RU2134712C1 - Способ гидрообработки нефтяного сырья и установка гидроконверсии - Google Patents

Способ гидрообработки нефтяного сырья и установка гидроконверсии Download PDF

Info

Publication number
RU2134712C1
RU2134712C1 RU95101036A RU95101036A RU2134712C1 RU 2134712 C1 RU2134712 C1 RU 2134712C1 RU 95101036 A RU95101036 A RU 95101036A RU 95101036 A RU95101036 A RU 95101036A RU 2134712 C1 RU2134712 C1 RU 2134712C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
stage
hydrogen
reactor
hydrocracking
Prior art date
Application number
RU95101036A
Other languages
English (en)
Other versions
RU95101036A (ru
Inventor
Гленн Хантер Майкл
Original Assignee
Дзе М.В. Келлогг Компани
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 Дзе М.В. Келлогг Компани filed Critical Дзе М.В. Келлогг Компани
Publication of RU95101036A publication Critical patent/RU95101036A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2134712C1 publication Critical patent/RU2134712C1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
    • C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • 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
    • 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
    • C10G49/22—Separation of effluents

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

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

Description

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

Claims (18)

1. Способ гидрообработки нефтяного сырья путем проведения стадии а) каталитического гидрокрекинга нефтяного сырья в присутствии водорода при относительно высоком давлении, стадии б) охлаждения и разделения потока, выходящего со стадии гидрокрекинга на паровой и жидкий потоки, стадии в) рециркуляции полученного парового потока на стадию гидрокрекинга, стадии г) перегонки полученного жидкого потока в ректификационной колонне на один или несколько потоков продуктов перегонки нефти, в том числе на по меньшей мере один поток газойля, стадии д) каталитической гидрообработки потока газойля в присутствии водорода, стадии е) разделения потока, выходящего со стадии гидроочистки, на паровой поток, содержащий водород, и на жидкий поток, практически не содержащий водорода, стадии ж) рециркуляции полученного водородсодержащего потока на стадию гидрокрекинга, отличающийся тем, что проводят стадию з) отпарки легких компонентов из жидкого продукта, полученного при разделении потока, выходящего со стадии гидроочистки, с образованием потока высококачественного газойля.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно проводят стадию и) сжатия свежего водорода на первой ступени многоступенчатого компрессора, стадию к) подачи сжатого водорода стадии и) на стадию д) и стадию л) сжатия водородсодержащего потока со стадии е) на второй ступени многоступенчатого компрессора для рецикла на стадию ж).
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при разделении потока, выходящего со стадии гидроочистки, осуществляют первичное охлаждение для частичной конденсации жидкости из потока, выходящего со стадии д) каталитической гидрообработки, далее проводят первичное разделение для отделения конденсата, образованного при первичном охлаждении, вторичное охлаждение для дополнительной конденсации жидкости в оставшемся паре со стадии первичного разделения, осуществляют вторичное разделение для отделения конденсата, образовавшегося при вторичном охлаждении, с образованием водородсодержащего потока для сжатия водорода на второй ступени.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что при подаче на стадии к) сжатого водорода подают первую часть сжатого водорода со стадии и) сжатия на стадию д) гидрообработки и вторую часть сжатого водорода со стадии и) сжатия в поток, выходящий со стадии д) гидрообработки, для охлаждения получаемой смеси при вторичном охлаждении на ступени е).
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия д) гидрообработки представляет собой депарафинизацию, насыщение ароматических соединений или их комбинацию.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадию д) гидрообработки проводят при давлении приблизительно 1-10 МПа.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадию г) перегонки проводят при давлении до 2 МПа.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что на стадии з) отпаривания используют боковую отпарную колонну ректификационной колонны, в качестве сырья для боковой отпарной колонны используют жидкость после стадии е) разделения и второй поток газойля из ректификационной колонны, а отбираемые сверху из отпарной колонны пары возвращают в ректификационную колонну.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагревают поток газойля после стадии г) перегонки для последующей стадии д) гидрообработки путем последовательного теплообмена с потоком, выходящим после стадии д) гидрообработки, и потоком, выходящим после стадии а) гидрокрекинга.
10. Установка гидроконверсии нефтяного сырья, содержащая реактор гидрокрекинга для каталитической обработки нефтяного сырья в присутствии водорода при относительно высоком давлении и высокой температуре, устройство для охлаждения потока, выходящего из реактора гидрокрекинга, по меньшей мере один сепаратор потока, выходящего из реактора гидрокрекинга, для разделения охлажденного потока из реактора гидрокрекинга на паровой и жидкий потоки, компрессор рецикла для сжатия парового потока из сепаратора для рецикла в реактор гидрокрекинга, ректификационную колонну для перегонки жидкого потока из сепаратора на большое число потоков продуктов перегонки нефти, в том числе по меньшей мере один поток газойля, каталитический реактор для обработки потока газойля из ректификационной колонны в присутствии водорода, по меньшей мере один теплообменник для охлаждения потока, выходящего из каталитического реактора, по меньшей мере один сепаратор для реакционного потока, выходящего из каталитического реактора, для разделения охлажденного потока на паровой и жидкий потоки, компрессор свежего водорода для подачи сжатого водорода в каталитический реактор и в реактор гидрокрекинга, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит отпарную колонну для отгонки легких компонентов из жидкого потока, выходящего из сепаратора для реакционного потока, выходящего из каталитического реактора с образованием потока высококачественного газойля.
11. Установка по п.10, отличающаяся тем, что компрессор свежего водорода имеет первую и вторую ступени, причем первая ступень служит для подачи первой части водорода в каталитический реактор и второй части в поток, выходящий из каталитического реактора, для охлаждения по меньшей мере в одном холодильнике реакционного потока, а вторая ступень служит для сжатия парового потока сепаратора потока, выходящего из каталитического реактора, и подачи в реактор гидрокрекинга.
12. Установка по п.11, отличающаяся тем, что содержит первичный и вторичный теплообменники для охлаждения потока, выходящего из каталитического реактора, и первичный и вторичный сепараторы для разделения потока, выходящего из каталитического реактора, при этом первичный сепаратор служит для отделения конденсата из потока, охлажденного в первом теплообменнике, вторичный теплообменник служит для охлаждения паров, выходящих из первого теплообменника, а второй сепаратор отделяет конденсат из охлажденного потока, выходящего из вторичного теплообменника с образованием парового сырьевого потока для второй ступени компрессора.
13. Установка по п.12, отличающаяся тем, что содержит первый трубопровод для подачи первой части сжатого водорода из первой ступени компрессора в каталитический реактор, и второй трубопровод для подачи второй части сжатого водорода из первой ступени компрессора в поток, выходящий из каталитического реактора, для охлаждения по меньшей мере во втором теплообменнике.
14. Установка по п. 10, отличающаяся тем, что каталитический реактор представляет собой реактор депарафинизации, реактор насыщения ароматических соединений или комбинированный реактор депарафинизации и насыщения ароматических соединений.
15. Установка по п.10, отличающаяся тем, что каталитический реактор работает при давлении 1-10 МПа.
16. Установка по п.10, отличающаяся тем, что ректификационная колонна работает при давлении до 2 МПа.
17. Установка по п.10, отличающаяся тем, что отпарная колонна представляет собой боковой элемент ректификационной колонны, служащий для приема жидкого сырья, выбираемого из потоков газойля из ректификационной колонны и сепаратора реакционного потока, выходящего из каталитического реактора, и включает трубопровод для возвращения паров из отпарной колонны в ректификационную колонну.
18. Установка по п.10, отличающаяся тем, что содержит трубопровод для пропускания потока газойля из ректификационной колонны через теплообменник для охлаждения потока, выходящего из каталитического реактора, и через теплообменник для охлаждения потока, выходящего из реактора гидрокрекинга, для нагрева потока газойля перед подачей в каталитический реактор.
RU95101036A 1994-01-27 1995-01-26 Способ гидрообработки нефтяного сырья и установка гидроконверсии RU2134712C1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/187,923 1994-01-27
US08/187,923 US5447621A (en) 1994-01-27 1994-01-27 Integrated process for upgrading middle distillate production

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU95101036A RU95101036A (ru) 1996-10-27
RU2134712C1 true RU2134712C1 (ru) 1999-08-20

Family

ID=22691044

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU95101036A RU2134712C1 (ru) 1994-01-27 1995-01-26 Способ гидрообработки нефтяного сырья и установка гидроконверсии

Country Status (15)

Country Link
US (1) US5447621A (ru)
EP (1) EP0665283B1 (ru)
JP (1) JP3713297B2 (ru)
KR (1) KR100311428B1 (ru)
CN (1) CN1098339C (ru)
AU (1) AU677879B2 (ru)
BR (1) BR9500211A (ru)
CA (1) CA2138690C (ru)
DE (1) DE69515352T2 (ru)
HU (1) HUT71635A (ru)
MY (1) MY113035A (ru)
PL (1) PL306974A1 (ru)
RU (1) RU2134712C1 (ru)
TW (1) TW283728B (ru)
ZA (1) ZA95401B (ru)

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2517185C2 (ru) * 2008-09-10 2014-05-27 Хальдор Топсеэ А/С Способ гидрообработки углеводородного топлива
RU2531592C1 (ru) * 2011-03-31 2014-10-20 Юоп Ллк Способ для производства дизельного топлива и установка для его осуществления
RU2545181C2 (ru) * 2009-07-15 2015-03-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ гидрообработки углеводородного масла
RU2546677C1 (ru) * 2014-03-27 2015-04-10 Игорь Анатольевич Мнушкин Способ и установка гидрокрекинга с получением моторных топлив
RU2565048C1 (ru) * 2012-03-13 2015-10-20 Юоп Ллк Способ конверсии потока углеводородов и, по усмотрению, получения переработанного дистиллятного продукта
RU2671978C2 (ru) * 2013-05-20 2018-11-08 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Двухступенчатый способ насыщения ароматических соединений дизельного топлива, использующий промежуточное отпаривание, и катализатор на основе неблагородного металла
RU2690336C1 (ru) * 2016-03-31 2019-05-31 Юоп Ллк Способ извлечения водорода и сжиженного нефтяного газа из газообразных потоков
RU2708252C1 (ru) * 2017-12-29 2019-12-05 Чайна Петролиум энд Кемикал Корпорейшн Способ и установка гидрирования парафинистой нефти
RU2750319C2 (ru) * 2016-12-20 2021-06-25 Аксенс Установка и объединенный способ гидроочистки и гидроконверсии с общим фракционированием
RU2819606C1 (ru) * 2023-10-20 2024-05-21 Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" Система сепарации водородсодержащего газа (варианты)

Families Citing this family (54)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1997023584A1 (en) * 1995-12-26 1997-07-03 The M.W. Kellogg Company Integrated hydroprocessing scheme with segregated recycle
US5958218A (en) * 1996-01-22 1999-09-28 The M. W. Kellogg Company Two-stage hydroprocessing reaction scheme with series recycle gas flow
US7238276B2 (en) * 2000-05-19 2007-07-03 China Petroleum Corporation Medium-pressure hydrocracking process
US6676828B1 (en) 2000-07-26 2004-01-13 Intevep, S.A. Process scheme for sequentially treating diesel and vacuum gas oil
US6444116B1 (en) * 2000-10-10 2002-09-03 Intevep, S.A. Process scheme for sequentially hydrotreating-hydrocracking diesel and vacuum gas oil
DK1370633T3 (da) 2001-02-13 2005-11-21 Shell Int Research Smöremiddelsammensætning
AR032941A1 (es) * 2001-03-05 2003-12-03 Shell Int Research Un procedimiento para preparar un aceite base lubricante y aceite base obtenido, con sus diversas utilizaciones
AR032932A1 (es) * 2001-03-05 2003-12-03 Shell Int Research Procedimiento para preparar un aceite de base lubricante y un gas oil
AR032930A1 (es) * 2001-03-05 2003-12-03 Shell Int Research Procedimiento para preparar un aceite de base lubricante y gas oil
US6447673B1 (en) 2001-03-12 2002-09-10 Fina Technology, Inc. Hydrofining process
US6783660B2 (en) * 2001-10-25 2004-08-31 Chevron U.S.A. Inc. Multiple hydroprocessing reactors with intermediate flash zones
US7507325B2 (en) * 2001-11-09 2009-03-24 Institut Francais Du Petrole Process for converting heavy petroleum fractions for producing a catalytic cracking feedstock and middle distillates with a low sulfur content
US6787025B2 (en) * 2001-12-17 2004-09-07 Chevron U.S.A. Inc. Process for the production of high quality middle distillates from mild hydrocrackers and vacuum gas oil hydrotreaters in combination with external feeds in the middle distillate boiling range
US7173160B2 (en) * 2002-07-18 2007-02-06 Chevron U.S.A. Inc. Processes for concentrating higher diamondoids
ES2254973T3 (es) * 2002-07-18 2006-06-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Procedimiento de preparacion de una cera microcristalina y de un combustible de destilado medio.
US7704377B2 (en) * 2006-03-08 2010-04-27 Institut Francais Du Petrole Process and installation for conversion of heavy petroleum fractions in a boiling bed with integrated production of middle distillates with a very low sulfur content
WO2008010799A1 (en) * 2006-07-19 2008-01-24 Uop Llc A hydrocarbon desulfurization process
US7687048B1 (en) 2006-09-28 2010-03-30 Uop Llc Amine treatment in light olefin processing
US20080081938A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Schultz Michael A Absorption recovery processing of light olefins free of carbon dioxide
US7973209B1 (en) 2006-09-28 2011-07-05 Uop Llc Fractionation recovery processing of light olefins free of carbon dioxide
US7737317B1 (en) 2006-09-28 2010-06-15 Uop Llc. Fractionation recovery processing of FCC-produced light olefins
US20080078692A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Wegerer David A Absorption recovery processing of FCC-produced light olefins
US7763165B1 (en) 2006-12-21 2010-07-27 Uop Llc Fractionation recovery processing of FCC-produced light olefins
US7906013B2 (en) * 2006-12-29 2011-03-15 Uop Llc Hydrocarbon conversion process
CN101445747B (zh) * 2007-11-28 2012-07-04 中国石油化工集团公司 一种加氢精制的联合工艺方法
US9279087B2 (en) * 2008-06-30 2016-03-08 Uop Llc Multi-staged hydroprocessing process and system
US8008534B2 (en) 2008-06-30 2011-08-30 Uop Llc Liquid phase hydroprocessing with temperature management
US8999141B2 (en) * 2008-06-30 2015-04-07 Uop Llc Three-phase hydroprocessing without a recycle gas compressor
US8632675B2 (en) * 2008-12-24 2014-01-21 Exxonmobil Research And Engineering Company Co-processing of diesel biofeed and heavy oil
US8221706B2 (en) 2009-06-30 2012-07-17 Uop Llc Apparatus for multi-staged hydroprocessing
US8518241B2 (en) 2009-06-30 2013-08-27 Uop Llc Method for multi-staged hydroprocessing
US8608947B2 (en) 2010-09-30 2013-12-17 Uop Llc Two-stage hydrotreating process
US8691082B2 (en) 2010-09-30 2014-04-08 Uop Llc Two-stage hydroprocessing with common fractionation
US8911694B2 (en) 2010-09-30 2014-12-16 Uop Llc Two-stage hydroprocessing apparatus with common fractionation
WO2012050766A2 (en) * 2010-09-30 2012-04-19 Uop Llc Two-stage hydroprocessing apparatus and process with common fractionation
US8747653B2 (en) 2011-03-31 2014-06-10 Uop Llc Process for hydroprocessing two streams
RU2540081C1 (ru) * 2011-03-31 2015-01-27 Юоп Ллк Способ и установка для гидрообработки двух потоков
US8608940B2 (en) 2011-03-31 2013-12-17 Uop Llc Process for mild hydrocracking
US8518351B2 (en) 2011-03-31 2013-08-27 Uop Llc Apparatus for producing diesel
US8158070B1 (en) * 2011-03-31 2012-04-17 Uop Llc Apparatus for hydroprocessing two streams
US8158069B1 (en) * 2011-03-31 2012-04-17 Uop Llc Apparatus for mild hydrocracking
US8696885B2 (en) 2011-03-31 2014-04-15 Uop Llc Process for producing diesel
US8475745B2 (en) * 2011-05-17 2013-07-02 Uop Llc Apparatus for hydroprocessing hydrocarbons
KR101956407B1 (ko) 2011-07-29 2019-03-08 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 인터스테이지 증기 스트리핑을 갖는 수소화분해 공정
US8747784B2 (en) 2011-10-21 2014-06-10 Uop Llc Process and apparatus for producing diesel
US10160923B2 (en) * 2014-11-05 2018-12-25 Uop Llc Processes for maximizing high quality distillate
FR3030565B1 (fr) * 2014-12-22 2018-07-13 Axens Procede et dispositif de reduction des composes aromatiques polycycliques lourds dans les unites d'hydrocraquage
FR3030566B1 (fr) * 2014-12-22 2018-07-27 Axens Procede et dispositif de reduction des composes aromatiques polycycliques lourds dans les unites d'hydrocraquage
FR3030564B1 (fr) * 2014-12-22 2018-08-10 Axens Procede et dispositif pour la reduction des composes aromatiques polycycliques lourds dans les unites d'hydrocraquage
US20180179456A1 (en) * 2016-12-27 2018-06-28 Uop Llc Process and apparatus for hydrocracking a residue stream in two stages with aromatic saturation
FR3071845B1 (fr) * 2017-09-29 2020-06-26 IFP Energies Nouvelles Procede integre de production de distillat moyen avec une boucle de recycle sur l'hydrotraitement
EP3870676A1 (en) * 2018-10-23 2021-09-01 Haldor Topsøe A/S Method for fractionation of hydrocarbons
FR3089519B1 (fr) * 2018-12-10 2020-11-20 Ifp Energies Now Procédé amélioré de conversion d’une charge lourde en distillats moyens faisant appel à un enchainement d’unités d’hydrocraquage, de craquage catalytique de naphta et d’oligomérisation
CN115404100B (zh) * 2022-09-28 2023-10-24 石家庄睿途生物科技有限公司 一种沸腾床和固定床耦合的加氢装置及加氢方法

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2853439A (en) * 1952-08-01 1958-09-23 Exxon Research Engineering Co Combination distillation and hydrocarbon conversion process
US3230164A (en) * 1963-06-13 1966-01-18 Shell Oil Co Hydrocracking process to produce gasoline and turbine fuels
US3536607A (en) * 1968-11-08 1970-10-27 Universal Oil Prod Co Process for the conversion of hydrocarbons
US3607726A (en) * 1969-01-29 1971-09-21 Universal Oil Prod Co Recovery of hydrogen
US3592757A (en) * 1969-03-17 1971-07-13 Union Oil Co Combination hydrocracking-hydrogenation process
US3671419A (en) * 1970-02-27 1972-06-20 Mobil Oil Corp Upgrading of crude oil by combination processing
US3655551A (en) * 1970-06-01 1972-04-11 Union Oil Co Hydrocracking-hydrogenation process
DE3572003D1 (en) * 1984-12-27 1989-09-07 Mobil Oil Corp Process for hydrocracking and catalytic dewaxing
US4990242A (en) * 1989-06-14 1991-02-05 Exxon Research And Engineering Company Enhanced sulfur removal from fuels
US4973396A (en) * 1989-07-10 1990-11-27 Exxon Research And Engineering Company Method of producing sweet feed in low pressure hydrotreaters
US5026472A (en) * 1989-12-29 1991-06-25 Uop Hydrocracking process with integrated distillate product hydrogenation reactor
US5114562A (en) * 1990-08-03 1992-05-19 Uop Two-stage hydrodesulfurization and hydrogenation process for distillate hydrocarbons

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2517185C2 (ru) * 2008-09-10 2014-05-27 Хальдор Топсеэ А/С Способ гидрообработки углеводородного топлива
RU2545181C2 (ru) * 2009-07-15 2015-03-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ гидрообработки углеводородного масла
RU2531592C1 (ru) * 2011-03-31 2014-10-20 Юоп Ллк Способ для производства дизельного топлива и установка для его осуществления
RU2565048C1 (ru) * 2012-03-13 2015-10-20 Юоп Ллк Способ конверсии потока углеводородов и, по усмотрению, получения переработанного дистиллятного продукта
RU2671978C2 (ru) * 2013-05-20 2018-11-08 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Двухступенчатый способ насыщения ароматических соединений дизельного топлива, использующий промежуточное отпаривание, и катализатор на основе неблагородного металла
RU2546677C1 (ru) * 2014-03-27 2015-04-10 Игорь Анатольевич Мнушкин Способ и установка гидрокрекинга с получением моторных топлив
RU2690336C1 (ru) * 2016-03-31 2019-05-31 Юоп Ллк Способ извлечения водорода и сжиженного нефтяного газа из газообразных потоков
RU2750319C2 (ru) * 2016-12-20 2021-06-25 Аксенс Установка и объединенный способ гидроочистки и гидроконверсии с общим фракционированием
RU2708252C1 (ru) * 2017-12-29 2019-12-05 Чайна Петролиум энд Кемикал Корпорейшн Способ и установка гидрирования парафинистой нефти
RU2819606C1 (ru) * 2023-10-20 2024-05-21 Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" Система сепарации водородсодержащего газа (варианты)

Also Published As

Publication number Publication date
US5447621A (en) 1995-09-05
EP0665283A2 (en) 1995-08-02
ZA95401B (en) 1995-09-26
MY113035A (en) 2001-11-30
AU677879B2 (en) 1997-05-08
CA2138690C (en) 2007-09-11
EP0665283A3 (en) 1995-12-20
HU9500118D0 (en) 1995-03-28
CA2138690A1 (en) 1995-07-28
BR9500211A (pt) 1995-10-31
CN1109094A (zh) 1995-09-27
CN1098339C (zh) 2003-01-08
PL306974A1 (en) 1995-08-07
KR950032588A (ko) 1995-12-22
JPH07252484A (ja) 1995-10-03
TW283728B (ru) 1996-08-21
DE69515352T2 (de) 2000-07-27
DE69515352D1 (de) 2000-04-13
RU95101036A (ru) 1996-10-27
AU1025895A (en) 1995-08-03
EP0665283B1 (en) 2000-03-08
JP3713297B2 (ja) 2005-11-09
HUT71635A (en) 1996-01-29
KR100311428B1 (ko) 2001-12-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2134712C1 (ru) Способ гидрообработки нефтяного сырья и установка гидроконверсии
JP4434750B2 (ja) 重質軽油から高品質留出油を生産するための新しい水素化分解法
KR100930985B1 (ko) 중간 증류물 비등범위에서 외부 공급원료와 혼합되어마일드 수소첨가분해장치 및 감압경유 수소처리장치로부터고품질의 중간 증류물을 제조하는 방법
US6200462B1 (en) Process for reverse gas flow in hydroprocessing reactor systems
JP4373001B2 (ja) 液体急冷を用いる水素化処理反応器および方法
KR100983817B1 (ko) 방향성 화합물의 포화가 개선된 디젤을 최대화하는수소첨가분해 방법
JP4383659B2 (ja) 逆水素流による複合水素転化プロセス
RU2495086C2 (ru) Избирательный рецикл тяжелого газойля для оптимальной интеграции перегонки тяжелой нефти и переработки вакуумного газойля
PL202663B1 (pl) Sposób hydroobróbki materiału węglowodorowego
JP2009179795A (ja) 原油脱硫
JP2008513545A (ja) 中間フラッシュゾーンを有する多重床中でのハイドロプロセス
JP2007511634A (ja) フィッシャー・トロプシュ法の生成物の品質を向上させるための方法
CN109988650B (zh) 劣质柴油加氢改质和加氢精制组合方法
US20040188328A1 (en) Combined hydrotreating and process
CN109777481B (zh) 炼厂气体组合加工方法
MXPA04008777A (es) Metodo e instalacion para refinacion de petroleo.
CN104611028B (zh) 一种焦化全馏分油加氢裂化方法
CN103805243A (zh) 一种延长劣质汽油加氢装置运转周期的方法
CN103805253A (zh) 劣质汽油加氢处理方法
CN109988630B (zh) 一种蜡油加氢方法和***
CN113088328B (zh) 一种加氢方法
CN109988634B (zh) 渣油加氢处理与加氢精制组合工艺
TW200400253A (en) New hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils
CN103805267A (zh) 一种劣质汽油的加氢精制方法