficulty in deactivating the catalyst make fixed bed processes relatively unattractive in the process of the present invention. Accordingly, fluidized bed reactor types are preferred because of their improved light and middle distillate yields as compared to fixed bed hydrocracking.

Эффективные условия переработки для зоны 122 гидропереработки остатка в системе и способе в настоящем документе включают температуру реакции в диапазоне от 350 до 450°C и давление реакции в диапазоне 5-25 МПа (изб.). Подходящие катализаторы обычно содержат один или несколько элементов, выбираемых из группы, состоящей из Со, Мо и Ni, на огнеупорном носителе, обычно оксиде алюминия. Хорошо известные катализаторы гидропереработки остатка содержат один металл из группы VIII (СоEffective processing conditions for the residue hydroprocessing zone 122 in the system and method herein include a reaction temperature in the range of 350 to 450 ° C and a reaction pressure in the range of 5-25 MPa (g). Suitable catalysts usually contain one or more elements selected from the group consisting of Co, Mo and Ni on a refractory support, usually alumina. Well-known residue hydroprocessing catalysts contain one metal from Group VIII (Co

- 9 038032 или Ni) и один металл из группы VI (Мо или W) в сульфидной форме.- 9 038032 or Ni) and one metal from group VI (Mo or W) in sulfide form.

В одном способе, использующем компоновку, продемонстрированную на фиг. 2, к подаваемому сырью 101 примешивают эффективное количество водорода 102 и 115 (и необязательно подпиточный водород, не показано) и смесь 103 загружают во впуск зоны 104 реакции селективной гидропереработки при температуре в диапазоне от 300 до 450°C. Например, зона реакции гидропереработки может включать один или несколько слоев, содержащих эффективное количество катализатора гидродеметаллизации, и один или несколько слоев, содержащих эффективное количество катализатора гидропереработки, обладающего функциями гидродеароматизации, гидроденитрогенизации, гидродесульфуризации и/или гидрокрекинга. В дополнительных вариантах осуществления зона 104 реакции гидропереработки включает более чем два слоя катализатора. В дополнительных вариантах осуществления зона 104 реакции гидропереработки включает множество реакционных емкостей, при этом каждая из них включает один или несколько слоев катализатора, обладающих различной функцией.In one method using the arrangement shown in FIG. 2, an effective amount of hydrogen 102 and 115 (and optionally make-up hydrogen, not shown) is admixed to feed 101 and mixture 103 is charged to the inlet of selective hydrotreating reaction zone 104 at temperatures ranging from 300 to 450 ° C. For example, a hydroprocessing reaction zone can include one or more beds containing an effective amount of a hydrodemetallization catalyst and one or more beds containing an effective amount of a hydroprocessing catalyst having hydrodearomatization, hydrogendenitrogenation, hydrodesulfurization, and / or hydrocracking functions. In additional embodiments, the hydroprocessing reaction zone 104 includes more than two catalyst beds. In additional embodiments, the hydroprocessing reaction zone 104 includes a plurality of reaction vessels, each including one or more catalyst beds having a different function.

Зона 104 реакции гидропереработки функционирует при параметрах, эффективных для гидродеметаллизации, гидродеароматизации, гидроденитрогенизации, гидродесульфуризации и/или гидрокрекинга нефтяного подаваемого сырья, которое в определенных вариантах осуществления представляет собой сырую нефть. В определенных вариантах осуществления гидропереработку проводят при использовании следующих далее условий: рабочая температура в диапазоне от 300 до 450°C; рабочее давление в диапазоне от 30 до 180 бар; и часовая объемная скорость жидкости в диапазоне от 0,1 до 10 час-1. Как это необходимо отметить, при использовании сырой нефти в качестве подаваемого сырья в зоне 104 реакции гидропереработки демонстрируются преимущества, например, в сопоставлении с операцией той же самой установки гидропереработки, использующейся в отношении атмосферного остатка. Например, при температуре запуска или работы установки в диапазоне от 370 до 375°C скорость дезактивирования составляет приблизительно 1°C/месяц. В противоположность этому, в случае необходимости переработки остатка скорость дезактивирования была бы близкой к величине в диапазоне приблизительно от 3 до 4°C/месяц. При обработке атмосферного остатка обычно используют давление, составляющее приблизительно 200 бар, в то время как настоящий способ, в котором подвергают обработке сырую нефть, может функционировать при давлении, составляющем всего лишь 100 бар. В дополнение к этому, в целях достижения высокого уровня насыщения, требуемого для увеличения уровня содержания водорода в подаваемом потоке, данный способ может функционировать при высокой производительности в сопоставлении с тем, что имеет место для атмосферного остатка. Значение ЧОСЖ может составлять целые 0,5 час-1, в то время как для атмосферного остатка обычно имеет место величина 0,25 час-1. Неожиданное открытие заключается в том, что при переработке сырой нефти скорость дезактивирования движется в обратном направлении в сопоставлении с тем, что наблюдается обычно. Дезактивирование при низкой производительности (0,25 час-1) составляет 4,2°C/месяц, а дезактивирование при более высокой производительности (0,5 час-1) составляет 2,0°C/месяц. Для каждого подаваемого потока, который рассматривается в промышленности, наблюдается противоположное. Это может быть приписано эффекту вымывания катализатора.Hydrotreating reaction zone 104 operates at parameters effective for hydrodemetallization, hydrodearomatization, hydrodenitrogenation, hydrodesulfurization, and / or hydrocracking of a petroleum feedstock, which in certain embodiments is crude oil. In certain embodiments, the hydroprocessing is carried out using the following conditions: operating temperature ranging from 300 to 450 ° C; working pressure in the range from 30 to 180 bar; and hourly space velocity of the liquid in the range from 0.1 to 10 h -1 . It should be noted that when crude oil is used as feedstock, hydroprocessing reaction zone 104 demonstrates advantages over, for example, the operation of the same hydroprocessing unit used for the atmospheric residue. For example, with a start-up or operating temperature between 370 and 375 ° C, the deactivation rate is approximately 1 ° C / month. In contrast, if it was necessary to process the residue, the decontamination rate would be close to a value in the range of about 3 to 4 ° C / month. When treating the atmospheric residue, a pressure of about 200 bar is generally used, while the present process, in which crude oil is treated, can be operated at a pressure of as little as 100 bar. In addition, in order to achieve the high level of saturation required to increase the hydrogen level in the feed stream, the process can operate at high throughput relative to that of the atmospheric residue. The LHSV value can be as much as 0.5 h -1 , while the atmospheric residue typically has a value of 0.25 h -1 . An unexpected discovery is that in the processing of crude oil, the rate of decontamination moves in the opposite direction compared to what is usually observed. Decontamination at low capacity (0.25 h -1 ) is 4.2 ° C / month and decontamination at higher capacity (0.5 h -1 ) is 2.0 ° C / month. The opposite is true for every feed stream considered in the industry. This can be attributed to the catalyst washout effect.

Выходящие потоки 105 реактора из зоны 104 гидропереработки охлаждают в теплообменнике (не показано) и отправляют в сепараторы, которые могут включать холодный или горячий сепаратор 106 высокого давления. Верхний продукт 107 сепаратора очищают в установке 112 аминового очищения и получающийся в результате поток 113 газа, обогащенного по водороду, пропускают в рециркуляционный компрессор 114 в целях использования в качестве газа 115 рециркуляции в зоне 104 реакции гидропереработки. Нижний продукт 108 сепаратора из сепаратора 106 высокого давления, который представляет собой по существу жидкостную фазу, охлаждают и вводят в холодный сепаратор 109 низкого давления. Остаточные газы в виде потока 111, включающие водород, H2S, NH3 и любые легкие углеводороды, которые могут включать С1-С4 углеводороды, обычно могут быть выдуты из холодного сепаратора низкого давления и отправлены для дальнейшей переработки, такой как переработка факельного газа или переработка топливного газа. В определенных вариантах осуществления настоящего способа водород извлекают в результате объединения потока 111 (в соответствии с указанием пунктирными линиями) с газом крекинга в виде потока 144 из продуктов установки парового крекинга.Reactor effluents 105 from hydroprocessing zone 104 are cooled in a heat exchanger (not shown) and sent to separators, which may include a cold or hot high pressure separator 106. The separator overhead 107 is purified in an amine refinery 112 and the resulting hydrogen-rich gas stream 113 is passed to a recycle compressor 114 to be used as recycle gas 115 in the hydroprocessing reaction zone 104. The separator bottom 108 from the high pressure separator 106, which is essentially a liquid phase, is cooled and introduced into the cold low pressure separator 109. Residual gases stream 111, including hydrogen, H 2 S, NH 3, and any light hydrocarbons that may include C1-C4 hydrocarbons, can typically be purged from a cold low pressure separator and sent for further processing such as flare gas processing or fuel gas processing. In certain embodiments of the present process, hydrogen is recovered by combining stream 111 (as indicated by dashed lines) with the cracking gas stream 144 from the steam cracker product.

В определенных вариантах осуществления поток 110а нижнего продукта представляет собой подаваемый поток 110 для зоны 130 парового пиролиза. В дополнительных вариантах осуществления нижний продукт 110а из сепаратора 109 низкого давления отправляют в зону 118 разделения, где выгруженная паровая часть представляет собой подаваемый поток 110 для зоны 130 парового пиролиза. Паровая часть может характеризоваться, например, начальной температурой кипения, соответствующей тому, что имеет место для потока 110а, и конечной температурой кипения в диапазоне от приблизительно 350°C до приблизительно 600°C. Зона 118 разделения может включать операцию подходящей установки для парожидкостного разделения, такую как в случае емкости для мгновенного испарения, устройства для разделения на основе физического или механического разделения паров и жидкостей или комбинации, включающей по меньшей мере один из данных типов устройств.In certain embodiments, underflow stream 110a is feed stream 110 for steam pyrolysis zone 130. In additional embodiments, underflow 110a from low pressure separator 109 is sent to separation zone 118 where the vapor discharged portion is feed stream 110 to steam pyrolysis zone 130. The vapor portion may have, for example, an initial boiling point corresponding to that of stream 110a and a final boiling point in the range of about 350 ° C to about 600 ° C. Separation zone 118 may include the operation of a suitable vapor-liquid separation unit, such as in the case of a flash vessel, a separation device based on physical or mechanical separation of vapors and liquids, or a combination of at least one of these types of devices.

Подаваемый поток 110 для парового пиролиза характеризуется уменьшенным уровнем содержанияSteam pyrolysis feed stream 110 has a reduced level of

- 10 038032 загрязнителей (то есть металлов, серы и азота), увеличенной парафинистостью, уменьшенным значением ПКГБ и увеличенной плотностью в градусах Американского нефтяного института (АНИ). Подаваемый поток 110 для парового пиролиза, который характеризуется увеличенным уровнем содержания водорода в сопоставлении с подаваемым потоком 101, транспортируют в конвекционную секцию 132 и вводят, например подводят через впуск для водяного пара (не показан), эффективное количество водяного пара. В конвекционной секции 132 смесь нагревают до предварительно определенной температуры, например, при использовании одного или нескольких потоков сбросного тепла или другой подходящей компоновки нагревания. В определенных вариантах осуществления смесь нагревают до температуры в диапазоне от 400 до 600°C и выпаривают вещество, характеризующееся температурой кипения, меньшей чем предварительно определенная температура.- 10,038,032 pollutants (i.e. metals, sulfur and nitrogen), increased wax content, decreased PCGB and increased API gravity. Steam pyrolysis feed 110, which has an increased hydrogen content relative to feed 101, is transported to convection section 132 and introduced, such as through a steam inlet (not shown), an effective amount of steam. In the convection section 132, the mixture is heated to a predetermined temperature, for example using one or more waste heat streams or other suitable heating arrangement. In certain embodiments, the mixture is heated to a temperature in the range of 400 to 600 ° C and a material having a boiling point less than a predetermined temperature is evaporated.

Зона 130 парового пиролиза функционирует при параметрах, эффективных для крекинга гидропереработанного выходящего потока 110, в целях получения желаемых продуктов, включающих этилен, пропилен, бутадиен, смешанные бутены и пиролизный бензин. В определенных вариантах осуществления паровой крекинг проводят при использовании следующих далее условий: температура в диапазоне от 400 до 900°C в конвекционной секции и в пиролизной секции; соотношение между водяным паром и углеводородом в конвекционной секции в диапазоне от 0,3:1 до 2:1; и время пребывания в пиролизной секции в диапазоне от 0,05 до 2 с.The steam pyrolysis zone 130 operates at parameters effective to crack the hydrotreated effluent stream 110 to produce the desired products including ethylene, propylene, butadiene, blended butenes, and pyrolysis gasoline. In certain embodiments, steam cracking is carried out using the following conditions: a temperature in the range of 400 to 900 ° C in the convection section and in the pyrolysis section; the ratio between water vapor and hydrocarbon in the convection section in the range from 0.3: 1 to 2: 1; and the residence time in the pyrolysis section in the range of 0.05 to 2 seconds.

Поток 139 смешанного продукта 139 пропускают во впуск зоны 140 закаливания 140, использующей закалочный раствор 142 (например, воду и/или пиролизное нефтяное топливо), введенный через отдельный впуск, для получения потока 144 подвергнутого закаливанию смешанного продукта, имеющего уменьшенную температуру, составляющую, например, приблизительно 300°C, а отработанный закалочный раствор 146 отправляют на рециркуляцию и/или выдувают.Mixed product stream 139 is passed to an inlet of quench zone 140 140 using a quench solution 142 (e.g., water and / or pyrolysis fuel oil) introduced through a separate inlet to provide a quenched mixed product stream 144 having a reduced temperature of, for example , approximately 300 ° C, and the spent quench solution 146 is sent for recycling and / or blown out.

Выходящий поток 139 газовой смеси из установки крекинга обычно представляет собой смесь из водорода, метана, углеводородов, диоксида углерода и сероводорода. После охлаждения водой и/или закаливания в масле смесь 144 подвергают компримированию и разделению. В одном неограничивающем примере поток 144 компримируют в многоступенчатом компрессоре, который обычно включает 4-6 ступеней, где упомянутый многоступенчатый компрессор может включать зону 51 компрессора для получения компримированной газовой смеси 152. Компримированная газовая смесь 152 может быть подвергнута обработке в установке 153 каустической обработки в целях получения газовой смеси 154, обедненной по сероводороду и диоксиду углерода. Газовая смесь 154 может быть дополнительно компримирована в зоне 155 компрессора. Получающийся в результате подвергнутый крекингу газ 156 может быть подвергнут криогенной обработке в установке 157 для дегидратации и может быть дополнительно высушен при использовании молекулярных сит.The cracker gas mixture effluent 139 is typically a mixture of hydrogen, methane, hydrocarbons, carbon dioxide and hydrogen sulfide. After cooling with water and / or quenching in oil, the mixture 144 is subjected to compression and separation. In one non-limiting example, stream 144 is compressed in a multistage compressor, which typically includes 4-6 stages, wherein said multistage compressor may include a compressor zone 51 to produce a compressed gas mixture 152. The compressed gas mixture 152 may be treated in a caustic treatment unit 153 to obtaining a gas mixture 154, depleted in hydrogen sulfide and carbon dioxide. The gas mixture 154 can be further compressed in the zone 155 of the compressor. The resulting cracked gas 156 can be cryogenically treated in dehydration unit 157 and can be further dried using molecular sieves.

Холодный поток 158 газа, подвергнутого крекингу, из установки 157 может быть пропущен в метаноотгонную колонну 159, из которой получают головной поток 160, содержащий водород и метан из потока газа, подвергнутого крекингу. После этого поток 165 нижнего продукта из метаноотгонной колонны 159 отправляют для дальнейшей переработки в зоне 170 разделения продукта, включающей колонны фракционирования, включающие этаноотгонную, пропаноотгонную и бутаноотгонную колонны. Также могут быть использованы и технологические конфигурации, включающие другую последовательность из метаноотгонной колонны, этаноотгонной колонны, пропаноотгонной колонны и бутаноотгонной колонны.Cold cracked gas stream 158 from unit 157 may be passed to a desoldering column 159 from which an overhead stream 160 containing hydrogen and methane is obtained from the cracked gas stream. Thereafter, the underflow stream 165 from the desoldering column 159 is sent for further processing in the product separation zone 170, which includes fractionation columns, including an ethanolic, desiccant, and butane-stripper. Process configurations may also be used including a different sequence of a desoldering column, an ethanizing column, a desoldering column, and a butane desoldering column.

В соответствии со способами в настоящем документе после отделения от метана в метаноотгонной колонне 159 и извлечения водорода в установке 161 получают водород 162, характеризующийся степенью чистоты обычно в диапазоне 80-95 об.%. Технологические процессы извлечения в установке 161 включают криогенное извлечение (например, при температуре, составляющей приблизительно -157°C). После этого поток 162 водорода пропускают в установку 164 очистки водорода, такую как установка короткоцикловой адсорбции (PSA), в целях получения потока 102 водорода, характеризующегося степенью чистоты 99,9%+, или установки мембранного разделения в целях получения потока 102 водорода, характеризующегося степенью чистоты, составляющей приблизительно 95%. После этого поток 102 очищенного водорода рециркулируют обратно для выполнения функции основной доли требуемого водорода для зоны гидропереработки. В дополнение к этому, неосновная доля может быть использована для реакций гидрирования ацетилена, метилацетилена и пропадиенов (не показано). В дополнение к этому, в соответствии со способами в настоящем документе поток 163 метана необязательно может быть рециркулирован в установку парового крекинга в целях использования в качестве топлива для горелок и/или нагревателей.In accordance with the methods herein, after separation from methane in a desoldering column 159 and hydrogen recovery in a unit 161, hydrogen 162 is produced having a purity typically in the range of 80-95 vol%. Recovery processes in unit 161 include cryogenic recovery (eg, at a temperature of approximately -157 ° C). Thereafter, hydrogen stream 162 is passed to a hydrogen purification unit 164, such as a pressure swing adsorption (PSA) unit, to produce a hydrogen stream 102 having a purity of 99.9% +, or a membrane separation unit to obtain a hydrogen stream 102 having a degree of a purity of approximately 95%. Thereafter, the purified hydrogen stream 102 is recycled back to serve as the major portion of the required hydrogen for the hydroprocessing zone. In addition, a minority fraction can be used for hydrogenation reactions of acetylene, methylacetylene and propadienes (not shown). In addition, in accordance with the methods herein, the methane stream 163 may optionally be recycled to a steam cracker for use as a fuel for burners and / or heaters.

Поток 165 нижнего продукта из метаноотгонной колонны 159 транспортируют во впуск зоны 170 разделения продукта в целях разделения на метан, этилен, пропилен, бутадиен, смешанные бутилены и пиролизный бензин соответственно через выпуски 178, 177, 176, 175, 174 и 173. Пиролизный бензин в общем случае включает С5-С9 углеводороды, и от данного погона могут быть отделены бензол, толуол и ксилолы. Необязательно один или оба представителя, выбираемые из фазы 129 кубового асфальта и неиспаренной тяжелой жидкостной фракции 138 из секции 136 парожидкостного разделения, объединяют с пиролизным нефтяным топливом 171 (например, веществами, кипящими при температуре, большей чемThe underflow stream 165 from detonator 159 is conveyed to the inlet of product separation zone 170 for separation into methane, ethylene, propylene, butadiene, blended butylenes and pyrolysis gasoline, respectively, through outlets 178, 177, 176, 175, 174 and 173. Pyrolysis gasoline in generally includes C5-C9 hydrocarbons, and benzene, toluene and xylenes can be separated from this cut. Optionally, one or both of asphalt bottoms phase 129 and non-vaporized heavy liquid fraction 138 from vapor-liquid separation section 136 are combined with pyrolysis fuel oil 171 (e.g., substances boiling at a temperature greater than

- 11 038032 температура кипения наиболее низкокипящего C10 соединения, известными под наименованием потока С10+) из зоны 170 разделения, и смешанный поток отбирают в качестве смеси 172 пиролизного нефтяного топлива, например, для дальнейшей переработки на стороннем нефтеперерабатывающем предприятии (не показано). Кроме того, как это продемонстрировано в настоящем документе, нефтяное топливо 172 (которое могут представлять собой все количество или часть пиролизного нефтяного топлива 171) может быть введено в зону гидрокрекинга остатка. Подаваемый поток для зоны гидрокрекинга остатка включает комбинации из потоков 119, 138 и/или 172 в соответствии с описанием изобретения в настоящем документе. Данное вещество подвергают переработке в зоне 122 гидрокрекинга остатка, необязательно при использовании зоны 120 смешивания. В зоне 120 смешивания жидкостную фракцию (фракции) остатка смешивают с неподвергшейся конверсии остаточной частью остатка. После этого данный подаваемый поток облагораживают в зоне 122 гидрокрекинга остатка в присутствии водорода 123 для получения промежуточного продукта 124 из остатка, включающего средние дистилляты. В определенных вариантах осуществления зона 122 гидрокрекинга остатка находится в общем контуре высокого давления совместно с одним или несколькими реакторами в зоне 104 гидропереработки. Промежуточный продукт 124 из остатка 124 рециркулируют и смешивают с гидроочищенным выходящим потоком реактора 10 до переработки в зоне 130 парового пиролиза для прохождения конверсии.- 11 038032 the boiling point of the lowest boiling C10 compound known as stream C10 +) from separation zone 170 and the mixed stream is taken as a pyrolysis fuel oil mixture 172, for example, for further processing at a third party refinery (not shown). In addition, as demonstrated herein, the fuel oil 172 (which may be all or a portion of the pyrolysis fuel oil 171) can be introduced into the residue hydrocracking zone. The feed stream to the residue hydrocracking zone includes combinations of streams 119, 138 and / or 172 as described herein. This material is processed in a residue hydrocracking zone 122, optionally using a mixing zone 120. In the mixing zone 120, the liquid fraction (s) of the residue are mixed with the unconverted residue of the residue. Thereafter, this feed stream is upgraded in residue hydrocracking zone 122 in the presence of hydrogen 123 to provide intermediate 124 from the middle distillate residue. In certain embodiments, the residue hydrocracking zone 122 is in a common high pressure loop with one or more reactors in the hydroprocessing zone 104. Intermediate 124 from residue 124 is recycled and mixed with the hydrotreated effluent from reactor 10 prior to processing in steam pyrolysis zone 130 for conversion.

Выходящий поток 165 зоны парового пиролиза после закаливания и разделения разделяют в последовательности из установок 170 разделения в целях получения главных продуктов 173-178, в том числе метана, этана, этилена, пропана, пропилена, бутана, бутадиена, смешанных бутенов, бензина и нефтяного топлива. Поток 162 водорода пропускают через установку 164 очистки водорода в целях получения высококачественного газообразного водорода 102 для примешивания к подаваемому потоку для установки 104 реакции гидропереработки.Steam pyrolysis zone effluent 165 after quenching and separation is separated in sequence from separation units 170 to produce major products 173-178, including methane, ethane, ethylene, propane, propylene, butane, butadiene, mixed butenes, gasoline and fuel oil. ... A hydrogen stream 162 is passed through a hydrogen purification unit 164 to produce high quality hydrogen gas 102 for admixture with a feed stream for a hydroprocessing reaction unit 104.

В соответствии с тем, что упоминалось выше, настоящее изобретение также относится отчасти и к интегрированному способу гидропереработки, парового пиролиза и суспензионной гидропереработки в целях прямой конверсии сырой нефти для получения олефиновых и ароматических нефтехимических продуктов, например таким образом, как это описывается в варианте осуществления 18. В предпочтительном варианте осуществления интегрированный способ дополнительно включает извлечение пиролизного нефтяного топлива из потока объединенного смешанного продукта в целях использования в качестве по меньшей мере части тяжелых компонентов, подвергнутых крекингу на стадии (c3). В специальном варианте осуществления данный интегрированный способ дополнительно включает разделение гидропереработанного выходящего потока со стадии (a3) на паровую фазу и жидкостную фазу в зоне парожидкостного разделения, где паровую фазу подвергают термическому крекингу на стадии (b3) и по меньшей мере часть жидкостной фазы подвергают переработке на стадии (c3). В еще одном специальном варианте осуществления данного интегрированного способа стадия (b3) дополнительно включает нагревание гидропереработанного выходящего потока в конвекционной секции зоны парового пиролиза, разделение нагретого гидропереработанного выходящего потока на паровую фазу и жидкостную фазу, пропускание паровой фазы в пиролизную секцию зоны парового пиролиза и выгрузку жидкостной фазы в целях использования в качестве по меньшей мере части тяжелых компонентов, подвергнутых переработке на стадии (a3). В еще одном специальном варианте осуществления данного интегрированного способа стадия (b) дополнительно включает нагревание гидропереработанного выходящего потока в конвекционной секции зоны парового пиролиза, разделение нагретого гидропереработанного выходящего потока на паровую фазу и жидкостную фазу, пропускание паровой фазы в пиролизную секцию зоны парового пиролиза и выгрузку жидкостной фазы в целях использования в качестве по меньшей мере части тяжелых компонентов, подвергнутых переработке на стадии (c3). Данный интегрированный способ может дополнительно включать выгрузку гидропереработанного выходящего потока со стадии (a3) в целях использования в качестве по меньшей мере части тяжелых компонентов, подвергнутых переработке на стадии (a3). Стадия (e3) данного способа предпочтительно дополнительно включает компримирование потока смешанного продукта термического крекинга при использовании множества ступеней компримирования; проведение для потока компримированного смешанного продукта термического крекинга каустической обработки для получения потока смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; компримирование потока смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; дегидратацию потока компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; извлечение водорода из потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; получение олефинов и ароматических соединений из остатка потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; и стадия (f3) включает очистку извлеченного водорода из потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода в целях рециркуляции в зону гидропереработки. В данном интегрированном способе, соответствующем настоящему изобретению, извлечение водорода из потока дегидратированного компримированного смешанногоAs mentioned above, the present invention also relates in part to an integrated process for hydrotreating, steam pyrolysis and slurry hydroprocessing for the direct conversion of crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals, for example as described in Embodiment 18 In a preferred embodiment, the integrated process further comprises recovering the pyrolysis fuel oil from the combined mixed product stream for use as at least a portion of the heavy components cracked in step (c3). In a special embodiment, this integrated method further comprises separating the hydrotreated effluent from step (a3) into a vapor phase and a liquid phase in a vapor-liquid separation zone where the vapor phase is thermally cracked in step (b3) and at least part of the liquid phase is processed into stage (c3). In yet another special embodiment of this integrated method, step (b3) further comprises heating the hydrotreated effluent in the convection section of the steam pyrolysis zone, separating the heated hydrotreated effluent into a vapor phase and a liquid phase, passing the vapor phase into the pyrolysis section of the steam pyrolysis zone, and discharging the liquid phases for use as at least part of the heavy components processed in step (a3). In yet another special embodiment of this integrated method, step (b) further comprises heating the hydrotreated effluent in the convection section of the steam pyrolysis zone, separating the heated hydrotreated effluent into a vapor phase and a liquid phase, passing the vapor phase into the pyrolysis section of the steam pyrolysis zone, and discharging the liquid phases for use as at least part of the heavy components processed in step (c3). This integrated method may further include discharging the hydrotreated effluent from step (a3) for use as at least a portion of the heavy components processed in step (a3). Step (e3) of the present process preferably further comprises compressing the mixed thermal cracked product stream using a plurality of compression stages; subjecting the compressed mixed thermal cracking product stream to caustic treatment to obtain a thermal cracked mixed product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; compressing the mixed thermal cracking product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; dehydration of the compressed mixed thermal cracking product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; recovering hydrogen from the stream of dehydrated compressed mixed thermal cracking product with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; obtaining olefins and aromatics from the remainder of the stream of the dehydrated compressed mixed thermal cracking product with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; and step (f3) includes purifying recovered hydrogen from the dehydrated compressed mixed thermal cracker stream with reduced hydrogen sulfide and carbon dioxide content for recycling to the hydroprocessing zone. In this integrated process in accordance with the present invention, the recovery of hydrogen from a stream of dehydrated compressed mixed

- 12 038032 продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода дополнительно включает отдельное извлечение метана в целях использования в качестве топлива для горелок и/или нагревателей на стадии термического крекинга. В одном специальном варианте осуществления данный интегрированный способ дополнительно включает разделение гидропереработанных выходящих потоков в сепараторе высокого давления для извлечения газовой части, которую очищают и рециркулируют в зону гидропереработки в качестве дополнительного источника водорода, и жидкостной части, и разделение жидкостной части, произведенной из сепаратора высокого давления, на газовую часть и жидкостную часть в сепараторе низкого давления, где жидкостная часть, произведенная из сепаратора низкого давления, представляет собой подаваемый поток для стадии термического крекинга, а газовую часть, произведенную из сепаратора низкого давления, объединяют с потоком объединенного продукта после зоны парового пиролиза и до разделения на стадии (e3). В еще одном другом специальном варианте осуществления интегрированный способ дополнительно включает разделение гидропереработанных выходящих потоков в сепараторе высокого давления для извлечения газовой части, которую очищают и рециркулируют в зону гидропереработки в качестве дополнительного источника водорода, и жидкостной части, и разделение жидкостной части, произведенной из сепаратора высокого давления, на газовую часть и жидкостную часть в сепараторе низкого давления, где жидкостная часть, произведенная из сепаратора низкого давления, представляет собой подаваемый поток для зоны парожидкостного разделения, а газовую часть, произведенную из сепаратора низкого давления, объединяют с потоком объединенного продукта после зоны парового пиролиза и до разделения на стадии (e3). На фиг. 3 продемонстрирована принципиальная технологическая схема, включающая интегрированные гидропереработку, паровой пиролиз и суспензионную гидропереработку, соответствующие данному варианту осуществления. Интегрированная система в общем случае включает зону селективной гидропереработки, зону парового пиролиза, зону суспензионной гидропереработки и зону разделения продукта.- 12 038032 thermal cracked product with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide additionally includes separate recovery of methane for use as fuel for burners and / or heaters in the thermal cracking stage. In one specific embodiment, this integrated method further comprises separating the hydroprocessing effluent streams in a high pressure separator to recover a gas portion that is purified and recycled to the hydroprocessing zone as an additional source of hydrogen and a liquid portion, and separating the liquid portion derived from the high pressure separator. , to the gas part and the liquid part in the low pressure separator, where the liquid part produced from the low pressure separator is the feed stream for the thermal cracking stage, and the gas part produced from the low pressure separator is combined with the combined product stream after the steam pyrolysis zone and before separation in step (e3). In yet another specific embodiment, the integrated method further comprises separating the hydroprocessing effluent streams in a high pressure separator to recover a gas portion that is purified and recycled to the hydroprocessing zone as an additional hydrogen source and a liquid portion, and separating the liquid portion produced from the high pressure separator. pressure, to the gas part and the liquid part in the low pressure separator, where the liquid part produced from the low pressure separator is the feed stream for the vapor-liquid separation zone, and the gas part produced from the low pressure separator is combined with the combined product stream after the steam zone. pyrolysis and before separation at stage (e3). FIG. 3 shows a process flow diagram including integrated hydroprocessing, steam pyrolysis, and slurry hydroprocessing in accordance with this embodiment. The integrated system generally includes a selective hydroprocessing zone, a steam pyrolysis zone, a slurry hydroprocessing zone, and a product separation zone.

Зона селективной гидропереработки в общем случае включает зону 104 реакции гидропереработки, включающую впуск для приема смеси 203, содержащей подаваемый поток 201 и водород 202, рециркулированный из потока продукта парового пиролиза, и подпиточный водород по мере надобности (не показано). Зона 204 реакции гидропереработки также включает выпуск для выгрузки гидропереработанного выходящего потока 205.The selective hydroprocessing zone generally includes a hydroprocessing reaction zone 104 including an inlet for receiving a mixture 203 containing feed stream 201 and hydrogen 202 recirculated from the steam pyrolysis product stream and make-up hydrogen as needed (not shown). The hydroprocessing reaction zone 204 also includes an outlet for discharging the hydroprocessing effluent stream 205.

Выходящие потоки 205 реактора из зоны 204 реакции гидропереработки охлаждают в теплообменнике (не показано) и отправляют в сепараторы, которые могут включать холодный или горячий сепаратор 206 высокого давления. Верхний продукт 207 сепаратора очищают в установке 212 аминового очищения и получающийся в результате поток 213 газа, обогащенного по водороду, пропускают в рециркуляционный компрессор 214 в целях использования в качестве газа 215 рециркуляции в реакторе гидропереработки. Поток 208 нижнего продукта из сепаратора 206 высокого давления, который представляет собой по существу жидкостную фазу, охлаждают и вводят в холодный сепаратор 205 низкого давления, в котором его разделяют на газовый поток и жидкостный поток 210. Газы из холодного сепаратора низкого давления включают водород, H2S, NH3 и любые легкие углеводороды, такие как С1-С4 углеводороды. Обычно данные газы отправляют для дальнейшей переработки, такой как переработка факельного газа или переработка топливного газа. В соответствии с определенными вариантами осуществления способа и системы в настоящем документе водород и другие углеводороды извлекают из потока 11 в результате его объединения с продуктами 244 установки парового крекинга в качестве объединенного подаваемого потока для зоны разделения продукта. Все количество или часть жидкостного потока 210а используются в качестве гидропереработанного подаваемого потока для крекинга для зоны 230 парового пиролиза.Reactor effluents 205 from hydroprocessing reaction zone 204 are cooled in a heat exchanger (not shown) and sent to separators, which may include a cold or hot high pressure separator 206. The separator overhead 207 is purified in an amine refinery 212 and the resulting hydrogen-rich gas stream 213 is passed to a recycle compressor 214 for use as a recycle gas 215 in the hydroprocessing reactor. The underflow stream 208 from the high pressure separator 206, which is essentially a liquid phase, is cooled and introduced into the cold low pressure separator 205 where it is separated into a gas stream and a liquid stream 210. Gases from the cold low pressure separator include hydrogen, H 2 S, NH 3 and any light hydrocarbons such as C1-C4 hydrocarbons. Typically, these gases are sent for further processing such as flare gas processing or fuel gas processing. In accordance with certain embodiments of the method and system herein, hydrogen and other hydrocarbons are recovered from stream 11 by combining it with steam cracker products 244 as a combined feed to the product separation zone. All or part of the liquid stream 210a is used as the hydroprocessing cracking feed for the steam pyrolysis zone 230.

По меньшей мере часть жидкостного потока 210а может быть загружена в качестве подаваемого потока 282 в зону 204 реакции гидропереработки.At least a portion of the liquid stream 210a may be charged as feed stream 282 to the hydroprocessing reaction zone 204.

По меньшей мере часть жидкостного потока 210а может быть загружена в качестве подаваемого потока 283 в зону 230 парового пиролиза.At least a portion of the liquid stream 210a may be fed as feed stream 283 to the steam pyrolysis zone 230.

Зона 230 парового пиролиза в общем случае включает конвекционную секцию 232 и пиролизную секцию 234, которая может функционировать на основе операций установки парового пиролиза, известных на современном уровне техники, то есть при загрузке подаваемого потока для термического крекинга в конвекционную секцию в присутствии водяного пара.The steam pyrolysis zone 230 generally includes a convection section 232 and a pyrolysis section 234 that can operate based on steam pyrolysis plant operations known in the art, i.e. charging a thermal cracking feed stream into a convection section in the presence of steam.

В определенных вариантах осуществления между секциями 232 и 234 включается зона 236 парожидкостного разделения. Зона 236 парожидкостного разделения, через которую пропускают и фракционируют нагретый подаваемый поток для крекинга из конвекционной секции 232, может представлять собой устройство разделения в результате мгновенного испарения, устройство разделения на основе физического или механического разделения паров и жидкостей или комбинацию, включающую по меньшей мере один из данных типов устройств.In certain embodiments, a vapor-liquid separation zone 236 is included between sections 232 and 234. The vapor-liquid separation zone 236 through which the heated cracking feed stream from the convection section 232 is passed and fractionated may be a flash separation device, a separation device based on physical or mechanical separation of vapors and liquids, or a combination of at least one of these types of devices.

В дополнительных вариантах осуществления зону 218 парожидкостного разделения включают выше по ходу технологического потока от секции 232. Поток 210а фракционируют на паровую фазу и жидкостную фазу в зоне 218 парожидкостного разделения, которая может представлять собой устройство разделения в результате мгновенного испарения, устройство разделения на основе физического или механического разделения паров и жидкостей или комбинацию, включающую по меньшей мере один изIn additional embodiments, a vapor-liquid separation zone 218 is included upstream of section 232. Stream 210a is fractionated into a vapor phase and a liquid phase in a vapor-liquid separation zone 218, which may be a flash separation device, a separation device based on physical or mechanical separation of vapors and liquids, or a combination comprising at least one of

- 13 038032 данных типов устройств.- 13 038032 of these device types.

В общем случае из пара формируют вихрь по круговой траектории для создания сил, когда более тяжелые капли и жидкость улавливаются и канализируются по направлению к выпуску для жидкости в качестве жидкостного остатка, который может быть пропущен в зону 222 суспензионной гидропереработки (необязательно при использовании установки 220 смешивания при суспензионной гидропереработке), а пар канализуется по направлению к выпуску для пара. В вариантах осуществления, в которых предусматривается устройство 236 парожидкостного разделения, жидкостную фазу 238 выгружают в качестве остатка, а паровая фаза представляет собой загрузку 237 в пиролизную секцию 234.In general, steam is vortexed in a circular path to create forces as heavier droplets and liquid are trapped and channeled towards the liquid outlet as a liquid residue that can be passed into the slurry hydroprocessing zone 222 (optional when using a mixing unit 220 in slurry hydroprocessing) and the steam is channeled towards the steam outlet. In embodiments where a vapor-liquid separation device 236 is provided, the liquid phase 238 is discharged as a residue and the vapor phase is feed 237 to the pyrolysis section 234.

По меньшей мере часть данного остатка 238 подвергают переработке в качестве подаваемого потока 284 для зоны 222 гидропереработки с суспензионным слоем. По меньшей мере часть данного остатка 238 также подвергают переработке в качестве подаваемого потока 285 для зоны 204 реакции гидропереработки.At least a portion of this residue 238 is processed as feed stream 284 for slurry bed hydroprocessing zone 222. At least a portion of this residue 238 is also processed as feed stream 285 for hydroprocessing reaction zone 204.

В вариантах осуществления, в которых предусматривается устройство 218 парожидкостного разделения, жидкостную фазу 219 выгружают в качестве остатка, а паровая фаза представляет собой загрузку 210 в конвекционную секцию 232. Температуру испарения и скорость текучей среды варьируют для корректирования приблизительной точки отсечки по температуре, например, в определенных вариантах осуществления, совместимых со смесью нефтяного топлива из остатка, например, приблизительно 540°C.In embodiments where a vapor-liquid separation device 218 is provided, the liquid phase 219 is discharged as a residue and the vapor phase is feed 210 into the convection section 232. The vaporization temperature and fluid velocity are varied to correct the approximate temperature cutoff point, for example, at certain embodiments compatible with the residue fuel oil mixture, for example, about 540 ° C.

По меньшей мере часть потока 219 жидкостной фазы может быть загружена в качестве подаваемого потока 280 для зоны 222 суспензионной гидропереработки (необязательно при использовании установки 220 смешивания при суспензионной гидропереработке) в соответствии с описанием изобретения в настоящем документе.At least a portion of the liquid phase stream 219 may be charged as feed stream 280 for slurry hydroprocessing zone 222 (optionally using slurry mixing unit 220) as described herein.

По меньшей мере часть потока 219 жидкостной фазы может быть загружена в качестве подаваемого потока 281 в зону 204 реакции гидропереработки.At least a portion of the liquid phase stream 219 may be charged as feed stream 281 to the hydroprocessing reaction zone 204.

В способе в настоящем документе все отброшенные остатки или нижние продукты, отправляемые на рециркуляцию, например потоки 219, 238 и 272, подвергались воздействию в зоне гидропереработки и содержат уменьшенное количество гетероатомсодержащих соединений, включающих серосодержащие, азотсодержащие и металлсодержащие соединения, в сопоставлении с первоначальным подаваемым потоком. Все количество или часть данных потоков остатков может быть загружена в зону 222 суспензионной гидропереработки (необязательно при использовании установки 220 смешивания при суспензионной гидропереработке) в соответствии с описанием изобретения в настоящем документе.In the process herein, all discarded residues or bottoms sent to recycle, such as streams 219, 238 and 272, were exposed to the hydroprocessing zone and contain reduced amounts of heteroatom containing compounds, including sulfur, nitrogen, and metal, relative to the original feed ... All or a portion of these residue streams can be fed to slurry hydroprocessing zone 222 (optionally using slurry mixing unit 220) as described herein.

Ниже по ходу технологического потока от зоны 230 парового пиролиза также интегрируют и зону 240 закаливания, которая включает впуск, находящийся в сообщении по текучей среде с выпуском зоны 230 парового пиролиза, для приема потока 239 смешанного продукта, впуск для подвода закалочного раствора 242, выпуск для выгрузки потока 244 подвергнутого закаливанию смешанного продукта в зону разделения и выпуск для выгрузки закалочного раствора 246.Downstream of the steam pyrolysis zone 230, a quenching zone 240 is also integrated, which includes an inlet in fluid communication with the outlet of the steam pyrolysis zone 230 for receiving a mixed product stream 239, an inlet for supplying a quenching solution 242, an outlet for discharge stream 244 of the quenched mixed product to the separation zone; and outlet for discharge of quench solution 246.

В общем случае поток 244 промежуточного, подвергнутого закаливанию смешанного продукта подвергают разделению в секции компримирования и фракционирования. Такая секция компримирования и фракционирования хорошо известна на современном уровне техники.In general, the intermediate quenched blended product stream 244 is separated in a compression and fractionation section. Such a compression and fractionation section is well known in the art.

В еще одном предпочтительном варианте осуществления изобретения поток 244 смешанного продукта подвергают конверсии в поток 265 промежуточного продукта и водород 262. Извлеченный водород очищают и используют в качестве рециркуляционного потока 202 водорода в зоне реакции гидропереработки. Поток 265 промежуточного продукта, который может дополнительно содержать водород, в общем случае фракционируют на конечные продукты и остаток в зоне 270 разделения, которая может представлять собой одну или несколько установок разделения, таких как множество колонн фракционирования, включающих этаноотгонную, пропаноотгонную и бутаноотгонную колонны, как это известно для специалистов в соответствующей области техники.In yet another preferred embodiment, mixed product stream 244 is converted to intermediate stream 265 and hydrogen 262. The recovered hydrogen is purified and used as hydrogen recycle stream 202 in the hydroprocessing reaction zone. Intermediate stream 265, which may further contain hydrogen, is generally fractionated into end products and residue in a separation zone 270, which may be one or more separation units, such as a plurality of fractionation columns including an ethanolic, desiccant, and butane-stripper such as this is known to those skilled in the art.

Зона 270 разделения продукта находится в сообщении по текучей среде с потоком 265 продукта, который включает множество впусков 273-278 продуктов, в том числе выпуск 278 для выгрузки метана, который необязательно может быть объединен с потоком 63, выпуск 277 для выгрузки этилена, выпуск 276 для выгрузки пропилена, выпуск 275 для выгрузки бутадиена, выпуск 274 для выгрузки смешанных бутиленов и выпуск 273 для выгрузки пиролизного бензина. В дополнение к этому, извлекают пиролизное нефтяное топливо 271, например, в качестве смеси малосернистого нефтяного топлива для дальнейшей переработки на стороннем нефтеперерабатывающем предприятии. Часть 272 выгруженного пиролизного нефтяного топлива может быть загружена в зону суспензионной гидропереработки (в соответствии с указанием пунктирными линиями). Как это необходимо отметить, несмотря на демонстрацию шести выпусков для продуктов совместно с выпуском для рециркуляции водорода и выпуском для нижнего продукта может быть предусмотрено их меньшее или большее количество в зависимости, например, от компоновки использующихся установок для разделения и требований по выходу и распределению.The product separation zone 270 is in fluid communication with the product stream 265, which includes a plurality of product inlets 273-278, including a methane discharge outlet 278, which may optionally be combined with stream 63, an ethylene discharge outlet 277, an outlet 276 for unloading propylene, outlet 275 for unloading butadiene, outlet 274 for unloading mixed butylenes and outlet 273 for unloading pyrolysis gasoline. In addition, the pyrolysis fuel oil 271 is recovered, for example, as a low-sulfur fuel oil blend for further processing in a third-party refinery. A portion 272 of the discharged pyrolysis fuel oil may be loaded into the slurry hydroprocessing zone (as indicated by the dashed lines). As noted, although six product outlets have been demonstrated in conjunction with a hydrogen recycle outlet and an underflow outlet, fewer or more may be provided depending on, for example, the layout of the separation units used and the outlet and distribution requirements.

Зона 222 суспензионной гидропереработки может включать существующие или улучшенные (то есть пока еще разрабатываемые) операции суспензионной гидропереработки (или последовательности операций на установках), которые обеспечивают конверсию сравнительно малоценных остатков илиThe slurry hydroprocessing zone 222 may include existing or improved (i.e., still under development) slurry hydroprocessing operations (or plant sequences) that convert relatively low value residues or

- 14 038032 нижних продуктов (например, обычно из колонны вакуумной перегонки или колонны атмосферной перегонки, а в настоящей системе из зоны 230 парового пиролиза) для получения относительно более низкомолекулярных углеводородных газов, нафты и легких и тяжелых газойлей. Загрузка в зону 222 суспензионной гидропереработки включает все количество или часть нижних продуктов 219 (в качестве подаваемого потока 280) из зоны 218 парожидкостного разделения или все количество или часть нижних продуктов 238 из зоны 236 парожидкостного разделения. В дополнение к этому, в соответствии с описанием изобретения в настоящем документе все количество или часть 272 пиролизного нефтяного топлива 271 из 270 зоны разделения продукта могут быть объединены в качестве загрузки в зону 225 каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем катализатора.- 14 038032 bottoms (for example, usually from a vacuum distillation column or atmospheric distillation column, and in the present system from a steam pyrolysis zone 230) to obtain relatively lower molecular weight hydrocarbon gases, naphtha and light and heavy gas oils. The feed to the slurry hydroprocessing zone 222 includes all or part of the bottoms 219 (as feed stream 280) from the vapor-liquid separation zone 218 or all or part of the bottoms 238 from the vapor-liquid separation zone 236. In addition, in accordance with the description of the invention herein, all or a portion 272 of the pyrolysis fuel oil 271 from 270 product separation zone can be combined as feed to the catalytic cracking zone 225 with a fluidized bed catalyst.

Операции установки реактора с суспензионным слоем характеризуются присутствием частиц катализатора, характеризующихся очень маленькими средними размерами, которые могут быть эффективно однородно диспергированы и удержаны в среде таким образом, чтобы способы гидрирования демонстрировали бы эффективность и незамедлительность действия по всему объему реактора. Г идропереработка в суспензионной фазе функционирует при относительно высоких температурах (400-500°C) и высоких давлениях (100-230 бар). Вследствие высокой жесткости условий способа может быть достигнута относительно более высокая степень превращения. Катализаторы могут быть гомогенными или гетерогенными и разрабатываются для демонстрации функциональности при условиях высокой жесткости. Механизм представляет собой процесс термического крекинга и имеет в своей основе образование свободных радикалов. Образовавшиеся свободные радикалы стабилизируются при использовании водорода в присутствии катализаторов, что тем самым предотвращает образование кокса. Катализаторы облегчают частичное гидрирование тяжелого подаваемого сырья до крекинга и тем самым уменьшают образование соединений с более длинной цепью.Slurry bed reactor setup operations are characterized by the presence of very small average catalyst particles that can be efficiently uniformly dispersed and retained in the medium so that hydrogenation processes are effective and immediate throughout the reactor. Slurry phase hydroprocessing operates at relatively high temperatures (400-500 ° C) and high pressures (100-230 bar). Due to the high severity of the process conditions, a relatively higher conversion can be achieved. Catalysts can be homogeneous or heterogeneous and are designed to demonstrate functionality under high stringency conditions. The mechanism is a thermal cracking process and is based on the formation of free radicals. The resulting free radicals are stabilized using hydrogen in the presence of catalysts, thereby preventing the formation of coke. The catalysts facilitate the partial hydrogenation of the heavy feedstock prior to cracking and thereby reduce the formation of longer chain compounds.

Катализаторы, использующиеся в процессе суспензионного гидрокрекинга, могут представлять собой маленькие частицы или могут быть введены в виде растворимого в масле предшественника, в общем случае в форме сульфида металла, который образуется во время реакции или на стадии предварительной обработки. Металлы, которые составляют диспергированные катализаторы, в общем случае представляют собой один или несколько переходных металлов, которые могут быть выбраны из Mo, W, Ni, Co и/или Ru. В особенности предпочтительными являются молибден и вольфрам, поскольку их эксплуатационные характеристики превосходят соответствующие характеристики ванадия или железа, которые, в свою очередь, являются предпочтительными в сопоставлении с никелем, кобальтом или рутением. Катализаторы могут быть использованы при низкой концентрации, например при нескольких сотнях частей при расчете на миллион частей (ч./млн), в однопроточной компоновке, но не являются в особенности эффективными при облагораживании более тяжелых продуктов в данных условиях. Для получения лучшего качества продукта катализаторы используют при более высокой концентрации, и катализатор необходимо отправлять на рециркуляцию в целях придания способу достаточной экономичности. Катализаторы могут быть извлечены при использовании технологических процессов, таких как осаждение, центрифугирование или фильтрование.The catalysts used in the slurry hydrocracking process can be small particles or can be introduced as an oil-soluble precursor, generally in the form of a metal sulfide, which is formed during the reaction or in the pretreatment step. The metals that make up the dispersed catalysts are generally one or more transition metals, which can be selected from Mo, W, Ni, Co and / or Ru. Molybdenum and tungsten are particularly preferred because their performance is superior to that of vanadium or iron, which in turn is preferred over nickel, cobalt or ruthenium. The catalysts can be used at low concentrations, for example several hundred parts per million parts (ppm), in a single-pass arrangement, but are not particularly effective in upgrading heavier products under these conditions. For better product quality, the catalysts are used at a higher concentration and the catalyst must be recycled to make the process economical. The catalysts can be recovered using technological processes such as precipitation, centrifugation, or filtration.

В общем случае реактор с суспензионным слоем может быть двух- или трехфазным реактором в зависимости от типа использующихся катализаторов. Это может быть двухфазная система из газа и жидкости в случае использования гомогенных катализаторов или трехфазная система из газа, жидкости и твердого вещества в случае использования гетерогенных катализаторов, характеризующихся маленьким размером частиц. Растворимый жидкостной предшественник или катализаторы, характеризующиеся маленьким размером частиц, делают возможными получение высокой степени диспергирования катализаторов в жидкости и получение тесного контакта между катализаторами и подаваемым сырьем, что в результате приводит к получению высокой степени превращения.In general, the slurry bed reactor can be a two- or three-phase reactor, depending on the type of catalysts used. This can be a two-phase system of gas and liquid in the case of using homogeneous catalysts or a three-phase system of gas, liquid and solid in the case of using heterogeneous catalysts characterized by a small particle size. The soluble liquid precursor or catalysts having a small particle size make it possible to obtain a high degree of dispersion of the catalysts in the liquid and to obtain intimate contact between the catalysts and the feed, resulting in a high conversion.

Эффективные условия переработки для зоны 222 гидропереработки с суспензионным слоем в системе и способе в настоящем документе включают температуру реакции в диапазоне от 375 до 450°C и давление реакции в диапазоне от 30 до 180 бар. Подходящие катализаторы включают не нанесенные на носитель наноразмерные активные частицы, производимые in situ из растворимых в масле предшественников катализаторов, в том числе, например, один металл из группы VIII (Со или Ni) и один металл из группы VI (Мо или W) в сульфидной форме.Effective processing conditions for the slurry bed hydroprocessing zone 222 in the system and method herein include a reaction temperature in the range of 375 to 450 ° C. and a reaction pressure in the range of 30 to 180 bar. Suitable catalysts include unsupported nano-sized active species produced in situ from oil-soluble catalyst precursors including, for example, one Group VIII metal (Co or Ni) and one Group VI metal (Mo or W) in a sulfide form.

В способе, использующем компоновку, продемонстрированную на фиг. 3, к подаваемому сырью 201 примешивают эффективное количество водорода 202 и 215 (и необязательно подпиточный водород, не показано) и смесь 203 загружают во впуск зоны 204 реакции селективной гидропереработки при температуре в диапазоне от 300 до 450°C. Например, зона реакции гидропереработки может включать один или несколько слоев, содержащих эффективное количество катализатора гидродеметаллизации, и один или несколько слоев, содержащих эффективное количество катализатора гидропереработки, обладающего функциями гидродеароматизации, гидроденитрогенизации, гидродесульфуризации и/или гидрокрекинга. В дополнительных вариантах осуществления зона 204 реакции гидропереработки включает более чем два слоя катализатора. В дополнительных вариантах осуществления зона 204 реакции гидропереработки включает множество реакционных емкостей, при этом каждая из них включает слои катализатоIn the method using the arrangement shown in FIG. 3, an effective amount of hydrogen 202 and 215 (and optionally make-up hydrogen, not shown) is admixed to feed 201, and the mixture 203 is fed to the inlet of the selective hydrotreating reaction zone 204 at temperatures ranging from 300 to 450 ° C. For example, a hydroprocessing reaction zone can include one or more beds containing an effective amount of a hydrodemetallization catalyst and one or more beds containing an effective amount of a hydroprocessing catalyst having hydrodearomatization, hydrogendenitrogenation, hydrodesulfurization, and / or hydrocracking functions. In additional embodiments, the hydroprocessing reaction zone 204 includes more than two catalyst beds. In additional embodiments, the hydroprocessing reaction zone 204 includes a plurality of reaction vessels, each of which includes catalyst beds.

- 15 038032 ров, обладающих различной функцией.- 15 038032 moats with different functions.

Зона 204 реакции гидропереработки функционирует при параметрах, эффективных для гидродеметаллизации, гидродеароматизации, гидроденитрогенизации, гидродесульфуризации и/или гидрокрекинга нефтяного подаваемого сырья, которое в определенных вариантах осуществления представляет собой сырую нефть. В определенных вариантах осуществления гидропереработку проводят при использовании следующих далее условий: рабочая температура в диапазоне от 300 до 450°C; рабочее давление в диапазоне от 30 до 180 бар; и часовая объемная скорость жидкости в диапазоне от 0,1 до 10 час-1. Как это необходимо отметить, при использовании сырой нефти в качестве подаваемого сырья в зоне 204 реакции гидропереработки демонстрируются преимущества, например, в сопоставлении с операцией той же самой установки для гидропереработки, использующейся для атмосферного остатка. Например, при температуре запуска или работы установки в диапазоне от 370 до 375 °C скорость дезактивирования составляет приблизительно 1°C/месяц. В противоположность этому, в случае необходимости переработки остатка скорость дезактивирования была бы близкой к величине в диапазоне приблизительно от 3 до 4°C/месяц. При обработке атмосферного остатка обычно используют давление, составляющее приблизительно 200 бар, в то время как настоящий способ, в котором подвергают обработке сырую нефть, может функционировать при давлении, составляющем всего лишь 100 бар. В дополнение к этому, в целях достижения высокого уровня насыщения, требуемого для увеличения уровня содержания водорода в подаваемом потоке, данный способ может функционировать при высокой производительности в сопоставлении с тем, что имеет место для атмосферного остатка. Значение ЧОСЖ может составлять целые 0,5 час-1, в то время как для атмосферного остатка обычно имеет место величина 0,25 час-1. Неожиданное открытие заключается в том, что при переработке сырой нефти скорость дезактивирования движется в обратном направлении в сопоставлении с тем, что наблюдается обычно. Дезактивирование при низкой производительности (0,25 час-1) составляет 4,2°C/месяц, а дезактивирование при более высокой производительности (0,5 час 1) составляет 2,0°C/месяц. Для каждого подаваемого потока, который рассматривается в промышленности, наблюдается противоположное. Это может быть приписано эффекту вымывания катализатора.Hydrotreating reaction zone 204 operates at parameters effective for hydrodemetallization, hydrodearomatization, hydrodenitrogenation, hydrodesulfurization, and / or hydrocracking of a petroleum feedstock, which in certain embodiments is crude oil. In certain embodiments, the hydroprocessing is carried out using the following conditions: operating temperature ranging from 300 to 450 ° C; working pressure in the range from 30 to 180 bar; and hourly space velocity of the liquid in the range from 0.1 to 10 hours-one... It should be noted that when crude oil is used as feedstock, hydroprocessing reaction zone 204 demonstrates advantages over, for example, the operation of the same hydroprocessing unit used for the atmospheric residue. For example, if the start-up or operating temperature of the unit is between 370 and 375 ° C, the deactivation rate is approximately 1 ° C / month. In contrast, if it was necessary to process the residue, the decontamination rate would be close to a value in the range of about 3 to 4 ° C / month. In the treatment of the atmospheric residue, a pressure of about 200 bar is generally used, while the present process, in which the crude oil is treated, can be operated at a pressure of as little as 100 bar. In addition, in order to achieve the high level of saturation required to increase the hydrogen level in the feed stream, the process can operate at high throughput relative to that of the atmospheric residue. LHSV can be as much as 0.5 hour-one, while for atmospheric residue there is usually a value of 0.25 h-one... An unexpected discovery is that in the processing of crude oil, the rate of decontamination moves in the opposite direction compared to what is usually observed. Deactivation at low productivity (0.25 h-one) is 4.2 ° C / month, and decontamination at higher capacity (0.5 hour 1) is 2.0 ° C / month. For every feed stream considered in the industry, the opposite is true. This can be attributed to the catalyst washout effect.

Выходящие потоки 205 реактора из зоны 204 гидропереработки охлаждают в теплообменнике (не показано) и отправляют в холодный или горячий сепаратор 206 высокого давления. Верхний продукт 207 сепаратора очищают в установке 212 аминового очищения и получающийся в результате поток 213 газа, обогащенного по водороду, пропускают в рециркуляционный компрессор 214 в целях использования в качестве газа 215 рециркуляции в зоне 204 реакции гидропереработки. Нижний продукт 208 сепаратора из сепаратора 206 высокого давления, который представляет собой по существу жидкостную фазу, охлаждают и после этого вводят в холодный сепаратор 209 низкого давления. Остающиеся газы в виде потока 211, включающие водород, H2S, NH3 и любые легкие углеводороды, которые могут включать С1-С4 углеводороды, обычно могут быть выдуты из холодного сепаратора низкого давления и отправлены для дальнейшей переработки, такой как переработка факельного газа или переработка топливного газа. В определенных вариантах осуществления настоящего способа водород извлекают в результате объединения потока 211 (в соответствии с указанием пунктирными линиями) с газом крекинга в виде потока 244 продуктов установки парового крекинга.Reactor effluents 205 from hydroprocessing zone 204 are cooled in a heat exchanger (not shown) and sent to a cold or hot high pressure separator 206. The separator overhead 207 is purified in an amine refinery 212 and the resulting hydrogen-rich gas stream 213 is passed to a recycle compressor 214 for use as a recycle gas 215 in the hydroprocessing reaction zone 204. The separator bottom 208 from the high pressure separator 206, which is essentially a liquid phase, is cooled and then introduced into the cold low pressure separator 209. Residual gases in stream 211, including hydrogen, H 2 S, NH 3, and any light hydrocarbons that may include C1-C4 hydrocarbons, can typically be purged from a cold low pressure separator and sent for further processing such as flare gas processing or fuel gas processing. In certain embodiments of the present process, hydrogen is recovered by combining stream 211 (as indicated by dashed lines) with the cracked gas as steam cracker product stream 244.

В определенных вариантах осуществления поток 110а нижнего продукта в виде потока 283 представляет собой подаваемый поток 210 для зоны 230 парового пиролиза. В дополнительных вариантах осуществления нижний продукт 210а из сепаратора 209 низкого давления отправляют в зону 218 разделения, где выгруженная паровая часть представляет собой подаваемый поток 210 для зоны 230 парового пиролиза. Паровая часть может характеризоваться, например, начальной температурой кипения, соответствующей тому, что имеет место для потока 210а, и конечной температурой кипения в диапазоне от приблизительно 350°C до приблизительно 600°C. Зона 218 разделения может включать операцию подходящей установки парожидкостного разделения, такую как емкость для мгновенного испарения, устройство разделения на основе физического или механического разделения паров и жидкостей или комбинация, включающая по меньшей мере один из данных типов устройств.In certain embodiments, underflow stream 110a as stream 283 is feed stream 210 for steam pyrolysis zone 230. In additional embodiments, underflow 210a from low pressure separator 209 is sent to separation zone 218 where the vapor discharged portion is feed 210 to steam pyrolysis zone 230. The vapor portion may have, for example, an initial boiling point corresponding to that of stream 210a and a final boiling point in the range of about 350 ° C to about 600 ° C. Separation zone 218 may include the operation of a suitable vapor-liquid separation unit such as a flash tank, a separation device based on physical or mechanical separation of vapors and liquids, or a combination of at least one of these types of devices.

Подаваемый поток 210 для парового пиролиза характеризуется уменьшенным уровнем содержания загрязнителей (то есть металлов, серы и азота), увеличенной парафинистостью, уменьшенным значением ПКГБ и увеличенной плотностью в градусах Американского нефтяного института (АНИ). Подаваемый поток 210 для парового пиролиза, который характеризуется увеличенным уровнем содержания водорода в сопоставлении с подаваемым потоком 201, транспортируют в конвекционную секцию 232 и вводят, например подводят через впуск для водяного пара (не показан), эффективное количество водяного пара. В конвекционной секции 232 смесь нагревают до предварительно определенной температуры, например, при использовании одного или нескольких потоков сбросного тепла или другой подходящей компоновки нагревания. В определенных вариантах осуществления смесь нагревают до температуры в диапазоне от 400 до 600°C и выпаривают вещество, характеризующееся температурой кипения, меньшей чем предварительно определенная температура.Steam pyrolysis feed 210 has reduced levels of contaminants (ie, metals, sulfur, and nitrogen), increased paraffin content, reduced PCGB, and increased API gravity. Steam pyrolysis feed 210, which has an increased hydrogen content relative to feed 201, is conveyed to convection section 232 and introduced, for example through a steam inlet (not shown), an effective amount of steam. In the convection section 232, the mixture is heated to a predetermined temperature, for example using one or more waste heat streams or other suitable heating arrangement. In certain embodiments, the mixture is heated to a temperature in the range of 400 to 600 ° C and a material having a boiling point less than a predetermined temperature is evaporated.

Зона 230 парового пиролиза функционирует при параметрах, эффективных для крекинга гидропереработанного выходящего потока 210 в целях получения желаемых продуктов, включающих этилен,Steam pyrolysis zone 230 operates at parameters effective to crack hydroprocessing effluent 210 to produce the desired products, including ethylene,

- 16 038032 пропилен, бутадиен, смешанные бутены и пиролизный бензин. В определенных вариантах осуществления паровой крекинг проводят при использовании следующих далее условий: температура в диапазоне от 400 до 900°C в конвекционной секции и в пиролизной секции; соотношение между водяным паром и углеводородом в конвекционной секции в диапазоне от 0,3:1 до 2:1; и время пребывания в пиролизной секции в диапазоне от 0,05 до 2 с.- 16 038032 propylene, butadiene, mixed butenes and pyrolysis gasoline. In certain embodiments, steam cracking is carried out using the following conditions: a temperature in the range of 400 to 900 ° C in the convection section and in the pyrolysis section; the ratio between water vapor and hydrocarbon in the convection section in the range from 0.3: 1 to 2: 1; and the residence time in the pyrolysis section in the range of 0.05 to 2 seconds.

Поток 239 смешанного продукта пропускают во впуск зоны 240 закаливания, использующей закалочный раствор 242 (например, воду и/или пиролизное нефтяное топливо), введенный через отдельный впуск, для получения потока 244 подвергнутого закаливанию смешанного продукта, имеющего уменьшенную температуру, составляющую, например, приблизительно 300°C, а отработанный закалочный раствор 246 отправляют на рециркуляцию и/или выдувают.A mixed product stream 239 is passed to an inlet of a quench zone 240 using a quench solution 242 (e.g., water and / or pyrolysis fuel oil) introduced through a separate inlet to provide a quenched mixed product stream 244 having a reduced temperature of, for example, approximately 300 ° C, and the spent quenching solution 246 is sent for recirculation and / or blown out.

Выходящий поток 239 газовой смеси из установки крекинга обычно представляет собой смесь из водорода, метана, углеводородов, диоксида углерода и сероводорода. После охлаждения водой и/или закаливания в масле смесь 244 подвергают компримированию и разделению. В одном неограничивающем примере поток 244 компримируют в многоступенчатом компрессоре, который обычно включает 4-6 ступени, где упомянутый многоступенчатый компрессор может включать зону 251 компрессора для получения компримированной газовой смеси 252. Компримированная газовая смесь 252 может быть подвергнута обработке в установке 253 каустической обработки в целях получения газовой смеси 254, обедненной по сероводороду и диоксиду углерода. Газовая смесь 254 может быть дополнительно компримирована в зоне 255 компрессора. Получающийся в результате подвергнутый крекингу газ 256 может быть подвергнут криогенной обработке в установке 257 дегидратации и может быть дополнительно высушен при использовании молекулярных сит.The cracker gas mixture effluent stream 239 is typically a mixture of hydrogen, methane, hydrocarbons, carbon dioxide and hydrogen sulfide. After cooling with water and / or quenching in oil, the mixture 244 is subjected to compression and separation. In one non-limiting example, stream 244 is compressed in a multistage compressor, which typically includes 4-6 stages, wherein said multistage compressor may include a compressor zone 251 to produce a compressed gas mixture 252. The compressed gas mixture 252 may be treated in a caustic treatment unit 253 to obtaining a gas mixture 254, depleted in hydrogen sulfide and carbon dioxide. The gas mixture 254 can be further compressed in the zone 255 of the compressor. The resulting cracked gas 256 can be cryogenically treated in dehydration unit 257 and can be further dried using molecular sieves.

Холодный поток 258 газа, подвергнутого крекингу, из установки 257 может быть пропущен в метаноотгонную колонну 259, из которой производят головной поток 260, содержащий водород и метан из потока газа, подвергнутого крекингу. После этого поток 265 нижнего продукта из метаноотгонной колонны 259 отправляют для дальнейшей переработки в зоне 270 разделения продукта, включающей колонны фракционирования, включающие этаноотгонную, пропаноотгонную и бутаноотгонную колонны. Также могут быть использованы и технологические конфигурации, включающие другую последовательность из метаноотгонной колонны, этаноотгонной колонны, пропаноотгонной колонны и бутаноотгонной колонны.Cold cracked gas stream 258 from unit 257 may be passed to desoldering column 259 from which an overhead stream 260 containing hydrogen and methane is produced from the cracked gas stream. Thereafter, the underflow stream 265 from the desoldering column 259 is sent for further processing in the product separation zone 270, which includes fractionation columns, including the de-ethanizer, propane-stripper, and butane-stripper. Process configurations may also be used including a different sequence of a desoldering column, an ethanizing column, a desoldering column, and a butane desoldering column.

В соответствии со способами в настоящем документе после отделения от метана в метаноотгонной колонне 259 и извлечения водорода в установке 261 получают водород 262, характеризующийся степенью чистоты обычно в диапазоне 80-95 об.%.In accordance with the methods herein, after separation from methane in desoldering column 259 and hydrogen recovery in unit 261, hydrogen 262 is produced having a purity typically in the range of 80-95 vol%.

Технологические процессы извлечения в установке 261 включают криогенное извлечение (например, при температуре, составляющей приблизительно -157°C). После этого поток 262 водорода пропускают в установку 264 очистки водорода, такую как установка короткоцикловой адсорбции (PSA) в целях получения потока 202 водорода, характеризующегося степенью чистоты 99,9%+, или установки мембранного разделения в целях получения потока 202 водорода, характеризующегося степенью чистоты, составляющей приблизительно 95%. После этого поток 202 очищенного водорода рециркулируют обратно для выполнения функции основной доли требуемого водорода для зоны гидропереработки. В дополнение к этому неосновная доля может быть использована для реакций гидрирования ацетилена, метилацетилена и пропадиенов (не показано). В дополнение к этому, в соответствии со способами в настоящем документе поток 263 метана необязательно может быть рециркулирован в установку парового крекинга в целях использования в качестве топлива для горелок и/или нагревателей.Recovery processes in unit 261 include cryogenic recovery (eg, at a temperature of approximately -157 ° C). Thereafter, hydrogen stream 262 is passed to a hydrogen purification unit 264, such as a pressure swing adsorption (PSA) unit, to produce a 99.9% + purity hydrogen stream 202, or a membrane separation unit to produce a hydrogen stream 202 at a purity , amounting to approximately 95%. Thereafter, purified hydrogen stream 202 is recycled back to serve as the major portion of the required hydrogen for the hydroprocessing zone. In addition, the minority can be used for hydrogenation reactions of acetylene, methylacetylene and propadienes (not shown). In addition, in accordance with the methods herein, the methane stream 263 may optionally be recycled to a steam cracker for use as a fuel for burners and / or heaters.

Поток 265 нижнего продукта из метаноотгонной колонны 259 транспортируют на впуск зоны 270 разделения продукта в целях разделения на метан, этилен, пропилен, бутадиен, смешанные бутилены и пиролизный бензин соответственно через выпуски 278, 277, 276, 275, 274 и 273. Пиролизный бензин в общем случае включает С5-С9 углеводороды, и от данного погона могут быть отделены бензол, толуол и ксилолы. Необязательно один или оба представителя, выбираемые из фазы 229 кубового асфальта и неиспаренной тяжелой жидкостной фракции 238 из секции 236 парожидкостного разделения, объединяют с пиролизным нефтяным топливом 271 (например, веществами, кипящими при температуре, большей чем температура кипения наиболее низкокипящего C10 соединения, известными под наименованием потока С10+) из зоны 270 разделения и смешанный поток отбирают в качестве 272 смеси пиролизного нефтяного топлива, например, для дальнейшей переработки на стороннем нефтеперерабатывающем предприятии (не показано). Кроме того, как это продемонстрировано в настоящем документе, нефтяное топливо 272 (которое могут представлять собой все количество или часть пиролизного нефтяного топлива 271) может быть введено в зону 222 суспензионной гидропереработки при использовании зоны 220 смешивания.The underflow stream 265 from detonator 259 is conveyed to the inlet of product separation zone 270 for separation into methane, ethylene, propylene, butadiene, mixed butylenes and pyrolysis gasoline, respectively, through outlets 278, 277, 276, 275, 274 and 273. Pyrolysis gasoline in generally includes C5-C9 hydrocarbons, and benzene, toluene and xylenes can be separated from this cut. Optionally, one or both of asphalt bottoms phase 229 and non-vaporized heavy liquid fraction 238 from vapor-liquid separation section 236 are combined with pyrolysis fuel oil 271 (e.g., substances boiling at a temperature greater than the boiling point of the lowest boiling C10 compound known as the name of the stream C10 +) from the separation zone 270 and the mixed stream is taken as a mixture of pyrolysis fuel oil 272, for example, for further processing at a third-party refinery (not shown). In addition, as demonstrated herein, fuel oil 272 (which may be all or a portion of pyrolysis fuel oil 271) can be introduced into slurry hydroprocessing zone 222 using mixing zone 220.

Подаваемый поток для зоны суспензионной гидропереработки включает комбинации из потоков 280, 284 и/или 272 в соответствии с описанием изобретения в настоящем документе. Данное вещество подвергают переработке в зоне 222 суспензионной гидропереработки, необязательно при использовании зоны 220 смешивания. В зоне 220 смешивания жидкостную фракцию (фракции) остатка смешивают с неподвергшимся конверсии остатком 225 суспензии, который включает активные частицы катализатора,The feed stream to the slurry hydroprocessing zone includes combinations of streams 280, 284, and / or 272 as described herein. This material is processed in a slurry hydroprocessing zone 222, optionally using a mixing zone 220. In the mixing zone 220, the liquid fraction (s) of the residue are mixed with the unconverted residue 225 of the slurry, which includes active catalyst particles,

- 17 038032 для получения подаваемого потока для зоны 222 суспензионной гидропереработки. После этого данный подаваемый поток облагораживают в зоне 222 суспензионной гидропереработки в присутствии водорода 223 для получения промежуточного продукта 224 из суспензии, включающего средние дистилляты. В определенных вариантах осуществления зона 222 суспензионной гидропереработки находится в общем контуре высокого давления совместно с одним или несколькими реакторами в зоне 204 гидропереработки. Промежуточный продукт 224 из суспензии рециркулируют и смешивают с гидроочищенным выходящим потоком 210 реактора до переработки в зоне 230 парового пиролиза для прохождения конверсии.17 038032 to provide a feed stream for slurry hydroprocessing zone 222. This feed stream is then upgraded in a slurry hydroprocessing zone 222 in the presence of hydrogen 223 to provide a slurry intermediate 224 comprising middle distillates. In certain embodiments, the slurry hydroprocessing zone 222 is in a common high pressure loop with one or more reactors in the hydroprocessing zone 204. Slurry intermediate 224 is recycled and mixed with hydrotreated reactor effluent 210 prior to processing in steam pyrolysis zone 230 for conversion.

Выходящий поток 265 зоны парового пиролиза после закаливания и разделения разделяют в последовательности из установок 270 разделения в целях получения главных продуктов 273-278, в том числе метана, этана, этилена, пропана, пропилена, бутана, бутадиена, смешанных бутенов, бензина и нефтяного топлива. Поток 262 водорода пропускают через установку 264 очистки водорода в целях получения высококачественного газообразного водорода 202 для примешивания к подаваемому потоку для установки 204 реакции гидропереработки.Steam pyrolysis zone effluent 265 after quenching and separation is separated in sequence from separation units 270 to produce major products 273-278, including methane, ethane, ethylene, propane, propylene, butane, butadiene, mixed butenes, gasoline and fuel oil. ... A hydrogen stream 262 is passed through a hydrogen purification unit 264 to produce high quality hydrogen gas 202 for admixing with a feed stream for a hydroprocessing reaction unit 204.

В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления, соответствующим описанному выше варианту осуществления 28, по меньшей мере часть тяжелой фракции смешивают с пиролизным нефтяным топливом, извлеченным на стадии (f4). В настоящем интегрированном способе стадия (с4) предпочтительно включает стадии компримирования потока смешанного продукта термического крекинга при использовании множества ступеней компримирования; проведения для потока компримированного смешанного продукта термического крекинга каустической обработки для получения потока смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; компримирования потока смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; дегидратации потока компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; извлечения водорода из потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; и получения олефинов и ароматических соединений, как на стадии (е4), и пиролизного нефтяного топлива, как на стадии (f4), из остатка потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода; и стадия (d4) включает очистку извлеченного водорода из потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода в целях рециркуляции в зону гидропереработки. Стадия извлечения водорода из потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода предпочтительно включает отдельное извлечение метана в целях использования в качестве топлива для горелок и/или нагревателей на стадии термического крекинга. Стадия термического крекинга данного варианта осуществления предпочтительно включает нагревание гидропереработанного выходящего потока в конвекционной секции зоны парового пиролиза, разделение нагретого гидропереработанного выходящего потока на паровую фазу и жидкостную фазу, пропускание паровой фазы в пиролизную секцию зоны парового пиролиза и выгрузку жидкостной фазы, где выгруженную жидкостную фракцию предпочтительно смешивают с пиролизным нефтяным топливом, извлеченным на стадии (f4). Данный интегрированный способ предпочтительно включает разделение выходящих потоков реактора зоны гидропереработки в сепараторе высокого давления для извлечения газовой части, которую очищают и рециркулируют в зону гидропереработки в качестве дополнительного источника водорода, и жидкостной части, и разделение жидкостной части из сепаратора высокого давления в сепараторе низкого давления на газовую часть и жидкостную часть, где жидкостная часть из сепаратора низкого давления представляет собой гидропереработанный выходящий поток, подвергнутый термическому крекингу, а газовую часть из сепаратора низкого давления объединяют с потоком смешанного продукта после зоны парового пиролиза и до разделения на стадии (с4). В одном специальном варианте осуществления данный интегрированный способ дополнительно включает стадии разделения выходящих потоков реактора зоны гидропереработки в сепараторе высокого давления для извлечения газовой части, которую очищают и рециркулируют в зону гидропереработки в качестве дополнительного источника водорода, и жидкостной части, и разделения жидкостной части из сепаратора высокого давления в сепараторе низкого давления на газовую часть и жидкостную часть, где жидкостная часть из сепаратора низкого давления представляет собой гидропереработанный выходящий поток, подвергнутый разделению на легкую фракцию и тяжелую фракцию, а газовую часть из сепаратора низкого давления объединяют с потоком смешанного продукта после зоны парового пиролиза и до разделения на стадии (с4).In accordance with the preferred embodiment corresponding to the above-described embodiment 28, at least part of the heavy fraction is mixed with the pyrolysis fuel oil recovered in step (f4). In the present integrated process, step (c4) preferably includes the steps of compressing the mixed thermal cracked product stream using a plurality of compression stages; subjecting the compressed thermal cracked mixed product stream to a caustic treatment to obtain a thermal cracked mixed product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; compressing the mixed thermal cracking product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; dehydration of the compressed mixed thermal cracking product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; recovering hydrogen from the stream of dehydrated compressed mixed thermal cracking product with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; and obtaining olefins and aromatics, as in step (e4), and pyrolysis fuel oil, as in step (f4), from the remainder of the stream of the dehydrated compressed mixed thermal cracked product with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; and step (d4) includes purifying recovered hydrogen from the dehydrated compressed mixed thermal cracker stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide for recycling to the hydroprocessing zone. The step of recovering hydrogen from the dehydrated compressed mixed thermal cracker stream with reduced hydrogen sulfide and carbon dioxide content preferably includes separate recovery of methane for use as fuel for burners and / or heaters in the thermal cracking step. The thermal cracking step of this embodiment preferably includes heating the hydrotreated effluent in the convection section of the vapor pyrolysis zone, separating the heated hydrotreated effluent into a vapor phase and a liquid phase, passing the vapor phase into the pyrolysis section of the vapor pyrolysis zone, and discharging the liquid phase, where the discharged liquid fraction is preferred. mixed with the pyrolysis fuel oil recovered in step (f4). This integrated method preferably includes separating the effluent streams of the hydroprocessing zone reactor in a high pressure separator to recover a gas portion that is purified and recycled to the hydroprocessing zone as an additional source of hydrogen and a liquid portion, and separating the liquid portion from the high pressure separator in a low pressure separator into a gas portion and a liquid portion, where the liquid portion from the low pressure separator is a hydroprocessing thermally cracked effluent stream, and the gas portion from the low pressure separator is combined with the mixed product stream after the steam pyrolysis zone and prior to separation in step (c4). In one special embodiment, this integrated method further comprises the steps of separating the effluent streams of the hydroprocessing zone reactor in a high-pressure separator to recover the gas portion that is purified and recycled to the hydroprocessing zone as an additional source of hydrogen and the liquid portion, and separating the liquid portion from the high-pressure separator. pressure in the low pressure separator to the gas part and the liquid part, where the liquid part from the low pressure separator is a hydrotreated effluent stream separated into a light fraction and a heavy fraction, and the gas part from the low pressure separator is combined with the mixed product stream after the steam pyrolysis zone and before separation in step (c4).

На фиг. 4 продемонстрирована принципиальная технологическая схема данного варианта осуществления, включающего интегрированные способ и систему гидропереработки и парового пиролиза. Интегрированная система в общем случае включает зону селективной каталитической гидропереработки, необязательную зону 320 разделения, зону 330 парового пиролиза и зону разделения продукта. Зона селективной гидропереработки включает зону 304 реакции гидропереработки, включающую впуск для приема смеси из сырой нефти подаваемого сырья 301 и водорода 302, рециркулированного из потокаFIG. 4 shows a schematic flow diagram of this embodiment, including an integrated hydro-processing and steam pyrolysis method and system. The integrated system generally includes a selective catalytic hydroprocessing zone, an optional separation zone 320, a steam pyrolysis zone 330, and a product separation zone. The selective hydroprocessing zone includes a hydroprocessing reaction zone 304 including an inlet for receiving a mixture of crude oil feedstock feed 301 and hydrogen 302 recycled from the stream

- 18 038032 продукта парового пиролиза, и подпиточного водорода по мере надобности. Зона 304 реакции гидропереработки также включает выпуск для выгрузки гидропереработанного выходящего потока 305.- 18 038032 steam pyrolysis product, and make-up hydrogen as required. The hydroprocessing reaction zone 304 also includes an outlet for discharging the hydroprocessing effluent stream 305.

Выходящие потоки 305 реактора из реактора (реакторов) гидропереработки охлаждают в теплообменнике (не показано) и отправляют в сепаратор 306 высокого давления. Верхний продукт 307 сепаратора очищают в установке 312 аминового очищения и получающийся в результате поток 313 газа, обогащенного по водороду, пропускают в рециркуляционный компрессор 314 в целях использования в качестве газа 315 рециркуляции в реакторе гидропереработки. Поток 308 нижнего продукта из сепаратора 306 высокого давления, который представляет собой по существу жидкостную фазу, охлаждают и вводят в холодный сепаратор 309 низкого давления, в котором его разделяют на газовый поток и жидкостной поток 310. Газы из холодного сепаратора низкого давления включают водород, H2S, NH3 и любые легкие углеводороды, такие как С1-С4 углеводороды. Обычно данные газы отправляют для дальнейшей переработки, такой как переработка факельного газа или переработка топливного газа. В соответствии с определенными вариантами осуществления в настоящем документе водород извлекают в результате объединения газового потока 311, который включает водород, H2S, NH3 и любые легкие углеводороды, такие как С1-С4 углеводороды, с продуктами 344 установки парового крекинга. Все количество или часть жидкостного потока 310 используются в качестве подаваемого потока для зоны 330 парового пиролиза.Reactor effluents 305 from the hydroprocessing reactor (s) are cooled in a heat exchanger (not shown) and sent to a high pressure separator 306. The separator overhead 307 is purified in an amine refinery 312 and the resulting hydrogen-rich gas stream 313 is passed to a recycle compressor 314 to be used as recycle gas 315 in the hydroprocessing reactor. The underflow stream 308 from the high pressure separator 306, which is essentially a liquid phase, is cooled and introduced into the cold low pressure separator 309 where it is separated into a gas stream and a liquid stream 310. Gases from the cold low pressure separator include hydrogen, H 2 S, NH 3 and any light hydrocarbons such as C1-C4 hydrocarbons. Typically, these gases are sent for further processing such as flare gas processing or fuel gas processing. In accordance with certain embodiments herein, hydrogen is recovered by combining gas stream 311, which includes hydrogen, H 2 S, NH 3, and any light hydrocarbons such as C1-C4 hydrocarbons, with steam cracker products 344. All or part of the liquid stream 310 is used as feed stream for the steam pyrolysis zone 330.

Зону 320 разделения (в соответствии с указанием при использовании пунктирных линий на фигуре) используют для удаления тяжелых хвостовых фракций потока 310 нижнего продукта из сепаратора 309 низкого давления, то есть жидкофазных выходящих потоков зоны гидропереработки. Зона 320 разделения в общем случае включает впуск для приема жидкостного потока 310, выпуск для выгрузки легкой фракции 322, содержащей легкие компоненты, и выпуск для выгрузки тяжелой фракции 321, содержащей тяжелые компоненты, которые могут быть объединены с пиролизным нефтяным топливом из зоны 370 разделения продукта или могут быть использованы в качестве закалочного масла 342 в зоне 340 закаливания. В определенных вариантах осуществления зона 320 разделения включает одну или несколько емкостей мгновенного испарения.Separation zone 320 (as indicated by the use of the dashed lines in the figure) is used to remove the heavy ends of the underflow stream 310 from the low pressure separator 309, ie, the liquid phase effluents from the hydroprocessing zone. Separation zone 320 generally includes an inlet for receiving liquid stream 310, an outlet for unloading a light fraction 322 containing light components, and an outlet for unloading a heavy fraction 321 containing heavy components that can be combined with pyrolysis fuel oil from the product separation zone 370. or can be used as quench oil 342 in quench zone 340. In certain embodiments, separation zone 320 includes one or more flash tanks.

В дополнительных вариантах осуществления зона 320 разделения включает нижеследующее или по существу состоит из него (то есть функционирует в отсутствие зоны мгновенного испарения): устройство для циклонного фазового разделения или другое устройство для разделения на основе физического или механического разделения паров и жидкостей. В вариантах осуществления, в которых зона разделения включает нижеследующее или по существу состоит из него: устройство разделения на основе физического или механического разделения паров и жидкостей, граница отделения фракции может быть откорректирована на основании температуры испарения и скорости текучей среды для вещества, поступающего в устройство, например, в целях удаления фракции в диапазоне вакуумного остатка.In additional embodiments, separation zone 320 includes or essentially consists of (i.e., operates in the absence of a flash zone): a cyclonic phase separation device or other separation device based on physical or mechanical separation of vapors and liquids. In embodiments in which the separation zone comprises or essentially consists of the following: separation device based on physical or mechanical separation of vapors and liquids, the fraction separation boundary may be adjusted based on the evaporation temperature and fluid velocity for the substance entering the device, for example, to remove a fraction in the vacuum residue range.

Зона 320 парового пиролиза в общем случае включает конвекционную секцию 332 и пиролизную секцию 334, которая может функционировать на основе операций установки для парового пиролиза, известных на современном уровне техники, то есть при загрузке подаваемого потока для термического крекинга в конвекционную секцию в присутствии водяного пара. В дополнение к этому, в определенных необязательных вариантах осуществления в соответствии с описанием изобретения в настоящем документе (в соответствии с указанием пунктирными линиями на фигуре) между секциями 332 и 334 включается секция 336 парожидкостного разделения. Секция 336 парожидкостного разделения, через которую пропускают нагретый подаваемый поток для парового крекинга из конвекционной секции 332, может представлять собой устройство разделения на основе физического или механического разделения паров и жидкостей.The steam pyrolysis zone 320 generally includes a convection section 332 and a pyrolysis section 334, which can operate based on the operations of a steam pyrolysis plant known in the art, i.e. charging a thermal cracking feed stream into a convection section in the presence of steam. In addition, in certain optional embodiments, in accordance with the description of the invention herein (as indicated by the dotted lines in the figure), a vapor-liquid separation section 336 is included between sections 332 and 334. The vapor-liquid separation section 336, through which the heated steam cracking feed stream from the convection section 332 is passed, may be a separation device based on physical or mechanical separation of vapors and liquids.

В общем случае из пара формируют вихрь по круговой траектории для создания сил, когда более тяжелые капли и жидкость улавливаются и канализируются по направлению к выпуску для жидкости в качестве нефтяного топлива 338, например, которое добавляют к смеси пиролизного нефтяного топлива, а пар канализуется по направлению к выпуску для пара в качестве загрузки 337 в пиролизную секцию 334. Температуру испарения и скорость текучей среды варьируют для корректирования приблизительной точки отсечки по температуре, например, в определенных вариантах осуществления совместимых со смесью нефтяного топлива из остатка, например приблизительно 540°C.In general, steam is vortexed in a circular path to create forces when heavier droplets and liquid are trapped and channeled towards the liquid outlet as fuel oil 338, for example, which is added to the pyrolysis fuel oil mixture and the steam is channeled towards to steam outlet as charge 337 to pyrolysis section 334. The vaporization temperature and fluid velocity are varied to adjust the approximate temperature cut-off point, eg, in certain embodiments, compatible with the residue oil blend, eg, about 540 ° C.

Зона 340 закаливания включает впуск, находящийся в сообщении по текучей среде с выпуском для зоны 330 парового пиролиза, впуск для подвода закалочной среды 342, выпуск для выгрузки потока 344 промежуточного подвергнутого закаливанию смешанного продукта и выпуск для выгрузки закалочной среды 346.The quench zone 340 includes an inlet in fluid communication with an outlet for a steam pyrolysis zone 330, an inlet for supplying a quench medium 342, an outlet for discharging a stream 344 of an intermediate quenched mixed product, and an outlet for discharging a quench medium 346.

В общем случае поток 344 промежуточного, подвергнутого закаливанию смешанного продукта подвергают разделению в секции компримирования и фракционирования. Такая секция компримирования и фракционирования хорошо известна на современном уровне техники.In general, stream 344 of the intermediate quenched blended product is separated in a compression and fractionation section. Such a compression and fractionation section is well known in the art.

В одном варианте осуществления поток 344 смешанного продукта подвергают конверсии для получения потока 365 промежуточного продукта и водорода 362, который очищают в настоящем способе и используют в качестве рециркуляционного потока водорода 302 в зоне 304 реакции гидропереработки. Поток 365 промежуточного продукта, который может, кроме того, содержать водород, в общем случае фракционируют для получения конечных продуктов и остатка в зоне 370 разделения, которая можетIn one embodiment, mixed product stream 344 is reformed to provide intermediate product stream 365 and hydrogen 362 that is purified in the present process and used as recycle hydrogen stream 302 in hydroprocessing reaction zone 304. The intermediate product stream 365, which may further contain hydrogen, is generally fractionated to provide the final products and residue in separation zone 370, which may

- 19 038032 представлять собой одну или несколько установок разделения, таких как множество колонн фракционирования, включающих, например, этаноотгонную, пропаноотгонную и бутаноотгонную колонны, как это известно для специалистов в соответствующей области техники.- 19 038032 represent one or more separation units, such as a plurality of fractionation columns, including, for example, an ethanizer, a propane-stripper and a butane-stripper, as is known to those skilled in the art.

В общем случае зона 370 разделения продукта включает впуск, находящийся в сообщении по текучей среде с потоком 365 продукта, и множество выпусков 373-378 для продукта, в том числе выпуск 378 для выгрузки метана, который необязательно может быть объединен с потоком 363, выпуск 377 для выгрузки этилена, выпуск 76 для выгрузки пропилена, выпуск 375 для выгрузки бутадиена, выпуск 74 для выгрузки смешанных бутиленов и выпуск 373 для выгрузки пиролизного бензина. В дополнение к этому предусматривается выпуск для выгрузки пиролизного нефтяного топлива 371. Необязательно один или оба представителя, выбираемые из тяжелой фракции 321 из зоны 320 мгновенного испарения и части 338 нефтяного топлива из секции 336 парожидкостного разделения, объединяются с пиролизным нефтяным топливом 371 и могут быть отобраны в качестве смеси 372 пиролизного нефтяного топлива, например, смеси малосернистого нефтяного топлива для дальнейшей переработки на стороннем нефтеперерабатывающем предприятии. По меньшей мере часть тяжелой фракции 321 из зоны 320 мгновенного испарения используют в качестве закалочного масла 342. Как это необходимо отметить, несмотря на демонстрацию шести выпусков для продуктов может быть предусмотрено их меньшее или большее количество в зависимости, например, от компоновки использующихся установок для разделения и требований по выходу и распределению.In general, product separation zone 370 includes an inlet in fluid communication with product stream 365 and a plurality of product outlets 373-378, including a methane discharge outlet 378, which may optionally be combined with stream 363, outlet 377 for ethylene unloading, outlet 76 for propylene unloading, outlet 375 for unloading butadiene, outlet 74 for unloading mixed butylenes and outlet 373 for unloading pyrolysis gasoline. In addition, an outlet for unloading pyrolysis fuel oil 371 is provided. Optionally, one or both of the heavy fraction 321 from the flash zone 320 and the fuel oil portion 338 from the vapor-liquid separation section 336 are combined with the pyrolysis fuel oil 371 and may be selected as a mixture 372 pyrolysis fuel oil, for example, a mixture of low-sulfur fuel oil for further processing at a third-party refinery. At least a portion of the heavy fraction 321 from the flash zone 320 is used as quench oil 342. As it should be noted, although six outlets are shown, fewer or more product outlets may be provided depending, for example, on the layout of the separation units used. and exit and distribution requirements.

В одном варианте осуществления способа, использующего компоновку, продемонстрированную на фиг. 4, к сырой нефти подаваемого сырья 301 примешивают эффективное количество водорода 302 и 315 и смесь 303 загружают во впуск зоны 304 реакции селективной гидропереработки при температуре в диапазоне от 300 до 450°C.In one embodiment of the method using the arrangement shown in FIG. 4, an effective amount of hydrogen 302 and 315 is admixed to the crude oil of the feedstock feed 301, and the mixture 303 is charged to the inlet of the selective hydroprocessing reaction zone 304 at a temperature in the range of 300 to 450 ° C.

Например, зона реакции гидропереработки может включать один или несколько слоев, содержащих эффективное количество катализатора гидродеметаллизации, и один или несколько слоев, содержащих эффективное количество катализатора гидропереработки, обладающего функциями гидродеароматизации, гидроденитрогенизации, гидродесульфуризации и/или гидрокрекинга. В дополнительных вариантах осуществления зона 304 реакции гидропереработки включает более чем два слоя катализатора. В дополнительных вариантах осуществления зона 304 реакции гидропереработки включает множество реакционных емкостей, при этом каждая из них включает один или несколько слоев катализатора, например, обладающих различной функцией.For example, a hydroprocessing reaction zone can include one or more beds containing an effective amount of a hydrodemetallization catalyst and one or more beds containing an effective amount of a hydroprocessing catalyst having hydrodearomatization, hydrogendenitrogenation, hydrodesulfurization, and / or hydrocracking functions. In additional embodiments, the hydroprocessing reaction zone 304 includes more than two catalyst beds. In additional embodiments, the hydroprocessing reaction zone 304 includes a plurality of reaction vessels, each including one or more catalyst beds, for example, having a different function.

Зона 304 реакции гидропереработки функционирует при параметрах, эффективных для гидродеметаллизации, гидродеароматизации, гидроденитрогенизации, гидродесульфуризации и/или гидрокрекинга сырой нефти подаваемого сырья. В определенных вариантах осуществления гидропереработку проводят при использовании следующих далее условий: рабочая температура в диапазоне от 300 до 450°C; рабочее давление в диапазоне от 30 до 180 бар; и часовая объемная скорость жидкости в диапазоне от 0,1 до 10 час-1. Как это необходимо отметить, при использовании сырой нефти в качестве подаваемого сырья в зоне реакции гидропереработки демонстрируются преимущества, например, в сопоставлении с операцией той же самой установки для гидропереработки, использующейся для атмосферного остатка. Например, при температуре запуска и работы установки в диапазоне от 370 до 375°C скорость дезактивирования составляет приблизительно 1°К/месяц. В противоположность этому, в случае необходимости переработки остатка скорость дезактивирования была бы близкой к величине в диапазоне приблизительно от 3 до 4°К/месяц. При обработке атмосферного остатка обычно используют давление, составляющее приблизительно 200 бар, в то время как настоящий способ, в котором подвергают обработке сырую нефть, может функционировать при давлении, составляющем всего лишь 100 бар. В дополнение к этому, в целях достижения высокого уровня насыщения, требуемого для увеличения уровня содержания водорода в подаваемом потоке, данный способ может функционировать при высокой производительности в сопоставлении с тем, что имеет место для атмосферного остатка. Значение ЧОСЖ может составлять целые 0,5, в то время как для атмосферного остатка обычно имеет место величина 0,25. Неожиданное открытие заключается в том, что при переработке сырой нефти скорость дезактивирования движется в обратном направлении в сопоставлении с тем, что наблюдается обычно. Дезактивирование при низкой производительности (0,25 час-1) составляет 4,2°К/месяц, а дезактивирование при более высокой производительности (0,5 час-1) составляет 2,0°К/месяц. Для каждого подаваемого потока, который рассматривается в промышленности, наблюдается противоположное. Это может быть приписано эффекту вымывания катализатора.The hydroprocessing reaction zone 304 operates at parameters effective for hydrodemetallization, hydrodearomatization, hydrodenitrogenation, hydrodesulfurization, and / or hydrocracking of the feedstock crude oil. In certain embodiments, the hydroprocessing is carried out using the following conditions: operating temperature ranging from 300 to 450 ° C; working pressure in the range from 30 to 180 bar; and hourly space velocity of the liquid in the range from 0.1 to 10 h -1 . It should be noted that the use of crude oil as feedstock in the hydroprocessing reaction zone demonstrates advantages, for example, in comparison with the operation of the same hydroprocessing unit used for the atmospheric residue. For example, with a start-up and operating temperature of the plant in the range of 370 to 375 ° C, the decontamination rate is approximately 1 ° K / month. In contrast, if it was necessary to process the residue, the decontamination rate would be close to a value in the range of about 3 to 4 ° K / month. In the treatment of the atmospheric residue, a pressure of about 200 bar is usually used, while the present process, in which the crude oil is treated, can be operated at a pressure of as little as 100 bar. In addition, in order to achieve the high level of saturation required to increase the hydrogen level in the feed stream, the process can operate at high throughput relative to that of the atmospheric residue. The LHSV can be as much as 0.5, while the atmospheric residue is typically 0.25. An unexpected discovery is that in the processing of crude oil, the rate of decontamination moves in the opposite direction compared to what is usually observed. Decontamination at low productivity (0.25 h -1 ) is 4.2 ° K / month, and decontamination at higher productivity (0.5 h -1 ) is 2.0 ° K / month. The opposite is true for every feed stream considered in the industry. This can be attributed to the catalyst washout effect.

Выходящие потоки 305 реактора из зоны 304 гидропереработки охлаждают в теплообменнике (не показано) и отправляют в сепараторы, которые могут включать холодный или горячий сепаратор 306 высокого давления. Верхний продукт 307 сепаратора очищают в установке 312 аминового очищения и получающийся в результате поток 313 газа, обогащенного по водороду, пропускают в рециркуляционный компрессор 314 в целях использования в качестве газа 315 рециркуляции в зоне 304 реакции гидропереработки. Нижний продукт 308 сепаратора из сепаратора 306 высокого давления, который представляет собой по существу жидкостную фазу, охлаждают и после этого вводят в холодный сепаратор 309 низкого давления. Остающиеся газы в виде потока 311, включающие водород, H2S, NH3 и любые легкиеReactor effluents 305 from hydroprocessing zone 304 are cooled in a heat exchanger (not shown) and sent to separators, which may include a cold or hot high pressure separator 306. The separator overhead 307 is purified in an amine refinery 312 and the resulting hydrogen-rich gas stream 313 is passed to a recycle compressor 314 for use as recycle gas 315 in the hydroprocessing reaction zone 304. The separator bottom 308 from the high pressure separator 306, which is essentially a liquid phase, is cooled and then introduced into the cold low pressure separator 309. Residual gases as stream 311, including hydrogen, H 2 S, NH 3 and any light

- 20 038032 углеводороды, которые могут включать С1-С4 углеводороды, обычно могут быть выдуты из холодного сепаратора низкого давления и отправлены для дальнейшей переработки, такой как переработка факельного газа или переработка топливного газа. В определенных вариантах осуществления настоящего способа водород извлекают в результате объединения потока 311 (в соответствии с указанием пунктирными линиями) с газом крекинга в виде потока 344 продуктов установки парового крекинга. Нижний продукт 310 из сепаратора 309 низкого давления необязательно отправляют в зону 320 разделения или непосредственно пропускают в зону 330 парового пиролиза.- 20 038032 hydrocarbons, which may include C1-C4 hydrocarbons, can typically be purged from a cold low pressure separator and sent for further processing such as flare gas processing or fuel gas processing. In certain embodiments of the present process, hydrogen is recovered by combining stream 311 (as indicated by dashed lines) with the cracked gas as steam cracker product stream 344. Bottom product 310 from low pressure separator 309 is optionally sent to separation zone 320 or directly passed to steam pyrolysis zone 330.

Гидропереработанный выходящий поток 310 характеризуется уменьшенным уровнем содержания загрязнителей (то есть металлов, серы и азота), увеличенной парафинистостью, уменьшенным значением ПКГБ и увеличенной плотностью в градусах Американского нефтяного института (АНИ). Гидропереработанный выходящий поток 310 транспортируют в зону 320 разделения для удаления тяжелых хвостовых фракций в качестве потока 321 нижнего продукта и получения остального более легкого погона в качестве подаваемого потока 322 для пиролиза 322.Hydrotreated effluent stream 310 has reduced levels of contaminants (ie, metals, sulfur, and nitrogen), increased paraffin content, reduced PCGB, and increased API gravity. Hydrotreated effluent 310 is transported to separation zone 320 to remove heavy ends as underflow 321 and obtain the remainder of the lighter cut as feed 322 for pyrolysis 322.

По меньшей мере часть потока 321 нижнего продукта используют в качестве закалочного масла 342 в зоне 340 закаливания.At least a portion of the underflow stream 321 is used as quench oil 342 in quench zone 340.

Подаваемый поток для пиролиза, характеризующийся, например, начальной температурой кипения, соответствующей тому, что имеет место для подаваемого потока, и конечной температурой кипения в диапазоне от приблизительно 370°C до приблизительно 600°C, транспортируют во впуск конвекционной секции 332 и вводят, например, подводят через впуск для водяного пара, эффективное количество водяного пара. В конвекционной секции 332 смесь нагревают до предварительно определенной температуры, например, при использовании одного или нескольких потоков сбросного тепла или другой подходящей компоновки нагревания. Нагретую смесь из подаваемого потока для пиролиза и водяного пара пропускают в пиролизную секцию 334 для получения потока 339 смешанного продукта. В определенных вариантах осуществления нагретую смесь из секции 332 пропускают через секцию 336 парожидкостного разделения, в которой часть 338 отбрасывают в качестве компонента в виде нефтяного топлива, подходящего для использования при смешивании с пиролизным нефтяным топливом 371.A pyrolysis feed stream having, for example, an initial boiling point corresponding to that of the feed stream and a final boiling point in the range of about 370 ° C to about 600 ° C, is transported to the inlet of convection section 332 and introduced, for example , supplied through the steam inlet, an effective amount of steam. In convection section 332, the mixture is heated to a predetermined temperature, for example using one or more waste heat streams or other suitable heating arrangement. The heated mixture from the pyrolysis feed and steam is passed to the pyrolysis section 334 to produce a mixed product stream 339. In certain embodiments, the heated mixture from section 332 is passed through a vapor-liquid separation section 336 in which portion 338 is discarded as a fuel oil component suitable for use in mixing with pyrolysis fuel oil 371.

Зона 330 парового пиролиза функционирует при параметрах, эффективных для крекинга фракции 322 (или выходящего потока 310 в вариантах осуществления, в которых не используют зону 320 разделения) в целях получения желаемых продуктов, включающих этилен, пропилен, бутадиен, смешанные бутены и пиролизный бензин. В определенных вариантах осуществления паровой крекинг в пиролизной секции проводят при использовании следующих далее условий: температура в диапазоне от 400 до 900°C в конвекционной секции и в пиролизной секции; соотношение между водяным паром и углеводородом в конвекционной секции в диапазоне от 0,3:1 до 2:1; и время пребывания в пиролизной секции в диапазоне от 0,05 до 2 с.Steam pyrolysis zone 330 operates at effective parameters to crack fraction 322 (or effluent 310 in embodiments that do not use separation zone 320) to produce desired products including ethylene, propylene, butadiene, blended butenes, and pyrolysis gasoline. In certain embodiments, steam cracking in the pyrolysis section is carried out using the following conditions: a temperature ranging from 400 to 900 ° C in the convection section and in the pyrolysis section; the ratio between water vapor and hydrocarbon in the convection section in the range from 0.3: 1 to 2: 1; and the residence time in the pyrolysis section in the range of 0.05 to 2 seconds.

Поток 339 смешанного продукта пропускают во впуск зоны 340 закаливания, использующей закалочную среду 342 (и необязательно также воду), введенную через отдельный впуск, для получения потока 342 промежуточного подвергнутого закаливанию смешанного продукта, имеющего уменьшенную температуру, составляющую, например, приблизительно 300°C, а отработанную закалочную среду 346 отправляют на рециркуляцию и/или выдувают.A mixed product stream 339 is passed to an inlet of a quench zone 340 using a quench medium 342 (and optionally also water) introduced through a separate inlet to provide an intermediate quenched mixed product stream 342 having a reduced temperature of, for example, about 300 ° C. and the spent quench medium 346 is recycled and / or blown out.

Выходящий поток 339 газовой смеси из установки крекинга обычно представляет собой смесь из водорода, метана, углеводородов, диоксида углерода и сероводорода. После охлаждения закалочной средой смесь 344 подвергают компримированию и разделению. В одном неограничивающем примере поток 344 компримируют в многоступенчатом компрессоре, который обычно включает 4-6 ступени, где упомянутый многоступенчатый компрессор может включать зону 351 компрессора для получения компримированной газовой смеси 352. Компримированная газовая смесь 352 может быть подвергнута обработке в установке 353 каустической обработки в целях получения газовой смеси 354, обедненной по сероводороду и диоксиду углерода. Газовая смесь 354 может быть дополнительно компримирована в зоне 355 компрессора. Получающийся в результате подвергнутый крекингу газ 356 может быть подвергнут криогенной обработке в установке 357 для дегидратации и может быть дополнительно высушен при использовании молекулярных сит.The cracker gas mixture effluent stream 339 is typically a mixture of hydrogen, methane, hydrocarbons, carbon dioxide and hydrogen sulfide. After cooling with the quench medium, the mixture 344 is subjected to compression and separation. In one non-limiting example, stream 344 is compressed in a multistage compressor, which typically includes 4-6 stages, wherein said multistage compressor may include a compressor zone 351 to produce a compressed gas mixture 352. The compressed gas mixture 352 may be treated in a caustic treatment unit 353 to obtaining a gas mixture 354, depleted in hydrogen sulfide and carbon dioxide. The gas mixture 354 can be further compressed in the zone 355 of the compressor. The resulting cracked gas 356 can be cryogenically treated in dehydration unit 357 and can be further dried using molecular sieves.

Холодный поток 358 газа, подвергнутого крекингу, из установки 357 может быть пропущен в метаноотгонную колонну 359, из которой получают головной поток 360, содержащий водород и метан из потока газа, подвергнутого крекингу. После этого поток 365 нижнего продукта из метаноотгонной колонны 359 отправляют для дальнейшей переработки в зоне 370 разделения продукта, включающей колонны фракционирования, включающие этаноотгонную, пропаноотгонную и бутаноотгонную колонны. Также могут быть использованы и технологические конфигурации, включающие другую последовательность из метаноотгонной колонны, этаноотгонной колонны, пропаноотгонной колонны и бутаноотгонной колонны.Cold cracked gas stream 358 from unit 357 may be passed to desoldering column 359 from which an overhead stream 360 containing hydrogen and methane is obtained from the cracked gas stream. Thereafter, the underflow stream 365 from the desoldering column 359 is sent for further processing in the product separation zone 370, which includes fractionation columns, including the de-ethanizer, propane-stripper, and butane-stripper. Process configurations may also be used including a different sequence of a desoldering column, an ethanizing column, a desoldering column, and a butane desoldering column.

После отделения от метана в метаноотгонной колонне 359 и извлечения водорода в установке 361 получают водород 362, характеризующийся степенью чистоты обычно в диапазоне 80-95 об.%. Технологические процессы извлечения в установке 361 включают криогенное извлечение (например, при температуре, составляющей приблизительно -157°C). После этого поток 362 водорода пропускают в установкуAfter separation from the methane in the desoldering column 359 and the recovery of hydrogen in the unit 361, hydrogen 362 is obtained, which is characterized by a degree of purity usually in the range of 80-95 vol.%. Recovery processes in unit 361 include cryogenic recovery (eg, at a temperature of approximately -157 ° C). Thereafter, hydrogen stream 362 is passed to the unit

- 21 038032- 21 038032

364 очистки водорода, такую как установка короткоцикловой адсорбции (PSA), в целях получения потока 302 водорода, характеризующегося степенью чистоты 99,9%+, или установки мембранного разделения в целях получения потока 302 водорода, характеризующегося степенью чистоты, составляющей приблизительно 95%. После этого поток 302 очищенного водорода рециркулируют обратно для выполнения функции основной доли требуемого водорода для зоны гидропереработки. В дополнение к этому, неосновная доля может быть использована для реакций гидрирования ацетилена, метилацетилена и пропадиенов (не показано). В дополнение к этому, в соответствии со способами в настоящем документе поток 363 метана необязательно может быть рециркулирован в установку парового крекинга в целях использования в качестве топлива для горелок и/или нагревателей.364 hydrogen purification units such as a pressure swing adsorption (PSA) unit to produce a hydrogen stream 302 having a purity of 99.9% +, or a membrane separation unit to obtain a hydrogen stream 302 having a purity of about 95%. Thereafter, purified hydrogen stream 302 is recycled back to serve as the major portion of the required hydrogen for the hydroprocessing zone. In addition, a minority fraction can be used for hydrogenation reactions of acetylene, methylacetylene and propadienes (not shown). In addition, in accordance with the methods herein, the methane stream 363 may optionally be recycled to a steam cracker for use as a fuel for burners and / or heaters.

Поток 365 нижнего продукта из метаноотгонной колонны 359 транспортируют во впуск зоны 370 разделения продукта в целях разделения для получения метана, этилена, пропилена, бутадиена, смешанных бутиленов и пиролизного бензина, выгружаемы соответственно через выпуски 378, 377, 376, 375, 374 и 373. Пиролизный бензин в общем случае включает С5-С9 углеводороды, и от данного погона могут быть отделены бензол, толуол и ксилолы. Необязательно один или оба представителя, выбираемые из неиспаренной тяжелой жидкостной фракции 321 из зоны 320 мгновенного испарения и отброшенной части 338 из секции 336 парожидкостного разделения, объединяют с пиролизным нефтяным топливом 371 (например, веществами, кипящими при температуре, большей чем температура кипения наиболее низкокипящего C10 соединения, известными под наименованием потока С10+), и смешанный поток может быть отобран в качестве смеси 372 пиролизного нефтяного топлива, например, смеси малосернистого нефтяного топлива для дальнейшей переработки на стороннем нефтеперерабатывающем предприятии.The underflow stream 365 from detonator 359 is conveyed to the inlet of product separation zone 370 for separation to produce methane, ethylene, propylene, butadiene, blended butylenes and pyrolysis gasoline, discharged through outlets 378, 377, 376, 375, 374, and 373, respectively. Pyrolysis gasoline generally includes C5-C9 hydrocarbons, and benzene, toluene and xylenes can be separated from this cut. Optionally, one or both of the non-vaporized heavy liquid fraction 321 from the flash zone 320 and the discarded portion 338 from the vapor-liquid separation section 336 are combined with pyrolysis fuel oil 371 (e.g., substances boiling at a temperature greater than the boiling point of the lowest boiling point C10 compounds known as stream C10 +), and the mixed stream may be sampled as a pyrolysis fuel oil mixture 372, for example, a low sulfur fuel oil mixture, for further processing at a third-party refinery.

Как это упоминалось выше, по меньшей мере часть тяжелой жидкостной фракции 321 из зоны 320 мгновенного испарения используют в качестве закалочного масла в зоне 340 закаливания.As mentioned above, at least a portion of the heavy liquid fraction 321 from the flash zone 320 is used as a quench oil in the quench zone 340.

Системы, описанные в настоящем документе, в особенности в соответствии с описанием изобретения в варианте осуществления 1, также уменьшают потери при растворении и уменьшают потребление H2. Это делает возможным проведение операции для такой системы в качестве закрытой системы или системы, близкой к закрытой.The systems described herein, especially in accordance with the disclosure in Embodiment 1, also reduce dissolution losses and reduce H2 consumption. This makes it possible to carry out the operation for such a system as a closed system or a system close to closed.

В определенных вариантах осуществления способы селективных гидропереработки или гидроочистки могут увеличивать уровень содержания парафина (или уменьшать значение ПКГБ) для подаваемого сырья в результате насыщения со следующим далее мягким гидрокрекингом ароматических соединений, в особенности полиароматических соединений. В случае гидроочистки сырой нефти загрязнители, такие как металлы, сера и азот, могут быть удалены в результате пропускания подаваемого сырья через последовательность из слоистых катализаторов, которые реализуют каталитические функции деметаллизации, десульфуризации и/или денитрогенизации.In certain embodiments, selective hydroprocessing or hydrotreating methods can increase the paraffin content (or decrease the PVHB value) of the feedstock by saturation followed by mild hydrocracking of aromatics, especially polyaromatics. In the case of hydrotreating crude oil, contaminants such as metals, sulfur and nitrogen can be removed by passing the feed through a series of layered catalysts that perform the catalytic functions of demetallization, desulfurization and / or denitrogenation.

В одном варианте осуществления изобретения последовательность из катализаторов для осуществления гидродеметаллизации (ГДМ) и гидродесульфуризации (ГДС) представляет собой нижеследующее.In one embodiment, the sequence of catalysts for performing hydrodemetallization (HDM) and hydrodesulfurization (HDS) is as follows.

а) Катализатор гидродеметаллизации. Катализатор в секции ГДМ в общем случае имеет в своей основе носитель на основе гамма-оксида алюминия, характеризующийся площадью удельной поверхности в диапазоне приблизительно 140-240 м2/г. Данный катализатор наилучшим образом описывается как характеризующийся очень высоким объемом пор, например превышающим 1 см3/г. Сам размер пор обычно преимущественно соответствует макропористости. Это требуется для обеспечения наличия большой емкости по поглощению металлов на поверхности катализаторов и необязательно легирующих присадок. Обычно активные металлы на поверхности катализатора представляют собой сульфиды никеля и молибдена при соотношении Ni/Ni+Mo<0,15. Концентрация никеля является меньшей на катализаторе ГДМ, чем на других катализаторах, поскольку некоторое количество никеля и ванадия, как это предполагается, осаждается из самого подаваемого сырья во время удаления, выполняя функцию катализатора. Использующаяся легирующая присадка может быть одним или несколькими представителями, выбираемыми из фосфора (смотрите, например, патентную публикацию Соединенных Штатов с номером US 2005/0211603, которая посредством ссылки включается в настоящий документ), бора, кремния и галогенов. Катализатор может иметь вид экструдатов оксида алюминия или бисерин оксида алюминия. В определенных вариантах осуществления используются бисерины оксида алюминия для облегчения выгрузки слоев катализатора ГДМ в реакторе, поскольку поглощение металлов в верхней части слоя будет находиться в диапазоне от 30 до 100%.a) Hydrodemetallization catalyst. The catalyst in the HDM section is generally based on a gamma alumina support having a specific surface area in the range of about 140-240 m 2 / g. This catalyst is best described as having a very high pore volume, for example in excess of 1 cm 3 / g. The pore size itself usually corresponds predominantly to macroporosity. This is required to provide a high metal uptake capacity on the surface of the catalysts and optionally dopants. Typically, the active metals on the catalyst surface are nickel and molybdenum sulfides with a Ni / Ni + Mo ratio of <0.15. The concentration of nickel is lower on the HDM catalyst than on other catalysts because some nickel and vanadium are believed to precipitate from the feed itself during removal, acting as a catalyst. The dopant used can be one or more selected from phosphorus (see, for example, United States Patent Publication No. US 2005/0211603, which is incorporated herein by reference), boron, silicon, and halogens. The catalyst can be in the form of alumina extrudates or alumina beads. In certain embodiments, alumina beads are used to facilitate the unloading of the HDM catalyst beds in the reactor, as metal uptake at the top of the bed will range from 30% to 100%.

b) Также может быть использован и промежуточный катализатор для осуществления перехода между функциями катализаторов ГДМ и ГДС. Он характеризуется промежуточными уровнями введения металла и распределением пор по размерам. Катализатор в реакторе ГДМ/ГДС представляет собой в сущности носитель на основе оксида алюминия в форме экструдатов, необязательно, по меньшей мере одного каталитического металла из группы VI (например, молибдена и/или вольфрама) и/или по меньшей мере одного каталитического металла из группы VIII (например, никеля и/или кобальта). Катализатор также содержит необязательно по меньшей мере одну легирующую присадку, выбираемую из бора, фосфора, галогенов и кремния. Физические свойства включают площадь удельной поверхности в диапазоне приблизительно 140-200 м2/г, объем пор, составляющий по меньшей мере 0,6 см3/г, и поры, которые являются мезопористыми и находятся в диапазоне от 12 до 50 нм.b) An intermediate catalyst can also be used to effect the transition between the HDM and HDS catalyst functions. It is characterized by intermediate levels of metal introduction and pore size distribution. The catalyst in the HDM / HDS reactor is essentially an alumina support in the form of extrudates, optionally of at least one catalytic metal from group VI (for example, molybdenum and / or tungsten) and / or at least one catalytic metal from the group VIII (for example nickel and / or cobalt). The catalyst also optionally contains at least one dopant selected from boron, phosphorus, halogens and silicon. Physical properties include a specific surface area in the range of about 140-200 m 2 / g, a pore volume of at least 0.6 cm 3 / g, and pores that are mesoporous and range from 12 to 50 nm.

- 22 038032- 22 038032

c) Катализатор в секции ГДС может включать соответствующие катализаторы, содержащие материалы носителей на основе гамма-оксида алюминия, характеризующиеся обычной площадью удельной поверхности, приближенной к верхнему краю диапазона катализатора ГДМ, например, приблизительно диапазону 180-240 м2/г. Данная требуемая увеличенная поверхность для катализатора ГДС в результате приводит к получению относительно уменьшенного объема пор, например, составляющего менее, чем 1 см3/г. Катализатор содержит по меньшей мере один элемент из группы VI, такой как молибден, и по меньшей мере один элемент из группы VIII, такой как никель. Катализатор также содержит по меньшей мере одну легирующую присадку, выбираемую из бора, фосфора, кремния и галогенов. В определенных вариантах осуществления используют кобальт для получения относительно увеличенных уровней десульфуризации. Уровни введения металлов для активной фазы являются увеличенными, поскольку увеличенной является требуемая активность, так что молярное соотношение Ni/Ni+Mo находится в диапазоне от 0,1 до 0,3, а молярное соотношение (Со+Ni)/Mo находится в диапазоне от 0,25 до 0,85.c) The catalyst in the HDS section may include suitable catalysts containing gamma alumina support materials having a typical specific surface area close to the upper end of the HDM catalyst range, for example, approximately in the range of 180-240 m 2 / g. This increased surface required for HDS catalyst resulting in obtaining relatively reduced volume since, for example, constituting less than 1 cm 3 / g. The catalyst contains at least one Group VI element such as molybdenum and at least one Group VIII element such as nickel. The catalyst also contains at least one dopant selected from boron, phosphorus, silicon and halogens. In certain embodiments, cobalt is used to obtain relatively increased levels of desulfurization. The metal addition levels for the active phase are increased because the required activity is increased, so that the Ni / Ni + Mo molar ratio is in the range from 0.1 to 0.3 and the (Co + Ni) / Mo molar ratio is in the range from 0.25 to 0.85.

d) Конечный катализатор (который необязательно мог бы быть заменен на второй и третий катализатор) разрабатывают для осуществления гидрирования подаваемого исходного сырья (вместо основной функции в виде гидродесульфуризации), например, в соответствии с описанием в публикации Appl. Catal. A General, 204 (2000) 251. Катализатор также будет промотирован при использовании Ni, а носитель будет представлять собой широкопористый гамма-оксид алюминия. Физические свойства включают площадь удельной поверхности, приближенную к верхнему краю диапазона катализатора ГДМ, например, 180-240 м2/г. Данная требуемая увеличенная поверхность для катализатора ГДС в результате приводит к получению относительно уменьшенного объема пор, например, составляющего менее чем 1 см3/г.d) The final catalyst (which could optionally be replaced by a second and third catalyst) is designed to effect hydrogenation of the feedstock feed (instead of the primary function of hydrodesulfurization), for example as described in Appl. Catal. A General, 204 (2000) 251. The catalyst will also be promoted using Ni and the support will be wide pore gamma alumina. Physical properties include surface area close to the upper end of the HDM catalyst range, eg 180-240 m 2 / g. This increased surface required for HDS catalyst resulting in obtaining relatively reduced volume since, for example, is less than 1 cm 3 / g.

Технологические процессы и системы, описанные в настоящем документе, обеспечивают получение улучшений в сопоставлении с известными процессами крекинга при паровом пиролизе, включающих возможность использования сырой нефти в качестве подаваемого сырья для получения нефтехимических продуктов, таких как олефины и ароматические соединения. Кроме того, из первоначального подаваемого потока также предпочтительно в значительной степени удаляются примеси, такие как соединения металлов, серы и азота, что позволяет избежать последующих обработок конечных продуктов.The processes and systems described herein provide improvements over prior art steam pyrolysis cracking processes, including the ability to use crude oil as feedstock feed for the production of petrochemicals such as olefins and aromatics. In addition, impurities such as metal, sulfur and nitrogen compounds are also preferably substantially removed from the initial feed stream, thereby avoiding subsequent treatments of the end products.

В дополнение к этому водород, произведенный из зоны парового крекинга, рециркулируют в зону гидропереработки в целях сведения к минимуму потребности в свежем водороде. В определенных вариантах осуществления интегрированные системы, описанные в настоящем документе, требуют использования свежего водорода только для инициирования операции. Сразу после достижения реакцией равновесия система очистки водорода может обеспечивать получение достаточно высокочистого водорода для поддержания прохождения операции во всей системе.In addition, hydrogen produced from the steam cracking zone is recycled to the hydroprocessing zone to minimize the need for fresh hydrogen. In certain embodiments, the integrated systems described herein require the use of fresh hydrogen only to initiate operation. Once the reaction has reached equilibrium, the hydrogen purification system can provide sufficient high purity hydrogen to support the operation of the entire system.

Claims (6)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Интегрированный способ гидропереработки, парового пиролиза и гидрокрекинга остатка в целях прямой конверсии сырой нефти для производства олефиновых и ароматических нефтехимических продуктов, при этом способ включает стадии, на которых:1. An integrated process for hydroprocessing, steam pyrolysis and residue hydrocracking for the direct conversion of crude oil for the production of olefinic and aromatic petrochemical products, the process comprising the steps at which: (a) осуществляют гидропереработку сырой нефти в присутствии водорода в условиях, эффективных для получения гидропереработанного выходящего потока, характеризующегося уменьшенным уровнем содержания загрязнителей, увеличенной парафинистостью, уменьшенным поправочным коэффициентом Горно-геологического бюро США и увеличенной плотностью в градусах Американского нефтяного института;(a) hydroprocessing the crude oil in the presence of hydrogen under conditions effective to produce a hydrotreated effluent stream having reduced pollutant levels, increased paraffin content, a reduced US Bureau of Geological and Geological Correction, and increased gravity in degrees from the American Petroleum Institute; (b) осуществляют термический крекинг части гидропереработанного выходящего потока в присутствии водяного пара в зоне парового пиролиза в условиях, эффективных для получения потока смешанного продукта;(b) thermally cracking a portion of the hydrotreated effluent stream in the presence of steam in a steam pyrolysis zone under conditions effective to produce a mixed product stream; (c) осуществляют переработку тяжелых компонентов, включающих компоненты, произведенные из указанного потока смешанного продукта, в зоне гидрокрекинга остатка для получения промежуточного продукта из остатка, причем упомянутая зона гидрокрекинга остатка представляет собой реактор, относящийся к типу с кипящим слоем катализатора, в котором катализатор непрерывно заменяется, причем катализатор, используемый при гидрокрекинге остатка в кипящем слое, содержит один или несколько элементов, выбранных из группы, состоящей из Со, Мо и Ni, на носителе из оксида алюминия, при этом технологические условия включают температуру от 350 до 450°C и давление от 5 до 25 МПа изб.;(c) processing heavy components comprising components derived from said mixed product stream in a residue hydrocracking zone to produce an intermediate from the residue, said residue hydrocracking zone being a fluidized bed reactor in which the catalyst is continuously is replaced, and the catalyst used in the hydrocracking of the residue in a fluidized bed contains one or more elements selected from the group consisting of Co, Mo and Ni, on an alumina support, the process conditions include a temperature of from 350 to 450 ° C and pressure from 5 to 25 MPa g .; (d) осуществляют транспортирование промежуточного продукта из остатка на стадию термического крекинга;(d) transporting the intermediate product from the residue to a thermal cracking stage; (e) осуществляют извлечение олефинов и ароматических соединений из потока смешанного продукта;(e) recovering olefins and aromatics from the mixed product stream; (f) осуществляют извлечение пиролизного нефтяного топлива из потока смешанного продукта в целях использования в качестве по меньшей мере части тяжелых компонентов, подвергаемых гидрокрекингу остатка на стадии (с);(f) recovering the pyrolysis fuel oil from the mixed product stream for use as at least a portion of the heavy components hydrocracked in the residue in step (c); (g) осуществляют разделение по меньшей мере части гидропереработанного выходящего потока со стадии (а) на паровую фазу и жидкостную фазу в зоне парожидкостного разделения, причем паровую(g) separating at least a portion of the hydrotreated effluent stream from step (a) into a vapor phase and a liquid phase in a vapor-liquid separation zone, the vapor - 23 038032 фазу подвергают термическому крекингу на стадии (b), а по меньшей мере часть жидкостной фазы подвергают переработке на стадии (с);23 038032 the phase is thermally cracked in step (b) and at least part of the liquid phase is processed in step (c); причем на стадии (b) осуществляют нагревание указанной части гидропереработанного выходящего потока в конвекционной секции зоны парового пиролиза, разделение нагретого гидропереработанного выходящего потока на паровую фазу и жидкостную фазу, пропускание паровой фазы в пиролизную секцию зоны парового пиролиза и выгрузку жидкостной фазы в целях ее использования в качестве по меньшей мере части тяжелых компонентов, подвергаемых переработке на стадии (с).wherein in step (b) said part of the hydroprocessing outlet stream is heated in the convection section of the vapor pyrolysis zone, the heated hydroprocessed outlet stream is separated into a vapor phase and a liquid phase, the vapor phase is passed into the pyrolysis section of the vapor pyrolysis zone and the liquid phase is discharged for use in as at least part of the heavy components to be processed in step (c). 2. Интегрированный способ по п.1, в котором разделение нагретого гидропереработанного выходящего потока на паровую фазу и жидкостную фазу проводят при использовании устройства парожидкостного разделения на основе физического и механического разделения.2. The integrated method of claim 1, wherein the separation of the heated hydrotreated effluent stream into a vapor phase and a liquid phase is carried out using a vapor-liquid separation device based on physical and mechanical separation. 3. Интегрированный способ по п.1, дополнительно включающий компримирование потока смешанного продукта термического крекинга при использовании множества ступеней компримирования.3. The integrated method of claim 1, further comprising compressing the mixed thermal cracked product stream using multiple compression stages. 4. Интегрированный способ по п.3, в котором дополнительно подвергают поток компримированного смешанного продукта термического крекинга каустической обработке для получения потока смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода;4. The integrated method according to claim 3, in which the stream of compressed mixed thermal cracked product is subjected to caustic treatment to obtain a mixed thermal cracked product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; осуществляют компримирование потока смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода;compressing the mixed thermal cracking product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide; осуществляют дегидратацию потока компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода.dehydration of the compressed mixed thermal cracking product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide. 5. Интегрированный способ по п.4, в котором дополнительно осуществляют извлечение водорода из потока дегидратированного компримированного смешанного продукта термического крекинга с уменьшенным уровнем содержания сероводорода и диоксида углерода.5. The integrated method of claim 4 further comprising recovering hydrogen from the dehydrated compressed mixed thermal cracking product stream with reduced levels of hydrogen sulfide and carbon dioxide. 6. Интегрированный способ по п.1, в котором дополнительно осуществляют разделение гидропереработанного выходящего потока в сепараторе высокого давления для извлечения газовой части, которую очищают и рециркулируют в зону гидропереработки в качестве дополнительного источника водорода, и жидкостной части, осуществляют разделение указанной жидкостной части, полученной из сепаратора высокого давления, в сепараторе низкого давления на газовую часть и жидкостную часть, причем указанную жидкостную часть, полученную из сепаратора низкого давления, подают в зону парожидкостного разделения, а указанную газовую часть, полученную из сепаратора низкого давления, объединяют с потоком смешанного продукта после зоны парового пиролиза и до извлечения олефинов и ароматических соединений на стадии (е).6. The integrated method according to claim 1, further comprising separating the hydroprocessing effluent stream in a high pressure separator to extract the gas portion, which is purified and recycled to the hydroprocessing zone as an additional source of hydrogen, and the liquid portion, separating said liquid portion obtained from a high-pressure separator, in a low-pressure separator into a gas part and a liquid part, wherein said liquid part obtained from a low-pressure separator is fed to a vapor-liquid separation zone, and said gas part obtained from a low pressure separator is combined with a mixed product stream after steam pyrolysis zones and before the recovery of olefins and aromatics in step (f).
EA201991815A 2017-02-02 2018-02-02 Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and resid hydrocracking process for direct conversion of crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals EA038032B1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP17154397 2017-02-02
PCT/IB2018/050673 WO2018142343A1 (en) 2017-02-02 2018-02-02 An integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct processing of a crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201991815A1 EA201991815A1 (en) 2020-02-07
EA038032B1 true EA038032B1 (en) 2021-06-25

Family

ID=57960347

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201991815A EA038032B1 (en) 2017-02-02 2018-02-02 Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and resid hydrocracking process for direct conversion of crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals

Country Status (1)

Country Link
EA (1) EA038032B1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070090018A1 (en) * 2005-10-20 2007-04-26 Keusenkothen Paul F Hydrocarbon resid processing
WO2013112969A2 (en) * 2012-01-27 2013-08-01 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including hydrogen redistribution for direct processing of a crude oil
US20130248417A1 (en) * 2012-03-20 2013-09-26 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and slurry hydroprocessing of crude oil to produce petrochemicals
WO2015128046A1 (en) * 2014-02-25 2015-09-03 Saudi Basic Industries Corporation An integrated hydrocracking process
US9279088B2 (en) * 2012-01-27 2016-03-08 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including hydrogen redistribution for direct processing of a crude oil

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070090018A1 (en) * 2005-10-20 2007-04-26 Keusenkothen Paul F Hydrocarbon resid processing
WO2013112969A2 (en) * 2012-01-27 2013-08-01 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including hydrogen redistribution for direct processing of a crude oil
US9279088B2 (en) * 2012-01-27 2016-03-08 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including hydrogen redistribution for direct processing of a crude oil
US20130248417A1 (en) * 2012-03-20 2013-09-26 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and slurry hydroprocessing of crude oil to produce petrochemicals
WO2015128046A1 (en) * 2014-02-25 2015-09-03 Saudi Basic Industries Corporation An integrated hydrocracking process

Also Published As

Publication number Publication date
EA201991815A1 (en) 2020-02-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10883058B2 (en) Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including residual bypass for direct processing of a crude oil
US11168271B2 (en) Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct processing of a crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals
US9228141B2 (en) Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and slurry hydroprocessing of crude oil to produce petrochemicals
US11130921B2 (en) Process for the preparation of a feedstock for a hydroprocessing unit and an integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct processing of a crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals
US11261388B2 (en) Conversion of crude oil to aromatic and olefinic petrochemicals
US11162038B2 (en) Conversion of crude oil to aromatic and olefinic petrochemicals
KR102622236B1 (en) Upgraded Ebullated Bed Reactor Used with Opportunistic Feedstock
US20130233768A1 (en) Integrated solvent deasphalting, hydrotreating and steam pyrolysis process for direct processing of a crude oil
JP6527216B2 (en) Hydroprocessing, solvent degassing and steam pyrolysis integrated process for direct processing of crude oil
CN107216914B (en) Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including hydrogen redistribution for direct processing of crude oil
JP2015508831A (en) Integrated process of solvent history, hydroprocessing and steam pyrolysis for direct processing of crude oil
CN109153926B (en) Conversion of crude oil to petrochemicals
EA038032B1 (en) Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and resid hydrocracking process for direct conversion of crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals
RU2799453C2 (en) Olefin and aromatic production configuration
EA038171B1 (en) Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for the direct processing of a crude oil to produce olefinic and aromatic petrochemicals
JP2002302680A (en) Refining method for heavy oil